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\n

\n

\n

\n

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

\n\n
La societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma,
\n\n

\n
in viale
\n
Regina Margherita 137
\n\n\n

\n
ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla
\n
Borsa di Milano.
\n\n\n

\n

\n\n
Nel corso del 2024 non risultano cambiamenti nella
\n
denominazione sociale.
\n\n\n

\n\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei prin-
\n
cipali operatori integrati globali nei settori dell\u2019elet-
\n
tricit\u00e0 e del gas, con un particolare focus su
\n

\n\n
Europa
\n
e America Latina
\n

\n\n\n
.
\n

\n\n\n
Il Bilancio consolidato del Gruppo per l\u2019esercizio
\n
chiuso al 31 dicembre 2024 comprende i bilanci di
\n
Enel SpA e delle sue controllate, la quota di parte-
\n
cipazione del Gruppo in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture, nonch\u00e9 la quota di attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e
\n
ricavi delle joint operation (\u201cil Gruppo\u201d).
\n
L\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint
\n
venture e joint operation incluse nel consolidamen-
\n
to \u00e8 riportato in allegato.
\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e
\n
ne \u00e8 stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio
\n
di Amministrazione in data 13 marzo 2025.
\n

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

\n\n

\n

\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2024 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0
\n
ai princ\u00edpi contabili internazionali (International Ac-
\n
counting Standards - IAS e International Financial
\n
Reporting Standards - IFRS) emanati dall\u2019Interna-
\n
tional Accounting Standards Board (IASB), alle in-
\n
terpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee
\n
(IFRSIC) e dello Standing Interpretations Committee
\n
(SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio.
\n
L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferi-
\n
mento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto
\n
in attuazione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto le-
\n
gislativo n. 38 del 28 febbraio 2005.
\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto econo-
\n
mico consolidato, dal Prospetto di Conto economico
\n
consolidato complessivo, dallo Stato patrimoniale
\n
consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patri-
\n
monio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario
\n
consolidato, nonch\u00e9 dalle relative Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classifica-
\n
zione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo
\n
il criterio \u201ccorrente/non corrente\u201d con separata pre-
\n
sentazione delle attivit\u00e0 classificate come possedu-
\n
te per la vendita e delle passivit\u00e0 incluse in gruppi
\n
in dismissione classificati come posseduti per la
\n
vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le dispo-
\n
nibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle de-
\n
stinate a essere realizzate, cedute o consumate nel
\n
normale ciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 cor-
\n
renti sono quelle per le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione
\n
nel normale ciclo operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una clas-
\n
sificazione dei costi in base alla loro natura, con se-
\n
parata presentazione dell\u2019utile (perdita) netto delle
\n
continuing operation e di quello delle discontinued
\n
operation attribuibile agli azionisti della Capogrup-
\n
po e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato uti-
\n
lizzando il metodo indiretto, con separata presentazio-
\n
ne del flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di
\n
investimento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato
\n
alle discontinued operation. Pi\u00f9 in dettaglio, il Rendi-
\n
conto finanziario \u00e8 presentato su base lorda e non in-
\n
clude le operazioni non monetarie.
\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n\n\n

\n

\n\n

\n\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7,
\n
si precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano,
\n
oltre ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione ca-
\n
ratteristica, gli interessi sui finanziamenti concessi
\n
e ottenuti, nonch\u00e9 i dividendi ricevuti dalle societ\u00e0
\n
collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti
\n
in attivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismis-
\n
sioni, nonch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti riferite ad accordi per servizi in concessione.
\n
Includono altres\u00ec gli effetti delle aggregazioni azien-
\n
dali in cui il Gruppo acquisisce o perde il controllo di
\n
societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece in-
\n
clusi i flussi di cassa originati da operazioni di liability
\n
management e leasing, i dividendi e gli acconti sui
\n
dividendi pagati agli azionisti della Capogruppo e ai
\n
terzi, nonch\u00e9 gli effetti di operazioni su interessen-
\n
ze di terzi che non modificano lo status di controllo
\n
delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si storna-
\n
no, quindi, integralmente gli effetti di Conto econo-
\n
mico in modo da neutralizzare il loro effetto nel cash
\n
flow da attivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto
\n
finanziario, si rimanda alla nota 44 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n

\n\n\n

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

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralInformationAboutFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag14": { "value": "\nLa societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, \n\n\nin viale \nRegina Margherita 137\n\n\n\n ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla \nBorsa di Milano.\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DomicileOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag9": { "value": "Enel SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentification", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag11": { "value": "Italia", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:CountryOfIncorporation", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag13": { "value": "\n\nin viale \nRegina Margherita 137\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:AddressOfRegisteredOfficeOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag10": { "value": "\nNel corso del 2024 non risultano cambiamenti nella \ndenominazione sociale.\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfChangeInNameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentificationFromEndOfPrecedingReportingPeriod", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag15": { "value": "\nEnel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei prin-\ncipali operatori integrati globali nei settori dell\u2019elet-\ntricit\u00e0 e del gas, con un particolare focus su \n\n\nEuropa \ne America Latina\n\n\n\n. \n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfNatureOfEntitysOperationsAndPrincipalActivities", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag16": { "value": "\nEuropa \ne America Latina\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:PrincipalPlaceOfBusiness", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag12": { "value": "SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:LegalFormOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag17": { "value": "\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e
\n
ne \u00e8 stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio
\n
di Amministrazione in data 13 marzo 2025.
\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 2024, 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
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
2024 e il 31 dicembre 2024.
\n
2. Al riguardo si segnala che:
\n
a. l\u2019adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del
\n
Bilancio consolidato del Gruppo Enel \u00e8 stata verificata mediante la valutazione del
\n
sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria. Tale valutazione \u00e8 stata
\n
effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello \u201cInternal Controls
\n
\u2013
\n
Integrated Framework\u201d emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the
\n
Treadway Commission (
\n
\u201cCOSO\u201d);
\n
b. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria non
\n
sono emersi aspetti di rilievo.
\n
3. Si attesta inoltre che il Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024:
\n
a. \u00e8 redatto in conformit\u00e0 ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti
\n
nella Comunit\u00e0 europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\n
Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
\n
b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
\n
c. \u00e8 idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione
\n
patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell\u2019insieme delle imprese
\n
incluse nel consolidamento.
\n
4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, che correda il Bilancio consolidato del
\n
Gruppo Enel al 31 dicembre 2024, 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
Roma, 13 marzo 2025
\n
Flavio Cattaneo Stefano De Angelis
\n
Amministratore Delegato di Enel SpA Dirigente preposto alla redazione dei documenti
\n
contabili societari di Enel SpA
\n
Firmato
\n
digitalmente da
\n
Stefano De
\n
Angelis
\n
Data: 13/03/2025
\n
09:23:04 CET
\n
Firmato
\n
digitalmente da
\n
Flavio Cattaneo
\n
Data: 13/03/2025
\n
09:40:03 CET
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuthorisationOfFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag18": { "value": "\n

\n

\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2024 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0
\n
ai princ\u00edpi contabili internazionali (International Ac-
\n
counting Standards - IAS e International Financial
\n
Reporting Standards - IFRS) emanati dall\u2019Interna-
\n
tional Accounting Standards Board (IASB), alle in-
\n
terpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee
\n
(IFRSIC) e dello Standing Interpretations Committee
\n
(SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio.
\n
L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferi-
\n
mento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto
\n
in attuazione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto le-
\n
gislativo n. 38 del 28 febbraio 2005.
\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto econo-
\n
mico consolidato, dal Prospetto di Conto economico
\n
consolidato complessivo, dallo Stato patrimoniale
\n
consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patri-
\n
monio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario
\n
consolidato, nonch\u00e9 dalle relative Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classifica-
\n
zione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo
\n
il criterio \u201ccorrente/non corrente\u201d con separata pre-
\n
sentazione delle attivit\u00e0 classificate come possedu-
\n
te per la vendita e delle passivit\u00e0 incluse in gruppi
\n
in dismissione classificati come posseduti per la
\n
vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le dispo-
\n
nibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle de-
\n
stinate a essere realizzate, cedute o consumate nel
\n
normale ciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 cor-
\n
renti sono quelle per le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione
\n
nel normale ciclo operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una clas-
\n
sificazione dei costi in base alla loro natura, con se-
\n
parata presentazione dell\u2019utile (perdita) netto delle
\n
continuing operation e di quello delle discontinued
\n
operation attribuibile agli azionisti della Capogrup-
\n
po e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato uti-
\n
lizzando il metodo indiretto, con separata presentazio-
\n
ne del flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di
\n
investimento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato
\n
alle discontinued operation. Pi\u00f9 in dettaglio, il Rendi-
\n
conto finanziario \u00e8 presentato su base lorda e non in-
\n
clude le operazioni non monetarie.
\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7,
\n
si precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano,
\n
oltre ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione ca-
\n
ratteristica, gli interessi sui finanziamenti concessi
\n
e ottenuti, nonch\u00e9 i dividendi ricevuti dalle societ\u00e0
\n
collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti
\n
in attivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismis-
\n
sioni, nonch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti riferite ad accordi per servizi in concessione.
\n
Includono altres\u00ec gli effetti delle aggregazioni azien-
\n
dali in cui il Gruppo acquisisce o perde il controllo di
\n
societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece in-
\n
clusi i flussi di cassa originati da operazioni di liability
\n
management e leasing, i dividendi e gli acconti sui
\n
dividendi pagati agli azionisti della Capogruppo e ai
\n
terzi, nonch\u00e9 gli effetti di operazioni su interessen-
\n
ze di terzi che non modificano lo status di controllo
\n
delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si storna-
\n
no, quindi, integralmente gli effetti di Conto econo-
\n
mico in modo da neutralizzare il loro effetto nel cash
\n
flow da attivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto
\n
finanziario, si rimanda alla nota 44 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n

\n\n\n

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

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfPreparationOfFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag22": { "value": "\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2024 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0
\n
ai princ\u00edpi contabili internazionali (International Ac-
\n
counting Standards - IAS e International Financial
\n
Reporting Standards - IFRS) emanati dall\u2019Interna-
\n
tional Accounting Standards Board (IASB), alle in-
\n
terpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee
\n
(IFRSIC) e dello Standing Interpretations Committee
\n
(SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio.
\n
L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferi-
\n
mento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:StatementOfIFRSCompliance", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag20": { "value": "\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato uti-
\n
lizzando il metodo indiretto, con separata presentazio-
\n
ne del flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di
\n
investimento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato
\n
alle discontinued operation. Pi\u00f9 in dettaglio, il Rendi-
\n
conto finanziario \u00e8 presentato su base lorda e non in-
\n
clude le operazioni non monetarie.
\n

\n\n\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7,
\n
si precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano,
\n
oltre ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione ca-
\n
ratteristica, gli interessi sui finanziamenti concessi
\n
e ottenuti, nonch\u00e9 i dividendi ricevuti dalle societ\u00e0
\n
collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti
\n
in attivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismis-
\n
sioni, nonch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti riferite ad accordi per servizi in concessione.
\n
Includono altres\u00ec gli effetti delle aggregazioni azien-
\n
dali in cui il Gruppo acquisisce o perde il controllo di
\n
societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece in-
\n
clusi i flussi di cassa originati da operazioni di liability
\n
management e leasing, i dividendi e gli acconti sui
\n
dividendi pagati agli azionisti della Capogruppo e ai
\n
terzi, nonch\u00e9 gli effetti di operazioni su interessen-
\n
ze di terzi che non modificano lo status di controllo
\n
delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si storna-
\n
no, quindi, integralmente gli effetti di Conto econo-
\n
mico in modo da neutralizzare il loro effetto nel cash
\n
flow da attivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto
\n
finanziario, si rimanda alla nota 44 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCashFlowsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag23": { "value": "\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva del-
\n
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2.1 Uso di stime e giudizi del
\n
management
\n
I ricavi, i costi, le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e la relativa infor-
\n
mativa, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali richie-
\n
dono che il management prenda decisioni ed effettui
\n
stime e assunzioni che possono avere effetto sui loro
\n
valori nella redazione del Bilancio consolidato, in ap-
\n
plicazione degli IFRS-EU. Le stime e i giudizi del ma-
\n
nagement si basano sulle esperienze pregresse e su
\n
altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie;
\n
essi vengono adottati quando il valore contabile del-
\n
le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non \u00e8 facilmente desumibile da
\n
altre fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto,
\n
potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assun-
\n
zioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni
\n
variazione sono riflessi a Conto economico, qualora la
\n
revisione interessi solo quell\u2019esercizio; nel caso in cui,
\n
invece, la stessa interessi esercizi sia correnti sia futuri,
\n
la variazione \u00e8 rilevata nell\u2019esercizio in cui la revisione
\n
viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
\n
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di
\n
seguito sono indicate le principali voci di bilancio in-
\n
teressate dall\u2019uso di stime contabili e le fattispecie che
\n
risentono di una significativa componente del giudizio
\n
del management, evidenziando le principali assunzioni
\n
utilizzate nel loro processo di valutazione, nel rispetto
\n
dei sopra richiamati IFRS-EU. La criticit\u00e0 insita in tali
\n
valutazioni \u00e8 determinata dal ricorso ad assunzioni e/o
\n
a giudizi professionali relativi a tematiche per loro na-
\n
tura incerte.
\n
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni
\n
e dei giudizi adottati potrebbero determinare un im-
\n
patto significativo sui risultati successivi.
\n
Le informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono
\n
selezionate sulla base di un\u2019analisi di materialit\u00e0 effet-
\n
tuata in linea con i requisiti previsti dal Practice State-
\n
ment 2 \u201cMaking Materiality Judgments\u201d, emesso dal-
\n
l\u2019International Accounting Standards Board (IASB).
\n
Per quanto riguarda gli effetti delle tematiche legate
\n
al cambiamento climatico, il Gruppo ritiene il cambia-
\n
mento climatico come un elemento implicito nell\u2019ap-
\n
plicazione delle metodologie e dei modelli utilizzati per
\n
effettuare stime nella valutazione e/o misurazione di
\n
alcune voci contabili. Inoltre, il Gruppo ha anche tenu-
\n
to conto degli impatti del cambiamento climatico nei
\n
giudizi significativi fatti dal management. A tale riguar-
\n
do, le principali voci incluse nel Bilancio consolidato al
\n

\n

\n\n\n
31 dicembre 2024 interessate dall\u2019utilizzo di stime e
\n
giudizi del management si riferiscono all\u2019impairment
\n
delle attivit\u00e0 non finanziarie, alle obbligazioni connesse
\n
alla transizione energetica, incluse quelle per lo sman-
\n
tellamento e il ripristino dei siti di alcuni impianti di ge-
\n
nerazione. Per ulteriori dettagli su tali voci, si rinvia alla
\n
nota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d, alla nota 22
\n
\u201cAvviamento\u201d e alla nota 38 \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
\n
finali sono rilevati al momento della fornitura dell\u2019elet-
\n
tricit\u00e0 o del gas e comprendono, oltre a quanto fattu-
\n
rato in base ai consumi di energia periodicamente mi-
\n
surati attraverso letture periodiche (e di competenza
\n
dell\u2019esercizio) oppure in base ai volumi comunicati dai
\n
distributori e dai trasportatori, una stima dell\u2019energia
\n
elettrica e del gas erogati nell\u2019esercizio ma non ancora
\n
fatturati, quale differenza tra l\u2019energia elettrica e gas
\n
immessi nella rete di distribuzione e quelli fatturati
\n
nell\u2019esercizio, calcolata tenendo conto delle eventua-
\n
li perdite di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e
\n
la fine dell\u2019esercizio si basano su stime del consumo
\n
giornaliero del cliente, principalmente fondate sul suo
\n
profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni at-
\n
mosferiche o altri fattori che possono influire sui con-
\n
sumi oggetto di stima.
\n
Per ulteriori dettagli su tali ricavi, si rimanda alla nota
\n
9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Attivit\u00e0 quali immobili, impianti e macchinari, investi-
\n
menti immobiliari valutati al costo, attivit\u00e0 immateriali,
\n
diritti d\u2019uso, avviamento e partecipazioni in societ\u00e0 col-
\n
legate/joint venture subiscono una riduzione di valore
\n
quando il loro valore contabile supera il valore recupe-
\n
rabile, rappresentato dal maggiore fra il fair value, al
\n
netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso.
\n
Le verifiche del valore recuperabile di tali attivit\u00e0 ven-
\n
gono svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e pi\u00f9
\n
dettagliatamente descritti nella nota 22 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Nel determinare il valore recuperabile, il Gruppo ap-
\n
plica generalmente il criterio del valore d\u2019uso, inteso
\n
come il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si
\n
prevede abbiano origine dall\u2019attivit\u00e0 oggetto di valu-
\n
tazione, attualizzati utilizzando un tasso di sconto, al
\n
lordo delle imposte, che riflette le valutazioni correnti
\n
di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi
\n
specifici dell\u2019attivit\u00e0.
\n
I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il
\n
valore d\u2019uso si basano sul pi\u00f9 recente Piano Industriale,
\n
approvato dal management, contenente le previsioni
\n
di volumi, ricavi, costi operativi e investimenti. Queste
\n
previsioni coprono il periodo dei prossimi tre anni; per
\n
gli esercizi successivi, si tiene conto:
\n
\u2022 delle ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle
\n
principali variabili considerate nel calcolo dei flussi
\n
di cassa, nonch\u00e9 della vita media utile residua degli
\n
asset o della durata delle concessioni, in base alle
\n
specificit\u00e0 dei business;
\n
\u2022 di un tasso di crescita a lungo termine pari alla cre-
\n
scita di lungo periodo della domanda elettrica e/o
\n
dell\u2019inflazione (in funzione del Paese e del business)
\n
e comunque non eccedente il tasso medio di cre-
\n
scita nel lungo termine del mercato di riferimento.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 sensibile alle stime e alle assun-
\n
zioni utilizzate per la determinazione dell\u2019ammontare
\n
dei flussi di cassa e ai tassi di attualizzazione applicati.
\n
Tuttavia, possibili variazioni negli assunti di base per
\n
tali calcoli potrebbero produrre differenti valori recu-
\n
perabili. L\u2019analisi di ciascuno dei gruppi di attivit\u00e0 non
\n
finanziarie \u00e8 unica e richiede alla direzione aziendale
\n
l\u2019uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragione-
\n
voli in relazione alle specifiche circostanze.
\n
In linea con il suo modello di business e nel contesto
\n
del processo di transizione energetica, il Gruppo ha
\n
anche attentamente valutato se le tematiche legate
\n
al cambiamento climatico abbiano inciso sulle ipotesi
\n
ragionevoli e sostenibili utilizzate per stimare le proie-
\n
zioni dei flussi finanziari. A tal riguardo, ove necessario,
\n
il Gruppo ha tenuto conto anche degli impatti derivanti
\n
dal cambiamento climatico nel lungo periodo, in par-
\n
ticolare considerando nella stima del valore terminale
\n
un tasso di crescita di lungo termine allineato alla va-
\n
riazione della domanda elettrica risultante dai modelli
\n
energetici per Paese.
\n
Le informazioni sulle principali assunzioni utilizzate
\n
per stimare il valore recuperabile delle attivit\u00e0 con rife-
\n
rimento agli impatti relativi al cambiamento climatico
\n
nonch\u00e9 quelle relative alle variazioni di tali assunzioni
\n
sono fornite nella nota 22 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Perdite attese su attivit\u00e0 finanziarie
\n
Alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio, il
\n
Gruppo rileva un fondo per le perdite attese sui credi-
\n
ti commerciali e le altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al
\n
costo ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati
\n

\n\n\n\n\n\n\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su tut-
\n
te le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazione
\n
dell\u2019impairment.
\n
I fondi per perdite attese sulle attivit\u00e0 finanziarie si ba-
\n
sano su assunzioni riguardanti il rischio di default e la
\n
misurazione delle perdite attese. Nel formulare tali as-
\n
sunzioni e selezionare gli input per il calcolo della per-
\n
dita attesa, il management utilizza il proprio giudizio
\n
professionale, basato sulla esperienza pregressa del
\n
Gruppo, sulle condizioni di mercato attuali, oltre che
\n
su stime prospettiche alla fine di ciascuna data di rife-
\n
rimento del bilancio.
\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL), calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in
\n
caso di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di
\n
default (EAD), \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti
\n
in base al contratto e i flussi finanziari attesi (compren-
\n
sivi di tutti i mancati incassi) attualizzati usando il tasso
\n
di interesse effettivo originario (EIR).
\n
Per maggiori informazioni sull\u2019approccio generale e
\n
semplificato utilizzati nel calcolo delle perdite attese,
\n
si veda il contenuto della nota 46 \u201cStrumenti finanziari
\n
per categoria\u201d.
\n
Sulla base dello specifico mercato di riferimento e del
\n
quadro normativo applicabile, nonch\u00e9 delle aspettative
\n
di recupero oltre i 90 giorni, per i crediti commerciali, le
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e i crediti per
\n
leasing, ai fini del calcolo delle perdite attese, il Gruppo
\n
applica principalmente una definizione di default pari a
\n
180 giorni di scaduto, in quanto \u00e8 considerato quale in-
\n
dicatore maggiormente rappresentativo dell\u2019incremen-
\n
to significativo del rischio di credito. Di conseguenza, le
\n
attivit\u00e0 finanziarie scadute da oltre 90 giorni non sono
\n
generalmente considerate in default, fatta eccezione
\n
per alcuni specifici settori commerciali regolamentati.
\n
Per i crediti commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente
\n
un approccio collettivo basato sul raggruppamento
\n
degli stessi in cluster, tenuto conto dello specifico
\n
contesto regolatorio e di business di riferimento. Il
\n
Gruppo adotta un approccio analitico solo per i crediti
\n
commerciali che il management considera singolar-
\n
mente significativi e in presenza di specifiche informa-
\n
zioni sull\u2019incremento significativo del rischio di credito.
\n
Sulla base delle specifiche valutazioni del manage-
\n
ment, la rettifica forward looking potr\u00e0 essere applica-
\n
ta considerando informazioni qualitative e quantitative
\n
al fine di riflettere possibili eventi e scenari macroeco-
\n
nomici futuri, che potrebbero influenzare il rischio del
\n
portafoglio o dello strumento finanziario.
\n
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati
\n
sono commentati nella nota 46 \u201cStrumenti finanziari
\n
per categoria\u201d.
\n
Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli
\n
impianti della filiera idroelettrica italiana a
\n
seguito della legge n. 134/2012
\n
La disciplina delle grandi derivazioni idroelettriche \u00e8
\n
stata significativamente rettificata dal decreto legge
\n
\u201cSemplificazioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018 con-
\n
vertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12). Gli aggior-
\n
namenti introdotti dalla norma in questione, laddove
\n
fossero applicabili alle concessioni gi\u00e0 in essere, ri-
\n
chiederebbero una revisione delle vite utili attribuibili
\n
ad alcuni investimenti sugli impianti idroelettrici, per
\n
riflettere la possibilit\u00e0 che, al termine della concessio-
\n
ne, alcuni impianti possano essere trasferiti a titolo
\n
gratuito al nuovo entrante. Tuttavia, nello stimare le
\n
vite utili di tali investimenti, la direzione, supportata
\n
anche dal parere dei propri legali, ha tenuto in consi-
\n
derazione il prevedibile esito dei ricorsi prontamente
\n
attivati dal Gruppo \u2013 e non solo \u2013 e i relativi profili
\n
di incostituzionalit\u00e0 sollevati anche dalle associazioni
\n
di categoria. Conseguentemente, ha ritenuto che la
\n
norma contenga questioni di incostituzionalit\u00e0 cos\u00ec
\n
gravi da essere effettivamente riconosciute nelle op-
\n
portune sedi. In tale contesto, la direzione ha, quin-
\n
di, ritenuto corretto non riflettere in alcun modo le
\n
modifiche introdotte dalla citata norma e ha dunque
\n
proseguito a valutare le vite utili di detti impianti in
\n
continuit\u00e0 con gli esercizi precedenti e con il prece-
\n
dente impianto normativo, valutando che questa sia
\n
la stima pi\u00f9 realistica.
\n
A tal proposito, si segnala che la legge 7 agosto 2012,
\n
n. 134 recante \u201cMisure urgenti per la crescita del
\n
Paese\u201d, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale in data 11
\n
agosto 2012, ha profondamente innovato la discipli-
\n
na delle concessioni idroelettriche, prevedendo, tra
\n
l\u2019altro, che cinque anni prima dello scadere di una
\n
concessione di grande derivazione per uso idroelet-
\n
trico e nei casi di decadenza, rinuncia e revoca, ove
\n
non sussista un prevalente interesse pubblico a un
\n
diverso uso delle acque incompatibile con il manteni-
\n
mento dell\u2019uso a fine idroelettrico, l\u2019amministrazione
\n
competente indica una gara, a evidenza pubblica, per
\n
l\u2019attribuzione a titolo oneroso della concessione per
\n
un periodo di durata da 20 anni fino a un massimo di
\n
30 anni.
\n
Al fine di garantire la continuit\u00e0 gestionale, la legge
\n
di cui sopra ha altres\u00ec definito le modalit\u00e0 di trasferi-
\n

\n\n\n\n\n\n\n
mento dal concessionario uscente al nuovo conces-
\n
sionario della titolarit\u00e0 del ramo d\u2019azienda necessario
\n
per l\u2019esercizio della concessione, comprensivo di tutti
\n
i rapporti giuridici afferenti alla concessione stessa,
\n
dietro il riconoscimento di un corrispettivo, da deter-
\n
minarsi in contradditorio tra il concessionario uscen-
\n
te e l\u2019amministrazione concedente, tenuto conto dei
\n
seguenti elementi:
\n
\u2022 per le opere di raccolta, di regolazione e di condot-
\n
te forzate e i canali di scarico, considerati gratuita-
\n
mente devolvibili dal Testo unico delle disposizioni
\n
di legge sulle acque e impianti elettrici (art. 25 del
\n
regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775), sulla base
\n
del costo storico rivalutato, calcolato al netto dei
\n
contributi pubblici in conto capitale, anch\u2019essi riva-
\n
lutati, ricevuti dal concessionario per la realizzazio-
\n
ne di tali opere, diminuito nella misura della stima
\n
dell\u2019ordinario degrado;
\n
\u2022 per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base
\n
del valore di mercato, inteso come valore di rico-
\n
struzione a nuovo diminuito nella misura dell\u2019ordi-
\n
nario degrado.
\n
Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce
\n
importanti novit\u00e0 in materia di trasferimento della ti-
\n
tolarit\u00e0 del ramo d\u2019azienda relativo all\u2019esercizio delle
\n
concessioni idroelettriche, risultano evidenti tutte le
\n
difficolt\u00e0 legate all\u2019applicazione pratica dei suddetti
\n
princ\u00edpi cui rimangono associate delle incertezze che
\n
non consentono di effettuare una stima affidabile del
\n
valore che potr\u00e0 essere recuperato al termine delle
\n
attuali concessioni (valore residuo).
\n
Pertanto, il management ha ritenuto di non poter
\n
procedere a una stima ragionevole e affidabile del va-
\n
lore residuo.
\n
Dato che la norma in oggetto impone comunque al
\n
concessionario subentrante di riconoscere un cor-
\n
rispettivo al concessionario uscente, il management
\n
ha riconsiderato il periodo di ammortamento dei beni
\n
definiti come gratuitamente devolvibili prima della leg-
\n
ge n. 134/2012 (fino all\u2019esercizio chiuso al 31 dicembre
\n
2011, stante la loro gratuita devoluzione, il periodo di
\n
ammortamento era commisurato al termine pi\u00f9 rav-
\n
vicinato fra quello della concessione o della vita utile
\n
del singolo bene), commisurandolo non pi\u00f9 alla durata
\n
della concessione ma, se pi\u00f9 ampia, alla vita utile del
\n
singolo bene. Qualora si renderanno disponibili ele-
\n
menti ulteriori per effettuare una stima affidabile del
\n
valore residuo, si proceder\u00e0 alla modifica prospettica
\n
dei valori contabili delle attivit\u00e0 coinvolte.
\n
Determinazione del fair value di strumenti
\n
finanziari
\n
Il fair value degli strumenti finanziari \u00e8 determinato
\n
sulla base di prezzi direttamente osservabili sul mer-
\n
cato, ove disponibili, o, per gli strumenti finanziari non
\n
quotati, utilizzando specifiche tecniche di valutazione
\n
(principalmente basate sul present value) che massi-
\n
mizzano l\u2019utilizzo di input osservabili sul mercato. Nelle
\n
rare circostanze ove ci\u00f2 non fosse possibile, gli input
\n
sono stimati dal management tenendo conto delle ca-
\n
ratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione.
\n
Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati
\n
al fair value, si rimanda alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
misurate al fair value\u201d.
\n
In conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 13, il Gruppo include la misura
\n
del rischio di credito, sia della controparte (Credit Va-
\n
luation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation
\n
Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiu-
\n
stamento del fair value degli strumenti finanziari de-
\n
rivati per la corrispondente misura del rischio contro-
\n
parte, applicando la metodologia riportata alla nota 50
\n
\u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n
Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei
\n
dati di input potrebbero avere effetti sul fair value rile-
\n
vato per tali strumenti.
\n
Piani pensionistici e altri piani per benef\u00edci
\n
post-pensionamento
\n
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani
\n
pensionistici che offrono prestazioni previdenziali ba-
\n
sate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio.
\n
Alcuni dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di
\n
altri piani per benef\u00edci post-pensionamento.
\n
I calcoli dei costi e delle passivit\u00e0 associate a tali piani
\n
sono basati su stime effettuate da consulenti attuariali,
\n
che utilizzano una combinazione di fattori statistico-at-
\n
tuariali, tra cui dati statistici relativi agli anni passati e
\n
previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come
\n
componenti di stima gli indici di mortalit\u00e0 e di pensiona-
\n
mento, le ipotesi relative all\u2019evoluzione futura dei tassi di
\n
sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni, dei tassi
\n
inflazionistici, nonch\u00e9 l\u2019analisi dell\u2019andamento tenden-
\n
ziale dei costi dell\u2019assistenza sanitaria.
\n
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risul-
\n
tati effettivi, per effetto dell\u2019evoluzione delle condizioni
\n
economiche e di mercato, di incrementi o riduzioni dei
\n
tassi di pensionamento e della durata di vita dei parte-
\n
cipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell\u2019as-
\n
sistenza sanitaria.
\n
Tali differenze potranno avere un impatto significativo
\n
sulla quantificazione della spesa previdenziale e degli
\n
altri oneri a questa collegati.
\n

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

\n
Per ulteriori dettagli sulle principali ipotesi attuariali
\n
adottate si rinvia alla nota 37 \u201cBenef\u00edci ai dipendenti\u201d.
\n\n
Fondi rischi e oneri
\n
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si
\n
rinvia alla nota 38 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
La nota 55 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce an-
\n
che informazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 po-
\n
tenziali maggiormente significative per il Gruppo a fine
\n
esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, ammini-
\n
strativi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle
\n
proprie attivit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di
\n
importo significativo, per i quali non \u00e8 sempre oggetti-
\n
vamente possibile prevedere l\u2019esito finale. La valutazio-
\n
ne dei rischi legati ai suddetti procedimenti \u00e8 basata
\n
su elementi complessi che per loro natura implicano il
\n
ricorso a giudizio degli Amministratori, anche tenendo
\n
conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti
\n
esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla
\n
loro classificazione tra le passivit\u00e0 potenziali ovvero tra
\n
le passivit\u00e0.
\n
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le
\n
passivit\u00e0 significative per i casi in cui i legali abbiano
\n
constatato che un esito sfavorevole sia pi\u00f9 verosimi-
\n
le piuttosto che il contrario (ovvero, \u201cmore likely than
\n
not\u201d) e che possa essere effettuata una stima attendi-
\n
bile dell\u2019importo della spesa.
\n
Obbligazioni connesse agli impianti di generazione,
\n
ivi incluse quelle per smantellamento e ripristino siti
\n
L\u2019esercizio dell\u2019attivit\u00e0 di generazione pu\u00f2 comportare
\n
obbligazioni da parte dell\u2019esercente con riferimento a
\n
interventi futuri che dovranno essere sostenuti alla con-
\n
clusione del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantel-
\n
lamento degli impianti e al ripristino in bonis dei siti
\n
sui quali essi insistono ovvero a obbligazioni di natura
\n
diversa, le quali discendono naturalmente dalla tecno-
\n
logia di generazione adottata. La natura di tali obbliga-
\n
zioni incide fortemente anche sul trattamento conta-
\n
bile al quale le stesse vengono assoggettate.
\n
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri atten-
\n
gono sia ad attivit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccag-
\n
gio delle scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la
\n
stima dei costi futuri rappresenta un processo critico
\n
in considerazione del fatto che si tratta di costi che
\n
verranno sostenuti in un arco temporale molto lungo,
\n
stimabile fino a 100 anni.
\n
L\u2019obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegne-
\n
ristiche, \u00e8 calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa
\n
attesi che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte
\n
delle diverse obbligazioni assunte.
\n
Il tasso di sconto impiegato per l\u2019attualizzazione della
\n
passivit\u00e0 \u00e8 quello cosiddetto \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo
\n
delle imposte (pre-tax risk free rate), e si basa sui pa-
\n
rametri economici del Paese dove l\u2019impianto \u00e8 disloca-
\n
to. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quantificata dal management sulla
\n
base della tecnologia esistente alla data di valutazione
\n
ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo
\n
nelle tecniche di stoccaggio, smantellamento e ripri-
\n
stino del sito, nonch\u00e9 della continua evoluzione delle
\n
leggi esistenti in materia di protezione della salute e
\n
della tutela ambientale.
\n
Successivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adegua-
\n
to per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali
\n
variazioni di stima.
\n
Si rinvia alla nota 38 \u201cFondi per rischi e oneri\u201d per mag-
\n
giori dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi sti-
\n
mati non attualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati
\n
per il calcolo del fondo smantellamento e ripristino
\n
impianti.
\n
Contratti onerosi
\n
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Grup-
\n
po stima i costi non discrezionali necessari per l\u2019a-
\n
dempimento delle obbligazioni assunte (incluse le
\n
eventuali penali) nell\u2019ambito del contratto e i be-
\n
nef\u00edci economici che si suppone si otterranno dallo
\n
stesso contratto.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n
Leasing
\n
Quando il tasso di interesse implicito nel leasing non
\n
pu\u00f2 essere determinato facilmente, il Gruppo utilizza
\n
il tasso di finanziamento marginale (Incremental Bor-
\n
rowing Rate - IBR) alla data di decorrenza del leasing,
\n
per calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti. Tale
\n
tasso corrisponde a quello che il locatario dovrebbe
\n
pagare per un prestito, con una durata e con garan-
\n
zie simili, necessario per ottenere un\u2019attivit\u00e0 di valore
\n
simile all\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo in un
\n
contesto economico simile. In assenza di input osser-
\n
vabili, il Gruppo stima l\u2019IBR sulla base di assunzioni che
\n
riflettono la durata e le condizioni contrattuali del lea-
\n
sing 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 deter-
\n
minazione dell\u2019IBR, per la stima del valore attuale dei
\n

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

\n

\n
pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere al
\n
locatore.
\n
In tale contesto, l\u2019approccio del Gruppo per la deter-
\n
minazione dell\u2019IBR \u00e8 basato sulla valutazione delle tre
\n
seguenti componenti chiave:
\n
\u2022 il tasso privo di rischio, che considera i flussi contrat-
\n
tuali dei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto
\n
economico al momento della negoziazione del con-
\n
tratto di leasing e la sua durata;
\n
\u2022 l\u2019aggiustamento per il credit spread, al fine di calco-
\n
lare un IBR specifico per il locatario tenendo conto
\n
dell\u2019eventuale garanzia della Capogruppo o di altre
\n
garanzie sottostanti;
\n
\u2022 le rettifiche inerenti al contratto di leasing, per riflet-
\n
tere nel calcolo dell\u2019IBR il fatto che il tasso di attua-
\n
lizzazione \u00e8 direttamente collegato al tipo di attivit\u00e0
\n
sottostante, anzich\u00e9 a un tasso di finanziamento
\n
marginale generico. In particolare, il rischio di insol-
\n
venza per il locatore \u00e8 mitigato dal suo diritto a re-
\n
clamare l\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Per ulteriori dettagli sulle passivit\u00e0 del leasing, si rinvia
\n
alla nota 46 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n
Imposte sul reddito
\n
Recupero di imposte anticipate
\n
Al 31 dicembre 2024 il Bilancio consolidato compren-
\n
de attivit\u00e0 per imposte anticipate, connesse alla rile-
\n
vazione di perdite fiscali o di crediti d\u2019imposta utiliz-
\n
zabili in esercizi successivi e a componenti di reddito
\n
a deducibilit\u00e0 tributaria differita, per un importo il cui
\n
futuro recupero \u00e8 ritenuto dagli Amministratori alta-
\n
mente probabile.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle suddette imposte anticipate \u00e8
\n
subordinata al conseguimento di redditi imponibili fu-
\n
turi sufficientemente capienti per l\u2019assorbimento delle
\n
predette perdite fiscali e per l\u2019utilizzo dei benef\u00edci delle
\n
altre attivit\u00e0 per imposte anticipate.
\n
Significativi giudizi del management sono richiesti per
\n
valutare la probabilit\u00e0 della recuperabilit\u00e0 delle impo-
\n
ste anticipate, considerando tutte le evidenze possi-
\n
bili, sia negative sia positive, e per determinarne l\u2019am-
\n
montare che pu\u00f2 essere rilevato in bilancio, in base alla
\n
tempistica e all\u2019ammontare dei redditi imponibili futuri,
\n
alle future strategie di pianificazione fiscale nonch\u00e9
\n
alle aliquote fiscali vigenti al momento del loro river-
\n
samento. Tuttavia, nel momento in cui si dovesse con-
\n
statare che il Gruppo non sia in grado di recuperare
\n
negli esercizi futuri la totalit\u00e0 o una parte delle imposte
\n
anticipate rilevate, la conseguente rettifica verr\u00e0 impu-
\n
tata al Conto economico dell\u2019esercizio in cui si verifica
\n
tale circostanza.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
\u00e8 riesaminata a ogni chiusura di periodo; le attivit\u00e0 per
\n
imposte anticipate non rilevate in bilancio sono nuova-
\n
mente valutate a ogni data di riferimento del bilancio
\n
al fine di verificare le condizioni per la loro rilevazione.
\n
Per ulteriori dettagli sulle imposte anticipate rilevate o
\n
non rilevate, si rinvia alla nota 23 \u201cAttivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate e Passivit\u00e0 per imposte differite\u201d.
\n
Giudizi del management
\n\n
Identificazione dei settori operativi
\n
In linea con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 8, i settori ope-
\n
rativi primari del Gruppo sono rappresentati dalle Li-
\n
nea di Business, identificate come componenti:
\n
\u2022 che svolgono attivit\u00e0 di business generatrici di ricavi
\n
e di costi (compresi i ricavi e i costi riguardanti ope-
\n
razioni con altre sue componenti);
\n
\u2022 i cui risultati operativi sono rivisti periodicamente
\n
dal management ai fini dell\u2019adozione di decisioni in
\n
merito alle risorse da allocare al settore e della valu-
\n
tazione dei risultati; e
\n
\u2022 per le quali sono disponibili informazioni economi-
\n
co-patrimoniali separate.
\n
Inoltre, i settori operativi secondari del Gruppo sono
\n
rappresentati dalle regioni e dai Paesi in cui esso ope-
\n
ra, fornendo un\u2019ulteriore dimensione di analisi gestio-
\n
nale e consentendo il monitoraggio delle performance
\n
di ogni Linea di Business su base geografica.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Identificazione delle Cash Generating Units
\n
(CGU)
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, quando non \u00e8 possibile
\n
calcolare il valore recuperabile di una singola attivit\u00e0,
\n
il Gruppo identifica il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0 che
\n
genera flussi finanziari in entrata ampiamente indi-
\n
pendenti. Una CGU rappresenta il pi\u00f9 piccolo gruppo
\n
di attivit\u00e0 che genera flussi finanziari in entrata che
\n
sono ampiamente indipendenti da quelli derivanti da
\n
altre attivit\u00e0 o gruppi di attivit\u00e0.
\n
Il processo di individuazione delle predette CGU im-
\n
plica giudizio da parte del management relativamen-
\n
te alla natura specifica delle attivit\u00e0 e del business cui
\n
esse appartengono (area territoriale, aree di business,
\n
normativa di riferimento ecc.). Tale processo tiene an-
\n
che conto delle modalit\u00e0 di gestione e monitoraggio
\n
delle attivit\u00e0 ivi incluse, nonch\u00e9 dell\u2019evidenza che i flus-
\n
si finanziari in entrata derivanti dal gruppo di attivit\u00e0
\n
siano ampiamente indipendenti da quelli derivanti da
\n
altre attivit\u00e0 (o gruppi di attivit\u00e0).
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Anche le attivit\u00e0 incluse in ogni CGU sono individuate
\n
sulla base delle modalit\u00e0 attraverso le quali il manage-
\n
ment le gestisce e le monitora. In particolare, il numero
\n
e il perimetro delle CGU sono sistematicamente aggior-
\n
nati per riflettere gli effetti di nuove operazioni di aggre-
\n
gazione e riorganizzazione realizzate dal Gruppo.
\n
Le CGU identificate dal management e alle quali \u00e8 sta-
\n
to allocato l\u2019avviamento iscritto nel presente Bilancio
\n
consolidato e i criteri con cui sono state identificate
\n
tali CGU sono riportati nella nota 22 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Determinazione della vita utile di attivit\u00e0
\n
non finanziarie
\n
Nel determinare la vita utile di immobili, impianti e mac-
\n
chinari e attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita, il
\n
Gruppo considera non solo i benef\u00edci economici futuri
\n
\u2013 contenuti nelle attivit\u00e0 \u2013 fruiti tramite il loro utilizzo,
\n
ma anche molti altri fattori, quali il deterioramento fi-
\n
sico, l\u2019obsolescenza del prodotto o servizio forniti dal
\n
bene (per esempio, tecnica, tecnologica o commer-
\n
ciale), restrizioni legali o altri vincoli similari (per esem-
\n
pio, sicurezza, ambientali ecc.) nell\u2019utilizzo del bene, se
\n
la vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri beni.
\n
Inoltre, nella stima delle vite utili delle attivit\u00e0 interes-
\n
sate, il Gruppo ha tenuto conto del proprio impegno
\n
nell\u2019ambito dell\u2019Accordo di Parigi. Per maggiori dettagli
\n
su tale aspetto, si rimanda alla nota 17 \u201cImmobili, im-
\n
pianti e macchinari\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dei requisiti
\n
del controllo
\n
Secondo le previsioni dell\u2019IFRS 10, il controllo \u00e8 ottenu-
\n
to quando il Gruppo \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o
\n
detiene diritti su tali rendimenti, derivanti dal rapporto
\n
con la societ\u00e0 partecipata e ha la capacit\u00e0 di incidere
\n
su tali rendimenti, attraverso l\u2019esercizio del proprio po-
\n
tere sulla societ\u00e0 partecipata. Il potere \u00e8 definito come
\n
la capacit\u00e0 attuale di dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della
\n
societ\u00e0 partecipata in virt\u00f9 di diritti sostanziali esistenti.
\n
L\u2019esistenza del controllo non dipende esclusivamente
\n
dal possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma,
\n
piuttosto, dai diritti sostanziali di ciascun investitore
\n
sulla societ\u00e0 partecipata. Conseguentemente, \u00e8 ri-
\n
chiesto il giudizio del management per valutare speci-
\n
fiche situazioni che determinino diritti sostanziali che
\n
attribuiscono al Gruppo il potere di dirigere le attivit\u00e0
\n
rilevanti della societ\u00e0 partecipata in modo da influen-
\n
zarne i rendimenti.
\n
Ai fini dell\u2019assessment sul requisito del controllo, il ma-
\n
nagement analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi
\n
eventuali accordi con gli altri investitori anche in riferi-
\n
mento al voto o la nomina dei direttori, i diritti derivanti
\n
da altri accordi contrattuali, i diritti di voto potenziali
\n
(call option, warrant, put option assegnate ad azionisti
\n
minoritari ecc.) e altre previsioni legali. Tali altri fatti e
\n
circostanze possono risultare particolarmente rilevan-
\n
ti nell\u2019ambito di tale valutazione soprattutto nei casi in
\n
cui il Gruppo detiene meno della maggioranza dei di-
\n
ritti di voto, o diritti similari, della societ\u00e0 partecipata.
\n
Inoltre, anche se detiene pi\u00f9 della met\u00e0 dei diritti di
\n
voto di un\u2019altra societ\u00e0, il Gruppo considera tutti i fatti
\n
e le circostanze rilevanti nel valutare se controlla la so-
\n
ciet\u00e0 partecipata.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza delle condizioni di con-
\n
trollo su una societ\u00e0 partecipata quando i fatti e le cir-
\n
costanze indichino che ci sia stata una variazione di
\n
uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica dell\u2019esi-
\n
stenza del controllo.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza del controllo
\n
congiunto e del tipo di accordo a controllo
\n
congiunto
\n
Secondo l\u2019IFRS 11, un accordo a controllo congiunto
\n
\u00e8 un accordo nel quale due o pi\u00f9 parti detengono il
\n
controllo congiunto. Si ha il controllo congiunto uni-
\n
camente quando per le decisioni relative alle attivit\u00e0
\n
rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime delle parti che
\n
condividono il controllo.
\n
Un accordo a controllo congiunto si pu\u00f2 configurare
\n
come una joint venture o una joint operation. Una joint
\n
venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale
\n
le parti che detengono il controllo congiunto vantano
\n
diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per contro, una
\n
joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale le parti che detengono il controllo congiunto
\n
hanno diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0
\n
relative all\u2019accordo.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza del controllo congiun-
\n
to e il tipo di accordo a controllo congiunto, \u00e8 richiesto il
\n
giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli
\n
obblighi derivanti dall\u2019accordo. A tal fine il management
\n
considera la struttura e la forma legale dell\u2019accordo, i
\n
termini concordati tra le parti nell\u2019accordo contrattuale
\n
e, quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
\n
A seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come
\n
joint operation gli accordi per la partecipazione in
\n
Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza del controllo congiunto
\n
quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata
\n
una variazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la
\n
verifica dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del tipo
\n
di accordo a controllo congiunto.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in
\n
joint venture, si rinvia alla nota 24 \u201cPartecipazioni valu-
\n
tate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dell\u2019influenza
\n
notevole su una societ\u00e0 collegata
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo
\n
esercita un\u2019influenza notevole, ossia il potere di par-
\n
tecipare alla determinazione delle decisioni circa le
\n
politiche finanziarie e gestionali della societ\u00e0 par-
\n
tecipata senza esercitare il controllo o il controllo
\n
congiunto su queste politiche. In linea generale, si
\n
presume che il Gruppo abbia un\u2019influenza notevole
\n
quando lo stesso detiene una partecipazione di al-
\n
meno il 20%.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza dell\u2019influenza note-
\n
vole \u00e8 richiesto il giudizio del management che deve
\n
valutare tutti i fatti e le circostanze.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza dell\u2019influenza note-
\n
vole quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8
\n
stata una variazione di uno o pi\u00f9 elementi conside-
\n
rati per la verifica dell\u2019esistenza di tale influenza no-
\n
tevole.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in
\n
societ\u00e0 collegate, si rinvia alla nota 24 \u201cPartecipazioni
\n
valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Determinazione delle attivit\u00e0 non correnti
\n
(o gruppi in dismissione) possedute
\n
per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate
\n
(discontinued operation)
\n
Un\u2019attivit\u00e0 \u00e8 classificata come \u201cposseduta per la vendi-
\n
ta\u201d quando la sua vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Per valutare se una vendita \u00e8 altamente probabile,
\n
il Gruppo considera se:
\n
\u2022 il management \u00e8 impegnato in un programma per
\n
la dismissione dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo in dismis-
\n
sione), e sono state avviate tutte le attivit\u00e0 neces-
\n
sarie per individuare un acquirente e completare il
\n
programma;
\n
\u2022 si prevede che la vendita venga completata entro un
\n
anno dalla data di classificazione dell\u2019attivit\u00e0 come
\n
posseduta per la vendita, soggetto a proroga qua-
\n
lora il ritardo sia causato da eventi o circostanze
\n
indipendenti dal controllo del Gruppo e vi siano suf-
\n
ficienti evidenze che lo stesso mantenga il proprio
\n
impegno nel programma di vendita;
\n
\u2022 le azioni richieste per completare il programma di
\n
vendita dimostrino l\u2019improbabilit\u00e0 che il program-
\n
ma possa essere significativamente modificato o
\n
annullato.
\n
Inoltre, un\u2019attivit\u00e0 (o gruppo di attivit\u00e0) \u00e8 presentata dal
\n
Gruppo come discontinued operation quando \u00e8 clas-
\n
sificata come posseduta per la vendita, e:
\n
\u2022 rappresenta un importante ramo autonomo di attivi-
\n
t\u00e0 o area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022 fa parte di un unico programma coordinato di di-
\n
smissione di un importante ramo autonomo di atti-
\n
vit\u00e0 o un\u2019area geografica di attivit\u00e0; o
\n
\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al
\n
fine della sua vendita.
\n
Applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi
\n
per servizi in concessione\u201d alle concessioni
\n
Il Gruppo, come concessionario, applica l\u2019IFRIC 12 agli
\n
accordi per servizi in concessione da \u201cpubblico a pri-
\n
vato\u201d, in cui un\u2019autorit\u00e0 pubblica (ossia, il concedente)
\n
trasferisce a un concessionario il diritto di gestire le
\n
infrastrutture utilizzate per fornire servizi pubblici.
\n
In particolare, il management valuta se gli accordi per
\n
servizi in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d sono nel
\n
perimetro di applicazione IFRIC 12 in base a quanto
\n
segue:
\n
\u2022 il concedente controlla o regolamenta quali servizi
\n
il concessionario deve fornire con l\u2019infrastruttura, a
\n
chi li deve fornire e a quale prezzo; e
\n
\u2022 il concedente controlla, tramite la propriet\u00e0, titolo a
\n
benef\u00edci o in un altro modo, qualsiasi interessenza
\n
residua significativa nell\u2019infrastruttura alla scadenza
\n
dell\u2019accordo.
\n
Sulla base di tali analisi, l\u2019IFRIC 12 \u00e8 risultato applicabile
\n
ad accordi per servizi in concessione da parte di talune
\n
societ\u00e0 operanti principalmente in Brasile.
\n
Per ulteriori dettagli sugli accordi per servizi in con-
\n
cessione rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12, si rinvia alla nota 18 \u201cAccordi per servizi in
\n
concessione\u201d.
\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\n
Il Gruppo analizza con cura le condizioni e termini
\n
contrattuali a livello di giurisdizione locale al fine di
\n
determinare se un contratto esiste e se crea diritti e
\n
obbligazioni esigibili, cos\u00ec da applicare l\u2019IFRS 15 solo a
\n
tali contratti.
\n
Qualora un contratto preveda una molteplicit\u00e0 di beni
\n
e servizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono
\n
essere rilevati separatamente o congiuntamente, con-
\n
siderando sia le caratteristiche individuali dei beni/
\n
servizi (ossia, se essi sono distinti oppure se si tratta
\n
di una serie di beni o servizi distinti che sono sostan-
\n
zialmente uguali e che presentano le stesse modalit\u00e0
\n

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

\n
di trasferimento al cliente nel corso del tempo), sia la
\n
natura della promessa nel contesto contrattuale. A tal
\n
fine, devono essere inoltre considerati tutti i fatti e le
\n
circostanze relativi al contratto specifico nel contesto
\n
legale e regolatorio di riferimento. Per valutare quando
\n
un\u2019obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta, il Gruppo valuta il
\n
momento in cui il controllo dei beni o servizi \u00e8 trasfe-
\n
rito al cliente, considerato principalmente dal punto di
\n
vista del cliente stesso.
\n
Per ogni obbligazione di fare, e in relazione alla tipolo-
\n
gia di transazione:
\n
\u2022 il ricavo viene rilevato nel corso del tempo sulla
\n
base dei progressi verso il completo adempimento
\n
dell\u2019obbligazione di fare, se la stessa \u00e8 adempiuta
\n
nel corso del tempo, come nel caso della presta-
\n
zione dei servizi. La misurazione dei progressi verso
\n
l\u2019adempimento di un\u2019obbligazione di fare viene effet-
\n
tuata, in maniera consistente per obbligazioni di fare
\n
e circostanze similari, utilizzando un metodo basato
\n
sugli \u201coutput\u201d oppure sugli \u201cinput\u201d. In particolare, il
\n
metodo del costo sostenuto (cost-to-cost method)
\n
\u00e8 considerato adeguato, tranne nei casi in cui un\u2019a-
\n
nalisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di un
\n
metodo pi\u00f9 appropriato. Nel caso in cui non sia in
\n
grado di valutare ragionevolmente i progressi verso
\n
l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare, il Gruppo ri-
\n
leva i ricavi solo nella misura dei costi sostenuti che
\n
sono considerati recuperabili;
\n
\u2022 il ricavo \u00e8 riconosciuto nel momento in cui il cliente
\n
ottiene il controllo dell\u2019attivit\u00e0 promessa, consideran-
\n
do, nel complesso, tutti gli indicatori rilevanti, se inve-
\n
ce l\u2019obbligazione di fare \u00e8 adempiuta in un determi-
\n
nato momento, come nel caso della fornitura di beni.
\n
Per determinare se un contratto comprende un corri-
\n
spettivo variabile (ovvero, un corrispettivo che pu\u00f2 va-
\n
riare o dipende dal verificarsi o meno di un evento fu-
\n
turo), il Gruppo fa riferimento a tutti i fatti e circostanze
\n
applicabili. Nella stima del corrispettivo variabile, il
\n
Gruppo utilizza il metodo che consente di prevedere
\n
meglio l\u2019importo del corrispettivo al quale avr\u00e0 diritto,
\n
applicandolo in modo uniforme per tutta la durata del
\n
contratto e a contratti simili, anche utilizzando tutte le
\n
informazioni a sua disposizione, e aggiornando tale
\n
stima fino a che non sia risolta l\u2019incertezza. Il Gruppo
\n
include i corrispettivi variabili stimati nel prezzo dell\u2019o-
\n
perazione solo nella misura in cui \u00e8 altamente probabi-
\n
le che quando successivamente sar\u00e0 risolta l\u2019incertez-
\n
za associata al corrispettivo variabile non si verifichi un
\n
significativo aggiustamento al ribasso dell\u2019importo dei
\n
ricavi cumulati rilevati.
\n
Il Gruppo considera di agire in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in
\n
taluni contratti in cui non ha la responsabilit\u00e0 princi-
\n
pale per l\u2019adempimento del contratto e pertanto non
\n
controlla i beni e servizi prima del loro trasferimento
\n
ai clienti. Per esempio, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di
\n
\u201cagent\u201d in taluni contratti relativi a servizi di connes-
\n
sione alla rete dell\u2019energia elettrica/gas e ad altre atti-
\n
vit\u00e0 collegate in funzione dell\u2019assetto regolamentare o
\n
normativo locale.
\n
Nei contratti che prevedono pi\u00f9 di un\u2019obbligazione di
\n
fare (per esempio, contratti di vendita \u201cbundled\u201d), in
\n
generale il Gruppo ripartisce il prezzo dell\u2019operazio-
\n
ne fra le diverse obbligazioni di fare in proporzione al
\n
prezzo di vendita a s\u00e9 stante dei beni o servizi distinti
\n
inclusi in ciascuna obbligazione di fare. Il Gruppo de-
\n
termina i prezzi di vendita a s\u00e9 stanti tenendo conto
\n
di tutte le informazioni e usando i prezzi osservabili
\n
quando sono disponibili sul mercato o, in mancanza di
\n
ci\u00f2, avvalendosi di un metodo di stima che massimiz-
\n
za l\u2019utilizzo di input osservabili e applicandolo in modo
\n
uniforme in circostanze analoghe.
\n
Se il Gruppo valuta che un contratto comprende
\n
un\u2019opzione per beni o servizi aggiuntivi (per esempio,
\n
programmi di fidelizzazione della clientela od opzioni
\n
di rinnovo) che riconosce al cliente un diritto significa-
\n
tivo, il prezzo dell\u2019operazione \u00e8 allocato a tale opzione
\n
considerando che questa rappresenti un\u2019obbligazione
\n
di fare aggiuntiva.
\n
Il Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali
\n
per l\u2019ottenimento di un contratto sia a livello di singolo
\n
contratto sia per gruppo di contratti, se tali costi sono
\n
associati a un gruppo di contratti.
\n
Il Gruppo supporta la recuperabilit\u00e0 di tali costi in base
\n
alla propria esperienza con altre operazioni simili e va-
\n
lutando fattori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modifi-
\n
che e contratti successivi con lo stesso cliente.
\n\n
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media
\n
del rapporto con il cliente. Al fine di determinare tale
\n
periodo atteso di ottenimento di benef\u00edci derivanti
\n
dal contratto, il Gruppo si avvale della sua esperien-
\n
za pregressa (per esempio, il \u201ctasso di abbandono\u201d),
\n
di indicazioni previsionali desumibili da contratti si-
\n
mili e di informazioni disponibili sull\u2019andamento del
\n
mercato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Power Purchase Agreement
\n
I Power Purchase Agreement (PPA), che prevedono
\n
la consegna fisica dell\u2019energia e che non rispettano
\n
i requisiti dell\u2019IFRS 10 per l\u2019esistenza del controllo o
\n

\n\n\n\n\n\n\n
del controllo congiunto su una societ\u00e0 o su un as-
\n
set e dell\u2019IFRS 16 per la rilevazione di un leasing, ma
\n
che rispettano la definizione di derivato dell\u2019IFRS 9,
\n
sono contabilizzati in base alle regole dell\u2019own use
\n
exemption, quando le relative condizioni sono sod-
\n
disfatte.
\n
Con riferimento ai Virtual PPA che rispettano la defini-
\n
zione di derivato ai sensi dell\u2019IFRS 9 si rinvia alla nota
\n
49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Classificazione e valutazione delle attivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Alla data di rilevazione iniziale, al fine di classificare le
\n
attivit\u00e0 finanziarie, come attivit\u00e0 finanziarie al costo
\n
ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo e al fair value
\n
rilevato a Conto economico, il management valuta
\n
le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello
\n
strumento unitamente al modello di business adotta-
\n
to per gestire le attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare
\n
flussi di cassa.
\n
Per valutare le caratteristiche dei flussi di cassa con-
\n
trattuali dello strumento, il management effettua l\u2019\u201cSP-
\n
PI test\u201d a livello di singolo strumento per determinare
\n
se lo stesso generi flussi di cassa che rappresentano
\n
solamente pagamento di capitale e interessi, effet-
\n
tuando specifiche valutazioni sulle clausole contrat-
\n
tuali degli strumenti finanziari cos\u00ec come analisi quan-
\n
titative qualora necessarie.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa de-
\n
riveranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto,
\n
dalla vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 46 \u201cStrumenti
\n
finanziari per categoria\u201d.
\n
Hedge accounting
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati al fine di ri-
\n
flettere in bilancio gli effetti delle strategie di risk ma-
\n
nagement del Gruppo.
\n
A tale scopo, il Gruppo documenta all\u2019inception della
\n
transazione la relazione tra lo strumento di copertura
\n
e l\u2019elemento coperto, cos\u00ec come gli obiettivi e la stra-
\n
tegia di risk management. Inoltre, il Gruppo valuta, sia
\n
all\u2019inception della relazione sia su base sistematica, se
\n
gli strumenti di copertura sono altamente efficaci nel
\n
compensare le variazioni nel fair value o nei flussi di
\n
cassa degli elementi coperti.
\n
Sulla base del giudizio del management, la valutazio-
\n
ne dell\u2019efficacia basata sull\u2019esistenza di una relazione
\n
economica tra gli strumenti di copertura e gli elementi
\n
coperti, la dominanza del rischio di credito nelle varia-
\n
zioni di valore e l\u2019hedge ratio, cos\u00ec come la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia, sono valutate mediante un assessment
\n
qualitativo o un calcolo quantitativo, a seconda degli
\n
specifici fatti e circostanze e delle caratteristiche degli
\n
strumenti di copertura e degli elementi coperti.
\n
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transa-
\n
zioni future, il management valuta e documenta che
\n
le stesse sono altamente probabili e presentano una
\n
esposizione alle variazioni dei flussi di cassa che im-
\n
patta il Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli circa le assunzioni chiave sulla
\n
valutazione dell\u2019efficacia e la misurazione dell\u2019ineffi-
\n
cacia, si rinvia alla nota 49.1 \u201cDerivati designati come
\n
strumenti di copertura\u201d.
\n
Leasing
\n
Considerata la complessit\u00e0 richiesta per la valutazione
\n
dei contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo
\n
termine, l\u2019applicazione dell\u2019IFRS 16 impone un signifi-
\n
cativo ricorso al giudizio professionale. In particolare,
\n
ci\u00f2 \u00e8 stato necessario per:
\n
\u2022 applicare la definizione di leasing a fattispecie tipi-
\n
che dei settori in cui opera il Gruppo;
\n
\u2022 identificare la componente di servizio nell\u2019ambito dei
\n
contratti di leasing;
\n
\u2022 valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione
\n
previste nei contratti al fine di determinare la durata
\n
dei contratti, esaminando congiuntamente la proba-
\n
bilit\u00e0 di esercizio di tali opzioni e qualsiasi significati-
\n
va miglioria sulle attivit\u00e0 sottostanti;
\n
\u2022 identificare eventuali pagamenti variabili che dipen-
\n
dono da indici o tassi per determinare se le variazio-
\n
ni di questi ultimi possano avere un impatto sui fu-
\n
turi pagamenti per il leasing nonch\u00e9 sull\u2019ammontare
\n
dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo;
\n
\u2022 stimare il tasso di attualizzazione per calcolare il va-
\n
lore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing; per
\n
ulteriori dettagli sulle ipotesi usate per la stima di
\n
questo tasso si rinvia al sottoparagrafo \u201cUso di stime\u201d.
\n
Per maggiori dettagli riguardo i contratti di leasing, si
\n
rinvia alla nota 19 \u201cLeasing\u201d.
\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta
\n
sul reddito
\n
Il Gruppo determina se prendere in considerazione
\n
ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o
\n

\n\n\n\n\n\n\n
congiuntamente a uno o pi\u00f9 trattamenti fiscali incer-
\n
ti, nonch\u00e9 se riportare l\u2019effetto dell\u2019incertezza usando
\n
il metodo dell\u2019importo pi\u00f9 probabile o il metodo del
\n
valore atteso, scegliendo quello che, secondo le sue
\n
proiezioni, meglio prevede la soluzione dell\u2019incertez-
\n
za, tenuto conto delle normative fiscali locali.
\n
Il Gruppo effettua un significativo ricorso al giudizio
\n
professionale nell\u2019identificare le incertezze sui trat-
\n
tamenti ai fini delle imposte sul reddito e riesamina i
\n
giudizi e le stime effettuate in presenza di un cambia-
\n
mento dei fatti e delle circostanze che potrebbe mo-
\n
dificare la conclusione sull\u2019accettabilit\u00e0 di un determi-
\n
nato trattamento fiscale oppure sulla stima degli effetti
\n
dell\u2019incertezza, o entrambi.
\n
Per ulteriori dettagli circa le imposte sul reddito, si rin-
\n
via alla nota 15 \u201cImposte\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccountingJudgementsAndEstimatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag655": { "value": "\n
Fondi rischi e oneri
\n
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si
\n
rinvia alla nota 38 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
La nota 55 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce an-
\n
che informazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 po-
\n
tenziali maggiormente significative per il Gruppo a fine
\n
esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, ammini-
\n
strativi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle
\n
proprie attivit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di
\n
importo significativo, per i quali non \u00e8 sempre oggetti-
\n
vamente possibile prevedere l\u2019esito finale. La valutazio-
\n
ne dei rischi legati ai suddetti procedimenti \u00e8 basata
\n
su elementi complessi che per loro natura implicano il
\n
ricorso a giudizio degli Amministratori, anche tenendo
\n
conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti
\n
esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla
\n
loro classificazione tra le passivit\u00e0 potenziali ovvero tra
\n
le passivit\u00e0.
\n
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le
\n
passivit\u00e0 significative per i casi in cui i legali abbiano
\n
constatato che un esito sfavorevole sia pi\u00f9 verosimi-
\n
le piuttosto che il contrario (ovvero, \u201cmore likely than
\n
not\u201d) e che possa essere effettuata una stima attendi-
\n
bile dell\u2019importo della spesa.
\n
Obbligazioni connesse agli impianti di generazione,
\n
ivi incluse quelle per smantellamento e ripristino siti
\n
L\u2019esercizio dell\u2019attivit\u00e0 di generazione pu\u00f2 comportare
\n
obbligazioni da parte dell\u2019esercente con riferimento a
\n
interventi futuri che dovranno essere sostenuti alla con-
\n
clusione del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantel-
\n
lamento degli impianti e al ripristino in bonis dei siti
\n
sui quali essi insistono ovvero a obbligazioni di natura
\n
diversa, le quali discendono naturalmente dalla tecno-
\n
logia di generazione adottata. La natura di tali obbliga-
\n
zioni incide fortemente anche sul trattamento conta-
\n
bile al quale le stesse vengono assoggettate.
\n
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri atten-
\n
gono sia ad attivit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccag-
\n
gio delle scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la
\n
stima dei costi futuri rappresenta un processo critico
\n
in considerazione del fatto che si tratta di costi che
\n
verranno sostenuti in un arco temporale molto lungo,
\n
stimabile fino a 100 anni.
\n
L\u2019obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegne-
\n
ristiche, \u00e8 calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa
\n
attesi che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte
\n
delle diverse obbligazioni assunte.
\n
Il tasso di sconto impiegato per l\u2019attualizzazione della
\n
passivit\u00e0 \u00e8 quello cosiddetto \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo
\n
delle imposte (pre-tax risk free rate), e si basa sui pa-
\n
rametri economici del Paese dove l\u2019impianto \u00e8 disloca-
\n
to. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quantificata dal management sulla
\n
base della tecnologia esistente alla data di valutazione
\n
ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo
\n
nelle tecniche di stoccaggio, smantellamento e ripri-
\n
stino del sito, nonch\u00e9 della continua evoluzione delle
\n
leggi esistenti in materia di protezione della salute e
\n
della tutela ambientale.
\n
Successivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adegua-
\n
to per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali
\n
variazioni di stima.
\n
Si rinvia alla nota 38 \u201cFondi per rischi e oneri\u201d per mag-
\n
giori dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi sti-
\n
mati non attualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati
\n
per il calcolo del fondo smantellamento e ripristino
\n
impianti.
\n
Contratti onerosi
\n
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Grup-
\n
po stima i costi non discrezionali necessari per l\u2019a-
\n
dempimento delle obbligazioni assunte (incluse le
\n
eventuali penali) nell\u2019ambito del contratto e i be-
\n
nef\u00edci economici che si suppone si otterranno dallo
\n
stesso contratto.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag656": { "value": "\n
Identificazione dei settori operativi
\n
In linea con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 8, i settori ope-
\n
rativi primari del Gruppo sono rappresentati dalle Li-
\n
nea di Business, identificate come componenti:
\n
\u2022 che svolgono attivit\u00e0 di business generatrici di ricavi
\n
e di costi (compresi i ricavi e i costi riguardanti ope-
\n
razioni con altre sue componenti);
\n
\u2022 i cui risultati operativi sono rivisti periodicamente
\n
dal management ai fini dell\u2019adozione di decisioni in
\n
merito alle risorse da allocare al settore e della valu-
\n
tazione dei risultati; e
\n
\u2022 per le quali sono disponibili informazioni economi-
\n
co-patrimoniali separate.
\n
Inoltre, i settori operativi secondari del Gruppo sono
\n
rappresentati dalle regioni e dai Paesi in cui esso ope-
\n
ra, fornendo un\u2019ulteriore dimensione di analisi gestio-
\n
nale e consentendo il monitoraggio delle performance
\n
di ogni Linea di Business su base geografica.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimo-
\n
niali \u00e8 effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal ma-
\n
nagement per monitorare le performance del Gruppo
\n
nei due esercizi messi a confronto. In particolare, il
\n
management monitora e comunica al mercato i propri
\n
risultati a partire dai settori di business. Il Gruppo ha
\n
adottato infatti la seguente impostazione settoriale:
\n
\u2022 Settore primario: Linea di Business;
\n
\u2022 Settore secondario: Area Geografica.
\n
La Linea di Business, quindi, risulta essere la discrimi-
\n
nante principale e predominante nelle analisi svolte e
\n
nelle decisioni prese dal management del Gruppo, ed \u00e8
\n
pienamente coerente con la reportistica interna predi-
\n
sposta a tali fini dal momento che i risultati vengono mi-
\n
surati e valutati in primis per ciascuna Linea di Business e
\n

\n\n\n\n\n\n
solo successivamente si declinano per Area Geografica.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag657": { "value": "\n
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media
\n
del rapporto con il cliente. Al fine di determinare tale
\n
periodo atteso di ottenimento di benef\u00edci derivanti
\n
dal contratto, il Gruppo si avvale della sua esperien-
\n
za pregressa (per esempio, il \u201ctasso di abbandono\u201d),
\n
di indicazioni previsionali desumibili da contratti si-
\n
mili e di informazioni disponibili sull\u2019andamento del
\n
mercato.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCustomerAcquisitionCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag658": { "value": "\n

\n

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

\n
Parti correlate
\n
Ai sensi dello IAS 24, per parti correlate si intendo-
\n
no principalmente quelle che condividono con Enel
\n
SpA il medesimo soggetto controllante, le societ\u00e0
\n
che direttamente o indirettamente sono controlla-
\n
te da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ventu-
\n
re (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le
\n
societ\u00e0 collegate o joint venture (comprese le loro
\n
controllate) di qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo.
\n\n
Nella definizione di parti correlate rientrano, inol-
\n
tre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani di benef\u00edci
\n
post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA o di
\n
sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pen-
\n
sione FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro
\n
stretti familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strate-
\n
giche e i loro stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0
\n
da questa controllate. I dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche sono coloro che hanno il potere e la re-
\n
sponsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianificazione,
\n
della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della So-
\n
ciet\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori (ese-
\n
cutivi o meno).
\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
\n
societ\u00e0 su cui il Gruppo detiene il controllo. Per
\n
maggiori dettagli circa la definizione di controllo, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cValutazione dell\u2019esistenza dei re-
\n
quisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini del-
\n
la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 di-
\n
cembre 2024 sono elaborati in accordo con i prin-
\n
c\u00edpi contabili adottati dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabi-
\n
li diversi da quelli adottati nella predisposizione del
\n
Bilancio consolidato per operazioni e fatti simili in
\n
circostanze similari, vengono effettuate opportune
\n
rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati
\n
integralmente linea per linea nei conti consolidati
\n
a partire dalla data in cui il Gruppo ne acquisisce il
\n
controllo e sino alla data in cui tale controllo cessa
\n
di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di
\n
Conto economico complessivo sono attribuiti agli
\n
azionisti della Capogruppo e ai terzi anche se i risul-
\n
tati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio net-
\n
to, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transa-
\n
zioni infragruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del
\n
controllo sono rilevate come operazioni sul capitale
\n
rettificando la quota attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e quella ai terzi per riflettere le variazioni
\n
nelle loro relative quote di possesso. L\u2019eventuale dif-
\n
ferenza tra l\u2019ammontare al quale vengono rettificate
\n
le partecipazioni di minoranza e il fair value del corri-
\n
spettivo pagato o ricevuto viene rilevata direttamente
\n
nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0
\n
controllata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella
\n
societ\u00e0 precedentemente controllata viene rimisu-
\n
rata al fair value alla data in cui si perde il controllo,
\n
rilevando l\u2019eventuale utile o perdita derivante dalla
\n
perdita del controllo a Conto economico. Inoltre, la
\n
quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde
\n
il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il Grup-
\n
po avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
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
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint arrangement sono valutate secondo
\n
i requisiti previsti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint ventures) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arran-
\n
gements).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui
\n
il Gruppo esercita un\u2019influenza notevole, mentre una
\n
joint venture \u00e8 un accordo nel quale il Gruppo detiene
\n
il controllo congiunto e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio net-
\n
to (equity method), secondo il quale tali partecipazioni
\n
sono rilevate inizialmente al costo allocando al valore
\n
contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento emer-
\n
gente dalla differenza tra il costo della partecipazio-
\n
ne e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value
\n
netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della
\n
societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore
\n
contabile della partecipazione \u00e8 rettificato per rileva-
\n
re la quota di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdi-
\n
ta) della societ\u00e0 collegata o joint venture con effetto
\n
sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore
\n
contabile possono essere necessarie anche a seguito
\n
di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da variazioni
\n
nelle voci del prospetto delle altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessivo
\n
del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
\n
valore contabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Grup-
\n
po e una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rile-
\n
vati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente
\n
alla quota d\u2019interessenza di terzi nella collegata o nella
\n
joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint ventu-
\n
re sono preparati per lo stesso periodo contabile del
\n
Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del pa-
\n
trimonio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rile-
\n
vare un impairment relativo alla partecipazione nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza
\n
obiettiva di riduzione di valore, l\u2019intero valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 sottoposto a impairment test in
\n
giori dettagli circa l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno
\n
della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere
\n
una societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo ri-
\n
fair value (con contropartita il Conto economico); tutti
\n
gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi
\n
a tali investimenti sono contabilizzati come se le par-
\n
tecipate avessero direttamente dismesso le relative
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
r
\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la
\n
perdita di influenza notevole o del controllo congiunto,
\n
il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimo-
\n
nio netto e la quota degli utili e delle perdite prece-
\n
dentemente rilevati nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale
\n
riduzione, \u00e8 contabilizzata come se il Gruppo avesse
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo con-
\n
giunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo
\n
congiunto, ha diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le
\n
passivit\u00e0 relative all\u2019accordo. Per ogni joint operation il
\n
Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi sulla base
\n
dei termini dell\u2019accordo e non in base all\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la defini-
\n
zione di business:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative
\n
all\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto immediatamente
\n
prima della data di acquisizione, allora l\u2019operazione
\n
rappresenta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi per cui effettua il ricalcolo dell\u2019interessenza
\n
che deteneva in precedenza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto al rispettivo fair value a ciascuna data di
\n
acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia,
\n
aveva gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto senza detenerne il controllo congiunto),
\n
l\u2019interessenza precedentemente detenuta nell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto 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 24 \u201cPar-
\n
tecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
\n\n
conformit\u00e0 allo IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per mag-
\n
leva l\u2019eventuale pa\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\ntecipazione residua nella societ\u00e0 al
\n

\n\n\n\n\n\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
\n
delle valute estere), le transazioni in valute diverse dal-
\n
la valuta funzionale sono contabilizzate, al momento
\n
della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in
\n
essere alla data dell\u2019operazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie
\n
denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale
\n
sono convertite usando il tasso di cambio a pronti alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in
\n
valuta estera, iscritte al costo storico, sono convertite
\n
usando il tasso di cambio in essere alla data di rileva-
\n
zione iniziale della transazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair va-
\n
lue, sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla
\n
data di determinazione del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti
\n
sono rilevate a Conto economico.
\n
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare
\n
per la rilevazione iniziale dell\u2019attivit\u00e0, del costo o del ri-
\n
cavo (o parte di essi) connessi all\u2019eliminazione contabi-
\n
le di un\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal
\n
pagamento o dal ricevimento di un anticipo in valuta
\n
estera, la data dell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo
\n
rileva inizialmente l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria
\n
relativa all\u2019anticipo.
\n

\n\n\n\n\n\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la
\n
valuta di presentazione della Capogruppo.
\n
Ai sensi dello IAS 21 e ai fini della predisposizione del
\n
Bilancio consolidato, i bilanci delle societ\u00e0 consolidate
\n
con valuta funzionale diversa da quella di presenta-
\n
zione del Bilancio consolidato, sono convertiti in euro
\n
applicando alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0, inclusi l\u2019avviamento
\n
e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il
\n
tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell\u2019e-
\n
sercizio e alle voci di Conto economico il cambio me-
\n
dio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di
\n
cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
\n
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamen-
\n
te a patrimonio netto e sono esposte separatamente in
\n
un\u2019apposita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata
\n
proporzionalmente a Conto economico al momento
\n
della cessione (parziale o totale) della partecipazione.
\n
Quando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata
\n
\u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinflazionata, il Gruppo
\n
riespone il Bilancio secondo quanto previsto dallo IAS
\n
29 (Rendicontazione contabile in economie iperin-
\n
flazionate), prima di applicare lo specifico metodo di
\n
conversione esposto di seguito.
\n
Al fine di considerare l\u2019impatto dell\u2019iperinflazione sul
\n
tasso di cambio della moneta locale, la situazione pa-
\n
trimoniale-finanziaria e il risultato economico (ossia
\n
attivit\u00e0, passivit\u00e0, voci di patrimonio netto, ricavi e co-
\n
sti) di una societ\u00e0 del Gruppo la cui valuta funzionale
\n
\u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinflazionata sono con-
\n
vertiti nella moneta di presentazione del Gruppo (euro)
\n
utilizzando il tasso di cambio in essere alla data di
\n
chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi compa-
\n
rativi presentati nel Bilancio dell\u2019anno precedente che
\n
non sono rettificati per variazioni successive nel livello
\n
di prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.
\n

\n

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

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici
\n
risultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate se-
\n
paratamente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolida-
\n
to alla data di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali uti-
\n
lizzando:
\n
\u2022 il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni
\n
aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse
\n
entro il predetto esercizio, in base a quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al
\n
fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e
\n
delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diret-
\n
tamente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 sta-
\n
to allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi
\n
fair value. L\u2019eventuale eccedenza positiva del costo
\n
di acquisto rispetto al fair value della quota delle atti-
\n
vit\u00e0 nette acquisite di pertinenza del Gruppo \u00e8 stata
\n
contabilizzata come avviamento. Nelle aggregazioni
\n
aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019ac-
\n
quisizione del controllo, le rettifiche ai fair value
\n
relative agli attivi netti precedentemente acquisiti
\n
sono state riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare
\n
dell\u2019avviamento \u00e8 stato determinato separatamente
\n
per ogni singola transazione sulla base del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite alla data di ogni singola
\n
transazione;
\n
\u2022 l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazio-
\n
ni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n\n

\n\n

\n\n
3 Revised, ove il costo di acquisto (ovvero, corrispet-
\n
tivo trasferito) \u00e8 pari al fair value, alla data di acqui-
\n
sizione, delle attivit\u00e0 acquisite, delle passivit\u00e0 soste-
\n
nute o assunte, nonch\u00e9 degli eventuali strumenti di
\n
capitale emessi dall\u2019acquirente. Il costo di acquisto
\n
include il fair value delle eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
per corrispettivi potenziali. Il corrispettivo trasferito \u00e8
\n
allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. A tal riguardo l\u2019avviamen-
\n
to \u00e8 definito come l\u2019eventuale eccedenza tra la som-
\n
matoria del corrispettivo trasferito, valutato al fair
\n
value alla data di acquisizione, l\u2019importo di qualsiasi
\n
partecipazione di minoranza e qualsiasi interessenza
\n
nell\u2019acquisita precedentemente detenuta dal Grup-
\n
po (in una aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9
\n
fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o
\n
assunte, valutate al fair value.
\n\n
Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione
\n
alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle
\n
attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro
\n
fair value alla data di acquisizione.
\n\n\n\n\n

\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022 i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono
\n
rilevati a Conto economico;
\n
\u2022 qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo,
\n
le quote partecipative detenute precedentemente
\n
nella societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e
\n
l\u2019eventuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata
\n
a Conto economico;
\n
\u2022 l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair
\n
value alla data di acquisizione. Le variazioni suc-
\n
cessive del fair value del corrispettivo potenziale,
\n
classificato come un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia
\n
come uno strumento finanziario ai sensi dell\u2019IFRS
\n
9, sono rilevate a Conto economico, altrimenti \u00e8 va-
\n
lutato in base allo specifico IFRS/IAS di riferimento.
\n
Il corrispettivo potenziale che \u00e8 classificato come
\n
strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e, conse-
\n
guentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022 nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivi-
\n
t\u00e0 e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi
\n
solo provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8
\n
rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali
\n
rettifiche, derivanti dal completamento del proces-
\n
so di valutazione, sono rilevate entro 12 mesi a par-
\n
tire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati
\n
comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0
\n
controllate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizio-
\n
ne iniziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma
\n
verificato, almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment.
\n
Si precisa che ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento
\n
\u00e8 allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna CGU o
\n
gruppo di CGU che si prevede beneficer\u00e0 delle siner-
\n
gie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono ripor-
\n
tate nel paragrafo seguente \u201cImpairment delle attivit\u00e0
\n
non finanziarie\u201d.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di
\n
tali attivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n\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
\n
informativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o con-
\n
sentito dai princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo
\n
applica l\u2019IFRS 13.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepireb-
\n
be per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si paghe-
\n
rebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019am-
\n
bito di una transazione ordinaria posta in essere tra
\n
operatori di mercato, alla data di valutazione (c.d.
\n
\u201cexit price\u201d).
\n
La valutazione al fair value presuppone che l\u2019opera-
\n
zione di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di trasferimento della
\n
passivit\u00e0 abbia luogo nel mercato principale, ossia
\n
nel mercato in cui ha luogo il maggior volume e livel-
\n
lo di transazioni per l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assen-
\n
za di un mercato principale, si ipotizza che la tran-
\n
sazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9 vantaggioso al
\n
quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato su-
\n
scettibile di massimizzare i risultati della transazione
\n
di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare
\n
da pagare per trasferire la passivit\u00e0.
\n
Il fair value di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determi-
\n
nato utilizzando le assunzioni che gli operatori di mer-
\n
cato prenderebbero in considerazione per definire il
\n
prezzo dell\u2019attivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che
\n
gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse
\n
economico. Gli operatori di mercato sono acquirenti
\n
e venditori indipendenti, informati, in grado di con-
\n
cludere una transazione per l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 e
\n
interessati, ma non obbligati o diversamente indotti a
\n
perfezionare la transazione.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n\n
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le
\n
caratteristiche delle specifiche attivit\u00e0 o passivit\u00e0, in
\n
particolare:
\n
\u2022 per le attivit\u00e0 non finanziarie considera la capaci-
\n
t\u00e0 di un operatore di mercato di generare benef\u00edci
\n
economici impiegando l\u2019attivit\u00e0 nel suo massimo e
\n
migliore utilizzo o vendendola a un altro operatore
\n
di mercato capace di impiegarla nel suo massimo e
\n
migliore utilizzo;
\n
\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di ca-
\n
pitale proprio, il fair value include l\u2019effetto del cosid-
\n
detto \u201cnon-performance risk\u201d, ossia il rischio che il
\n
Gruppo non sia in grado di adempiere alle proprie
\n
obbligazioni, compreso tra l\u2019altro anche il rischio di
\n
credito proprio del Gruppo;
\n
\u2022 per i gruppi di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie gestiti
\n
sulla base della propria esposizione netta ai rischi di
\n
mercato o al rischio di credito, si veda la nota 50 \u201cAt-
\n
tivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d per maggiori
\n
dettagli.
\n
Nella misurazione del fair value delle attivit\u00e0 e del-
\n
le passivit\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione
\n
adeguate alle circostanze e per le quali sono disponi-
\n
bili dati sufficienti per valutare il fair value stesso, mas-
\n
simizzando l\u2019utilizzo di input osservabili e riducendo al
\n
minimo l\u2019utilizzo di input non osservabili.
\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 accumula-
\n
ta. Tale costo \u00e8 comprensivo dei costi accessori diret-
\n
tamente attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle
\n
condizioni necessarie alla sua messa in funzione e per
\n
l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.
\n\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbli-
\n
gazioni legali o implicite, del valore attuale del costo
\n
stimato per lo smantellamento del bene e/o ripristino
\n
del sito su cui insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
levata in un fondo del passivo nell\u2019ambito dei fondi per
\n
rischi e oneri. Maggiori informazioni sulle revisioni di
\n
stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del
\n
tasso di attualizzazione sono indicate nella nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti
\n
a fronte della prestazione di servizi di connessione alla
\n
rete elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati
\n
sono rilevati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8
\n
ottenuto.
\n\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acqui-
\n
sto, costruzione o produzione di beni che richiedono
\n
un rilevante periodo prima di essere pronti per l\u2019uso
\n
o la vendita (c.d. \u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati
\n
come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari
\n
connessi all\u2019acquisto/costruzione di beni che non pre-
\n
sentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto
\n
economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n\n\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di tran-
\n
sizione agli IFRS o in periodi precedenti, sono stati ri-
\n
levati sulla base del loro fair value, considerato come
\n
valore sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di
\n
rivalutazione.
\n
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti
\n
e macchinari abbiano differenti vite utili, le compo-
\n
nenti identificate sono rilevate e ammortizzate sepa-
\n
ratamente. I costi sostenuti successivamente all\u2019ac-
\n
quisto sono rilevati a incremento del valore contabile
\n
dell\u2019elemento cui si riferiscono, qualora sia probabile
\n
che i futuri benef\u00edci associati al costo sostenuto per
\n
sostituire una parte del bene affluiscano al Gruppo e il
\n
costo dell\u2019elemento possa essere determinato atten-
\n
dibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto
\n
economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento
\n
del valore contabile del bene cui fanno riferimento e
\n
sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto
\n
contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmen-
\n
te con imputazione a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore
\n
residuo, sono ammortizzati a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibi-
\n
le all\u2019uso. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d. Per informazioni su eventuali modifiche alle
\n
vite utili apportate dal Gruppo nel corso dell\u2019anno, si
\n
rimanda alla nota 10.e \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e mac-
\n
chinari sono eliminati contabilmente al momento della
\n
loro dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario
\n
ottiene il controllo) oppure quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismis-
\n
sione. L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto eco-
\n
nomico, \u00e8 calcolato come differenza tra i corrispettivi
\n
netti della dismissione, determinati secondo le previ-
\n
sioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e
\n
il valore netto contabile dei beni eliminati.
\n

\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n

\n

\n
Beni gratuitamente devolvibili
\n
Gli impianti del Gruppo includono beni gratuitamente
\n
devolvibili asserviti alle concessioni prevalentemente
\n
riferibili alle grandi derivazioni di acque e alle aree de-
\n
maniali destinate all\u2019esercizio degli impianti di produ-
\n
zione termoelettrica.
\n
Nel contesto regolatorio italiano vigente fino al 2011,
\n
alle date di scadenza delle concessioni, salvo loro
\n
rinnovo, tutte le opere di raccolta e di regolazione, le
\n
condotte forzate, i canali di scarico e gli impianti che
\n
insistono su aree demaniali, avrebbero dovuto esse-
\n
re devoluti gratuitamente allo Stato, in condizione di
\n
regolare funzionamento. Conseguentemente, gli am-
\n
mortamenti dei beni gratuitamente devolvibili risulta-
\n
vano commisurati sulla base della minore tra la durata
\n
della concessione e la vita utile del bene. A seguito
\n
delle modifiche normative introdotte con la legge n.
\n
134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente qua-
\n
lificati come \u201cgratuitamente devolvibili\u201d asserviti alle
\n
concessioni di derivazione d\u2019acqua a uso idroelettri-
\n
co sono ora considerati alla stregua delle altre cate-
\n
gorie di \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d, e pertanto,
\n
ammortizzati lungo la vita utile (laddove questa ecce-
\n
da la scadenza della concessione), come gi\u00e0 illustrato
\n
in sede di commento del precedente punto \u201cValore
\n
ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti del-
\n
la filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n.
\n
134/2012\u201d, cui si rimanda per maggiori dettagli.
\n
In accordo con le leggi n. 29/1985 e n. 46/1999, anche
\n
le centrali idroelettriche in territorio spagnolo operano
\n
in regime di concessione amministrativa, al termine
\n
della quale gli impianti verranno riconsegnati allo Stato
\n
in condizione di regolare funzionamento. La scadenza
\n
di tali concessioni si estende fino al 2078.
\n
Talune societ\u00e0 operanti nella generazione in Ameri-
\n
ca Latina sono titolari di concessioni amministrative le
\n
cui condizioni risultano analoghe a quelle applicabili in
\n
base al regime concessorio spagnolo. La scadenza di
\n
tali concessioni si estende in Argentina fino al 2087, in
\n
Brasile fino al 2047, in Costa Rica fino al 2031, in Panama
\n
fino al 2062 e in Guatemala fino 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 con-
\n
cessione \u201cpublic-to-private\u201d realizza o migliora l\u2019infra-
\n
struttura utilizzata per la fornitura del servizio di carat-
\n
tere pubblico e/o gestisce e mantiene l\u2019infrastruttura
\n
per il periodo della concessione, secondo i termini
\n
contrattuali.
\n

\n\n\n\n\n\n
In tali circostanze, il Gruppo, non contabilizza le infra-
\n
strutture in concessione rientranti nell\u2019ambito di appli-
\n
cazione dell\u2019IFRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d e rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue
\n
in conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In particolare, secondo le
\n
caratteristiche dell\u2019accordo per servizi in concessione,
\n
quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione o
\n
il miglioramento, rileva:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrat-
\n
tuale incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o
\n
un\u2019altra attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi,
\n
in base alle direttive del concedente) e quest\u2019ultimo
\n
non ha la possibilit\u00e0 di evitarne il pagamento; e/o
\n
\u2022 attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licen-
\n
za) di far pagare gli utenti del servizio pubblico, e per-
\n
tanto non vanta un diritto incondizionato a ricevere
\n
disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli importi dipendono
\n
dalla misura in cui gli utenti utilizzano il servizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un di-
\n
ritto contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale, gli
\n
oneri finanziari riconducibili all\u2019accordo sono capitaliz-
\n
zabili secondo le modalit\u00e0 descritte nella nota 17 \u201cIm-
\n
mobili, impianti e macchinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/migliora-
\n
mento, entrambe le tipologie di corrispettivo sono clas-
\n
sificate come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
durante il periodo di realizzazione/miglioramento.
\n
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda
\n
alla nota 9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n
Di converso, nelle circostanze in cui gli accordi per
\n
servizi in concessione prevedano che le infrastrutture
\n
asservite all\u2019esercizio delle concessioni stesse non ri-
\n
spettino i requisiti previsti dall\u2019IFRIC 12 e, in particolare,
\n
siano di propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessio-
\n
nario o abbiano una scadenza indeterminata, il valo-
\n
re contabile degli attivi attribuibile a tali concessioni \u00e8
\n
iscritto nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e
\n
contabilizzato secondo le previsioni dello IAS 16.
\n
Le informazioni sulle principali caratteristiche degli ac-
\n
cordi per servizi in concessione del Gruppo sono for-
\n
nite nella nota 18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n

\n\n\n\n
Leasing
\n
Alla data di inizio del leasing, il Gruppo determina se il
\n
contratto \u00e8, o contiene, un leasing applicando la de-
\n
finizione prevista dall\u2019IFRS 16, soddisfatta quando il
\n
contratto trasferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di
\n
un\u2019attivit\u00e0 sottostante per un periodo di tempo in cam-
\n
bio di un corrispettivo.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n\n
Quando il Gruppo opera in qualit\u00e0 di locatario, rileva
\n
un\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 sottostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data di
\n
decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo \u00e8 valutata
\n
inizialmente al costo, che comprende l\u2019importo iniziale
\n
della passivit\u00e0 del leasing rettificato per tutti i paga-
\n
menti dovuti corrisposti alla data di decorrenza o pre-
\n
cedentemente, al netto degli incentivi ricevuti, pi\u00f9 gli
\n
eventuali costi diretti iniziali sostenuti e una stima dei
\n
costi per lo smantellamento e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante e per il ripristino dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o
\n
del sito in cui \u00e8 ubicata.
\n
Le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono suc-
\n
cessivamente ammortizzate a quote costanti sul pe-
\n
riodo pi\u00f9 breve fra la durata del leasing e la vita utile
\n
stimata delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo.
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante al Gruppo, al termine della durata del contratto,
\n
o se il costo dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utiliz-
\n
zo riflette il fatto che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzio-
\n
ne di acquisto, l\u2019ammortamento \u00e8 calcolato sulla base
\n
della vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Per informazioni sul periodo di ammortamento delle
\n
attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo, si rimanda alla
\n
nota 19 \u201cLeasing\u201d.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono
\n
sottoposte a impairment test e rettificate per riflettere
\n
un\u2019eventuale 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
\n
la durata, attualizzati utilizzando il tasso di finanzia-
\n
mento marginale del locatario alla data di decorrenza
\n
del leasing quando il tasso di interesse implicito del le-
\n
asing non \u00e8 facilmente determinabile.
\n
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non di-
\n
pendono da un indice o da un tasso sono rilevati come
\n
costi nel periodo in cui si verifica l\u2019evento o la circo-
\n
stanza che fa scattare i pagamenti.
\n
Dopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8
\n
valutata al costo ammortizzato usando il metodo del
\n
tasso di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi
\n
di taluni eventi.
\n
Il Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista
\n
per i leasing a breve termine ai propri contratti con
\n
durata uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di de-
\n
correnza. Applica, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione
\n
prevista per i leasing nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di
\n
\u201cmodesto valore\u201d e il cui importo \u00e8 stimato come non
\n
significativo. Per esempio, il Gruppo detiene in leasing
\n
alcune attrezzature per ufficio (ossia, PC, stampanti e
\n
fotocopiatrici) che sono considerate di modesto va-
\n
lore. I pagamenti dovuti per i leasing a breve termine
\n
e per i leasing in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di modesto
\n
valore sono rilevati come costo a quote costanti per la
\n
durata del leasing.
\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
\n
le attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, con-
\n
trollate dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro
\n
utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri e
\n
il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determi-
\n
nato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione in-
\n
terna per le attivit\u00e0 generate internamente e sono ri-
\n
levate come attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo
\n
pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la
\n
disponibilit\u00e0 di risorse al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e
\n
avere la capacit\u00e0 di utilizzarla o venderla.
\n

\n\n\n\n\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta
\n
imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili
\n
per l\u2019uso.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono
\n
rilevate al netto del fondo di ammortamento e delle
\n
eventuali perdite di valore accumulate.
\n\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti
\n
dei criteri di ammortamento sono applicati prospetti-
\n
camente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 21 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immate-
\n
riale \u00e8 disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0
\n
immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono
\n
ammortizzate ma sono sottoposte a verifica annuale
\n
di recuperabilit\u00e0 (impairment test).
\n
Le infrastrutture classificate come attivit\u00e0 immateriali
\n
ai sensi dell\u2019IFRIC 12 sono ammortizzate lungo la dura-
\n
ta del contratto. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota
\n
18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita
\n
utile definita a eccezione di alcune concessioni e
\n
dell\u2019avviamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non
\n
sono assoggettate ad ammortamento sistematico ma
\n
sottoposte a impairment test almeno annualmente.
\n
La vita utile indefinita deve essere rivista annualmen-
\n
te per determinare se essa possa continuare a essere
\n
supportata. In caso contrario, il cambiamento nella de-
\n
terminazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n

\n\n\n\n\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i
\n
costi per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capi-
\n
talizzati secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diret-
\n
tamente imputabili a un contratto identificato e non
\n
sarebbero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto
\n
non fosse stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (re-
\n
cuperabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le com-
\n
missioni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri
\n
di capitalizzazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con
\n
i clienti sono ammortizzati sistematicamente, coe-
\n
rentemente con il modello di trasferimento dei beni o
\n
servizi cui si riferiscono, e sono soggetti a impairment
\n
test per rilevare eventuali perdite di valore nella misura
\n
in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0 ecceda il relativo
\n
valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei con-
\n
tratti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo
\n
il periodo di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la
\n
durata media del rapporto con il cliente); eventuali va-
\n
riazioni nei criteri di ammortamento sono rilevate pro-
\n
spetticamente.
\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)
\n
a ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immo-
\n
bili, impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari
\n
iscritti al costo, le attivit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso,
\n
l\u2019avviamento e le partecipazioni in societ\u00e0 collegate/
\n
joint venture sono verificate al fine di constatare l\u2019esi-
\n
stenza di indicatori (fonti informative interne ed ester-
\n
ne) di un\u2019eventuale riduzione del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le
\n
attivit\u00e0 immateriali con vita utile indefinita e le attivi-
\n
t\u00e0 immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso sono
\n
sottoposte a impairment test annualmente o pi\u00f9 fre-
\n
quentemente in presenza di indicatori che facciano
\n
ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto
\n
una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il
\n
valore recuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8
\n
stimato sulla base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua
\n
dismissione futura, conformemente al pi\u00f9 recente
\n
Piano Industriale del Gruppo. Per la stima del valore
\n
recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una
\n
singola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di
\n
generare flussi finanziari in entrata che siano ampia-
\n
mente indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0
\n
o gruppi di attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8
\n
riferito alla CGU alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa
\n
CGU alla quale essa appartiene, sia superiore al suo
\n
valore recuperabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a
\n
Conto economico e presentata nella voce \u201cAmmorta-
\n
menti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale
\n
avviamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei
\n
valori contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in propor-
\n
zione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazio-
\n
ne precedentemente effettuata, il valore contabile
\n
dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ripristinato con imputazione a Conto
\n
economico, nella voce \u201cAmmortamenti e altri im-
\n
pairment\u201d, nei limiti del valore contabile che l\u2019attivit\u00e0
\n
in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019ammorta-
\n
mento, se non fosse stata effettuata la svalutazio-
\n
ne. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene ri-
\n
pristinato anche qualora, negli esercizi successivi,
\n
vengano meno le ragioni che hanno determinato la
\n
riduzione di valore.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n\n
Rimanenze
\n
Ai sensi dello IAS 2, le rimanenze di magazzino sono va-
\n
lutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, a
\n
eccezione di quelle destinate ad attivit\u00e0 di trading che
\n
sono valutate al fair value con contropartita Conto eco-
\n
nomico. Il costo \u00e8 determinato sulla base del costo me-
\n
dio ponderato, che include gli oneri accessori di com-
\n
petenza. Per valore netto di realizzo si intende il prezzo
\n
di vendita stimato nel normale svolgimento delle attivit\u00e0
\n
al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o, lad-
\n
dove applicabile, il costo di sostituzione. Per la parte di
\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n\n

\n
magazzino posseduta per adempiere a vendite gi\u00e0 con-
\n
cluse, il valore netto di realizzo \u00e8 determinato sulla base
\n
di quanto 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
\n
di efficienza energetica, garanzie di origine e certificati
\n
di energia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per
\n
adempiere all\u2019obbligo di compliance del periodo di ri-
\n
ferimento. Queste rimanenze sono allocate a portafogli
\n
differenti, distinguendo le rimanenze con finalit\u00e0 di tra-
\n
ding e non-trading. Ulteriori dettagli su tali rimanenze
\n
sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le com-
\n
modity energetiche) posseduti per essere utilizzati nel
\n
processo produttivo non sono oggetto di svalutazio-
\n
ne, qualora ci si attenda che il prodotto finito nel quale
\n
verranno incorporati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da
\n
consentire il recupero del costo sostenuto.
\n

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

\n

\n
Strumenti finanziari
\n
Gli strumenti finanziari sono rilevati e valutati secondo
\n
lo IAS 32 (Strumenti finanziari: esposizione nel bilan-
\n
cio) e l\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari).
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bi-
\n
lancio consolidato quando, e solo quando, il Gruppo
\n
diviene parte delle clausole contrattuali dello strumen-
\n
to (ossia, trade date).
\n
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clien-
\n
tela, nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono ini-
\n
zialmente valutati al prezzo dell\u2019operazione (come de-
\n
finito nell\u2019IFRS 15) se tali crediti non contengono una
\n
componente finanziaria significativa o quando il Grup-
\n
po applica l\u2019espediente pratico consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0
\n
finanziarie diverse dai crediti commerciali summen-
\n
zionati al loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria non rilevata al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico, i costi di transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di ri-
\n
levazione iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo
\n
ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo e al fair value
\n
rilevato a Conto economico, sulla base di entrambi i
\n
seguenti elementi:
\n
\u2022 il modello di business del Gruppo per la gestione
\n
delle attivit\u00e0 finanziarie ovvero in base al modo in
\n
cui il Gruppo gestisce le proprie attivit\u00e0 finanziarie
\n
al fine di generare flussi di cassa (ovvero, incassan-
\n
do i flussi di cassa contrattuali, vendendo le attivit\u00e0
\n
finanziarie o entrambi); e
\n
\u2022 le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello
\n
strumento, per stabilire se lo strumento generi flus-
\n
si di cassa rappresentativi esclusivamente di paga-
\n
menti di capitale e interessi sulla base del \u201cSPPI test\u201d.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanzia-
\n
rie sono classificate in quattro categorie:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti
\n
di debito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo con
\n
riciclo degli utili e perdite cumulati (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessi-
\n
vo senza riciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto
\n
dell\u2019eliminazione contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i cre-
\n
diti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono de-
\n
tenute in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello
\n
di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini
\n
contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti
\n
di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da ca-
\n
pitale e interessi sul capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
eventualmente rettificato dei costi di transazione e,
\n
successivamente, valutate al costo ammortizzato uti-
\n
lizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette
\n
a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono
\n
rilevati a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo sono attivit\u00e0 detenu-
\n
te in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quel-
\n
lo di incassare i flussi di cassa contrattuali sia quello
\n
di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e i cui flussi di cassa
\n
contrattuali generano, a data specifiche, flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di capita-
\n
le e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono
\n
rilevate nel Conto economico complessivo cos\u00ec come
\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
le rettifiche per impairment, senza ridurre il relativo va-
\n
lore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata conta-
\n
bilmente (ad esempio al momento della vendita), gli
\n
utili e le perdite cumulati, precedentemente rilevati a
\n
patrimonio netto (con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e
\n
degli utili e delle perdite su cambi da rilevare a Conto
\n
economico) sono riclassificati a Conto economico.
\n

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

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le par-
\n
tecipazioni in altre imprese irrevocabilmente designate
\n
come tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non sa-
\n
ranno mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2
\n
trasferire l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del pa-
\n
trimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati
\n
a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico a meno che non rappresentino chiaramente un
\n
recupero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di ca-
\n
pitale e interesse, indipendentemente dal modello di
\n
business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in
\n
quanto acquistate o detenute principalmente al fine
\n
di essere vendute o riacquistate entro breve termine
\n
(ovvero, titoli, investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, dete-
\n
nuti per la negoziazione o non designati come effi-
\n
caci strumenti di copertura;
\n
\u2022 corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair
\n
value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti
\n
da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipa-
\n
zioni in societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevo-
\n
cabilmente al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi
\n
nel prospetto di Conto economico quando \u00e8 stabilito il
\n
diritto al pagamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\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
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti com-
\n
merciali e sulle altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati al fair
\n
value rilevato a Conto economico complessivo (FVO-
\n
CI), sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su
\n
tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea
\n
con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla deter-
\n
minazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un ap-
\n
proccio forward looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Grup-
\n
po applica l\u2019approccio semplificato, calcolando le per-
\n
dite attese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita
\n
dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti com-
\n
merciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e
\n
crediti per leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio gene-
\n
rale in base all\u2019IFRS 9, basato sulla valutazione dell\u2019in-
\n
cremento significativo del rischio di credito rispetto
\n
alla rilevazione iniziale.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o
\n
ripristino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivaluta-
\n
zioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite
\n
attese alla data di riferimento del bilancio.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evi-
\n
tando la rilevazione di un fondo perdite attese per un
\n
ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento a seguito di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0 finanziaria
\n
di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli
\n
\u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0
\n
finanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\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
\n
a brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finan-
\n
ziari a breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente
\n
convertibili in un ammontare noto di cassa e soggetti a
\n
un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le
\n
disponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

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

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

\n\n\n\n\n

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

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa con-
\n
nessi all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi
\n
e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi di-
\n
ritti a ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure as-
\n
sumendo un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i
\n
flussi di cassa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene-
\n
ficiari in virt\u00f9 di un contratto che rispetta i requisiti
\n
previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through test\u201d);
\n
\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostan-
\n
zialmente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il
\n
Gruppo rileva la differenza tra il valore contabile (misu-
\n
rato alla data di eliminazione) e il corrispettivo ricevuto
\n
a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmen-
\n
te quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione
\n
contrattuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sosti-
\n
tuita da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni
\n
sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passi-
\n
vit\u00e0 esistente sono sostanzialmente modificate, tale
\n
sostituzione o modifica viene trattata come un\u2019elimi-
\n
nazione contabile della passivit\u00e0 originaria e la rileva-
\n
zione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i rispetti-
\n
vi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

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

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o
\n
negativo e sono classificati come \u201cdetenuti per la ne-
\n
goziazione\u201d all\u2019interno degli \u201cAltri modelli di business\u201d
\n
e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a
\n
eccezione di quelli designati come efficaci strumenti
\n
di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono clas-
\n
sificati come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico in quanto non
\n
si qualificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati desi-
\n
gnati come efficaci strumenti di copertura sono clas-
\n
sificati come correnti o non correnti in base alla loro
\n
data di scadenza e all\u2019intenzione del Gruppo di dete-
\n
nere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge ac-
\n
counting, si rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
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 de-
\n
rivato incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstru-
\n
mento ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non de-
\n
rivato (il c.d. \u201ccontratto ospite\u201d), e origina tutti o parte
\n
dei flussi di cassa del contratto combinato. I derivati
\n
impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rilevati
\n
come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario
\n
valutato al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato
\n
implicito non sono strettamente correlati a quelli del
\n
contratto ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del
\n
derivato implicito soddisferebbe la definizione di
\n
derivato.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n

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

\n

\n

\n

\n\n

\n

\n

\n\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto
\n
ospite sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair
\n
value rilevato a Conto economico (a eccezione del
\n
caso in cui il derivato implicito \u00e8 designato come
\n
parte di una relazione di copertura).
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finan-
\n
ziari da valutare al fair value sono analizzati al fine
\n
di identificare l\u2019esistenza di derivati impliciti, che
\n
sono da scorporare e valutare al fair value. Le sud-
\n
dette analisi sono effettuate sia al momento in cui si
\n
entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari
\n
connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono conte-
\n
nere derivati impliciti sono i contratti di acquisto e
\n
vendita di commodity energetiche.
\n

\n\n\n\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi
\n
non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di ele-
\n
menti non finanziari, che sono stati sottoscritti
\n
e continuano a essere detenuti per l\u2019incasso o la
\n
consegna, secondo le normali esigenze di acqui-
\n
sto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono fuori
\n
dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rile-
\n
vati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento
\n
non finanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale con-
\n
tratto di compravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendi-
\n
ta del Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari con consegna fisica (per esempio, contratti
\n
a termine su commodity energetiche a prezzo fisso)
\n
che non si qualificano per la \u201cown use exemption\u201d sono
\n
rilevati come derivati valutati al fair value dalla trade
\n
date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di
\n
utilizzo o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato
\n
a Conto economico; i risultati da valutazione delle va-
\n
riazioni di fair value dei contratti ancora in essere alla
\n
data di riferimento del bilancio sono rilevati, su base
\n
netta, nella voce \u201cRisultati netti da contratti su com-
\n
modity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair va-
\n
lue dei contratti chiusi per la vendita di commodi-
\n
ty energetiche nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente
\n
agli effetti a Conto economico della cancellazione
\n
contabile del derivato, sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value
\n
dei contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity ener-
\n
getiche nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli ef-
\n
fetti a Conto economico della cancellazione contabile
\n
del derivato, sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica,
\n
gas e combustibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS
\n
9 possono anche essere, successivamente, designati
\n
come strumenti di copertura se i requisiti previsti per
\n
l\u2019hedge accounting sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di
\n
attivit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con par-
\n
ticolare attenzione agli acquisti o vendite a termine di
\n
elettricit\u00e0 e commodity energetiche, al fine di determi-
\n
nare se gli stessi debbano essere classificati e trattati
\n
conformemente a quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se sia-
\n
no stati sottoscritti per \u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

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

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n
Iperinflazione
\n
Ai sensi dello IAS 29, in caso di economia iperinfla-
\n
zionata, il Gruppo rettifica le poste non monetarie, il
\n
patrimonio netto e le poste derivanti da contratti indi-
\n
cizzati, fino al limite del loro valore recuperabile, utiliz-
\n
zando un indice dei prezzi che riflette le variazioni del
\n
generale potere di acquisto.
\n
Gli effetti dell\u2019applicazione iniziale sono rilevati a patri-
\n
monio al netto degli effetti fiscali. Viceversa, durante
\n
il periodo di iperinflazione (fino alla sua cessazione),
\n
l\u2019utile o la perdita risultante dalle rettifiche \u00e8 rilevato
\n
a Conto economico con separata indicazione tra gli
\n
oneri e i proventi finanziari.
\n

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

\n

\n
Tali previsioni trovano concreta applicazione con rife-
\n
rimento alle operazioni del Gruppo in Argentina, la cui
\n
economia \u00e8 stata dichiarata iperinflazionata a partire
\n
dal 1\u00b0 luglio 2018.
\n\n

\n

\n
Attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) classificate come possedute
\n
per la vendita e discontinued operation
\n\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) sono classificate come possedute per la
\n
vendita se il loro valore contabile sar\u00e0 recuperato prin-
\n
cipalmente con un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con
\n
il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono di-
\n
sponibili per la vendita immediata nelle loro condizioni
\n
attuali e la vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso
\n
di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipa-
\n
ta e sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte
\n
le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 della controllata sono classifica-
\n
te come possedute per la vendita indipendentemente
\n
dal fatto che il Gruppo mantenga, dopo la vendita, una
\n
partecipazione non di controllo nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di parte-
\n
cipazioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri
\n
di classificazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua
\n
della partecipazione in societ\u00e0 collegate o joint ventu-
\n
re che non \u00e8 stata classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del patrimonio
\n
netto fino alla dismissione della parte classificata come
\n
posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le
\n
passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate
\n
come possedute per la vendita sono presentate se-
\n
paratamente dalle altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per
\n
le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione clas-
\n
sificati come posseduti per la vendita non sono riclas-
\n
sificati o ripresentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione inizia-
\n
le delle attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissio-
\n
ne) come possedute per la vendita, i valori contabili
\n
dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono valutati in conformit\u00e0
\n
allo specifico principio contabile di riferimento appli-
\n
cabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non correnti
\n
(o gruppi in dismissione) classificate come possedute
\n
per la vendita sono valutate al minore tra il valore con-
\n
tabile e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o successivo
\n
impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di im-
\n
pairment sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito
\n
delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9
\n
sono classificate come possedute per la vendita o fin-
\n
ch\u00e9 sono inserite in un gruppo in dismissione classifi-
\n
cato come posseduto per la vendita.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa
\n
cessata (discontinued operation), il Gruppo espone, in
\n
una voce separata del Conto economico, un unico im-
\n
porto rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued opera-
\n
tion al netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli ef-
\n
fetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair
\n
value al netto dei costi di vendita o della dismissione
\n
delle attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) che costitui-
\n
scono la discontinued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel
\n
Conto economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9
\n
l\u2019informativa si riferisca a tutte le discontinued ope-
\n
ration entro la data di riferimento dell\u2019ultimo Bilancio
\n
presentato. Se il Gruppo cessa di classificare un com-
\n
ponente come posseduto per la vendita, i risultati del
\n
componente precedentemente esposto in bilancio tra
\n
le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per
\n
tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

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

\n

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

\n\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di rife-
\n
rimento, il trattamento contabile adottato dal Gruppo
\n
risulta conforme alle regole generali incluse nel corpus
\n
dei princ\u00edpi contabili IAS/IFRS applicabili e in linea con
\n
la best practice internazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la
\n
gestione dei certificati ambientali riflette il cosiddetto
\n
\u201cbusiness model\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le
\n
diverse peculiarit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali so-
\n
ciet\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0 di generazione di ener-
\n
gia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbligate, societ\u00e0 tra-
\n
der e altre societ\u00e0 che operano nel settore dei servizi
\n
energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n

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

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

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

\n

\n\n

\n\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello con-
\n
tabile sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

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

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

\n

\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
Benef\u00edci successivi alla fine del rapporto
\n
di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine
\n
Ai sensi dello IAS 19, il Gruppo determina, separata-
\n
mente per ciascun piano, le passivit\u00e0 relative ai be-
\n
nef\u00edci definiti erogati ai dipendenti in coincidenza o
\n
successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro
\n
e agli altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso
\n
dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa. Il Gruppo utilizza ipotesi attua-
\n
riali per stimare l\u2019ammontare dei benef\u00edci futuri che i
\n
dipendenti hanno maturato alla data di riferimento del
\n
bilancio (attraverso il \u201cmetodo di proiezione unitaria
\n
del credito\u201d) e un opportuno tasso di sconto per de-
\n
terminare il valore attuale di tali piani.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio
\n
del piano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di
\n
maturazione del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8
\n
effettuata da attuari indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore at-
\n
tuale della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus
\n
viene rilevato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale
\n
massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a be-
\n
nef\u00edci definiti, il Gruppo rileva gli utili e le perdite attua-
\n
riali derivanti dalla valutazione attuariale delle passivit\u00e0,
\n
il rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano (al netto
\n
degli associati interessi attivi) e l\u2019effetto del massimale
\n
di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al netto dei relativi interessi)
\n
nell\u2019ambito delle altre componenti del Conto econo-
\n
mico complessivo (OCI) quando si verificano. Per gli
\n
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 contribuzio-
\n
ne definita per effetto dei quali paga contributi fissi
\n
a una entit\u00e0 distinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbli-
\n
gazione legale o implicita a pagare ulteriori contri-
\n
buti se il fondo non disponesse di risorse sufficienti
\n
a pagare tutti i benef\u00edci ai dipendenti relativamente
\n
all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio corrente e in
\n
quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istitu-
\n
iti con lo scopo di integrare le prestazioni pensioni-
\n
stiche dovute successivamente alla fine del rapporto
\n
di lavoro. I costi relativi a tali piani sono rilevati a Con-
\n
to economico sulla base della contribuzione effettua-
\n
ta nel periodo.
\n\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai
\n
dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto
\n
di lavoro derivano dalla decisione da parte del Gruppo
\n
di concludere il rapporto di lavoro con un dipendente
\n
prima della normale data di pensionamento oppure
\n
dalla scelta volontaria di un dipendente di accettare
\n
un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali benef\u00edci in cam-
\n
bio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra
\n
le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019of-
\n
ferta di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ri-
\n
strutturazione che rientra nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dello IAS 37 e implica il pagamento di benef\u00edci
\n
dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natu-
\n
ra del beneficio concesso.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato
\n
su azioni regolate con strumenti rappresentativi di
\n
capitale nell\u2019ambito della politica in materia di remu-
\n
nerazione adottata per l\u2019Amministratore Delegato/
\n
Direttore Generale e per i dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine
\n
prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incen-
\n
tivo, rappresentato da una componente di natura
\n
azionaria (regolata con strumenti rappresentativi di
\n
capitale) e da una componente monetaria (pagata per
\n
cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifichino specifiche
\n
condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componen-
\n
te monetaria come un\u2019operazione regolata per cassa
\n
se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso
\n
il piano o, negli altri casi, come un altro beneficio ai
\n
dipendenti a lungo termine. Al fine di regolare la com-
\n
ponente azionaria mediante l\u2019assegnazione gratuita di
\n
azioni, sono stati approvati programmi di acquisto di
\n
azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulteriori detta-
\n
gli sui piani di incentivazione basati su azioni, si rinvia
\n
alla nota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo
\n
rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del per-
\n
sonale lungo il periodo in cui le condizioni di perma-
\n
nenza in servizio e di conseguimento di determinati
\n

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

\n

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

\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
risultati devono essere soddisfatte (periodo di matu-
\n
razione) e stima indirettamente il loro valore e il corri-
\n
spondente incremento di una specifica voce del pa-
\n
trimonio netto, sulla base del fair value degli strumenti
\n
rappresentativi di capitale (ossia, azioni della societ\u00e0
\n
emittente) alla data di assegnazione.
\n
Il costo complessivamente rilevato \u00e8 rettificato a ogni
\n
data di riferimento del bilancio fino alla data di matu-
\n
razione per riflettere la migliore stima disponibile al
\n
Gruppo del numero di strumenti rappresentativi di ca-
\n
pitale per i quali ci si attende che le condizioni di per-
\n
manenza in servizio e quelle di conseguimento di de-
\n
terminati risultati diverse dalle condizioni di mercato o
\n
di non maturazione saranno soddisfatte al termine del
\n
periodo di maturazione.
\n
Di contro, se l\u2019incentivo basato su strumenti rappre-
\n
sentativi di capitale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva
\n
i servizi resi dai dipendenti come costo del personale
\n
lungo il periodo di maturazione e una corrispondente
\n
passivit\u00e0 misurata al fair value della passivit\u00e0 sostenuta.
\n
Successivamente, e fino al momento della sua estin-
\n
zione, la passivit\u00e0 viene rimisurata al fair value a ogni
\n
data di riferimento del bilancio, considerando la mi-
\n
gliore stima possibile dell\u2019incentivo che maturer\u00e0, con
\n
le variazioni di fair value rilevate tra i costi del personale.
\n
\n\n
\n
\n
\n

\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
Ai sensi dello IAS 37, gli accantonamenti ai fondi per
\n
rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferi-
\n
mento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o impli-
\n
cita derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che
\n
per soddisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un
\n
esborso di risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo
\n
attendibile. Se l\u2019effetto del valore temporale del denaro
\n
\u00e8 un aspetto rilevante, gli accantonamenti sono deter-
\n
minati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un
\n
tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la va-
\n
lutazione corrente del mercato del costo del denaro in
\n
relazione al tempo e i rischi per i quali le stime dei flussi
\n
di cassa futuri non sono state rettificate. Quando l\u2019ac-
\n
cantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamento periodi-
\n
co del valore attuale dovuto al passaggio del tempo
\n
(ovvero, unwinding dello sconto) \u00e8 riflesso nel Conto
\n
economico come interesse passivo.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte
\n
di esse, richieste per estinguere un\u2019obbligazione ven-
\n
gano rimborsate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente
\n
certo, \u00e8 rilevato come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli
\n
impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insisto-
\n
no, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si
\n
riferisce e la rilevazione dell\u2019onere a Conto economico
\n
avviene attraverso il processo di ammortamento della
\n
predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoc-
\n
caggio delle scorie e di altri scarti di materiali radioat-
\n
tivi, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita ai relativi costi
\n
operativi.
\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un pro-
\n
gramma pianificato e controllato dalla direzione azien-
\n
dale che modifica in maniera significativa l\u2019ambito di
\n
un business intrapreso dal Gruppo oppure il modo in
\n
cui il business \u00e8 gestito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando
\n
sorge un\u2019obbligazione implicita, ossia quando il Grup-
\n
po ha approvato un dettagliato programma formale
\n
per la ristrutturazione e ne ha iniziato la realizzazione
\n
oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti principali ai
\n
terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a tratta-
\n
menti incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengo-
\n
no rilevate come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa
\n
alla vendita di un prodotto (sia esso bene o servizio)
\n
nell\u2019ambito di contratti con i clienti rientranti nel domi-
\n
nio di applicazione dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto,
\n
delle norme di legge o conformemente alla sua abi-
\n
tuale pratica commerciale. In questo caso, il Gruppo
\n
valuta se la garanzia fornisca al cliente l\u2019assicurazione
\n
che il prodotto, oggetto di garanzia, funzioner\u00e0 come
\n
previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle specifiche
\n
concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un
\n
servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo
\n
determina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa,
\n
quando trasferisce il prodotto al cliente il Gruppo ri-
\n
leva separatamente una passivit\u00e0 e un corrisponden-
\n
te onere, che rappresenta un costo addizionale per la
\n
fornitura dei beni o servizi, senza attribuire alcuna par-
\n
te del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi, dei ricavi) alla
\n
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 ga-
\n
ranzia fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo con-
\n
tabilizza la garanzia promessa come un\u2019obbligazione
\n
di fare conformemente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rile-
\n
vando la passivit\u00e0 derivante dal contratto come ricavo,
\n

\n

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

\n

\n\n
\n
Fondi rischi e oneri
\n
Ai sensi dello IAS 37, gli accantonamenti ai fondi per
\n
rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferi-
\n
mento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o impli-
\n
cita derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che
\n
per soddisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un
\n
esborso di risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo
\n
attendibile. Se l\u2019effetto del valore temporale del denaro
\n
\u00e8 un aspetto rilevante, gli accantonamenti sono deter-
\n
minati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un
\n
tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la va-
\n
lutazione corrente del mercato del costo del denaro in
\n
relazione al tempo e i rischi per i quali le stime dei flussi
\n
di cassa futuri non sono state rettificate. Quando l\u2019ac-
\n
cantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamento periodi-
\n
co del valore attuale dovuto al passaggio del tempo
\n
(ovvero, unwinding dello sconto) \u00e8 riflesso nel Conto
\n
economico come interesse passivo.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte
\n
di esse, richieste per estinguere un\u2019obbligazione ven-
\n
gano rimborsate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente
\n
certo, \u00e8 rilevato come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli
\n
impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insisto-
\n
no, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si
\n
riferisce e la rilevazione dell\u2019onere a Conto economico
\n
avviene attraverso il processo di ammortamento della
\n
predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoc-
\n
caggio delle scorie e di altri scarti di materiali radioat-
\n
tivi, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita ai relativi costi
\n
operativi.
\n
\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un pro-
\n
gramma pianificato e controllato dalla direzione azien-
\n
dale che modifica in maniera significativa l\u2019ambito di
\n
un business intrapreso dal Gruppo oppure il modo in
\n
cui il business \u00e8 gestito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando
\n
sorge un\u2019obbligazione implicita, ossia quando il Grup-
\n
po ha approvato un dettagliato programma formale
\n
per la ristrutturazione e ne ha iniziato la realizzazione
\n
oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti principali ai
\n
terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a tratta-
\n
menti incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengo-
\n
no rilevate come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa
\n
alla vendita di un prodotto (sia esso bene o servizio)
\n
nell\u2019ambito di contratti con i clienti rientranti nel domi-
\n
nio di applicazione dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto,
\n
delle norme di legge o conformemente alla sua abi-
\n
tuale pratica commerciale. In questo caso, il Gruppo
\n
valuta se la garanzia fornisca al cliente l\u2019assicurazione
\n
che il prodotto, oggetto di garanzia, funzioner\u00e0 come
\n
previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle specifiche
\n
concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un
\n
servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo
\n
determina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa,
\n
quando trasferisce il prodotto al cliente il Gruppo ri-
\n
leva separatamente una passivit\u00e0 e un corrisponden-
\n
te onere, che rappresenta un costo addizionale per la
\n
fornitura dei beni o servizi, senza attribuire alcuna par-
\n
te del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi, dei ricavi) alla
\n
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 ga-
\n
ranzia fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo con-
\n
tabilizza la garanzia promessa come un\u2019obbligazione
\n
di fare conformemente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rile-
\n
vando la passivit\u00e0 derivante dal contratto come ricavo,
\n
\n
\n\n

\n

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

\n

\n

\n

\n\n
lungo il periodo in cui \u00e8 fornito il servizio, e i relativi
\n
costi quando sono sostenuti.
\n
Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento
\n
di assicurazione sia uno di servizio e il Gruppo non
\n
pu\u00f2 ragionevolmente contabilizzarli separatamente,
\n
il Gruppo contabilizza entrambe le garanzie insieme
\n
come un\u2019unica obbligazione di fare.
\n
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in
\n
esame sono riflesse nel Conto economico dell\u2019eserci-
\n
zio in cui avviene la variazione, a eccezione di quelle
\n
relative ai costi previsti per smantellamento e/o ripri-
\n
stino che risultino da cambiamenti nei tempi e negli
\n
impieghi di risorse economiche necessarie per estin-
\n
guere l\u2019obbligazione o che risultino da variazioni del
\n
tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a incre-
\n
mento o a riduzione del valore contabile delle relative
\n
attivit\u00e0 e imputate a Conto economico tramite il pro-
\n
cesso di ammortamento. Quando sono rilevate a in-
\n
cremento del valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, viene inoltre
\n
valutato se il nuovo valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 stessa
\n
possa essere interamente recuperato. Qualora non
\n
lo fosse, si rileva una perdita a Conto economico pari
\n
all\u2019ammontare ritenuto non recuperabile. Le variazioni
\n
di stima in diminuzione sono rilevate in contropartita
\n
all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valore contabile
\n
e, per la parte eccedente, immediatamente a Conto
\n
economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nel-
\n
la determinazione della passivit\u00e0 relativa allo sman-
\n
tellamento e ripristino dei siti, e in particolare per lo
\n
smantellamento degli impianti nucleari e per lo stoc-
\n
caggio delle scorie o di altri scarti di materiali radio-
\n
attivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d.
\n
Maggiori dettagli sulla misurazione degli accantona-
\n
menti per i certificati ambientali sono forniti nella nota
\n
56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

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

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

\n\n\n\n\n\n
\u2022 allocazione del corrispettivo, all\u2019inizio del contratto,
\n
alle diverse obbligazioni di fare;
\n
\u2022 rilevazione dei ricavi, quando (o man mano che) cia-
\n
scuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n
Se l\u2019obbligazione di fare rientra in un contratto esi-
\n
stente la cui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore
\n
a un anno o se il Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019a-
\n
dempimento dell\u2019obbligazione di fare per l\u2019importo
\n
che ha diritto a fatturare al cliente, le informazioni re-
\n
lative alle rimanenti obbligazioni di fare non vengono
\n
fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale mo-
\n
dello di rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d e nella nota
\n
9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

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

\n\n\n\n\n\n
\u2022 ricavi da leasing operativi contabilizzati per compe-
\n
tenza in base alla sostanza del relativo accordo di
\n
leasing.
\n\n
Altri proventi operativi
\n
Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le
\n
plusvalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019at-
\n
tivit\u00e0 caratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
\n
Ai sensi dello IAS 20, i contributi pubblici, inclusi i
\n
contributi non monetari valutati al fair value, sono
\n
rilevati quando esiste una ragionevole certezza che
\n

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

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

\n

\n

\n

\n

\n\n
saranno ricevuti e che il Gruppo rispetter\u00e0 tutte le
\n
condizioni previste dal Governo, da enti governativi
\n
e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la
\n
loro erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di
\n
interesse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come
\n
un contributo pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente
\n
rilevato al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato
\n
come differenza tra il valore contabile iniziale e il cor-
\n
rispettivo ricevuto. Il finanziamento \u00e8 successivamente
\n
valutato conformemente alle disposizioni previste per
\n
le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico,
\n
con un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Grup-
\n
po rileva come costi le relative spese che i contributi
\n
intendono compensare.
\n
Quando i contributi pubblici sono ricevuti per l\u2019acqui-
\n
sto, la costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0 immobi-
\n
lizzate (per esempio, immobili, impianti e macchinari o
\n
attivit\u00e0 immateriali) sono portati a riduzione del valore
\n
contabile del bene e rilevati a Conto economico du-
\n
rante la vita ammortizzabile del bene come riduzione
\n
del costo dell\u2019ammortamento. Nel caso non ci siano
\n
sufficienti informazioni per consentirne un\u2019adeguata
\n
attribuzione alle relative attivit\u00e0 immobilizzate cui si ri-
\n
feriscono, i contributi pubblici in conto impianti sono
\n
rilevati come risconti passivi, tra le altre passivit\u00e0, e ri-
\n
levati a Conto economico su base sistematica lungo la
\n
vita utile del bene.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto for-
\n
ma di trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate
\n
all\u2019utilizzo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al
\n
fair value dell\u2019attivit\u00e0 non monetaria alla data del tra-
\n
sferimento.
\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 proventi od oneri netti da derivati su commodity,
\n
inclusi i derivati designati come cash flow hedge e
\n
i derivati valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico, sia regolati sia ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio; e
\n
\u2022 risultati netti derivanti dalla valutazione al fair value
\n
rilevato a Conto economico dei contratti su com-
\n
modity energetiche con consegna fisica, ancora in
\n
essere alla data di bilancio.
\n

\n\n\n\n\n\n
Dividendi
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari), i dividendi
\n
sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato
\n
a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azioni-
\n
sti della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza
\n
sono rappresentati come movimento del patrimonio
\n
netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente,
\n
dall\u2019Assemblea degli azionisti e dal Consiglio di Ammi-
\n
nistrazione.
\n

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

\n
Imposte sul reddito
\n
Lo IAS 12 specifica i requisiti per la rilevazione di at-
\n
tivit\u00e0 e passivit\u00e0 fiscali correnti e differite; l\u2019incertezza
\n
nella determinazione dei debiti verso l\u2019erario \u00e8 definita
\n
in linea con i requisiti previsti dall\u2019IFRIC 23 (Incertezza
\n
sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito),
\n
Imposte correnti sul reddito
\n
Le imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscrit-
\n
te tra i \u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al netto degli
\n
acconti versati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte
\n
sul reddito\u201d qualora il saldo netto risulti a credito, sono
\n
determinate in base alla stima del reddito imponibile e
\n
in conformit\u00e0 alle disposizioni in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le ali-
\n
quote fiscali previste da provvedimenti promulgati o
\n
sostanzialmente promulgati alla data di riferimento del
\n
bilancio.
\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto econo-
\n
mico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al
\n
di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte an-
\n
ticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra
\n
i valori contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte
\n
in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini
\n
fiscali applicando l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in
\n
cui la differenza temporanea si riverser\u00e0, determina-
\n
ta sulla base delle aliquote fiscali previste da provve-
\n
dimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione
\n
alle differenze temporanee imponibili, salvo che tali
\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 derivino: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avvia-
\n
mento; o (ii) dalla rilevazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di
\n
una passivit\u00e0 in un\u2019operazione che: non rappresenta
\n
un\u2019aggregazione aziendale, e al momento dell\u2019opera-
\n
zione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile n\u00e9 il reddito
\n
imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze temporanee
\n
imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
differenze temporanee imponibili riferibili a parteci-
\n
pazioni in societ\u00e0 controllate, collegate e joint ventu-
\n
re, quando il Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tem-
\n
pi dell\u2019annullamento delle differenze temporanee ed
\n
\u00e8 probabile che, nel prevedibile futuro, la differenza
\n
temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte
\n
le differenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto
\n
a nuovo di perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non uti-
\n
lizzati. Per i dettagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali
\n
attivit\u00e0, si rimanda allo specifico paragrafo nell\u2019ambito
\n
delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rile-
\n
vate nel Conto economico, a eccezione di quelle rela-
\n
tive a voci rilevate al di fuori del Conto economico che
\n
sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali
\n
differite sono compensate solo se esiste un diritto le-
\n
galmente esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali
\n
correnti con le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono re-
\n
lative a imposte sul reddito applicate dalla medesima
\n
Autorit\u00e0 Fiscale sullo stesso soggetto passivo d\u2019impo-
\n
sta oppure su soggetti passivi d\u2019imposta diversi che
\n
intendono regolare le passivit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali cor-
\n
renti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0 e regolare le
\n
passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun esercizio
\n
successivo nel quale si prevede che siano regolati o
\n
recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di atti-
\n
vit\u00e0 fiscali differite.
\n
\n
\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta
\n
sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se
\n
un dato trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per
\n
l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autori-
\n
t\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale (con il termine
\n
\u201cprobabile\u201d inteso come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), al-
\n
lora il Gruppo rileva e valuta le proprie imposte correnti
\n
o differite attive e passive applicando le disposizioni
\n
dello IAS 12.
\n
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabi-
\n
le che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale ai
\n
fini dell\u2019imposta sul reddito, il Gruppo riflette l\u2019effetto
\n
di tale incertezza avvalendosi del metodo che meglio
\n
prevede la risoluzione del trattamento fiscale incerto.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019incertezza sui trattamenti ai
\n
fini dell\u2019imposta sul reddito sono riportate nella nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla de-
\n
finizione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le
\n
attivit\u00e0/passivit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti
\n
o imposte differite.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfMaterialAccountingPolicyInformationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag660": { "value": "\n

\n
Parti correlate
\n
Ai sensi dello IAS 24, per parti correlate si intendo-
\n
no principalmente quelle che condividono con Enel
\n
SpA il medesimo soggetto controllante, le societ\u00e0
\n
che direttamente o indirettamente sono controlla-
\n
te da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ventu-
\n
re (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le
\n
societ\u00e0 collegate o joint venture (comprese le loro
\n
controllate) di qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo.
\n\n
Nella definizione di parti correlate rientrano, inol-
\n
tre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani di benef\u00edci
\n
post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA o di
\n
sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pen-
\n
sione FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro
\n
stretti familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strate-
\n
giche e i loro stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0
\n
da questa controllate. I dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche sono coloro che hanno il potere e la re-
\n
sponsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianificazione,
\n
della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della So-
\n
ciet\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori (ese-
\n
cutivi o meno).
\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": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag661": { "value": "\n
Nella definizione di parti correlate rientrano, inol-
\n
tre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani di benef\u00edci
\n
post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA o di
\n
sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pen-
\n
sione FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro
\n
stretti familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strate-
\n
giche e i loro stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0
\n
da questa controllate. I dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche sono coloro che hanno il potere e la re-
\n
sponsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianificazione,
\n
della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della So-
\n
ciet\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori (ese-
\n
cutivi o meno).
\n

\n\n\n\n\n\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione dei compo-
\n
nenti del Consiglio di Amministrazione, del Collegio
\n
Sindacale, del Direttore Generale e dei dirigenti con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo IAS 24, si ri-
\n
manda alle seguenti tabelle.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione e del
Collegio Sindacale, al Direttore Generale
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti55--
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro-5(5)-
Pagamenti basati su azioni11--
Totale611(5)-45,5%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti78(1)-12,5%
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro-4(4)-
Pagamenti basati su azioni11--
Totale813(5)-38,5%
\n\n
\n
Si ricorda infine che, nell\u2019ambito delle regole di cor-
\n
porate governance di cui si \u00e8 dotato il Gruppo Enel,
\n
descritte dettagliatamente nella Relazione sul governo
\n
societario e gli assetti proprietari disponibile sul sito
\n
internet della Societ\u00e0 (www.enel.com), sono state pre-
\n
viste le condizioni per assicurare che le operazioni con
\n
parti correlate vengano effettuate nel rispetto di criteri
\n
di trasparenza nonch\u00e9 di correttezza procedurale e
\n
sostanziale.
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di
\n
Amministrazione di Enel SpA ha approvato una proce-
\n
dura che disciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle
\n
operazioni con parti correlate poste in essere da Enel
\n
SpA, direttamente ovvero per il tramite di societ\u00e0 con-
\n
trollate (la \u201cProcedura OPC Enel\u201d), da ultimo aggior-
\n
nata nel mese di giugno 2021. Tale procedura (repe-
\n
ribile all\u2019indirizzo https://www.enel.com/it/investitori/
\n
governance/statuto-regolamenti-politiche) individua
\n
una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza
\n
e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, del-
\n
le operazioni con parti correlate ed \u00e8 stata adottata
\n
in attuazione di quanto disposto dall\u2019art. 2391 bis del
\n
codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dal-
\n
la CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12 marzo
\n
2010, come successivamente modificato (il \u201cRegola-
\n
mento CONSOB OPC\u201d). Si segnala che nel corso dell\u2019e-
\n
sercizio 2024 non sono state realizzate operazioni con
\n
parti correlate per le quali fosse necessario procedere
\n
all\u2019inserimento in bilancio dell\u2019informativa richiesta dal
\n
Regolamento CONSOB OPC.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutKeyManagementPersonnelExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag662": { "value": "\n

\n\n

\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 10, le societ\u00e0 controllate sono le
\n
societ\u00e0 su cui il Gruppo detiene il controllo. Per
\n
maggiori dettagli circa la definizione di controllo, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cValutazione dell\u2019esistenza dei re-
\n
quisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini del-
\n
la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 di-
\n
cembre 2024 sono elaborati in accordo con i prin-
\n
c\u00edpi contabili adottati dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabi-
\n
li diversi da quelli adottati nella predisposizione del
\n
Bilancio consolidato per operazioni e fatti simili in
\n
circostanze similari, vengono effettuate opportune
\n
rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati
\n
integralmente linea per linea nei conti consolidati
\n
a partire dalla data in cui il Gruppo ne acquisisce il
\n
controllo e sino alla data in cui tale controllo cessa
\n
di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di
\n
Conto economico complessivo sono attribuiti agli
\n
azionisti della Capogruppo e ai terzi anche se i risul-
\n
tati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio net-
\n
to, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transa-
\n
zioni infragruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del
\n
controllo sono rilevate come operazioni sul capitale
\n
rettificando la quota attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e quella ai terzi per riflettere le variazioni
\n
nelle loro relative quote di possesso. L\u2019eventuale dif-
\n
ferenza tra l\u2019ammontare al quale vengono rettificate
\n
le partecipazioni di minoranza e il fair value del corri-
\n
spettivo pagato o ricevuto viene rilevata direttamente
\n
nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0
\n
controllata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella
\n
societ\u00e0 precedentemente controllata viene rimisu-
\n
rata al fair value alla data in cui si perde il controllo,
\n
rilevando l\u2019eventuale utile o perdita derivante dalla
\n
perdita del controllo a Conto economico. Inoltre, la
\n
quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde
\n
il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il Grup-
\n
po avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0.
\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": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag663": { "value": "\n

\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 10, le societ\u00e0 controllate sono le
\n
societ\u00e0 su cui il Gruppo detiene il controllo. Per
\n
maggiori dettagli circa la definizione di controllo, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cValutazione dell\u2019esistenza dei re-
\n
quisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini del-
\n
la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 di-
\n
cembre 2024 sono elaborati in accordo con i prin-
\n
c\u00edpi contabili adottati dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabi-
\n
li diversi da quelli adottati nella predisposizione del
\n
Bilancio consolidato per operazioni e fatti simili in
\n
circostanze similari, vengono effettuate opportune
\n
rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati
\n
integralmente linea per linea nei conti consolidati
\n
a partire dalla data in cui il Gruppo ne acquisisce il
\n
controllo e sino alla data in cui tale controllo cessa
\n
di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di
\n
Conto economico complessivo sono attribuiti agli
\n
azionisti della Capogruppo e ai terzi anche se i risul-
\n
tati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio net-
\n
to, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transa-
\n
zioni infragruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del
\n
controllo sono rilevate come operazioni sul capitale
\n
rettificando la quota attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e quella ai terzi per riflettere le variazioni
\n
nelle loro relative quote di possesso. L\u2019eventuale dif-
\n
ferenza tra l\u2019ammontare al quale vengono rettificate
\n
le partecipazioni di minoranza e il fair value del corri-
\n
spettivo pagato o ricevuto viene rilevata direttamente
\n
nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0
\n
controllata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella
\n
societ\u00e0 precedentemente controllata viene rimisu-
\n
rata al fair value alla data in cui si perde il controllo,
\n
rilevando l\u2019eventuale utile o perdita derivante dalla
\n
perdita del controllo a Conto economico. Inoltre, la
\n
quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde
\n
il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il Grup-
\n
po avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0.
\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
\n
collegate e joint arrangement sono valutate secondo
\n
i requisiti previsti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint ventures) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arran-
\n
gements).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui
\n
il Gruppo esercita un\u2019influenza notevole, mentre una
\n
joint venture \u00e8 un accordo nel quale il Gruppo detiene
\n
il controllo congiunto e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio net-
\n
to (equity method), secondo il quale tali partecipazioni
\n
sono rilevate inizialmente al costo allocando al valore
\n
contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento emer-
\n
gente dalla differenza tra il costo della partecipazio-
\n
ne e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value
\n
netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della
\n
societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore
\n
contabile della partecipazione \u00e8 rettificato per rileva-
\n
re la quota di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdi-
\n
ta) della societ\u00e0 collegata o joint venture con effetto
\n
sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore
\n
contabile possono essere necessarie anche a seguito
\n
di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da variazioni
\n
nelle voci del prospetto delle altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessivo
\n
del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
\n
valore contabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Grup-
\n
po e una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rile-
\n
vati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente
\n
alla quota d\u2019interessenza di terzi nella collegata o nella
\n
joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint ventu-
\n
re sono preparati per lo stesso periodo contabile del
\n
Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del pa-
\n
trimonio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rile-
\n
vare un impairment relativo alla partecipazione nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza
\n
obiettiva di riduzione di valore, l\u2019intero valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 sottoposto a impairment test in
\n
giori dettagli circa l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno
\n
della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere
\n
una societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo ri-
\n
fair value (con contropartita il Conto economico); tutti
\n
gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi
\n
a tali investimenti sono contabilizzati come se le par-
\n
tecipate avessero direttamente dismesso le relative
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
r
\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la
\n
perdita di influenza notevole o del controllo congiunto,
\n
il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimo-
\n
nio netto e la quota degli utili e delle perdite prece-
\n
dentemente rilevati nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale
\n
riduzione, \u00e8 contabilizzata come se il Gruppo avesse
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo con-
\n
giunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo
\n
congiunto, ha diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le
\n
passivit\u00e0 relative all\u2019accordo. Per ogni joint operation il
\n
Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi sulla base
\n
dei termini dell\u2019accordo e non in base all\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la defini-
\n
zione di business:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative
\n
all\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto immediatamente
\n
prima della data di acquisizione, allora l\u2019operazione
\n
rappresenta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi per cui effettua il ricalcolo dell\u2019interessenza
\n
che deteneva in precedenza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto al rispettivo fair value a ciascuna data di
\n
acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia,
\n
aveva gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto senza detenerne il controllo congiunto),
\n
l\u2019interessenza precedentemente detenuta nell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto 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 24 \u201cPar-
\n
tecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
\n\n
conformit\u00e0 allo IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per mag-
\n
leva l\u2019eventuale pa\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\ntecipazione residua nella societ\u00e0 al
\n

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

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

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\n
Conto economico complessivo sono attribuiti agli
\n
azionisti della Capogruppo e ai terzi anche se i risul-
\n
tati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio net-
\n
to, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transa-
\n
zioni infragruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del
\n
controllo sono rilevate come operazioni sul capitale
\n
rettificando la quota attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e quella ai terzi per riflettere le variazioni
\n
nelle loro relative quote di possesso. L\u2019eventuale dif-
\n
ferenza tra l\u2019ammontare al quale vengono rettificate
\n
le partecipazioni di minoranza e il fair value del corri-
\n
spettivo pagato o ricevuto viene rilevata direttamente
\n
nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithNoncontrollingInterestsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag666": { "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
\n
collegate e joint arrangement sono valutate secondo
\n
i requisiti previsti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint ventures) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arran-
\n
gements).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui
\n
il Gruppo esercita un\u2019influenza notevole, mentre una
\n
joint venture \u00e8 un accordo nel quale il Gruppo detiene
\n
il controllo congiunto e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio net-
\n
to (equity method), secondo il quale tali partecipazioni
\n
sono rilevate inizialmente al costo allocando al valore
\n
contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento emer-
\n
gente dalla differenza tra il costo della partecipazio-
\n
ne e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value
\n
netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della
\n
societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore
\n
contabile della partecipazione \u00e8 rettificato per rileva-
\n
re la quota di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdi-
\n
ta) della societ\u00e0 collegata o joint venture con effetto
\n
sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore
\n
contabile possono essere necessarie anche a seguito
\n
di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da variazioni
\n
nelle voci del prospetto delle altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessivo
\n
del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
\n
valore contabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Grup-
\n
po e una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rile-
\n
vati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente
\n
alla quota d\u2019interessenza di terzi nella collegata o nella
\n
joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint ventu-
\n
re sono preparati per lo stesso periodo contabile del
\n
Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del pa-
\n
trimonio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rile-
\n
vare un impairment relativo alla partecipazione nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza
\n
obiettiva di riduzione di valore, l\u2019intero valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 sottoposto a impairment test in
\n
giori dettagli circa l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno
\n
della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere
\n
una societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo ri-
\n
fair value (con contropartita il Conto economico); tutti
\n
gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi
\n
a tali investimenti sono contabilizzati come se le par-
\n
tecipate avessero direttamente dismesso le relative
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
r
\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la
\n
perdita di influenza notevole o del controllo congiunto,
\n
il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimo-
\n
nio netto e la quota degli utili e delle perdite prece-
\n
dentemente rilevati nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale
\n
riduzione, \u00e8 contabilizzata come se il Gruppo avesse
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo con-
\n
giunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo
\n
congiunto, ha diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le
\n
passivit\u00e0 relative all\u2019accordo. Per ogni joint operation il
\n
Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi sulla base
\n
dei termini dell\u2019accordo e non in base all\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la defini-
\n
zione di business:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative
\n
all\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto immediatamente
\n
prima della data di acquisizione, allora l\u2019operazione
\n
rappresenta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi per cui effettua il ricalcolo dell\u2019interessenza
\n
che deteneva in precedenza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto al rispettivo fair value a ciascuna data di
\n
acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia,
\n
aveva gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto senza detenerne il controllo congiunto),
\n
l\u2019interessenza precedentemente detenuta nell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto 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 24 \u201cPar-
\n
tecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
\n\n
conformit\u00e0 allo IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per mag-
\n
leva l\u2019eventuale pa\n
\n
\n
\n
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\n\n\n\n
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\n\n\n\n
\n\n\n\n\ntecipazione residua nella societ\u00e0 al
\n

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\n

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\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint arrangement sono valutate secondo
\n
i requisiti previsti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint ventures) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arran-
\n
gements).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui
\n
il Gruppo esercita un\u2019influenza notevole, mentre una
\n
joint venture \u00e8 un accordo nel quale il Gruppo detiene
\n
il controllo congiunto e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio net-
\n
to (equity method), secondo il quale tali partecipazioni
\n
sono rilevate inizialmente al costo allocando al valore
\n
contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento emer-
\n
gente dalla differenza tra il costo della partecipazio-
\n
ne e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value
\n
netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della
\n
societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore
\n
contabile della partecipazione \u00e8 rettificato per rileva-
\n
re la quota di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdi-
\n
ta) della societ\u00e0 collegata o joint venture con effetto
\n
sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore
\n
contabile possono essere necessarie anche a seguito
\n
di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da variazioni
\n
nelle voci del prospetto delle altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessivo
\n
del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
\n
valore contabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Grup-
\n
po e una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rile-
\n
vati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente
\n
alla quota d\u2019interessenza di terzi nella collegata o nella
\n
joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint ventu-
\n
re sono preparati per lo stesso periodo contabile del
\n
Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del pa-
\n
trimonio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rile-
\n
vare un impairment relativo alla partecipazione nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza
\n
obiettiva di riduzione di valore, l\u2019intero valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 sottoposto a impairment test in
\n
giori dettagli circa l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno
\n
della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere
\n
una societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo ri-
\n
fair value (con contropartita il Conto economico); tutti
\n
gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi
\n
a tali investimenti sono contabilizzati come se le par-
\n
tecipate avessero direttamente dismesso le relative
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
r
\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la
\n
perdita di influenza notevole o del controllo congiunto,
\n
il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimo-
\n
nio netto e la quota degli utili e delle perdite prece-
\n
dentemente rilevati nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale
\n
riduzione, \u00e8 contabilizzata come se il Gruppo avesse
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo con-
\n
giunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo
\n
congiunto, ha diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le
\n
passivit\u00e0 relative all\u2019accordo. Per ogni joint operation il
\n
Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi sulla base
\n
dei termini dell\u2019accordo e non in base all\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la defini-
\n
zione di business:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative
\n
all\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto immediatamente
\n
prima della data di acquisizione, allora l\u2019operazione
\n
rappresenta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi per cui effettua il ricalcolo dell\u2019interessenza
\n
che deteneva in precedenza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto al rispettivo fair value a ciascuna data di
\n
acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia,
\n
aveva gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto senza detenerne il controllo congiunto),
\n
l\u2019interessenza precedentemente detenuta nell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto 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 24 \u201cPar-
\n
tecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
\n\n
conformit\u00e0 allo IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per mag-
\n
leva l\u2019eventuale pa\n
\n
\n
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\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
\n\n\n\n
\n\n\n\n\ntecipazione residua nella societ\u00e0 al
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag668": { "value": "\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint arrangement sono valutate secondo
\n
i requisiti previsti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0
\n
collegate e joint ventures) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arran-
\n
gements).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui
\n
il Gruppo esercita un\u2019influenza notevole, mentre una
\n
joint venture \u00e8 un accordo nel quale il Gruppo detiene
\n
il controllo congiunto e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio net-
\n
to (equity method), secondo il quale tali partecipazioni
\n
sono rilevate inizialmente al costo allocando al valore
\n
contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento emer-
\n
gente dalla differenza tra il costo della partecipazio-
\n
ne e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value
\n
netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della
\n
societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore
\n
contabile della partecipazione \u00e8 rettificato per rileva-
\n
re la quota di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdi-
\n
ta) della societ\u00e0 collegata o joint venture con effetto
\n
sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore
\n
contabile possono essere necessarie anche a seguito
\n
di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da variazioni
\n
nelle voci del prospetto delle altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessivo
\n
del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
\n
valore contabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Grup-
\n
po e una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rile-
\n
vati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente
\n
alla quota d\u2019interessenza di terzi nella collegata o nella
\n
joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint ventu-
\n
re sono preparati per lo stesso periodo contabile del
\n
Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del pa-
\n
trimonio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rile-
\n
vare un impairment relativo alla partecipazione nella
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza
\n
obiettiva di riduzione di valore, l\u2019intero valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 sottoposto a impairment test in
\n
giori dettagli circa l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno
\n
della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere
\n
una societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo ri-
\n
fair value (con contropartita il Conto economico); tutti
\n
gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi
\n
a tali investimenti sono contabilizzati come se le par-
\n
tecipate avessero direttamente dismesso le relative
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
r
\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la
\n
perdita di influenza notevole o del controllo congiunto,
\n
il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimo-
\n
nio netto e la quota degli utili e delle perdite prece-
\n
dentemente rilevati nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale
\n
riduzione, \u00e8 contabilizzata come se il Gruppo avesse
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo con-
\n
giunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo
\n
congiunto, ha diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le
\n
passivit\u00e0 relative all\u2019accordo. Per ogni joint operation il
\n
Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi sulla base
\n
dei termini dell\u2019accordo e non in base all\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la defini-
\n
zione di business:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative
\n
all\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto immediatamente
\n
prima della data di acquisizione, allora l\u2019operazione
\n
rappresenta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi per cui effettua il ricalcolo dell\u2019interessenza
\n
che deteneva in precedenza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto al rispettivo fair value a ciascuna data di
\n
acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia,
\n
aveva gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo
\n
congiunto senza detenerne il controllo congiunto),
\n
l\u2019interessenza precedentemente detenuta nell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto 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 24 \u201cPar-
\n
tecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag676": { "value": "\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Ai sensi dello IAS 21 (Effetti delle variazioni dei cambi
\n
delle valute estere), le transazioni in valute diverse dal-
\n
la valuta funzionale sono contabilizzate, al momento
\n
della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in
\n
essere alla data dell\u2019operazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie
\n
denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale
\n
sono convertite usando il tasso di cambio a pronti alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in
\n
valuta estera, iscritte al costo storico, sono convertite
\n
usando il tasso di cambio in essere alla data di rileva-
\n
zione iniziale della transazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair va-
\n
lue, sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla
\n
data di determinazione del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti
\n
sono rilevate a Conto economico.
\n
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare
\n
per la rilevazione iniziale dell\u2019attivit\u00e0, del costo o del ri-
\n
cavo (o parte di essi) connessi all\u2019eliminazione contabi-
\n
le di un\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal
\n
pagamento o dal ricevimento di un anticipo in valuta
\n
estera, la data dell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo
\n
rileva inizialmente l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria
\n
relativa all\u2019anticipo.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag677": { "value": "\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la
\n
valuta di presentazione della Capogruppo.
\n
Ai sensi dello IAS 21 e ai fini della predisposizione del
\n
Bilancio consolidato, i bilanci delle societ\u00e0 consolidate
\n
con valuta funzionale diversa da quella di presenta-
\n
zione del Bilancio consolidato, sono convertiti in euro
\n
applicando alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0, inclusi l\u2019avviamento
\n
e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il
\n
tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell\u2019e-
\n
sercizio e alle voci di Conto economico il cambio me-
\n
dio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di
\n
cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
\n
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamen-
\n
te a patrimonio netto e sono esposte separatamente in
\n
un\u2019apposita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata
\n
proporzionalmente a Conto economico al momento
\n
della cessione (parziale o totale) della partecipazione.
\n
Quando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata
\n
\u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinflazionata, il Gruppo
\n
riespone il Bilancio secondo quanto previsto dallo IAS
\n
29 (Rendicontazione contabile in economie iperin-
\n
flazionate), prima di applicare lo specifico metodo di
\n
conversione esposto di seguito.
\n
Al fine di considerare l\u2019impatto dell\u2019iperinflazione sul
\n
tasso di cambio della moneta locale, la situazione pa-
\n
trimoniale-finanziaria e il risultato economico (ossia
\n
attivit\u00e0, passivit\u00e0, voci di patrimonio netto, ricavi e co-
\n
sti) di una societ\u00e0 del Gruppo la cui valuta funzionale
\n
\u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinflazionata sono con-
\n
vertiti nella moneta di presentazione del Gruppo (euro)
\n
utilizzando il tasso di cambio in essere alla data di
\n
chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi compa-
\n
rativi presentati nel Bilancio dell\u2019anno precedente che
\n
non sono rettificati per variazioni successive nel livello
\n
di prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag678": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici
\n
risultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate se-
\n
paratamente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolida-
\n
to alla data di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali uti-
\n
lizzando:
\n
\u2022 il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni
\n
aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse
\n
entro il predetto esercizio, in base a quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al
\n
fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e
\n
delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diret-
\n
tamente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 sta-
\n
to allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi
\n
fair value. L\u2019eventuale eccedenza positiva del costo
\n
di acquisto rispetto al fair value della quota delle atti-
\n
vit\u00e0 nette acquisite di pertinenza del Gruppo \u00e8 stata
\n
contabilizzata come avviamento. Nelle aggregazioni
\n
aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019ac-
\n
quisizione del controllo, le rettifiche ai fair value
\n
relative agli attivi netti precedentemente acquisiti
\n
sono state riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare
\n
dell\u2019avviamento \u00e8 stato determinato separatamente
\n
per ogni singola transazione sulla base del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite alla data di ogni singola
\n
transazione;
\n
\u2022 l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazio-
\n
ni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
3 Revised, ove il costo di acquisto (ovvero, corrispet-
\n
tivo trasferito) \u00e8 pari al fair value, alla data di acqui-
\n
sizione, delle attivit\u00e0 acquisite, delle passivit\u00e0 soste-
\n
nute o assunte, nonch\u00e9 degli eventuali strumenti di
\n
capitale emessi dall\u2019acquirente. Il costo di acquisto
\n
include il fair value delle eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
per corrispettivi potenziali. Il corrispettivo trasferito \u00e8
\n
allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. A tal riguardo l\u2019avviamen-
\n
to \u00e8 definito come l\u2019eventuale eccedenza tra la som-
\n
matoria del corrispettivo trasferito, valutato al fair
\n
value alla data di acquisizione, l\u2019importo di qualsiasi
\n
partecipazione di minoranza e qualsiasi interessenza
\n
nell\u2019acquisita precedentemente detenuta dal Grup-
\n
po (in una aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9
\n
fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o
\n
assunte, valutate al fair value.
\n\n
Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione
\n
alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle
\n
attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro
\n
fair value alla data di acquisizione.
\n\n\n\n\n

\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022 i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono
\n
rilevati a Conto economico;
\n
\u2022 qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo,
\n
le quote partecipative detenute precedentemente
\n
nella societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e
\n
l\u2019eventuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata
\n
a Conto economico;
\n
\u2022 l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair
\n
value alla data di acquisizione. Le variazioni suc-
\n
cessive del fair value del corrispettivo potenziale,
\n
classificato come un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia
\n
come uno strumento finanziario ai sensi dell\u2019IFRS
\n
9, sono rilevate a Conto economico, altrimenti \u00e8 va-
\n
lutato in base allo specifico IFRS/IAS di riferimento.
\n
Il corrispettivo potenziale che \u00e8 classificato come
\n
strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e, conse-
\n
guentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022 nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivi-
\n
t\u00e0 e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi
\n
solo provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8
\n
rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali
\n
rettifiche, derivanti dal completamento del proces-
\n
so di valutazione, sono rilevate entro 12 mesi a par-
\n
tire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati
\n
comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0
\n
controllate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizio-
\n
ne iniziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma
\n
verificato, almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment.
\n
Si precisa che ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento
\n
\u00e8 allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna CGU o
\n
gruppo di CGU che si prevede beneficer\u00e0 delle siner-
\n
gie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono ripor-
\n
tate nel paragrafo seguente \u201cImpairment delle attivit\u00e0
\n
non finanziarie\u201d.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di
\n
tali attivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag680": { "value": "\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici
\n
risultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate se-
\n
paratamente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolida-
\n
to alla data di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali uti-
\n
lizzando:
\n
\u2022 il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni
\n
aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse
\n
entro il predetto esercizio, in base a quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al
\n
fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e
\n
delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diret-
\n
tamente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 sta-
\n
to allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi
\n
fair value. L\u2019eventuale eccedenza positiva del costo
\n
di acquisto rispetto al fair value della quota delle atti-
\n
vit\u00e0 nette acquisite di pertinenza del Gruppo \u00e8 stata
\n
contabilizzata come avviamento. Nelle aggregazioni
\n
aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019ac-
\n
quisizione del controllo, le rettifiche ai fair value
\n
relative agli attivi netti precedentemente acquisiti
\n
sono state riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare
\n
dell\u2019avviamento \u00e8 stato determinato separatamente
\n
per ogni singola transazione sulla base del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite alla data di ogni singola
\n
transazione;
\n
\u2022 l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazio-
\n
ni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n
3 Revised, ove il costo di acquisto (ovvero, corrispet-
\n
tivo trasferito) \u00e8 pari al fair value, alla data di acqui-
\n
sizione, delle attivit\u00e0 acquisite, delle passivit\u00e0 soste-
\n
nute o assunte, nonch\u00e9 degli eventuali strumenti di
\n
capitale emessi dall\u2019acquirente. Il costo di acquisto
\n
include il fair value delle eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
per corrispettivi potenziali. Il corrispettivo trasferito \u00e8
\n
allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. A tal riguardo l\u2019avviamen-
\n
to \u00e8 definito come l\u2019eventuale eccedenza tra la som-
\n
matoria del corrispettivo trasferito, valutato al fair
\n
value alla data di acquisizione, l\u2019importo di qualsiasi
\n
partecipazione di minoranza e qualsiasi interessenza
\n
nell\u2019acquisita precedentemente detenuta dal Grup-
\n
po (in una aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9
\n
fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o
\n
assunte, valutate al fair value.
\n\n
Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione
\n
alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle
\n
attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro
\n
fair value alla data di acquisizione.
\n\n\n\n\n

\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022 i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono
\n
rilevati a Conto economico;
\n
\u2022 qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo,
\n
le quote partecipative detenute precedentemente
\n
nella societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e
\n
l\u2019eventuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata
\n
a Conto economico;
\n
\u2022 l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair
\n
value alla data di acquisizione. Le variazioni suc-
\n
cessive del fair value del corrispettivo potenziale,
\n
classificato come un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia
\n
come uno strumento finanziario ai sensi dell\u2019IFRS
\n
9, sono rilevate a Conto economico, altrimenti \u00e8 va-
\n
lutato in base allo specifico IFRS/IAS di riferimento.
\n
Il corrispettivo potenziale che \u00e8 classificato come
\n
strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e, conse-
\n
guentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022 nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivi-
\n
t\u00e0 e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi
\n
solo provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8
\n
rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali
\n
rettifiche, derivanti dal completamento del proces-
\n
so di valutazione, sono rilevate entro 12 mesi a par-
\n
tire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati
\n
comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0
\n
controllate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizio-
\n
ne iniziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma
\n
verificato, almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment.
\n
Si precisa che ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento
\n
\u00e8 allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna CGU o
\n
gruppo di CGU che si prevede beneficer\u00e0 delle siner-
\n
gie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono ripor-
\n
tate nel paragrafo seguente \u201cImpairment delle attivit\u00e0
\n
non finanziarie\u201d.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di
\n
tali attivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag682": { "value": "\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici
\n
risultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate se-
\n
paratamente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolida-
\n
to alla data di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali uti-
\n
lizzando:
\n
\u2022 il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni
\n
aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse
\n
entro il predetto esercizio, in base a quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al
\n
fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e
\n
delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diret-
\n
tamente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 sta-
\n
to allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi
\n
fair value. L\u2019eventuale eccedenza positiva del costo
\n
di acquisto rispetto al fair value della quota delle atti-
\n
vit\u00e0 nette acquisite di pertinenza del Gruppo \u00e8 stata
\n
contabilizzata come avviamento. Nelle aggregazioni
\n
aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019ac-
\n
quisizione del controllo, le rettifiche ai fair value
\n
relative agli attivi netti precedentemente acquisiti
\n
sono state riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare
\n
dell\u2019avviamento \u00e8 stato determinato separatamente
\n
per ogni singola transazione sulla base del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite alla data di ogni singola
\n
transazione;
\n
\u2022 l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazio-
\n
ni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS
\n

\n\n\n\n\n
3 Revised, ove il costo di acquisto (ovvero, corrispet-
\n
tivo trasferito) \u00e8 pari al fair value, alla data di acqui-
\n
sizione, delle attivit\u00e0 acquisite, delle passivit\u00e0 soste-
\n
nute o assunte, nonch\u00e9 degli eventuali strumenti di
\n
capitale emessi dall\u2019acquirente. Il costo di acquisto
\n
include il fair value delle eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
per corrispettivi potenziali. Il corrispettivo trasferito \u00e8
\n
allocato rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0
\n
potenziali identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. A tal riguardo l\u2019avviamen-
\n
to \u00e8 definito come l\u2019eventuale eccedenza tra la som-
\n
matoria del corrispettivo trasferito, valutato al fair
\n
value alla data di acquisizione, l\u2019importo di qualsiasi
\n
partecipazione di minoranza e qualsiasi interessenza
\n
nell\u2019acquisita precedentemente detenuta dal Grup-
\n
po (in una aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9
\n
fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o
\n
assunte, valutate al fair value.
\n\n
Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione
\n
alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle
\n
attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro
\n
fair value alla data di acquisizione.
\n\n\n\n\n

\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022 i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono
\n
rilevati a Conto economico;
\n
\u2022 qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo,
\n
le quote partecipative detenute precedentemente
\n
nella societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e
\n
l\u2019eventuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata
\n
a Conto economico;
\n
\u2022 l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair
\n
value alla data di acquisizione. Le variazioni suc-
\n
cessive del fair value del corrispettivo potenziale,
\n
classificato come un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia
\n
come uno strumento finanziario ai sensi dell\u2019IFRS
\n
9, sono rilevate a Conto economico, altrimenti \u00e8 va-
\n
lutato in base allo specifico IFRS/IAS di riferimento.
\n
Il corrispettivo potenziale che \u00e8 classificato come
\n
strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e, conse-
\n
guentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022 nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivi-
\n
t\u00e0 e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi
\n
solo provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8
\n
rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali
\n
rettifiche, derivanti dal completamento del proces-
\n
so di valutazione, sono rilevate entro 12 mesi a par-
\n
tire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati
\n
comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0
\n
controllate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizio-
\n
ne iniziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma
\n
verificato, almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment.
\n
Si precisa che ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento
\n
\u00e8 allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna CGU o
\n
gruppo di CGU che si prevede beneficer\u00e0 delle siner-
\n
gie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono ripor-
\n
tate nel paragrafo seguente \u201cImpairment delle attivit\u00e0
\n
non finanziarie\u201d.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 colle-
\n
gate e in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di
\n
tali attivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag727": { "value": "\n
Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione
\n
alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle
\n
attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro
\n
fair value alla data di acquisizione.
\n\n\n\n\n
Misurazione del fair value
\n
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa
\n
informativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o con-
\n
sentito dai princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo
\n
applica l\u2019IFRS 13.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepireb-
\n
be per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si paghe-
\n
rebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019am-
\n
bito di una transazione ordinaria posta in essere tra
\n
operatori di mercato, alla data di valutazione (c.d.
\n
\u201cexit price\u201d).
\n
La valutazione al fair value presuppone che l\u2019opera-
\n
zione di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di trasferimento della
\n
passivit\u00e0 abbia luogo nel mercato principale, ossia
\n
nel mercato in cui ha luogo il maggior volume e livel-
\n
lo di transazioni per l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assen-
\n
za di un mercato principale, si ipotizza che la tran-
\n
sazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9 vantaggioso al
\n
quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato su-
\n
scettibile di massimizzare i risultati della transazione
\n
di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare
\n
da pagare per trasferire la passivit\u00e0.
\n
Il fair value di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determi-
\n
nato utilizzando le assunzioni che gli operatori di mer-
\n
cato prenderebbero in considerazione per definire il
\n
prezzo dell\u2019attivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che
\n
gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse
\n
economico. Gli operatori di mercato sono acquirenti
\n
e venditori indipendenti, informati, in grado di con-
\n
cludere una transazione per l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 e
\n
interessati, ma non obbligati o diversamente indotti a
\n
perfezionare la transazione.
\n

\n\n\n\n\n
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le
\n
caratteristiche delle specifiche attivit\u00e0 o passivit\u00e0, in
\n
particolare:
\n
\u2022 per le attivit\u00e0 non finanziarie considera la capaci-
\n
t\u00e0 di un operatore di mercato di generare benef\u00edci
\n
economici impiegando l\u2019attivit\u00e0 nel suo massimo e
\n
migliore utilizzo o vendendola a un altro operatore
\n
di mercato capace di impiegarla nel suo massimo e
\n
migliore utilizzo;
\n
\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di ca-
\n
pitale proprio, il fair value include l\u2019effetto del cosid-
\n
detto \u201cnon-performance risk\u201d, ossia il rischio che il
\n
Gruppo non sia in grado di adempiere alle proprie
\n
obbligazioni, compreso tra l\u2019altro anche il rischio di
\n
credito proprio del Gruppo;
\n
\u2022 per i gruppi di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie gestiti
\n
sulla base della propria esposizione netta ai rischi di
\n
mercato o al rischio di credito, si veda la nota 50 \u201cAt-
\n
tivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d per maggiori
\n
dettagli.
\n
Nella misurazione del fair value delle attivit\u00e0 e del-
\n
le passivit\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione
\n
adeguate alle circostanze e per le quali sono disponi-
\n
bili dati sufficienti per valutare il fair value stesso, mas-
\n
simizzando l\u2019utilizzo di input osservabili e riducendo al
\n
minimo l\u2019utilizzo di input non osservabili.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag686": { "value": "\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 accumula-
\n
ta. Tale costo \u00e8 comprensivo dei costi accessori diret-
\n
tamente attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle
\n
condizioni necessarie alla sua messa in funzione e per
\n
l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.
\n\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbli-
\n
gazioni legali o implicite, del valore attuale del costo
\n
stimato per lo smantellamento del bene e/o ripristino
\n
del sito su cui insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
levata in un fondo del passivo nell\u2019ambito dei fondi per
\n
rischi e oneri. Maggiori informazioni sulle revisioni di
\n
stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del
\n
tasso di attualizzazione sono indicate nella nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti
\n
a fronte della prestazione di servizi di connessione alla
\n
rete elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati
\n
sono rilevati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8
\n
ottenuto.
\n\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acqui-
\n
sto, costruzione o produzione di beni che richiedono
\n
un rilevante periodo prima di essere pronti per l\u2019uso
\n
o la vendita (c.d. \u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati
\n
come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari
\n
connessi all\u2019acquisto/costruzione di beni che non pre-
\n
sentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto
\n
economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n\n\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di tran-
\n
sizione agli IFRS o in periodi precedenti, sono stati ri-
\n
levati sulla base del loro fair value, considerato come
\n
valore sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di
\n
rivalutazione.
\n
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti
\n
e macchinari abbiano differenti vite utili, le compo-
\n
nenti identificate sono rilevate e ammortizzate sepa-
\n
ratamente. I costi sostenuti successivamente all\u2019ac-
\n
quisto sono rilevati a incremento del valore contabile
\n
dell\u2019elemento cui si riferiscono, qualora sia probabile
\n
che i futuri benef\u00edci associati al costo sostenuto per
\n
sostituire una parte del bene affluiscano al Gruppo e il
\n
costo dell\u2019elemento possa essere determinato atten-
\n
dibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto
\n
economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento
\n
del valore contabile del bene cui fanno riferimento e
\n
sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto
\n
contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmen-
\n
te con imputazione a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore
\n
residuo, sono ammortizzati a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibi-
\n
le all\u2019uso. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d. Per informazioni su eventuali modifiche alle
\n
vite utili apportate dal Gruppo nel corso dell\u2019anno, si
\n
rimanda alla nota 10.e \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e mac-
\n
chinari sono eliminati contabilmente al momento della
\n
loro dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario
\n
ottiene il controllo) oppure quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismis-
\n
sione. L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto eco-
\n
nomico, \u00e8 calcolato come differenza tra i corrispettivi
\n
netti della dismissione, determinati secondo le previ-
\n
sioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e
\n
il valore netto contabile dei beni eliminati.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag687": { "value": "\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbli-
\n
gazioni legali o implicite, del valore attuale del costo
\n
stimato per lo smantellamento del bene e/o ripristino
\n
del sito su cui insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
levata in un fondo del passivo nell\u2019ambito dei fondi per
\n
rischi e oneri. Maggiori informazioni sulle revisioni di
\n
stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del
\n
tasso di attualizzazione sono indicate nella nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli
\n
impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insisto-
\n
no, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si
\n
riferisce e la rilevazione dell\u2019onere a Conto economico
\n
avviene attraverso il processo di ammortamento della
\n
predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoc-
\n
caggio delle scorie e di altri scarti di materiali radioat-
\n
tivi, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita ai relativi costi
\n
operativi.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag688": { "value": "\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acqui-
\n
sto, costruzione o produzione di beni che richiedono
\n
un rilevante periodo prima di essere pronti per l\u2019uso
\n
o la vendita (c.d. \u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati
\n
come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari
\n
connessi all\u2019acquisto/costruzione di beni che non pre-
\n
sentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto
\n
economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag689": { "value": "\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento
\n
del valore contabile del bene cui fanno riferimento e
\n
sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto
\n
contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmen-
\n
te con imputazione a Conto economico.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRepairsAndMaintenanceExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag690": { "value": "\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore
\n
residuo, sono ammortizzati a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibi-
\n
le all\u2019uso. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d. Per informazioni su eventuali modifiche alle
\n
vite utili apportate dal Gruppo nel corso dell\u2019anno, si
\n
rimanda alla nota 10.e \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d e alla nota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti
\n
dei criteri di ammortamento sono applicati prospetti-
\n
camente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 21 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non
\n
sono assoggettate ad ammortamento sistematico ma
\n
sottoposte a impairment test almeno annualmente.
\n
La vita utile indefinita deve essere rivista annualmen-
\n
te per determinare se essa possa continuare a essere
\n
supportata. In caso contrario, il cambiamento nella de-
\n
terminazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
La vita utile stimata delle principali voci di immobili, impianti e macchinari \u00e8 di seguito riportata.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fabbricati civili10-60 anni
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti10-100 anni
Centrali idroelettriche:
- condotte forzate10-65 anni
- macchinario meccanico ed elettrico10-65 anni
- altre opere idrauliche fisse10-100 anni
Centrali termoelettriche:
- caldaie e componenti ausiliari20-40 anni
- componenti turbogas10-40 anni
- macchinario meccanico ed elettrico5-40 anni
- altre opere idrauliche fisse60 anni
Centrali nucleari50 anni
Centrali geotermoelettriche:
- torri refrigeranti20 anni
- turbine e generatori10-50 anni
- parti turbina a contatto con il fluido10 anni
- macchinario meccanico ed elettrico20-40 anni
Impianti di produzione da fonte eolica:
- torri30-35 anni
- turbine e generatori30-35 anni
- macchinario meccanico ed elettrico15-30 anni
Impianti di produzione da fonte solare:
- macchinario meccanico ed elettrico15-40 anni
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
- impianti di illuminazione pubblica10-35 anni
- impianti di illuminazione artistica20-35 anni
Linee di trasporto10-60 anni
Stazioni di trasformazione20-55 anni
Impianti di distribuzione:
- linee di alta tensione10-60 anni
- cabine primarie10-50 anni
- reti di media e bassa tensione10-50 anni
Contatori:
- contatori elettromeccanici5-40 anni
- gruppi di misura bilancio energia10-15 anni
- contatori elettronici15-25 anni
Colonnine di ricarica7-15 anni
Sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS)10-15 anni
\n\n\n
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determi-
\n
nata sulla base della durata del contratto di locazione
\n
o, se inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dal-
\n
la miglioria stessa. I terreni non sono ammortizzati in
\n
quanto elementi a vita utile illimitata.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 di diritto d\u2019uso vengono ammortizzate a
\n
quote costanti nel periodo pi\u00f9 breve tra la durata del
\n
contratto di locazione e la vita utile stimata delle attivi-
\n
t\u00e0 di diritto d\u2019uso, come di seguito esposto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Vita residua media (anni)
Fabbricati 7
Diritti di superficie relativi a impianti31
Veicoli e altri mezzi di trasporto3
\n\n
\n

\n\n\n\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali
\n
a vita utile finita, distinte tra attivit\u00e0 generate interna-
\n
mente e acquisite, \u00e8 di seguito riportata.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Costi di sviluppo:
- generati internamente5 anni
- acquisiti3-26 anni
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere dell\u2019ingegno:
- generati internamente3-10 anni
- acquisiti3-30 anni
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
- generati internamente 20 anni
- acquisiti10-35 anni
Altre attivit\u00e0 immateriali:
- generate internamente2-28 anni
- acquisite3-15 anni
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag691": { "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 con-
\n
cessione \u201cpublic-to-private\u201d realizza o migliora l\u2019infra-
\n
struttura utilizzata per la fornitura del servizio di carat-
\n
tere pubblico e/o gestisce e mantiene l\u2019infrastruttura
\n
per il periodo della concessione, secondo i termini
\n
contrattuali.
\n

\n\n\n\n\n
In tali circostanze, il Gruppo, non contabilizza le infra-
\n
strutture in concessione rientranti nell\u2019ambito di appli-
\n
cazione dell\u2019IFRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d e rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue
\n
in conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In particolare, secondo le
\n
caratteristiche dell\u2019accordo per servizi in concessione,
\n
quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione o
\n
il miglioramento, rileva:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrat-
\n
tuale incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o
\n
un\u2019altra attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi,
\n
in base alle direttive del concedente) e quest\u2019ultimo
\n
non ha la possibilit\u00e0 di evitarne il pagamento; e/o
\n
\u2022 attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licen-
\n
za) di far pagare gli utenti del servizio pubblico, e per-
\n
tanto non vanta un diritto incondizionato a ricevere
\n
disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli importi dipendono
\n
dalla misura in cui gli utenti utilizzano il servizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un di-
\n
ritto contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale, gli
\n
oneri finanziari riconducibili all\u2019accordo sono capitaliz-
\n
zabili secondo le modalit\u00e0 descritte nella nota 17 \u201cIm-
\n
mobili, impianti e macchinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/migliora-
\n
mento, entrambe le tipologie di corrispettivo sono clas-
\n
sificate come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
durante il periodo di realizzazione/miglioramento.
\n
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda
\n
alla nota 9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n
Di converso, nelle circostanze in cui gli accordi per
\n
servizi in concessione prevedano che le infrastrutture
\n
asservite all\u2019esercizio delle concessioni stesse non ri-
\n
spettino i requisiti previsti dall\u2019IFRIC 12 e, in particolare,
\n
siano di propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessio-
\n
nario o abbiano una scadenza indeterminata, il valo-
\n
re contabile degli attivi attribuibile a tali concessioni \u00e8
\n
iscritto nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e
\n
contabilizzato secondo le previsioni dello IAS 16.
\n
Le informazioni sulle principali caratteristiche degli ac-
\n
cordi per servizi in concessione del Gruppo sono for-
\n
nite nella nota 18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag692": { "value": "\n
Leasing
\n
Alla data di inizio del leasing, il Gruppo determina se il
\n
contratto \u00e8, o contiene, un leasing applicando la de-
\n
finizione prevista dall\u2019IFRS 16, soddisfatta quando il
\n
contratto trasferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di
\n
un\u2019attivit\u00e0 sottostante per un periodo di tempo in cam-
\n
bio di un corrispettivo.
\n

\n\n\n\n\n
Quando il Gruppo opera in qualit\u00e0 di locatario, rileva
\n
un\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0 sottostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data di
\n
decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo \u00e8 valutata
\n
inizialmente al costo, che comprende l\u2019importo iniziale
\n
della passivit\u00e0 del leasing rettificato per tutti i paga-
\n
menti dovuti corrisposti alla data di decorrenza o pre-
\n
cedentemente, al netto degli incentivi ricevuti, pi\u00f9 gli
\n
eventuali costi diretti iniziali sostenuti e una stima dei
\n
costi per lo smantellamento e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante e per il ripristino dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o
\n
del sito in cui \u00e8 ubicata.
\n
Le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono suc-
\n
cessivamente ammortizzate a quote costanti sul pe-
\n
riodo pi\u00f9 breve fra la durata del leasing e la vita utile
\n
stimata delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo.
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante al Gruppo, al termine della durata del contratto,
\n
o se il costo dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utiliz-
\n
zo riflette il fatto che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzio-
\n
ne di acquisto, l\u2019ammortamento \u00e8 calcolato sulla base
\n
della vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Per informazioni sul periodo di ammortamento delle
\n
attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo, si rimanda alla
\n
nota 19 \u201cLeasing\u201d.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono
\n
sottoposte a impairment test e rettificate per riflettere
\n
un\u2019eventuale 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
\n
la durata, attualizzati utilizzando il tasso di finanzia-
\n
mento marginale del locatario alla data di decorrenza
\n
del leasing quando il tasso di interesse implicito del le-
\n
asing non \u00e8 facilmente determinabile.
\n
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non di-
\n
pendono da un indice o da un tasso sono rilevati come
\n
costi nel periodo in cui si verifica l\u2019evento o la circo-
\n
stanza che fa scattare i pagamenti.
\n
Dopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8
\n
valutata al costo ammortizzato usando il metodo del
\n
tasso di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi
\n
di taluni eventi.
\n
Il Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista
\n
per i leasing a breve termine ai propri contratti con
\n
durata uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di de-
\n
correnza. Applica, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione
\n
prevista per i leasing nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di
\n
\u201cmodesto valore\u201d e il cui importo \u00e8 stimato come non
\n
significativo. Per esempio, il Gruppo detiene in leasing
\n
alcune attrezzature per ufficio (ossia, PC, stampanti e
\n
fotocopiatrici) che sono considerate di modesto va-
\n
lore. I pagamenti dovuti per i leasing a breve termine
\n
e per i leasing in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di modesto
\n
valore sono rilevati come costo a quote costanti per la
\n
durata del leasing.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag694": { "value": "\n

\n\n

\n

\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Ai sensi dello IAS 38, le attivit\u00e0 immateriali riguardano
\n
le attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, con-
\n
trollate dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro
\n
utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri e
\n
il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determi-
\n
nato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione in-
\n
terna per le attivit\u00e0 generate internamente e sono ri-
\n
levate come attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo
\n
pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la
\n
disponibilit\u00e0 di risorse al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e
\n
avere la capacit\u00e0 di utilizzarla o venderla.
\n

\n\n\n\n\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta
\n
imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili
\n
per l\u2019uso.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono
\n
rilevate al netto del fondo di ammortamento e delle
\n
eventuali perdite di valore accumulate.
\n\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti
\n
dei criteri di ammortamento sono applicati prospetti-
\n
camente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 21 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immate-
\n
riale \u00e8 disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0
\n
immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono
\n
ammortizzate ma sono sottoposte a verifica annuale
\n
di recuperabilit\u00e0 (impairment test).
\n
Le infrastrutture classificate come attivit\u00e0 immateriali
\n
ai sensi dell\u2019IFRIC 12 sono ammortizzate lungo la dura-
\n
ta del contratto. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota
\n
18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita
\n
utile definita a eccezione di alcune concessioni e
\n
dell\u2019avviamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non
\n
sono assoggettate ad ammortamento sistematico ma
\n
sottoposte a impairment test almeno annualmente.
\n
La vita utile indefinita deve essere rivista annualmen-
\n
te per determinare se essa possa continuare a essere
\n
supportata. In caso contrario, il cambiamento nella de-
\n
terminazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n

\n\n\n\n\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i
\n
costi per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capi-
\n
talizzati secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diret-
\n
tamente imputabili a un contratto identificato e non
\n
sarebbero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto
\n
non fosse stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (re-
\n
cuperabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le com-
\n
missioni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri
\n
di capitalizzazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con
\n
i clienti sono ammortizzati sistematicamente, coe-
\n
rentemente con il modello di trasferimento dei beni o
\n
servizi cui si riferiscono, e sono soggetti a impairment
\n
test per rilevare eventuali perdite di valore nella misura
\n
in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0 ecceda il relativo
\n
valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei con-
\n
tratti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo
\n
il periodo di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la
\n
durata media del rapporto con il cliente); eventuali va-
\n
riazioni nei criteri di ammortamento sono rilevate pro-
\n
spetticamente.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag696": { "value": "\n

\n

\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Ai sensi dello IAS 38, le attivit\u00e0 immateriali riguardano
\n
le attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, con-
\n
trollate dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro
\n
utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri e
\n
il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determi-
\n
nato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione in-
\n
terna per le attivit\u00e0 generate internamente e sono ri-
\n
levate come attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo
\n
pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la
\n
disponibilit\u00e0 di risorse al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e
\n
avere la capacit\u00e0 di utilizzarla o venderla.
\n

\n\n\n\n\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta
\n
imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili
\n
per l\u2019uso.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono
\n
rilevate al netto del fondo di ammortamento e delle
\n
eventuali perdite di valore accumulate.
\n\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base
\n
alla vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con
\n
periodicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti
\n
dei criteri di ammortamento sono applicati prospetti-
\n
camente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita
\n
utile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d e alla nota 21 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immate-
\n
riale \u00e8 disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0
\n
immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono
\n
ammortizzate ma sono sottoposte a verifica annuale
\n
di recuperabilit\u00e0 (impairment test).
\n
Le infrastrutture classificate come attivit\u00e0 immateriali
\n
ai sensi dell\u2019IFRIC 12 sono ammortizzate lungo la dura-
\n
ta del contratto. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota
\n
18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita
\n
utile definita a eccezione di alcune concessioni e
\n
dell\u2019avviamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non
\n
sono assoggettate ad ammortamento sistematico ma
\n
sottoposte a impairment test almeno annualmente.
\n
La vita utile indefinita deve essere rivista annualmen-
\n
te per determinare se essa possa continuare a essere
\n
supportata. In caso contrario, il cambiamento nella de-
\n
terminazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n

\n\n\n\n\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i
\n
costi per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capi-
\n
talizzati secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diret-
\n
tamente imputabili a un contratto identificato e non
\n
sarebbero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto
\n
non fosse stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (re-
\n
cuperabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le com-
\n
missioni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri
\n
di capitalizzazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con
\n
i clienti sono ammortizzati sistematicamente, coe-
\n
rentemente con il modello di trasferimento dei beni o
\n
servizi cui si riferiscono, e sono soggetti a impairment
\n
test per rilevare eventuali perdite di valore nella misura
\n
in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0 ecceda il relativo
\n
valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei con-
\n
tratti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo
\n
il periodo di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la
\n
durata media del rapporto con il cliente); eventuali va-
\n
riazioni nei criteri di ammortamento sono rilevate pro-
\n
spetticamente.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsOtherThanGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag698": { "value": "\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione in-
\n
terna per le attivit\u00e0 generate internamente e sono ri-
\n
levate come attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo
\n
pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la
\n
disponibilit\u00e0 di risorse al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e
\n
avere la capacit\u00e0 di utilizzarla o venderla.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForResearchAndDevelopmentExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag701": { "value": "\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Ai sensi dello IAS 36 (Riduzione di valore delle attivit\u00e0)
\n
a ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immo-
\n
bili, impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari
\n
iscritti al costo, le attivit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso,
\n
l\u2019avviamento e le partecipazioni in societ\u00e0 collegate/
\n
joint venture sono verificate al fine di constatare l\u2019esi-
\n
stenza di indicatori (fonti informative interne ed ester-
\n
ne) di un\u2019eventuale riduzione del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le
\n
attivit\u00e0 immateriali con vita utile indefinita e le attivi-
\n
t\u00e0 immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso sono
\n
sottoposte a impairment test annualmente o pi\u00f9 fre-
\n
quentemente in presenza di indicatori che facciano
\n
ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto
\n
una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il
\n
valore recuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8
\n
stimato sulla base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua
\n
dismissione futura, conformemente al pi\u00f9 recente
\n
Piano Industriale del Gruppo. Per la stima del valore
\n
recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una
\n
singola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di
\n
generare flussi finanziari in entrata che siano ampia-
\n
mente indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0
\n
o gruppi di attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8
\n
riferito alla CGU alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa
\n
CGU alla quale essa appartiene, sia superiore al suo
\n
valore recuperabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a
\n
Conto economico e presentata nella voce \u201cAmmorta-
\n
menti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale
\n
avviamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei
\n
valori contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in propor-
\n
zione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazio-
\n
ne precedentemente effettuata, il valore contabile
\n
dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ripristinato con imputazione a Conto
\n
economico, nella voce \u201cAmmortamenti e altri im-
\n
pairment\u201d, nei limiti del valore contabile che l\u2019attivit\u00e0
\n
in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019ammorta-
\n
mento, se non fosse stata effettuata la svalutazio-
\n
ne. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene ri-
\n
pristinato anche qualora, negli esercizi successivi,
\n
vengano meno le ragioni che hanno determinato la
\n
riduzione di valore.
\n

\n

\n\n\n\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
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti com-
\n
merciali e sulle altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati al fair
\n
value rilevato a Conto economico complessivo (FVO-
\n
CI), sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su
\n
tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea
\n
con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla deter-
\n
minazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un ap-
\n
proccio forward looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Grup-
\n
po applica l\u2019approccio semplificato, calcolando le per-
\n
dite attese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita
\n
dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti com-
\n
merciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e
\n
crediti per leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio gene-
\n
rale in base all\u2019IFRS 9, basato sulla valutazione dell\u2019in-
\n
cremento significativo del rischio di credito rispetto
\n
alla rilevazione iniziale.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o
\n
ripristino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivaluta-
\n
zioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite
\n
attese alla data di riferimento del bilancio.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evi-
\n
tando la rilevazione di un fondo perdite attese per un
\n
ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento a seguito di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0 finanziaria
\n
di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli
\n
\u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0
\n
finanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag702": { "value": "\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Ai sensi dello IAS 36 (Riduzione di valore delle attivit\u00e0)
\n
a ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immo-
\n
bili, impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari
\n
iscritti al costo, le attivit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso,
\n
l\u2019avviamento e le partecipazioni in societ\u00e0 collegate/
\n
joint venture sono verificate al fine di constatare l\u2019esi-
\n
stenza di indicatori (fonti informative interne ed ester-
\n
ne) di un\u2019eventuale riduzione del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le
\n
attivit\u00e0 immateriali con vita utile indefinita e le attivi-
\n
t\u00e0 immateriali non ancora disponibili per l\u2019uso sono
\n
sottoposte a impairment test annualmente o pi\u00f9 fre-
\n
quentemente in presenza di indicatori che facciano
\n
ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto
\n
una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il
\n
valore recuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8
\n
stimato sulla base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua
\n
dismissione futura, conformemente al pi\u00f9 recente
\n
Piano Industriale del Gruppo. Per la stima del valore
\n
recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una
\n
singola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di
\n
generare flussi finanziari in entrata che siano ampia-
\n
mente indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0
\n
o gruppi di attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8
\n
riferito alla CGU alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa
\n
CGU alla quale essa appartiene, sia superiore al suo
\n
valore recuperabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a
\n
Conto economico e presentata nella voce \u201cAmmorta-
\n
menti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale
\n
avviamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei
\n
valori contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in propor-
\n
zione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazio-
\n
ne precedentemente effettuata, il valore contabile
\n
dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ripristinato con imputazione a Conto
\n
economico, nella voce \u201cAmmortamenti e altri im-
\n
pairment\u201d, nei limiti del valore contabile che l\u2019attivit\u00e0
\n
in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019ammorta-
\n
mento, se non fosse stata effettuata la svalutazio-
\n
ne. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene ri-
\n
pristinato anche qualora, negli esercizi successivi,
\n
vengano meno le ragioni che hanno determinato la
\n
riduzione di valore.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag703": { "value": "\n
Rimanenze
\n
Ai sensi dello IAS 2, le rimanenze di magazzino sono va-
\n
lutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, a
\n
eccezione di quelle destinate ad attivit\u00e0 di trading che
\n
sono valutate al fair value con contropartita Conto eco-
\n
nomico. Il costo \u00e8 determinato sulla base del costo me-
\n
dio ponderato, che include gli oneri accessori di com-
\n
petenza. Per valore netto di realizzo si intende il prezzo
\n
di vendita stimato nel normale svolgimento delle attivit\u00e0
\n
al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o, lad-
\n
dove applicabile, il costo di sostituzione. Per la parte di
\n

\n\n\n\n\n

\n
magazzino posseduta per adempiere a vendite gi\u00e0 con-
\n
cluse, il valore netto di realizzo \u00e8 determinato sulla base
\n
di quanto 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
\n
di efficienza energetica, garanzie di origine e certificati
\n
di energia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per
\n
adempiere all\u2019obbligo di compliance del periodo di ri-
\n
ferimento. Queste rimanenze sono allocate a portafogli
\n
differenti, distinguendo le rimanenze con finalit\u00e0 di tra-
\n
ding e non-trading. Ulteriori dettagli su tali rimanenze
\n
sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le com-
\n
modity energetiche) posseduti per essere utilizzati nel
\n
processo produttivo non sono oggetto di svalutazio-
\n
ne, qualora ci si attenda che il prodotto finito nel quale
\n
verranno incorporati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da
\n
consentire il recupero del costo sostenuto.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag705": { "value": "\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per
\n
esempio, quote di emissioni di CO
\n
2
\n
europee, certificati
\n
di efficienza energetica, garanzie di origine e certificati
\n
di energia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per
\n
adempiere all\u2019obbligo di compliance del periodo di ri-
\n
ferimento. Queste rimanenze sono allocate a portafogli
\n
differenti, distinguendo le rimanenze con finalit\u00e0 di tra-
\n
ding e non-trading. Ulteriori dettagli su tali rimanenze
\n
sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di rife-
\n
rimento, il trattamento contabile adottato dal Gruppo
\n
risulta conforme alle regole generali incluse nel corpus
\n
dei princ\u00edpi contabili IAS/IFRS applicabili e in linea con
\n
la best practice internazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la
\n
gestione dei certificati ambientali riflette il cosiddetto
\n
\u201cbusiness model\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le
\n
diverse peculiarit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali so-
\n
ciet\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0 di generazione di ener-
\n
gia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbligate, societ\u00e0 tra-
\n
der e altre societ\u00e0 che operano nel settore dei servizi
\n
energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n

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

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

\n\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello con-
\n
tabile sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

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

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmissionRightsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag706": { "value": "\n

\n

\n
Strumenti finanziari
\n
Gli strumenti finanziari sono rilevati e valutati secondo
\n
lo IAS 32 (Strumenti finanziari: esposizione nel bilan-
\n
cio) e l\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari).
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bi-
\n
lancio consolidato quando, e solo quando, il Gruppo
\n
diviene parte delle clausole contrattuali dello strumen-
\n
to (ossia, trade date).
\n
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clien-
\n
tela, nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono ini-
\n
zialmente valutati al prezzo dell\u2019operazione (come de-
\n
finito nell\u2019IFRS 15) se tali crediti non contengono una
\n
componente finanziaria significativa o quando il Grup-
\n
po applica l\u2019espediente pratico consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0
\n
finanziarie diverse dai crediti commerciali summen-
\n
zionati al loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria non rilevata al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico, i costi di transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di ri-
\n
levazione iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo
\n
ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo e al fair value
\n
rilevato a Conto economico, sulla base di entrambi i
\n
seguenti elementi:
\n
\u2022 il modello di business del Gruppo per la gestione
\n
delle attivit\u00e0 finanziarie ovvero in base al modo in
\n
cui il Gruppo gestisce le proprie attivit\u00e0 finanziarie
\n
al fine di generare flussi di cassa (ovvero, incassan-
\n
do i flussi di cassa contrattuali, vendendo le attivit\u00e0
\n
finanziarie o entrambi); e
\n
\u2022 le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello
\n
strumento, per stabilire se lo strumento generi flus-
\n
si di cassa rappresentativi esclusivamente di paga-
\n
menti di capitale e interessi sulla base del \u201cSPPI test\u201d.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanzia-
\n
rie sono classificate in quattro categorie:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti
\n
di debito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo con
\n
riciclo degli utili e perdite cumulati (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra
\n
le altre componenti di Conto economico complessi-
\n
vo senza riciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto
\n
dell\u2019eliminazione contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i cre-
\n
diti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono de-
\n
tenute in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello
\n
di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini
\n
contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti
\n
di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da ca-
\n
pitale e interessi sul capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
eventualmente rettificato dei costi di transazione e,
\n
successivamente, valutate al costo ammortizzato uti-
\n
lizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette
\n
a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono
\n
rilevati a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo sono attivit\u00e0 detenu-
\n
te in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quel-
\n
lo di incassare i flussi di cassa contrattuali sia quello
\n
di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e i cui flussi di cassa
\n
contrattuali generano, a data specifiche, flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di capita-
\n
le e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono
\n
rilevate nel Conto economico complessivo cos\u00ec come
\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
le rettifiche per impairment, senza ridurre il relativo va-
\n
lore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata conta-
\n
bilmente (ad esempio al momento della vendita), gli
\n
utili e le perdite cumulati, precedentemente rilevati a
\n
patrimonio netto (con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e
\n
degli utili e delle perdite su cambi da rilevare a Conto
\n
economico) sono riclassificati a Conto economico.
\n

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

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le par-
\n
tecipazioni in altre imprese irrevocabilmente designate
\n
come tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non sa-
\n
ranno mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2
\n
trasferire l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del pa-
\n
trimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati
\n
a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico a meno che non rappresentino chiaramente un
\n
recupero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di ca-
\n
pitale e interesse, indipendentemente dal modello di
\n
business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in
\n
quanto acquistate o detenute principalmente al fine
\n
di essere vendute o riacquistate entro breve termine
\n
(ovvero, titoli, investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, dete-
\n
nuti per la negoziazione o non designati come effi-
\n
caci strumenti di copertura;
\n
\u2022 corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair
\n
value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti
\n
da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipa-
\n
zioni in societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevo-
\n
cabilmente al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi
\n
nel prospetto di Conto economico quando \u00e8 stabilito il
\n
diritto al pagamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\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
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti com-
\n
merciali e sulle altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati al fair
\n
value rilevato a Conto economico complessivo (FVO-
\n
CI), sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su
\n
tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea
\n
con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla deter-
\n
minazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un ap-
\n
proccio forward looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Grup-
\n
po applica l\u2019approccio semplificato, calcolando le per-
\n
dite attese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita
\n
dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti com-
\n
merciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e
\n
crediti per leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio gene-
\n
rale in base all\u2019IFRS 9, basato sulla valutazione dell\u2019in-
\n
cremento significativo del rischio di credito rispetto
\n
alla rilevazione iniziale.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o
\n
ripristino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivaluta-
\n
zioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite
\n
attese alla data di riferimento del bilancio.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evi-
\n
tando la rilevazione di un fondo perdite attese per un
\n
ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento a seguito di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0 finanziaria
\n
di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli
\n
\u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0
\n
finanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\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
\n
a brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finan-
\n
ziari a breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente
\n
convertibili in un ammontare noto di cassa e soggetti a
\n
un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le
\n
disponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

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

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

\n\n\n\n\n

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

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa con-
\n
nessi all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi
\n
e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi di-
\n
ritti a ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure as-
\n
sumendo un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i
\n
flussi di cassa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene-
\n
ficiari in virt\u00f9 di un contratto che rispetta i requisiti
\n
previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through test\u201d);
\n
\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostan-
\n
zialmente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il
\n
Gruppo rileva la differenza tra il valore contabile (misu-
\n
rato alla data di eliminazione) e il corrispettivo ricevuto
\n
a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmen-
\n
te quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione
\n
contrattuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sosti-
\n
tuita da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni
\n
sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passi-
\n
vit\u00e0 esistente sono sostanzialmente modificate, tale
\n
sostituzione o modifica viene trattata come un\u2019elimi-
\n
nazione contabile della passivit\u00e0 originaria e la rileva-
\n
zione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i rispetti-
\n
vi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

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

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o
\n
negativo e sono classificati come \u201cdetenuti per la ne-
\n
goziazione\u201d all\u2019interno degli \u201cAltri modelli di business\u201d
\n
e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a
\n
eccezione di quelli designati come efficaci strumenti
\n
di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono clas-
\n
sificati come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico in quanto non
\n
si qualificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati desi-
\n
gnati come efficaci strumenti di copertura sono clas-
\n
sificati come correnti o non correnti in base alla loro
\n
data di scadenza e all\u2019intenzione del Gruppo di dete-
\n
nere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge ac-
\n
counting, si rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
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 de-
\n
rivato incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstru-
\n
mento ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non de-
\n
rivato (il c.d. \u201ccontratto ospite\u201d), e origina tutti o parte
\n
dei flussi di cassa del contratto combinato. I derivati
\n
impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rilevati
\n
come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario
\n
valutato al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato
\n
implicito non sono strettamente correlati a quelli del
\n
contratto ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del
\n
derivato implicito soddisferebbe la definizione di
\n
derivato.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto
\n
ospite sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair
\n
value rilevato a Conto economico (a eccezione del
\n
caso in cui il derivato implicito \u00e8 designato come
\n
parte di una relazione di copertura).
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finan-
\n
ziari da valutare al fair value sono analizzati al fine
\n
di identificare l\u2019esistenza di derivati impliciti, che
\n
sono da scorporare e valutare al fair value. Le sud-
\n
dette analisi sono effettuate sia al momento in cui si
\n
entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari
\n
connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono conte-
\n
nere derivati impliciti sono i contratti di acquisto e
\n
vendita di commodity energetiche.
\n

\n\n\n\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi
\n
non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di ele-
\n
menti non finanziari, che sono stati sottoscritti
\n
e continuano a essere detenuti per l\u2019incasso o la
\n
consegna, secondo le normali esigenze di acqui-
\n
sto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono fuori
\n
dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rile-
\n
vati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento
\n
non finanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale con-
\n
tratto di compravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendi-
\n
ta del Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari con consegna fisica (per esempio, contratti
\n
a termine su commodity energetiche a prezzo fisso)
\n
che non si qualificano per la \u201cown use exemption\u201d sono
\n
rilevati come derivati valutati al fair value dalla trade
\n
date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di
\n
utilizzo o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato
\n
a Conto economico; i risultati da valutazione delle va-
\n
riazioni di fair value dei contratti ancora in essere alla
\n
data di riferimento del bilancio sono rilevati, su base
\n
netta, nella voce \u201cRisultati netti da contratti su com-
\n
modity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair va-
\n
lue dei contratti chiusi per la vendita di commodi-
\n
ty energetiche nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente
\n
agli effetti a Conto economico della cancellazione
\n
contabile del derivato, sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value
\n
dei contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity ener-
\n
getiche nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli ef-
\n
fetti a Conto economico della cancellazione contabile
\n
del derivato, sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica,
\n
gas e combustibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS
\n
9 possono anche essere, successivamente, designati
\n
come strumenti di copertura se i requisiti previsti per
\n
l\u2019hedge accounting sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di
\n
attivit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con par-
\n
ticolare attenzione agli acquisti o vendite a termine di
\n
elettricit\u00e0 e commodity energetiche, al fine di determi-
\n
nare se gli stessi debbano essere classificati e trattati
\n
conformemente a quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se sia-
\n
no stati sottoscritti per \u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

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

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag711": { "value": "\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i cre-
\n
diti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono de-
\n
tenute in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello
\n
di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini
\n
contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti
\n
di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da ca-
\n
pitale e interessi sul capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
eventualmente rettificato dei costi di transazione e,
\n
successivamente, valutate al costo ammortizzato uti-
\n
lizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette
\n
a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono
\n
rilevati a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag712": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i cre-
\n
diti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono de-
\n
tenute in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello
\n
di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini
\n
contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti
\n
di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da ca-
\n
pitale e interessi sul capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
eventualmente rettificato dei costi di transazione e,
\n
successivamente, valutate al costo ammortizzato uti-
\n
lizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette
\n
a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono
\n
rilevati a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo sono attivit\u00e0 detenu-
\n
te in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quel-
\n
lo di incassare i flussi di cassa contrattuali sia quello
\n
di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e i cui flussi di cassa
\n
contrattuali generano, a data specifiche, flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di capita-
\n
le e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono
\n
rilevate nel Conto economico complessivo cos\u00ec come
\n

\n\n\n\n\n
le rettifiche per impairment, senza ridurre il relativo va-
\n
lore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata conta-
\n
bilmente (ad esempio al momento della vendita), gli
\n
utili e le perdite cumulati, precedentemente rilevati a
\n
patrimonio netto (con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e
\n
degli utili e delle perdite su cambi da rilevare a Conto
\n
economico) sono riclassificati a Conto economico.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le par-
\n
tecipazioni in altre imprese irrevocabilmente designate
\n
come tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non sa-
\n
ranno mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2
\n
trasferire l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del pa-
\n
trimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati
\n
a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico a meno che non rappresentino chiaramente un
\n
recupero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di ca-
\n
pitale e interesse, indipendentemente dal modello di
\n
business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in
\n
quanto acquistate o detenute principalmente al fine
\n
di essere vendute o riacquistate entro breve termine
\n
(ovvero, titoli, investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, dete-
\n
nuti per la negoziazione o non designati come effi-
\n
caci strumenti di copertura;
\n
\u2022 corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair
\n
value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti
\n
da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipa-
\n
zioni in societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevo-
\n
cabilmente al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi
\n
nel prospetto di Conto economico quando \u00e8 stabilito il
\n
diritto al pagamento.
\n

\n\n\n\n\n

\n\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
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti com-
\n
merciali e sulle altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati al fair
\n
value rilevato a Conto economico complessivo (FVO-
\n
CI), sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su
\n
tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea
\n
con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla deter-
\n
minazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un ap-
\n
proccio forward looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Grup-
\n
po applica l\u2019approccio semplificato, calcolando le per-
\n
dite attese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita
\n
dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti com-
\n
merciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e
\n
crediti per leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio gene-
\n
rale in base all\u2019IFRS 9, basato sulla valutazione dell\u2019in-
\n
cremento significativo del rischio di credito rispetto
\n
alla rilevazione iniziale.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o
\n
ripristino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivaluta-
\n
zioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite
\n
attese alla data di riferimento del bilancio.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evi-
\n
tando la rilevazione di un fondo perdite attese per un
\n
ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento a seguito di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0 finanziaria
\n
di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli
\n
\u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0
\n
finanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\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
\n
finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa con-
\n
nessi all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi
\n
e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi di-
\n
ritti a ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure as-
\n
sumendo un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i
\n
flussi di cassa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene-
\n
ficiari in virt\u00f9 di un contratto che rispetta i requisiti
\n
previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through test\u201d);
\n
\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostan-
\n
zialmente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il
\n
Gruppo rileva la differenza tra il valore contabile (misu-
\n
rato alla data di eliminazione) e il corrispettivo ricevuto
\n
a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmen-
\n
te quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione
\n
contrattuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sosti-
\n
tuita da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni
\n
sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passi-
\n
vit\u00e0 esistente sono sostanzialmente modificate, tale
\n
sostituzione o modifica viene trattata come un\u2019elimi-
\n
nazione contabile della passivit\u00e0 originaria e la rileva-
\n
zione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i rispetti-
\n
vi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o
\n
negativo e sono classificati come \u201cdetenuti per la ne-
\n
goziazione\u201d all\u2019interno degli \u201cAltri modelli di business\u201d
\n
e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a
\n
eccezione di quelli designati come efficaci strumenti
\n
di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono clas-
\n
sificati come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico in quanto non
\n
si qualificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati desi-
\n
gnati come efficaci strumenti di copertura sono clas-
\n
sificati come correnti o non correnti in base alla loro
\n
data di scadenza e all\u2019intenzione del Gruppo di dete-
\n
nere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge ac-
\n
counting, si rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag733": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) \u2013 Strumenti
\n
di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le par-
\n
tecipazioni in altre imprese irrevocabilmente designate
\n
come tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non sa-
\n
ranno mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2
\n
trasferire l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del pa-
\n
trimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati
\n
a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico a meno che non rappresentino chiaramente un
\n
recupero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag735": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono
\n
rappresentati esclusivamente da pagamenti di ca-
\n
pitale e interesse, indipendentemente dal modello di
\n
business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in
\n
quanto acquistate o detenute principalmente al fine
\n
di essere vendute o riacquistate entro breve termine
\n
(ovvero, titoli, investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, dete-
\n
nuti per la negoziazione o non designati come effi-
\n
caci strumenti di copertura;
\n
\u2022 corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair
\n
value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti
\n
da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipa-
\n
zioni in societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevo-
\n
cabilmente al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi
\n
nel prospetto di Conto economico quando \u00e8 stabilito il
\n
diritto al pagamento.
\n

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

\n\n\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi
\n
non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di ele-
\n
menti non finanziari, che sono stati sottoscritti
\n
e continuano a essere detenuti per l\u2019incasso o la
\n
consegna, secondo le normali esigenze di acqui-
\n
sto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono fuori
\n
dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rile-
\n
vati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento
\n
non finanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale con-
\n
tratto di compravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendi-
\n
ta del Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari con consegna fisica (per esempio, contratti
\n
a termine su commodity energetiche a prezzo fisso)
\n
che non si qualificano per la \u201cown use exemption\u201d sono
\n
rilevati come derivati valutati al fair value dalla trade
\n
date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di
\n
utilizzo o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato
\n
a Conto economico; i risultati da valutazione delle va-
\n
riazioni di fair value dei contratti ancora in essere alla
\n
data di riferimento del bilancio sono rilevati, su base
\n
netta, nella voce \u201cRisultati netti da contratti su com-
\n
modity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair va-
\n
lue dei contratti chiusi per la vendita di commodi-
\n
ty energetiche nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente
\n
agli effetti a Conto economico della cancellazione
\n
contabile del derivato, sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value
\n
dei contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity ener-
\n
getiche nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli ef-
\n
fetti a Conto economico della cancellazione contabile
\n
del derivato, sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica,
\n
gas e combustibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS
\n
9 possono anche essere, successivamente, designati
\n
come strumenti di copertura se i requisiti previsti per
\n
l\u2019hedge accounting sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di
\n
attivit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con par-
\n
ticolare attenzione agli acquisti o vendite a termine di
\n
elettricit\u00e0 e commodity energetiche, al fine di determi-
\n
nare se gli stessi debbano essere classificati e trattati
\n
conformemente a quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se sia-
\n
no stati sottoscritti per \u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag738": { "value": "\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti com-
\n
merciali e sulle altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato, sugli strumenti di debito valutati al fair
\n
value rilevato a Conto economico complessivo (FVO-
\n
CI), sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e su
\n
tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea
\n
con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla deter-
\n
minazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un ap-
\n
proccio forward looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Grup-
\n
po applica l\u2019approccio semplificato, calcolando le per-
\n
dite attese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita
\n
dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti com-
\n
merciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e
\n
crediti per leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio gene-
\n
rale in base all\u2019IFRS 9, basato sulla valutazione dell\u2019in-
\n
cremento significativo del rischio di credito rispetto
\n
alla rilevazione iniziale.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o
\n
ripristino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivaluta-
\n
zioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite
\n
attese alla data di riferimento del bilancio.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evi-
\n
tando la rilevazione di un fondo perdite attese per un
\n
ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento a seguito di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico complessivo,
\n
la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0 finanziaria
\n
di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli
\n
\u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0
\n
finanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calco-
\n
lata utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita
\n
in caso di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso
\n
di default (EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanzia-
\n
ri dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi
\n
(comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il
\n
tasso di interesse effettivo originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi
\n
approcci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie di-
\n
verse da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing. Tale me-
\n
todo si applica verificando se vi \u00e8 stato un incremen-
\n
to significativo del rischio di credito rispetto all\u2019iscri-
\n
zione iniziale, mediante confronto tra la probabilit\u00e0
\n
di default all\u2019origination e la probabilit\u00e0 di default alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo
\n
perdite attese, calcolato in base alle perdite attese
\n
previste per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o
\n
lungo tutta la vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201csta-
\n
ging\u201d):
\n
\u2022 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che
\n
non hanno sub\u00edto un incremento significativo
\n
del rischio di credito rispetto alla rilevazione
\n
iniziale;
\n
\u2022 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito o che risultano deteriorate (ovvero, in
\n
default sulla base di informazioni relative allo sca-
\n
duto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing con o senza componente finanziaria signi-
\n
ficativa, in base alla ECL Lifetime senza tracciare le
\n
variazioni del rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata
\n
considerando informazioni qualitative e quantitative al
\n
fine di riflettere eventi e scenari macroeconomici futu-
\n
ri che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o
\n
dello strumento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle in-
\n
formazioni disponibili sul rischio di credito, la verifica
\n
dell\u2019incremento significativo del rischio di credito pu\u00f2
\n
essere effettuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmen-
\n
te significativi e per tutti i crediti che sono verificati
\n
singolarmente ai fini dell\u2019impairment in base a infor-
\n
mazioni ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazio-
\n
ni ragionevoli e supportabili per verificare le perdi-
\n
te attese su base individuale richiederebbe costi o
\n
sforzi eccessivi.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recu-
\n
perare un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzial-
\n
mente, si proceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo va-
\n
lore contabile lordo. L\u2019eliminazione contabile (ovvero,
\n
write-off) costituisce un evento di derecognition (per
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
esempio, estinzione, trasferimento o scadenza del
\n
diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag739": { "value": "\n

\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o
\n
a brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finan-
\n
ziari a breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente
\n
convertibili in un ammontare noto di cassa e soggetti a
\n
un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n

\n\n\n\n\n

\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le
\n
disponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag714": { "value": "\n

\n\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa con-
\n
nessi all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi
\n
e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi di-
\n
ritti a ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure as-
\n
sumendo un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i
\n
flussi di cassa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene-
\n
ficiari in virt\u00f9 di un contratto che rispetta i requisiti
\n
previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through test\u201d);
\n
\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostan-
\n
zialmente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il
\n
Gruppo rileva la differenza tra il valore contabile (misu-
\n
rato alla data di eliminazione) e il corrispettivo ricevuto
\n
a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmen-
\n
te quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione
\n
contrattuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sosti-
\n
tuita da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni
\n
sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passi-
\n
vit\u00e0 esistente sono sostanzialmente modificate, tale
\n
sostituzione o modifica viene trattata come un\u2019elimi-
\n
nazione contabile della passivit\u00e0 originaria e la rileva-
\n
zione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i rispetti-
\n
vi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag715": { "value": "\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag716": { "value": "\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti,
\n
debiti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti deriva-
\n
ti sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle
\n
clausole contrattuali dello strumento e sono valutate
\n
inizialmente al fair value rettificato dei costi di tran-
\n
sazione direttamente attribuibili. Successivamente, le
\n
passivit\u00e0 finanziarie sono valutate con il criterio del co-
\n
sto ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di in-
\n
teresse effettivo. Il tasso di interesse effettivo \u00e8 il tasso
\n
che attualizza esattamente i pagamenti o incassi futuri
\n
stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore con-
\n
tabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag721": { "value": "\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa con-
\n
nessi all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi
\n
e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi di-
\n
ritti a ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure as-
\n
sumendo un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i
\n
flussi di cassa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene-
\n
ficiari in virt\u00f9 di un contratto che rispetta i requisiti
\n
previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through test\u201d);
\n
\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostan-
\n
zialmente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il
\n
Gruppo rileva la differenza tra il valore contabile (misu-
\n
rato alla data di eliminazione) e il corrispettivo ricevuto
\n
a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmen-
\n
te quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione
\n
contrattuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sosti-
\n
tuita da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni
\n
sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passi-
\n
vit\u00e0 esistente sono sostanzialmente modificate, tale
\n
sostituzione o modifica viene trattata come un\u2019elimi-
\n
nazione contabile della passivit\u00e0 originaria e la rileva-
\n
zione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i rispetti-
\n
vi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerecognitionOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag723": { "value": "\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o
\n
negativo e sono classificati come \u201cdetenuti per la ne-
\n
goziazione\u201d all\u2019interno degli \u201cAltri modelli di business\u201d
\n
e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a
\n
eccezione di quelli designati come efficaci strumenti
\n
di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono clas-
\n
sificati come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico in quanto non
\n
si qualificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati desi-
\n
gnati come efficaci strumenti di copertura sono clas-
\n
sificati come correnti o non correnti in base alla loro
\n
data di scadenza e all\u2019intenzione del Gruppo di dete-
\n
nere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge ac-
\n
counting, si rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un de-
\n
rivato incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstru-
\n
mento ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non de-
\n
rivato (il c.d. \u201ccontratto ospite\u201d), e origina tutti o parte
\n
dei flussi di cassa del contratto combinato. I derivati
\n
impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rilevati
\n
come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario
\n
valutato al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato
\n
implicito non sono strettamente correlati a quelli del
\n
contratto ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del
\n
derivato implicito soddisferebbe la definizione di
\n
derivato.
\n

\n\n\n\n\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto
\n
ospite sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair
\n
value rilevato a Conto economico (a eccezione del
\n
caso in cui il derivato implicito \u00e8 designato come
\n
parte di una relazione di copertura).
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finan-
\n
ziari da valutare al fair value sono analizzati al fine
\n
di identificare l\u2019esistenza di derivati impliciti, che
\n
sono da scorporare e valutare al fair value. Le sud-
\n
dette analisi sono effettuate sia al momento in cui si
\n
entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari
\n
connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono conte-
\n
nere derivati impliciti sono i contratti di acquisto e
\n
vendita di commodity energetiche.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag724": { "value": "\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o
\n
negativo e sono classificati come \u201cdetenuti per la ne-
\n
goziazione\u201d all\u2019interno degli \u201cAltri modelli di business\u201d
\n
e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a
\n
eccezione di quelli designati come efficaci strumenti
\n
di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono clas-
\n
sificati come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati
\n
al fair value rilevato a Conto economico in quanto non
\n
si qualificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati desi-
\n
gnati come efficaci strumenti di copertura sono clas-
\n
sificati come correnti o non correnti in base alla loro
\n
data di scadenza e all\u2019intenzione del Gruppo di dete-
\n
nere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge ac-
\n
counting, si rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag726": { "value": "\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
quando:
\n
\u2022 esiste un diritto legalmente esercitabile di compen-
\n
sare i valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di
\n
realizzare l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultane-
\n
amente.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForOffsettingOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag747": { "value": "\n

\n

\n
Attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) classificate come possedute
\n
per la vendita e discontinued operation
\n\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) sono classificate come possedute per la
\n
vendita se il loro valore contabile sar\u00e0 recuperato prin-
\n
cipalmente con un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con
\n
il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono di-
\n
sponibili per la vendita immediata nelle loro condizioni
\n
attuali e la vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso
\n
di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipa-
\n
ta e sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte
\n
le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 della controllata sono classifica-
\n
te come possedute per la vendita indipendentemente
\n
dal fatto che il Gruppo mantenga, dopo la vendita, una
\n
partecipazione non di controllo nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di parte-
\n
cipazioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri
\n
di classificazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua
\n
della partecipazione in societ\u00e0 collegate o joint ventu-
\n
re che non \u00e8 stata classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del patrimonio
\n
netto fino alla dismissione della parte classificata come
\n
posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le
\n
passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate
\n
come possedute per la vendita sono presentate se-
\n
paratamente dalle altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per
\n
le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione clas-
\n
sificati come posseduti per la vendita non sono riclas-
\n
sificati o ripresentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione inizia-
\n
le delle attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissio-
\n
ne) come possedute per la vendita, i valori contabili
\n
dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono valutati in conformit\u00e0
\n
allo specifico principio contabile di riferimento appli-
\n
cabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non correnti
\n
(o gruppi in dismissione) classificate come possedute
\n
per la vendita sono valutate al minore tra il valore con-
\n
tabile e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o successivo
\n
impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di im-
\n
pairment sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito
\n
delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9
\n
sono classificate come possedute per la vendita o fin-
\n
ch\u00e9 sono inserite in un gruppo in dismissione classifi-
\n
cato come posseduto per la vendita.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa
\n
cessata (discontinued operation), il Gruppo espone, in
\n
una voce separata del Conto economico, un unico im-
\n
porto rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued opera-
\n
tion al netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli ef-
\n
fetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair
\n
value al netto dei costi di vendita o della dismissione
\n
delle attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) che costitui-
\n
scono la discontinued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel
\n
Conto economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9
\n
l\u2019informativa si riferisca a tutte le discontinued ope-
\n
ration entro la data di riferimento dell\u2019ultimo Bilancio
\n
presentato. Se il Gruppo cessa di classificare un com-
\n
ponente come posseduto per la vendita, i risultati del
\n
componente precedentemente esposto in bilancio tra
\n
le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per
\n
tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

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

\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag748": { "value": "\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) sono classificate come possedute per la
\n
vendita se il loro valore contabile sar\u00e0 recuperato prin-
\n
cipalmente con un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con
\n
il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono di-
\n
sponibili per la vendita immediata nelle loro condizioni
\n
attuali e la vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso
\n
di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipa-
\n
ta e sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte
\n
le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 della controllata sono classifica-
\n
te come possedute per la vendita indipendentemente
\n
dal fatto che il Gruppo mantenga, dopo la vendita, una
\n
partecipazione non di controllo nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di parte-
\n
cipazioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri
\n
di classificazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua
\n
della partecipazione in societ\u00e0 collegate o joint ventu-
\n
re che non \u00e8 stata classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del patrimonio
\n
netto fino alla dismissione della parte classificata come
\n
posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le
\n
passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate
\n
come possedute per la vendita sono presentate se-
\n
paratamente dalle altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per
\n
le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione clas-
\n
sificati come posseduti per la vendita non sono riclas-
\n
sificati o ripresentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione inizia-
\n
le delle attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissio-
\n
ne) come possedute per la vendita, i valori contabili
\n
dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono valutati in conformit\u00e0
\n
allo specifico principio contabile di riferimento appli-
\n
cabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non correnti
\n
(o gruppi in dismissione) classificate come possedute
\n
per la vendita sono valutate al minore tra il valore con-
\n
tabile e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o successivo
\n
impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di im-
\n
pairment sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito
\n
delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9
\n
sono classificate come possedute per la vendita o fin-
\n
ch\u00e9 sono inserite in un gruppo in dismissione classifi-
\n
cato come posseduto per la vendita.
\n

\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag749": { "value": "\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa
\n
cessata (discontinued operation), il Gruppo espone, in
\n
una voce separata del Conto economico, un unico im-
\n
porto rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued opera-
\n
tion al netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli ef-
\n
fetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair
\n
value al netto dei costi di vendita o della dismissione
\n
delle attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) che costitui-
\n
scono la discontinued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel
\n
Conto economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9
\n
l\u2019informativa si riferisca a tutte le discontinued ope-
\n
ration entro la data di riferimento dell\u2019ultimo Bilancio
\n
presentato. Se il Gruppo cessa di classificare un com-
\n
ponente come posseduto per la vendita, i risultati del
\n
componente precedentemente esposto in bilancio tra
\n
le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per
\n
tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag752": { "value": "\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di rife-
\n
rimento, il trattamento contabile adottato dal Gruppo
\n
risulta conforme alle regole generali incluse nel corpus
\n
dei princ\u00edpi contabili IAS/IFRS applicabili e in linea con
\n
la best practice internazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la
\n
gestione dei certificati ambientali riflette il cosiddetto
\n
\u201cbusiness model\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le
\n
diverse peculiarit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali so-
\n
ciet\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0 di generazione di ener-
\n
gia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbligate, societ\u00e0 tra-
\n
der e altre societ\u00e0 che operano nel settore dei servizi
\n
energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n

\n\n\n\n\n\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello con-
\n
tabile sono forniti nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n
56.2 Policy contabili
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti
\n
da tali obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddet-
\n
to \u201cnet liability approach\u201d.
\n
Nell\u2019ambito di tale trattamento contabile:
\n
\u2022 i certificati ambientali eventualmente ricevuti gra-
\n
tuitamente e quelli autoprodotti nell\u2019ambito dello
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale, destinati all\u2019a-
\n
dempimento della compliance, sono rilevati al valore
\n
nominale (valore nullo);
\n
\u2022 gli oneri sostenuti per acquistare sul mercato
\n
(o comunque ottenere a titolo oneroso) ulteriori
\n
certificati necessari per adempiere all\u2019obbligo del
\n
periodo di riferimento sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi operativi\u201d, in
\n
quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d conse-
\n
guenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo;
\n
\u2022 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),
\n
si rileva un accantonamento nell\u2019ambito dei \u201cFondi
\n
per rischi e oneri\u201d, per competenza. Al contrario, alla
\n
data di riferimento del bilancio, l\u2019eventuale \u201csurplus\u201d
\n
di certificati acquistati \u00e8 rilevato nelle \u201cRimanenze\u201d
\n
in accordo con i princ\u00edpi generali di cui alla nota 2.2
\n
\u201cPrinc\u00edpi contabili rilevanti\u201d.
\n
Alcune tipologie di certificati ambientali maturano in
\n
proporzione:
\n
\u2022 all\u2019energia prodotta da impianti che utilizzano ri-
\n
sorse rinnovabili (per esempio, garanzie di origine e
\n
certificati di energia rinnovabile);
\n
140. European Emissions Trading System, Sistema europeo di scambio di quote di emissione.
\n

\n\n\n\n\n\n
\u2022 ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ottenu-
\n
to la certificazione dalla competente autorit\u00e0 (certi-
\n
ficati di efficienza energetica).
\n
In questi casi, il diritto di ottenere tali certificati pu\u00f2
\n
essere assimilato a un contributo pubblico non mo-
\n
netario in conto esercizio e, come tale, il Gruppo lo
\n
rileva al fair value nell\u2019ambito delle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti/correnti\u201d di natura non finanziaria. Quando
\n
i certificati sono accreditati sul conto propriet\u00e0, il
\n
relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre attivit\u00e0 alle
\n
\u201cRimanenze\u201d.
\n
Il corrispondente provento \u00e8 rilevato nell\u2019ambito degli
\n
\u201cAltri proventi\u201d di natura operativa.
\n
Per le societ\u00e0 del Gruppo che svolgono attivit\u00e0 di tra-
\n
ding, i certificati ambientali rappresentano beni merce,
\n
scambiati nell\u2019ambito della loro normale attivit\u00e0 di bu-
\n
siness e, come tali, i certificati acquistati sono rilevati
\n
nell\u2019ambito dei \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati
\n
nell\u2019ambito dei \u201cRicavi\u201d, con conseguente decremento
\n
delle relative rimanenze.
\n
I contratti di acquisto o vendita di certificati ambientali
\n
regolati a data futura (per esempio, contratti a termi-
\n
ne ecc.) che rispettano la definizione di derivato sono
\n
rilevati e misurati applicando l\u2019\u201cown use exemption\u201d, il
\n
criterio del fair value rilevato a Conto economico, o le
\n
regole dell\u2019hedge accounting in base alle specifiche
\n
circostanze. Per maggiori dettagli, si rimanda alla nota
\n
49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEnvironmentRelatedExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag754": { "value": "\n

\n

\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
Benef\u00edci successivi alla fine del rapporto
\n
di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine
\n
Ai sensi dello IAS 19, il Gruppo determina, separata-
\n
mente per ciascun piano, le passivit\u00e0 relative ai be-
\n
nef\u00edci definiti erogati ai dipendenti in coincidenza o
\n
successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro
\n
e agli altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso
\n
dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa. Il Gruppo utilizza ipotesi attua-
\n
riali per stimare l\u2019ammontare dei benef\u00edci futuri che i
\n
dipendenti hanno maturato alla data di riferimento del
\n
bilancio (attraverso il \u201cmetodo di proiezione unitaria
\n
del credito\u201d) e un opportuno tasso di sconto per de-
\n
terminare il valore attuale di tali piani.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio
\n
del piano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di
\n
maturazione del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8
\n
effettuata da attuari indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore at-
\n
tuale della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus
\n
viene rilevato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale
\n
massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a be-
\n
nef\u00edci definiti, il Gruppo rileva gli utili e le perdite attua-
\n
riali derivanti dalla valutazione attuariale delle passivit\u00e0,
\n
il rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano (al netto
\n
degli associati interessi attivi) e l\u2019effetto del massimale
\n
di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al netto dei relativi interessi)
\n
nell\u2019ambito delle altre componenti del Conto econo-
\n
mico complessivo (OCI) quando si verificano. Per gli
\n
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 contribuzio-
\n
ne definita per effetto dei quali paga contributi fissi
\n
a una entit\u00e0 distinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbli-
\n
gazione legale o implicita a pagare ulteriori contri-
\n
buti se il fondo non disponesse di risorse sufficienti
\n
a pagare tutti i benef\u00edci ai dipendenti relativamente
\n
all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio corrente e in
\n
quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istitu-
\n
iti con lo scopo di integrare le prestazioni pensioni-
\n
stiche dovute successivamente alla fine del rapporto
\n
di lavoro. I costi relativi a tali piani sono rilevati a Con-
\n
to economico sulla base della contribuzione effettua-
\n
ta nel periodo.
\n\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai
\n
dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto
\n
di lavoro derivano dalla decisione da parte del Gruppo
\n
di concludere il rapporto di lavoro con un dipendente
\n
prima della normale data di pensionamento oppure
\n
dalla scelta volontaria di un dipendente di accettare
\n
un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali benef\u00edci in cam-
\n
bio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra
\n
le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019of-
\n
ferta di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ri-
\n
strutturazione che rientra nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dello IAS 37 e implica il pagamento di benef\u00edci
\n
dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natu-
\n
ra del beneficio concesso.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato
\n
su azioni regolate con strumenti rappresentativi di
\n
capitale nell\u2019ambito della politica in materia di remu-
\n
nerazione adottata per l\u2019Amministratore Delegato/
\n
Direttore Generale e per i dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine
\n
prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incen-
\n
tivo, rappresentato da una componente di natura
\n
azionaria (regolata con strumenti rappresentativi di
\n
capitale) e da una componente monetaria (pagata per
\n
cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifichino specifiche
\n
condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componen-
\n
te monetaria come un\u2019operazione regolata per cassa
\n
se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso
\n
il piano o, negli altri casi, come un altro beneficio ai
\n
dipendenti a lungo termine. Al fine di regolare la com-
\n
ponente azionaria mediante l\u2019assegnazione gratuita di
\n
azioni, sono stati approvati programmi di acquisto di
\n
azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulteriori detta-
\n
gli sui piani di incentivazione basati su azioni, si rinvia
\n
alla nota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo
\n
rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del per-
\n
sonale lungo il periodo in cui le condizioni di perma-
\n
nenza in servizio e di conseguimento di determinati
\n

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

\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmployeeBenefitsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag755": { "value": "\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai
\n
dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto
\n
di lavoro derivano dalla decisione da parte del Gruppo
\n
di concludere il rapporto di lavoro con un dipendente
\n
prima della normale data di pensionamento oppure
\n
dalla scelta volontaria di un dipendente di accettare
\n
un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali benef\u00edci in cam-
\n
bio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra
\n
le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019of-
\n
ferta di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ri-
\n
strutturazione che rientra nell\u2019ambito di applicazio-
\n
ne dello IAS 37 e implica il pagamento di benef\u00edci
\n
dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natu-
\n
ra del beneficio concesso.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTerminationBenefits", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag756": { "value": "\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato
\n
su azioni regolate con strumenti rappresentativi di
\n
capitale nell\u2019ambito della politica in materia di remu-
\n
nerazione adottata per l\u2019Amministratore Delegato/
\n
Direttore Generale e per i dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine
\n
prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incen-
\n
tivo, rappresentato da una componente di natura
\n
azionaria (regolata con strumenti rappresentativi di
\n
capitale) e da una componente monetaria (pagata per
\n
cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifichino specifiche
\n
condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componen-
\n
te monetaria come un\u2019operazione regolata per cassa
\n
se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso
\n
il piano o, negli altri casi, come un altro beneficio ai
\n
dipendenti a lungo termine. Al fine di regolare la com-
\n
ponente azionaria mediante l\u2019assegnazione gratuita di
\n
azioni, sono stati approvati programmi di acquisto di
\n
azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulteriori detta-
\n
gli sui piani di incentivazione basati su azioni, si rinvia
\n
alla nota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo
\n
rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del per-
\n
sonale lungo il periodo in cui le condizioni di perma-
\n
nenza in servizio e di conseguimento di determinati
\n

\n\n\n\n\n\n
risultati devono essere soddisfatte (periodo di matu-
\n
razione) e stima indirettamente il loro valore e il corri-
\n
spondente incremento di una specifica voce del pa-
\n
trimonio netto, sulla base del fair value degli strumenti
\n
rappresentativi di capitale (ossia, azioni della societ\u00e0
\n
emittente) alla data di assegnazione.
\n
Il costo complessivamente rilevato \u00e8 rettificato a ogni
\n
data di riferimento del bilancio fino alla data di matu-
\n
razione per riflettere la migliore stima disponibile al
\n
Gruppo del numero di strumenti rappresentativi di ca-
\n
pitale per i quali ci si attende che le condizioni di per-
\n
manenza in servizio e quelle di conseguimento di de-
\n
terminati risultati diverse dalle condizioni di mercato o
\n
di non maturazione saranno soddisfatte al termine del
\n
periodo di maturazione.
\n
Di contro, se l\u2019incentivo basato su strumenti rappre-
\n
sentativi di capitale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva
\n
i servizi resi dai dipendenti come costo del personale
\n
lungo il periodo di maturazione e una corrispondente
\n
passivit\u00e0 misurata al fair value della passivit\u00e0 sostenuta.
\n
Successivamente, e fino al momento della sua estin-
\n
zione, la passivit\u00e0 viene rimisurata al fair value a ogni
\n
data di riferimento del bilancio, considerando la mi-
\n
gliore stima possibile dell\u2019incentivo che maturer\u00e0, con
\n
le variazioni di fair value rilevate tra i costi del personale.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSharebasedPaymentTransactionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag768": { "value": "\n
\n
Fondi rischi e oneri
\n
Ai sensi dello IAS 37, gli accantonamenti ai fondi per
\n
rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferi-
\n
mento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o impli-
\n
cita derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che
\n
per soddisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un
\n
esborso di risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo
\n
attendibile. Se l\u2019effetto del valore temporale del denaro
\n
\u00e8 un aspetto rilevante, gli accantonamenti sono deter-
\n
minati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un
\n
tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la va-
\n
lutazione corrente del mercato del costo del denaro in
\n
relazione al tempo e i rischi per i quali le stime dei flussi
\n
di cassa futuri non sono state rettificate. Quando l\u2019ac-
\n
cantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamento periodi-
\n
co del valore attuale dovuto al passaggio del tempo
\n
(ovvero, unwinding dello sconto) \u00e8 riflesso nel Conto
\n
economico come interesse passivo.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte
\n
di esse, richieste per estinguere un\u2019obbligazione ven-
\n
gano rimborsate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente
\n
certo, \u00e8 rilevato come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli
\n
impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insisto-
\n
no, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si
\n
riferisce e la rilevazione dell\u2019onere a Conto economico
\n
avviene attraverso il processo di ammortamento della
\n
predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoc-
\n
caggio delle scorie e di altri scarti di materiali radioat-
\n
tivi, il fondo \u00e8 rilevato in contropartita ai relativi costi
\n
operativi.
\n
\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un pro-
\n
gramma pianificato e controllato dalla direzione azien-
\n
dale che modifica in maniera significativa l\u2019ambito di
\n
un business intrapreso dal Gruppo oppure il modo in
\n
cui il business \u00e8 gestito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando
\n
sorge un\u2019obbligazione implicita, ossia quando il Grup-
\n
po ha approvato un dettagliato programma formale
\n
per la ristrutturazione e ne ha iniziato la realizzazione
\n
oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti principali ai
\n
terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a tratta-
\n
menti incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengo-
\n
no rilevate come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa
\n
alla vendita di un prodotto (sia esso bene o servizio)
\n
nell\u2019ambito di contratti con i clienti rientranti nel domi-
\n
nio di applicazione dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto,
\n
delle norme di legge o conformemente alla sua abi-
\n
tuale pratica commerciale. In questo caso, il Gruppo
\n
valuta se la garanzia fornisca al cliente l\u2019assicurazione
\n
che il prodotto, oggetto di garanzia, funzioner\u00e0 come
\n
previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle specifiche
\n
concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un
\n
servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo
\n
determina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa,
\n
quando trasferisce il prodotto al cliente il Gruppo ri-
\n
leva separatamente una passivit\u00e0 e un corrisponden-
\n
te onere, che rappresenta un costo addizionale per la
\n
fornitura dei beni o servizi, senza attribuire alcuna par-
\n
te del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi, dei ricavi) alla
\n
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 ga-
\n
ranzia fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo con-
\n
tabilizza la garanzia promessa come un\u2019obbligazione
\n
di fare conformemente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rile-
\n
vando la passivit\u00e0 derivante dal contratto come ricavo,
\n
\n
\n\n
lungo il periodo in cui \u00e8 fornito il servizio, e i relativi
\n
costi quando sono sostenuti.
\n
Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento
\n
di assicurazione sia uno di servizio e il Gruppo non
\n
pu\u00f2 ragionevolmente contabilizzarli separatamente,
\n
il Gruppo contabilizza entrambe le garanzie insieme
\n
come un\u2019unica obbligazione di fare.
\n
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in
\n
esame sono riflesse nel Conto economico dell\u2019eserci-
\n
zio in cui avviene la variazione, a eccezione di quelle
\n
relative ai costi previsti per smantellamento e/o ripri-
\n
stino che risultino da cambiamenti nei tempi e negli
\n
impieghi di risorse economiche necessarie per estin-
\n
guere l\u2019obbligazione o che risultino da variazioni del
\n
tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a incre-
\n
mento o a riduzione del valore contabile delle relative
\n
attivit\u00e0 e imputate a Conto economico tramite il pro-
\n
cesso di ammortamento. Quando sono rilevate a in-
\n
cremento del valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, viene inoltre
\n
valutato se il nuovo valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 stessa
\n
possa essere interamente recuperato. Qualora non
\n
lo fosse, si rileva una perdita a Conto economico pari
\n
all\u2019ammontare ritenuto non recuperabile. Le variazioni
\n
di stima in diminuzione sono rilevate in contropartita
\n
all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valore contabile
\n
e, per la parte eccedente, immediatamente a Conto
\n
economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nel-
\n
la determinazione della passivit\u00e0 relativa allo sman-
\n
tellamento e ripristino dei siti, e in particolare per lo
\n
smantellamento degli impianti nucleari e per lo stoc-
\n
caggio delle scorie o di altri scarti di materiali radio-
\n
attivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d.
\n
Maggiori dettagli sulla misurazione degli accantona-
\n
menti per i certificati ambientali sono forniti nella nota
\n
56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag758": { "value": "\n

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

\n\n\n\n\n\n
\u2022 allocazione del corrispettivo, all\u2019inizio del contratto,
\n
alle diverse obbligazioni di fare;
\n
\u2022 rilevazione dei ricavi, quando (o man mano che) cia-
\n
scuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n
Se l\u2019obbligazione di fare rientra in un contratto esi-
\n
stente la cui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore
\n
a un anno o se il Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019a-
\n
dempimento dell\u2019obbligazione di fare per l\u2019importo
\n
che ha diritto a fatturare al cliente, le informazioni re-
\n
lative alle rimanenti obbligazioni di fare non vengono
\n
fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale mo-
\n
dello di rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d e nella nota
\n
9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag759": { "value": "\n
\u2022 determinazione del prezzo dell\u2019operazione all\u2019inizio
\n
del contratto, considerando eventuali corrispettivi
\n
variabili, corrispettivi non monetari ricevuti dal clien-
\n
te e quelli da pagare a esso, componenti di finanzia-
\n
mento significative;
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscountsAndRebatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag760": { "value": "\n
\u2022 ricavi derivanti dalla vendita di commodity energe-
\n
tiche basati su contratti con consegna fisica, che
\n
non si qualificano per la \u201cown use exemption\u201d e sono
\n
quindi rilevati al fair value ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n
\u2022 variazioni del fair value di contratti chiusi per la ven-
\n
dita di commodity energetiche con consegna fisica,
\n
che non si qualificano per la \u201cown use exemption\u201d e
\n
quindi rilevati al FVTPL ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradingIncomeAndExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag761": { "value": "\n
Altri proventi operativi
\n
Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le
\n
plusvalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019at-
\n
tivit\u00e0 caratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
\n
Ai sensi dello IAS 20, i contributi pubblici, inclusi i
\n
contributi non monetari valutati al fair value, sono
\n
rilevati quando esiste una ragionevole certezza che
\n

\n\n\n\n\n\n
saranno ricevuti e che il Gruppo rispetter\u00e0 tutte le
\n
condizioni previste dal Governo, da enti governativi
\n
e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la
\n
loro erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di
\n
interesse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come
\n
un contributo pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente
\n
rilevato al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato
\n
come differenza tra il valore contabile iniziale e il cor-
\n
rispettivo ricevuto. Il finanziamento \u00e8 successivamente
\n
valutato conformemente alle disposizioni previste per
\n
le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico,
\n
con un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Grup-
\n
po rileva come costi le relative spese che i contributi
\n
intendono compensare.
\n
Quando i contributi pubblici sono ricevuti per l\u2019acqui-
\n
sto, la costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0 immobi-
\n
lizzate (per esempio, immobili, impianti e macchinari o
\n
attivit\u00e0 immateriali) sono portati a riduzione del valore
\n
contabile del bene e rilevati a Conto economico du-
\n
rante la vita ammortizzabile del bene come riduzione
\n
del costo dell\u2019ammortamento. Nel caso non ci siano
\n
sufficienti informazioni per consentirne un\u2019adeguata
\n
attribuzione alle relative attivit\u00e0 immobilizzate cui si ri-
\n
feriscono, i contributi pubblici in conto impianti sono
\n
rilevati come risconti passivi, tra le altre passivit\u00e0, e ri-
\n
levati a Conto economico su base sistematica lungo la
\n
vita utile del bene.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto for-
\n
ma di trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate
\n
all\u2019utilizzo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al
\n
fair value dell\u2019attivit\u00e0 non monetaria alla data del tra-
\n
sferimento.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag766": { "value": "\n
Risultati netti da contratti su commodity
\n
I risultati netti da contratti su commodity includono:
\n
\u2022 proventi od oneri netti da derivati su commodity,
\n
inclusi i derivati designati come cash flow hedge e
\n
i derivati valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico, sia regolati sia ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio; e
\n
\u2022 risultati netti derivanti dalla valutazione al fair value
\n
rilevato a Conto economico dei contratti su com-
\n
modity energetiche con consegna fisica, ancora in
\n
essere alla data di bilancio.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:AccountingPolicyofNetResultsFromCommodityContracts", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag763": { "value": "\n
Dividendi
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari), i dividendi
\n
sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato
\n
a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azioni-
\n
sti della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza
\n
sono rappresentati come movimento del patrimonio
\n
netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente,
\n
dall\u2019Assemblea degli azionisti e dal Consiglio di Ammi-
\n
nistrazione.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag764": { "value": "\n

\n
Imposte sul reddito
\n
Lo IAS 12 specifica i requisiti per la rilevazione di at-
\n
tivit\u00e0 e passivit\u00e0 fiscali correnti e differite; l\u2019incertezza
\n
nella determinazione dei debiti verso l\u2019erario \u00e8 definita
\n
in linea con i requisiti previsti dall\u2019IFRIC 23 (Incertezza
\n
sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito),
\n
Imposte correnti sul reddito
\n
Le imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscrit-
\n
te tra i \u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al netto degli
\n
acconti versati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte
\n
sul reddito\u201d qualora il saldo netto risulti a credito, sono
\n
determinate in base alla stima del reddito imponibile e
\n
in conformit\u00e0 alle disposizioni in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le ali-
\n
quote fiscali previste da provvedimenti promulgati o
\n
sostanzialmente promulgati alla data di riferimento del
\n
bilancio.
\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto econo-
\n
mico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al
\n
di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte an-
\n
ticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra
\n
i valori contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte
\n
in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini
\n
fiscali applicando l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in
\n
cui la differenza temporanea si riverser\u00e0, determina-
\n
ta sulla base delle aliquote fiscali previste da provve-
\n
dimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione
\n
alle differenze temporanee imponibili, salvo che tali
\n

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

\n\n\n\n\n\n
\n\n
passivit\u00e0 derivino: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avvia-
\n
mento; o (ii) dalla rilevazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di
\n
una passivit\u00e0 in un\u2019operazione che: non rappresenta
\n
un\u2019aggregazione aziendale, e al momento dell\u2019opera-
\n
zione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile n\u00e9 il reddito
\n
imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze temporanee
\n
imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
differenze temporanee imponibili riferibili a parteci-
\n
pazioni in societ\u00e0 controllate, collegate e joint ventu-
\n
re, quando il Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tem-
\n
pi dell\u2019annullamento delle differenze temporanee ed
\n
\u00e8 probabile che, nel prevedibile futuro, la differenza
\n
temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte
\n
le differenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto
\n
a nuovo di perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non uti-
\n
lizzati. Per i dettagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali
\n
attivit\u00e0, si rimanda allo specifico paragrafo nell\u2019ambito
\n
delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rile-
\n
vate nel Conto economico, a eccezione di quelle rela-
\n
tive a voci rilevate al di fuori del Conto economico che
\n
sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali
\n
differite sono compensate solo se esiste un diritto le-
\n
galmente esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali
\n
correnti con le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono re-
\n
lative a imposte sul reddito applicate dalla medesima
\n
Autorit\u00e0 Fiscale sullo stesso soggetto passivo d\u2019impo-
\n
sta oppure su soggetti passivi d\u2019imposta diversi che
\n
intendono regolare le passivit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali cor-
\n
renti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0 e regolare le
\n
passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun esercizio
\n
successivo nel quale si prevede che siano regolati o
\n
recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di atti-
\n
vit\u00e0 fiscali differite.
\n
\n
\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta
\n
sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se
\n
un dato trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per
\n
l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autori-
\n
t\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale (con il termine
\n
\u201cprobabile\u201d inteso come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), al-
\n
lora il Gruppo rileva e valuta le proprie imposte correnti
\n
o differite attive e passive applicando le disposizioni
\n
dello IAS 12.
\n
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabi-
\n
le che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale ai
\n
fini dell\u2019imposta sul reddito, il Gruppo riflette l\u2019effetto
\n
di tale incertezza avvalendosi del metodo che meglio
\n
prevede la risoluzione del trattamento fiscale incerto.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019incertezza sui trattamenti ai
\n
fini dell\u2019imposta sul reddito sono riportate nella nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla de-
\n
finizione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le
\n
attivit\u00e0/passivit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti
\n
o imposte differite.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag765": { "value": "\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte an-
\n
ticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra
\n
i valori contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte
\n
in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini
\n
fiscali applicando l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in
\n
cui la differenza temporanea si riverser\u00e0, determina-
\n
ta sulla base delle aliquote fiscali previste da provve-
\n
dimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione
\n
alle differenze temporanee imponibili, salvo che tali
\n

\n\n\n\n\n\n
passivit\u00e0 derivino: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avvia-
\n
mento; o (ii) dalla rilevazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di
\n
una passivit\u00e0 in un\u2019operazione che: non rappresenta
\n
un\u2019aggregazione aziendale, e al momento dell\u2019opera-
\n
zione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile n\u00e9 il reddito
\n
imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze temporanee
\n
imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
differenze temporanee imponibili riferibili a parteci-
\n
pazioni in societ\u00e0 controllate, collegate e joint ventu-
\n
re, quando il Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tem-
\n
pi dell\u2019annullamento delle differenze temporanee ed
\n
\u00e8 probabile che, nel prevedibile futuro, la differenza
\n
temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte
\n
le differenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto
\n
a nuovo di perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non uti-
\n
lizzati. Per i dettagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali
\n
attivit\u00e0, si rimanda allo specifico paragrafo nell\u2019ambito
\n
delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rile-
\n
vate nel Conto economico, a eccezione di quelle rela-
\n
tive a voci rilevate al di fuori del Conto economico che
\n
sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali
\n
differite sono compensate solo se esiste un diritto le-
\n
galmente esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali
\n
correnti con le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono re-
\n
lative a imposte sul reddito applicate dalla medesima
\n
Autorit\u00e0 Fiscale sullo stesso soggetto passivo d\u2019impo-
\n
sta oppure su soggetti passivi d\u2019imposta diversi che
\n
intendono regolare le passivit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali cor-
\n
renti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0 e regolare le
\n
passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun esercizio
\n
successivo nel quale si prevede che siano regolati o
\n
recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di atti-
\n
vit\u00e0 fiscali differite.
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag4": { "value": "\n
3. Nuovi princ\u00edpi contabili, modifiche e interpretazioni
\n
Il Gruppo ha adottato le seguenti modifiche ai princ\u00edpi
\n
esistenti con data di efficacia dal 1\u00b0 gennaio 2024.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 7 \u2013 Statement of cash flows
\n
and IFRS 7 - Financial Instruments Disclosures:
\n
Supplier Finance Arrangements\u201d, emesso a maggio
\n
2023. Le modifiche chiariscono le caratteristiche dei
\n
Supplier Finance Arrangements (SFA) e richiedono
\n
di fornire informazioni integrative tali da consentire
\n
agli user del bilancio di valutare gli effetti di tali ac-
\n
cordi sulle passivit\u00e0, sui flussi finanziari e sull\u2019esposi-
\n
zione al rischio di liquidit\u00e0.
\n
Inoltre, le modifiche chiariscono che tali accordi pre-
\n
vedono la dilazione dei termini di pagamento per il
\n
debitore o l\u2019anticipo degli stessi per i suoi fornitori,
\n
rispetto alle scadenze di pagamento originarie.
\n
Le modifiche allo IAS 7 forniscono un elenco di in-
\n
formazioni, da riportare in forma aggregata, per gli
\n
SFA con caratteristiche simili.
\n
Riguardo all\u2019IFRS 7, le modifiche aggiungono gli SFA
\n
all\u2019elenco dei fattori che dovrebbero essere conside-
\n
rati nel fornire l\u2019informativa richiesta sulla gestione
\n
del rischio di liquidit\u00e0, inserendo tali accordi come
\n
possibile causa di concentrazione di tale rischio.
\n
Lo IASB ha consentito di non fornire, durante il primo
\n
anno di applicazione, n\u00e9 informazioni comparative,
\n
n\u00e9 l\u2019informativa sui saldi di apertura specifici.
\n
A seguito dell\u2019implementazione di tali amendment, il
\n
Gruppo ha fornito ulteriori informazioni sui suoi SFA.
\n
A tal riguardo, Si prega di fare riferimento alla nota
\n
39 \u201cDebiti commerciali\u201d.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Classification of Liabilities as
\n
Current or Non-current\u201d, emesso a gennaio 2020. Le
\n
\n\n
modifiche riguardano le previsioni dello IAS 1 relativa-
\n
mente alla presentazione delle passivit\u00e0. In particola-
\n
re, tali modifiche eliminano il requisito che il diritto sia
\n
incondizionato e chiariscono pi\u00f9 nel dettaglio:
\n
\u2022 i criteri per classificare una passivit\u00e0 come corren-
\n
te o non corrente, specificando cosa si intenda per
\n
diritto a differirne il regolamento e che tale diritto
\n
deve esistere alla fine del periodo di reporting;
\n
\u2022 che la classificazione non \u00e8 influenzata dalle in-
\n
tenzioni o aspettative del management in merito
\n
all\u2019esercizio o meno del diritto di differire il regola-
\n
mento di una passivit\u00e0;
\n
\u2022 che esiste un diritto di differire solo se sono sod-
\n
disfatte le condizioni specificate nel contratto di
\n
finanziamento alla fine dell\u2019esercizio, anche se il
\n
creditore non verifica il rispetto di tali condizioni
\n
fino a una data successiva; e
\n
\u2022 che il regolamento si riferisce al trasferimento
\n
alla controparte di disponibilit\u00e0 liquide, strumenti
\n
rappresentativi di capitale, altri beni o servizi. A tal
\n
riguardo, le clausole di una passivit\u00e0 che potreb-
\n
bero, a scelta della controparte, dar luogo al suo
\n
regolamento attraverso il trasferimento di stru-
\n
menti rappresentativi di capitale (per esempio,
\n
opzioni di conversione), non incidono sulla sua
\n
classificazione come corrente o non corrente se,
\n
applicando lo IAS 32, l\u2019opzione \u00e8 classificata come
\n
strumento rappresentativo di capitale, rilevato se-
\n
paratamente dalla passivit\u00e0.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha com-
\n
portato impatti sul presente Bilancio consolidato di
\n
Gruppo.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Non-current Liabilities with
\n
Covenants\u201d, emesso a ottobre 2022. Le modifiche
\n
sono finalizzate a:
\n
\u2022 chiarire che la classificazione di una passivit\u00e0
\n
come corrente o non corrente \u00e8 subordinata a
\n
eventuali covenant, presenti nel contratto, da ri-
\n
spettare alla data, o prima della data, di chiusura
\n
dell\u2019esercizio; e
\n
\u2022 migliorare l\u2019informativa da fornire quando la fa-
\n
colt\u00e0 di differire il regolamento di una passivit\u00e0
\n
per almeno 12 mesi \u00e8 subordinata al rispetto di
\n
covenant. Nello specifico, le modifiche richie-
\n
dono un\u2019informativa che consenta agli user del
\n
bilancio di comprendere il rischio che le passivi-
\n
t\u00e0 possano diventare rimborsabili entro 12 mesi
\n
dalla data di chiusura dell\u2019esercizio, fornendo: (i)
\n
informazioni sui covenant (compresa la loro na-
\n
tura e la data in cui vanno rispettati) e sul valore
\n
contabile delle relative passivit\u00e0; (ii) fatti e cir-
\n
costanze, se presenti, che indicano che potreb-
\n
bero manifestarsi delle difficolt\u00e0 a rispettare tali
\n
clausole.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha com-
\n
portato impatti sul presente Bilancio consolidato di
\n
Gruppo.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 16 \u2013 Lease Liability in a Sale
\n
and Leaseback\u201d, emesso a settembre 2022. Le mo-
\n
difiche specificano i criteri che il venditore-locatario
\n
utilizza nel valutare la passivit\u00e0 derivante da un\u2019ope-
\n
razione di vendita e retrolocazione, al fine di garanti-
\n
re che il venditore-locatario non rilevi alcun importo
\n
degli utili o delle perdite che si riferiscono al diritto di
\n
utilizzo da lui mantenuto.
\n
In particolare, l\u2019IFRS 16 richiede al venditore-locata-
\n
rio di valutare l\u2019attivit\u00e0 per il diritto d\u2019uso derivante da
\n
un\u2019operazione di vendita e retro-locazione in pro-
\n
porzione al valore contabile precedente dell\u2019attivit\u00e0
\n
che si riferisce al diritto di utilizzo mantenuto e, di
\n
conseguenza, di rilevare solo l\u2019importo dell\u2019eventuale
\n
plusvalenza o minusvalenza relativa ai diritti trasferiti
\n
all\u2019acquirente-locatore.
\n
Inoltre, le modifiche si applicano alle operazioni di
\n
vendita e retrolocazione in cui i pagamenti del lea-
\n
sing includono pagamenti variabili che non dipen-
\n
dono da un indice o da un tasso.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha com-
\n
portato impatti sul presente Bilancio consolidato di
\n
Gruppo.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag6": { "value": "\n
4. Minimum tax
\n
La legislazione \u201cPillar II - Global Anti-Base Erosion
\n
Model Rules (GloBE Rules)\u201d, volta a garantire che le
\n
grandi imprese multinazionali paghino un livello mi-
\n
nimo di imposta sul reddito realizzato in un deter-
\n
minato periodo in ciascuna giurisdizione in cui ope-
\n
rano, \u00e8 stata emanata o sostanzialmente emanata in
\n
alcune giurisdizioni del Gruppo Enel. In generale, le
\n
norme prevedono un sistema di imposta aggiunti-
\n
va (\u201ctop-up tax\u201d) che porta l\u2019ammontare totale delle
\n
imposte da corrispondere sull\u2019excess profit di una
\n
giurisdizione fino all\u2019aliquota minima del 15%.
\n
A tal proposito, il Gruppo si \u00e8 dotato di un apposito pro-
\n
cesso per la stima della potenziale esposizione alla top-
\n
up tax in tali giurisdizioni, da cui \u00e8 emerso che vi sono
\n
limitate circostanze in cui l\u2019aliquota fiscale effettiva \u00e8 in-
\n
feriore al 15%.
\n
\n\n
Sulla base di questa stima, la potenziale top-up tax
\n
che il Gruppo Enel dovrebbe pagare come differenza
\n
tra l\u2019aliquota fiscale effettiva calcolata per giurisdizio-
\n
ne secondo le GloBE Rules e l\u2019aliquota minima del 15%
\n
non ha impatti materiali.
\n
In applicazione di quanto previsto dallo \u201cIAS 12 - In-
\n
ternational Tax Reform - Pillar II Model Rules\u201d, il Grup-
\n
po ha applicato l\u2019esenzione temporanea obbligatoria
\n
per la contabilizzazione delle imposte differite deri-
\n
vanti dall\u2019applicazione del Pillar II. Il Gruppo ricono-
\n
scer\u00e0 le imposte che risulteranno dall\u2019applicazione
\n
della normativa come imposte correnti nel momento
\n
in cui le stesse saranno sostenute (si veda la nota 23
\n
\u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per impo-
\n
ste differite\u201d).
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfKnownOrReasonablyEstimableInformationAboutExposureToPillarTwoIncomeTaxesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag42": { "value": "\n
5. Argentina - Economia iperinflazionata: impatti per l\u2019applicazione
\n
dello IAS 29
\n
A partire dal 1\u00b0 luglio 2018 l\u2019economia argentina \u00e8 con-
\n
siderata iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo
\n
\u201cIAS 29 - Rendicontazione contabile in economie ipe-
\n
rinflazionate\u201d. Ci\u00f2 a seguito della valutazione di una
\n
serie di elementi qualitativi e quantitativi, tra i quali la
\n
presenza di un tasso di inflazione cumulato maggiore
\n
del 100% nell\u2019arco dei tre anni precedenti.
\n
Ai fini della predisposizione del presente Bilancio con-
\n
solidato al 31 dicembre 2024 e in accordo con quanto
\n
disposto dallo IAS 29, talune voci delle situazioni pa-
\n
trimoniali delle societ\u00e0 partecipate in Argentina sono
\n
state rimisurate applicando l\u2019indice generale dei prezzi
\n
al consumo ai dati storici, al fine di riflettere le modifi-
\n
che al potere di acquisto del peso argentino alla data
\n
di chiusura dei bilanci delle stesse.
\n
Tenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il
\n
controllo delle societ\u00e0 argentine il 25 giugno 2009, la
\n
rimisurazione dei dati patrimoniali non monetari dei
\n
bilanci di tali societ\u00e0 \u00e8 stata effettuata applicando gli
\n
indici di inflazione a partire da tale data. Gli effetti con-
\n
tabili di tale adeguamento, oltre a essere gi\u00e0 riflessi
\n
nella situazione patrimoniale di apertura, recepiscono
\n
le variazioni del periodo. In particolare, l\u2019effetto relativo
\n
alla rimisurazione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non moneta-
\n
rie, delle poste di patrimonio netto, nonch\u00e9 delle com-
\n
ponenti di Conto economico rilevate nel 2024 \u00e8 stato
\n
rilevato in contropartita di una apposita voce di Conto
\n
economico tra i proventi e oneri finanziari. Il relativo ef-
\n
fetto fiscale \u00e8 stato rilevato tra le imposte del periodo.
\n
Per tener poi conto dell\u2019impatto dell\u2019iperinflazione
\n
anche sul corso monetario della valuta locale, i saldi
\n
dei Conti economici espressi in valuta iperinflazionata
\n
sono stati convertiti nella valuta di presentazione del
\n
Gruppo applicando, come prevede lo IAS 21, il tasso
\n
di cambio finale anzich\u00e9 quello medio del periodo con
\n
la finalit\u00e0 di riportare tali ammontari ai valori correnti.
\n
Di seguito si riportano i livelli cumulati degli indici ge-
\n
nerali dei prezzi al consumo alla data del 31 dicembre
\n
2018 fino al 31 dicembre 2024:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Indici generali dei
prezzi al consumo
Periodicumulati
Dal 1\u00b0 luglio 2009 al 31 dicembre 2018346,30%
Dal 1\u00b0 gennaio 2019 al 31 dicembre 201954,46%
Dal 1\u00b0 gennaio 2020 al 31 dicembre 202035,41%
Dal 1\u00b0 gennaio 2021 al 31 dicembre 202149,73%
Dal 1\u00b0 gennaio 2022 al 31 dicembre 202297,08%
Dal 1\u00b0 gennaio 2023 al 31 dicembre 2023222,01%
Dal 1\u00b0 gennaio 2024 al 31 dicembre 2024109,22%
\n\n
\n
Nel 2024 l\u2019applicazione dello IAS 29 ha comportato la
\n
rilevazione di un provento finanziario netto (al lordo
\n
delle imposte) pari a 321 milioni di euro.
\n
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo
\n
Stato patrimoniale al 31 dicembre 2024 e gli impatti
\n
dell\u2019iperinflazione sulle principali voci di Conto eco-
\n
nomico del 2024, differenziando quanto afferente alla
\n
rivalutazione in base agli indici generali dei prezzi al
\n
consumo e quanto afferente all\u2019applicazione del tas-
\n
so di cambio finale anzich\u00e9 del tasso di cambio medio
\n
del periodo, per quanto previsto dallo IAS 21 per eco-
\n
nomie iperinflazionate.
\n

\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Effetto iperinflazione Effetto iperinflazione del Differenza Effetto iperinflazione
Milioni di eurocumulato al 31.12.2023periodocambiocumulato al 31.12.2024
Totale attivit\u00e01.2941.269(230)2.333
Totale passivit\u00e0438348(76)710
Patrimonio netto856921(1)(154)1.623
\n\n
\n
(1) Il dato include il risultato netto positivo dell\u2019esercizio pari a 79 milioni di euro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale effetto al
Milioni di euroEffetto IAS 29Effetto IAS 2131.12.2024
Ricavi259(86)173
Costi387(1)(87)(2)300
Risultato operativo(128)1(127)
Proventi/(Oneri) finanziari netti192847
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione321-321
Risultato prima delle imposte 21229241
Imposte13316149
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi)791392
Quota di interessenza del Gruppo321850
Quota di interessenza di terzi47(5)42
\n\n
\n
(1) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per 144 milioni di euro.
\n
(2) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per (4) milioni di euro.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfHyperinflationaryReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag44": { "value": "\n
6. Informativa relativa al cambiamento climatico
\n
Il cammino verso \u201cNet Zero\u201d \u00e8 in corso a livello mon-
\n
diale e i processi di decarbonizzazione e di elettrifica-
\n
zione dell\u2019economia globale sono cruciali per evitare le
\n
gravi conseguenze del riscaldamento globale.
\n
In tale prospettiva il Gruppo ha fissato, come segue, le
\n
proprie linee guida strategiche per:
\n
\u2022 allocare gli investimenti coerentemente al raggiun-
\n
gimento del 100% di generazione a zero emissioni
\n
entro il 2040;
\n
\u2022 rafforzare e digitalizzare le reti di distribuzione, mi-
\n
gliorando la resilienza agli eventi climatici;
\n
\u2022 offrire prodotti e servizi per rendere pi\u00f9 efficiente e
\n
semplice il processo di elettrificazione dei consumi.
\n
Considerati i rischi relativi al cambiamento climatico
\n
e quanto stabilito dagli accordi di Parigi, il Gruppo
\n
ha definito l\u2019obiettivo di zero emissioni entro il 2040
\n
riflettendone gli effetti nelle attivit\u00e0, passivit\u00e0 e Con-
\n
to economico evidenziando gli impatti significativi e
\n
prevedibili come richiesto dal framework dei princ\u00edpi
\n
contabili internazionali.
\n
A tal proposito, in accordo, con quanto previsto dal
\n
documento pubblicato dall\u2019IFRS Foundation a luglio
\n
2023, il Gruppo fornisce informazioni esplicite nelle
\n
Note di commento al presente Bilancio consolidato
\n
con riguardo a come il cambiamento climatico vie-
\n
ne riflesso nei nostri conti. Per una comunicazione
\n
pi\u00f9 efficace e organica in relazione all\u2019informativa sul
\n
cambiamento climatico predisposta nell\u2019ambito delle
\n
Note di commento al presente Bilancio consolidato, si
\n
espone di seguito una mappatura di tale informativa
\n
con il rimando ai diversi paragrafi dove si affrontano
\n
tematiche relative al cambiamento climatico.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
ArgomentoNotaContenuto
Stime e giudizi relativi al Nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.\u2022 Riferimento all\u2019uso da parte del management delle
cambiamento climaticoprincipali stime e giudizi relativi al cambiamento
climatico (tenendo conto della loro significativit\u00e0
nell\u2019ambito dell\u2019informativa finanziaria).
\u2022 Focus sulla stima dei flussi di cassa attesi in rela-
zione a specifiche attivit\u00e0/CGU (paragrafo: \u201cIm-
pairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\u2022 Focus sugli effetti derivanti dagli impegni presi dal
Gruppo in base agli accordi di Parigi e sui loro ri-
flessi sulla stima delle vite utili delle attivit\u00e0 coin-
volte (paragrafo \u201cDeterminazione della vita utile di
attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
Investimenti sostenibiliNota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d\u2022 Focus sulle attivit\u00e0 relative alle infrastrutture con-
nesse allo sviluppo delle reti e agli investimenti per
lo sviluppo di soluzioni innovative per il cliente.
Contratti di energia Nota 47 \u201cRisk management\u201d\u2022 Focus sulle principali caratteristiche degli accordi di
rinnovabile a lungo acquisto di energia (PPA/PPA virtuali).
termine
Valutazione di attivit\u00e0 Nota 10.e \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d\u2022 Focus sugli effetti connessi agli impegni assunti dal
non finanziarieNota 17 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201dGruppo in linea con gli accordi di Parigi nell\u2019ambi-
to delle valutazioni delle attivit\u00e0 non finanziarie con
Nota 22 \u201cAvviamento\u201d particolare riferimento alla residua vita utile di talune
attivit\u00e0 e agli impairment test.
Fondi rischiNota 38 \u201cFondi rischi e oneri\u201d\u2022 Focus sui fondi rischi e oneri per gli impatti del cam-
biamento climatico sulle reti di distribuzione e sugli
impianti di generazione, incluso lo smantellamento
e il ripristino dei siti nonch\u00e9 gli eventuali accantona-
menti a piani di ristrutturazione legati alla transizio-
ne energetica.
Finanza sostenibileNota 46.3 \u201cFinanziamenti\u201d\u2022 Focus su:
Nota 58 \u201cFatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura \u2022 emissioni di sustainability-linked bond collegati al
dell\u2019esercizio\u201draggiungimento di obiettivi sostenibili in linea con
gli SDG emanati dall\u2019ONU;
\u2022 green bond utilizzati per finanziare specifici pro-
getti e iniziative sostenibili del Gruppo;
\u2022 sustainable loan collegati al raggiungimento di
Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG).
Pagamenti basati su Nota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d\u2022 Descrizione dei Piani di incentivazione di lungo ter-
azionimine (LTI) ancorati al raggiungimento di specifici
obiettivi relativi al clima.
Programmi ambientaliNota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d\u2022 Descrizione dei costi relativi alla compliance am-
bientale previsti dalle normative nazionali e interna-
zionali.
\u2022 Descrizione degli oneri legati al deficit di certificati
ambientali rispetto a quanto previsto dalla normati-
va per la compliance ambientale.
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfClimateChangeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag26": { "value": "\n
7. 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 prin-
\n
cipali operazioni.
\n
2023
\n
\u2022 In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel, tramite la
\n
controllata Enel Argentina, ha ceduto alla societ\u00e0
\n
energetica Central Puerto SA la partecipazione de-
\n
tenuta nella societ\u00e0 di generazione termoelettrica
\n
Enel Generaci\u00f3n Costanera per un corrispettivo di
\n
42 milioni di euro interamente incassati. L\u2019operazio-
\n
ne ha comportato la rilevazione di un onere com-
\n
plessivo di 132 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 14 aprile 2023 \u00e8 stata perfezionata la cessio-
\n
ne, a YPF e a Pan American Sur SA, delle azioni de-
\n
tenute in Inversora Dock Sud SA e Central Dock Sud
\n
SA, per un corrispettivo complessivo di 48 milioni di
\n
euro. La vendita ha generato sul risultato operativo
\n
un impatto negativo di 194 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 29 settembre 2023 il Gruppo Enel ha cedu-
\n
to a INPEX Corporation, tramite la controllata Enel
\n
Green Power SpA, il 50% delle due societ\u00e0 (Enel Gre-
\n
en Power Australia (Pty) Ltd ed Enel Green Power
\n
Australia Trust) che possiedono tutte le attivit\u00e0 de-
\n
dicate alle rinnovabili del Gruppo in Australia, per
\n
un corrispettivo complessivo di 142 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha comportato la rilevazione di un pro-
\n
vento di 103 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 25 ottobre 2023 Enel SpA e la sua controllata
\n
Enel Chile SA hanno concluso la cessione delle loro
\n
intere partecipazioni possedute nel capitale sociale
\n
di Arcadia Generaci\u00f3n Solar SA, societ\u00e0 cilena pro-
\n
prietaria di un portafoglio di quattro impianti foto-
\n
voltaici in esercizio (416 MW di capacit\u00e0 installata),
\n
a Sonnedix, un produttore internazionale di energia
\n
rinnovabile, per un corrispettivo complessivo di 535
\n
milioni di euro. La vendita ha generato un provento
\n
di 195 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 25 ottobre 2023 il Gruppo Enel ha perfezionato
\n
la cessione alla societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA di tutte le partecipazioni detenute in Romania,
\n
per un corrispettivo totale di 1.241 milioni di euro. La
\n
vendita ha comportato la rilevazione di un impatto ne-
\n
gativo sul risultato netto dell\u2019esercizio 2023 pari a 847
\n
milioni di euro, di cui 655 milioni di euro collegati al
\n
rilascio della riserva di conversione cambi associata.
\n
\u2022 In data 29 dicembre 2023 Enel SpA, tramite la pro-
\n
pria controllata Enel Green Power SpA, ha finalizzato
\n
la vendita a Macquarie Asset Management, per un
\n
corrispettivo totale pari a 351 milioni di euro, del
\n
50% di Enel Green Power Hellas, controllata al 100%
\n
da Enel Green Power e a sua volta detentrice delle
\n
societ\u00e0 in Grecia operanti nella generazione da fon-
\n
te rinnovabile. L\u2019operazione nel suo complesso ha
\n
generato un impatto positivo sul risultato netto del
\n
Gruppo per il 2023 di 422 milioni di euro.
\n
2024
\n
\u2022 In data 4 gennaio 2024 il Gruppo Enel, tramite la
\n
controllata Enel Green Power North America (EGP-
\n
NA), ha perfezionato la vendita di un portafoglio di
\n
asset rinnovabili negli Stati Uniti a fronte di un cor-
\n
rispettivo complessivo di 277 milioni di dollari statu-
\n
nitensi, pari a 253 milioni di euro. Gli asset venduti
\n
includono l\u2019intero portafoglio geotermico di EGPNA
\n
oltre a diversi impianti solari, per una capacit\u00e0 com-
\n
plessiva pari a circa 150 MW. L\u2019operazione ha gene-
\n
rato un impatto positivo sul risultato netto del Grup-
\n
po pari a 8 milioni di euro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Prezzo di cessione253
Totale attivit\u00e0 nette cedute(245)
Impatto sul risultato operativo8
Impatto sul risultato netto del Gruppo8
\n
\n
Si segnala che, al 31 dicembre 2023, le attivit\u00e0 del
\n
perimetro in oggetto erano state gi\u00e0 riclassificate
\n
tra le \u201cAttivit\u00e0 non correnti possedute per la vendi-
\n
ta e attivit\u00e0 operative cessate\u201d ai sensi dell\u2019IFRS 5 e
\n
che, nello specifico, a seguito della riclassifica, av-
\n
venuta al minore tra il fair value e il valore contabile
\n
delle stesse, era stato rilevato un adeguamento di
\n
valore negativo pari a 34 milioni di euro in termini di
\n
impatto sul risultato operativo.
\n
\u2022 In data 10 maggio 2024 Enel Per\u00fa SAC, control-
\n
lata da Enel SpA tramite Enel Am\u00e9ricas SA, ha
\n
concluso la cessione a Niagara Energy SAC della
\n

\n\n\n
totalit\u00e0 delle partecipazioni da essa detenute nelle
\n
societ\u00e0 di generazione elettrica Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa SAA e Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz SAC.
\n
La vendita, effettuata per un corrispettivo totale
\n
di 1.198 milioni di euro, ha generato un impatto
\n
positivo sul risultato netto del Gruppo di 9 milioni
\n
di euro tenuto anche conto degli effetti negati-
\n
vi connessi al rilascio delle riserve di conversione
\n
cambi associate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Prezzo di cessione1.198
Totale attivit\u00e0 nette cedute(843)
Rilascio della riserva OCI(94)
Avviamento(152)
Provento da cessione109
Imposte(66)
Impatto sul risultato netto43
Impatto sul risultato netto del Gruppo9
\n
\n
\u2022 In data 12 giugno 2024 la stessa Enel Per\u00fa SAC ha
\n
ceduto alla societ\u00e0 North Lima Power Grid Holding
\n
SAC il totale delle partecipazioni detenute in Enel Di-
\n
stribuci\u00f3n Per\u00fa SAA e nella societ\u00e0 di servizi energe-
\n
tici avanzati Enel X Per\u00fa SAC. L\u2019operazione, effettua-
\n
ta per un corrispettivo totale di 2.880 milioni di euro,
\n
ha generato un impatto positivo sull\u2019utile netto del
\n
Gruppo di 509 milioni di euro, tenuto conto anche in
\n
questo caso degli effetti negativi connessi al rilascio
\n
delle riserve di conversione cambi associate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Prezzo di cessione2.880
Totale attivit\u00e0 nette cedute(1.110)
Rilascio della riserva OCI(212)
Avviamento(320)
Provento da cessione1.238
Imposte(558)
Impatto sul risultato netto680
Impatto sul risultato netto del Gruppo509
\n
\n
\u2022 Nei primi giorni di ottobre 2024 il Gruppo Enel, tra-
\n
mite la controllata Enel North America, ha perfezio-
\n
nato la cessione delle attivit\u00e0 riferite al business del-
\n
lo storage in Nord America a MSS Energy Storage
\n
LLC (per il perimetro riferito agli Stati Uniti) e MSS LP
\n
Holdings Inc. (per il perimetro riferito al Canada), per
\n
un corrispettivo complessivo di 160 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha comportato un impatto negativo sul
\n
risultato netto del Gruppo di 44 milioni di euro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Prezzo di cessione160
Totale attivit\u00e0 nette cedute(162)
Minusvalenza da cessione(2)
Adeguamento di valore impianti (42)
ante cessione
Impatto sul risultato operativo(44)
Impatto sul risultato netto del Gruppo(44)
\n
\n
\u2022 In data 30 dicembre 2024 Enel SpA, tramite la con-
\n
trollata e-distribuzione SpA, ha perfezionato la ces-
\n
sione ad A2A, per 1.229 milioni di euro, del 90% del
\n
capitale sociale di Duereti Srl, societ\u00e0 beneficiaria
\n
del conferimento delle attivit\u00e0 di distribuzione di
\n
energia elettrica in alcuni comuni situati nelle pro-
\n
vince di Milano e Brescia. L\u2019operazione nel suo com-
\n
plesso ha generato un impatto positivo sul risultato
\n
netto del Gruppo di 978 milioni di euro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Prezzo di cessione1.229
Totale attivit\u00e0 nette cedute(339)
Plusvalenza da cessione890
Rimisurazione al fair value partecipazione 99
residua (10%)
Provento da cessione989
Imposte(11)
Impatto sul risultato netto978
Impatto sul risultato netto del Gruppo978
\n
\n
Altre variazioni
\n
In data 26 giugno 2024 Enel SpA, tramite la control-
\n
lata Enel Italia SpA, ha perfezionato la cessione a So-
\n
steneo Energy Transition 1, per 1.095 milioni di euro,
\n
della quota di minoranza del 49% del capitale sociale
\n
di Enel Libra Flexsys Srl, societ\u00e0 operante nello stoc-
\n
caggio di energia a batteria (Battery Energy Storage
\n
Systems, BESS) e proprietaria di taluni impianti a gas a
\n
ciclo aperto (Open Cycle Gas Turbines, OCGT). La ven-
\n
dita non ha generato impatti sui risultati economici del
\n
Gruppo in quanto Enel continua a mantenere il con-
\n
trollo di Enel Libra Flexsys Srl e, pertanto, a consolidarla
\n
integralmente.
\n
In data 23 dicembre 2024 Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
SLU, societ\u00e0 del Gruppo controllata tramite Endesa
\n
SA, ha perfezionato la cessione a Masdar, per 849 mi-
\n
lioni di euro, di una partecipazione di minoranza, pari
\n

\n\n\n
al 49,99% del capitale sociale, in Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a Solar 1 SLU, che detiene asset fotovoltaici
\n
operativi di Endesa in Spagna, per una capacit\u00e0 instal-
\n
lata complessiva di circa 2 GW.
\n
La vendita non ha generato impatti sui risultati econo-
\n
mici del Gruppo in quanto Enel continua a mantenere
\n
il controllo di Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1 e, per-
\n
tanto, a consolidarla integralmente.
\n

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\n

\n

\n
8. Dati economici e patrimoniali per Settore primario
\n
(Linea di Business) e secondario (Area Geografica)
\n
\n

\n

\n\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimo-
\n
niali \u00e8 effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal ma-
\n
nagement per monitorare le performance del Gruppo
\n
nei due esercizi messi a confronto. In particolare, il
\n
management monitora e comunica al mercato i propri
\n
risultati a partire dai settori di business. Il Gruppo ha
\n
adottato infatti la seguente impostazione settoriale:
\n
\u2022 Settore primario: Linea di Business;
\n
\u2022 Settore secondario: Area Geografica.
\n
La Linea di Business, quindi, risulta essere la discrimi-
\n
nante principale e predominante nelle analisi svolte e
\n
nelle decisioni prese dal management del Gruppo, ed \u00e8
\n
pienamente coerente con la reportistica interna predi-
\n
sposta a tali fini dal momento che i risultati vengono mi-
\n
surati e valutati in primis per ciascuna Linea di Business e
\n

\n\n\n\n\n\n\n
solo successivamente si declinano per Area Geografica.
\n

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

\n\n\n\n\n
\n
A tale riguardo, si evidenzia che il processo di sem-
\n
plificazione organizzativa avviato gi\u00e0 nel corso dell\u2019e-
\n
sercizio 2023, con conseguente modifica delle Linee
\n
di Business e delle Aree Geografiche, ha comportato
\n
a partire da dicembre 2024 un\u2019ulteriore necessit\u00e0 di
\n
ridefinire i dati per settore secondario (Area Geografi-
\n
ca). In particolare, nell\u2019esposizione del dato si \u00e8 tenuto
\n
conto dell\u2019attuale organizzazione del \u201cResto del Mon-
\n
do\u201d composta da Argentina, Brasile, Cile, Colombia e
\n
Centro America, Stati Uniti e Canada, Messico, Resto
\n
del Mondo - Altri Paesi.
\n
A seguito delle modifiche descritte, i dati riferiti
\n
all\u2019anno precedente sono stati rideterminati ai soli fini
\n
comparativi.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Dati economici per Settore primario (Linea di Business)
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultati 2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegment(1)rettificheTotale
Ricavi e altri proventi 10.3558.94020.44939.215(12)78.947-78.947
verso terzi
Ricavi e altri proventi 13.9213.2772.7872.6461.95824.589(24.589)-
intersettoriali
Totale ricavi24.27612.21723.23641.8611.946103.536(24.589)78.947
Totale costi22.7815.56813.1 5635.9882.45479.947(24.589)55.358
Risultati netti da contratti 1.673(22)-(1.171)(3)477-477
su commodity
Ammortamenti78 81.7013.0788612556.683-6.683
Impairment77425971.58122.182-2.182
Ripristini di valore(17)(13)(90)(172)(1)(293)-(293)
Risultato operativo2.3204.5146.9952.432(767)15.494-15.494
Investimenti673(2)3.133(3)5.868(4)971(5)17610.821-10.821
\n\n\n\n
\n
\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 13 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 100 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d, di cui 91
\n
milioni di euro sono riferiti agli investimenti dei primi cinque mesi del 2024 effettuati dalla societ\u00e0 3SUN, da giugno 2024 per\u00f2 riclassificata
\n
nuovamente tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 \u201cheld-for-use\u201d in quanto non ricorrono pi\u00f9 le condizioni che avevano determinato la precedente clas-
\n
sificazione ai sensi dell\u2019IFRS 5.
\n
(4) Il dato non include 62 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 14 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultati 2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegment(1)rettificheTotale
Ricavi e altri proventi verso 20.1528.45917.20649.748-95.565-95.565
terzi
Ricavi e altri proventi 20.0383.1613.0532.3712.04530.668(30.668)-
intersettoriali
Totale ricavi40.19011.62020.25952.1192.045126.233(30.668)95.565
Totale costi35.1406.37712.79846.0382.659103.012(30.668)72.344
Risultati netti da contratti (1.983)(65)-(923)5(2.966)-(2.966)
su commodity
Ammortamenti7751.6032.9577852336.353-6.353
Impairment1611.5521681.439183.338-3.338
Ripristini di valore(49)(19)(90)(108)(2)(268)-(268)
Risultato operativo2.1802.0424.4263.042(858)10.832-10.832
Investimenti761(2)5.345(3)5.280(4)1.138(5)190(6)12.714-12.714
\n\n\n\n
\n
\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

\n\n\n\n\n\n\n
Dati economici per Settore secondario (Area Geografica)
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultati 2024(1)
RestoColombia StatiResto del Elisioni Altro,
del e CentroUniti e Mondo - Resto del elisioni e
Milioni di euroItaliaIberiaMondo ArgentinaBrasile CileAmericaCanadaMessico Altri Paesi Mondo rettificheTotale
Ricavi e altri 36.09521.28521.4441.3557.6 853.8893.8721.9893592.344(49)12378.947
proventi verso terzi
Ricavi e altri 1451146--9-2(1)432(202)-
proventi
intersettoriali
Totale ricavi36.24021.2962 1.4901.3557.6 853.8983.8721.9913582.348(17)(79)78.947
Totale costi25.69815.19914.2951.3095.6263.2082.503798238630(17)16655.358
Risultati netti 1.496(908)(107)-1(18)(1)(73)(16)--(4)477
da contratti su
commodity
Ammortamenti2.4571.9812.02714570229626448137102-2186.683
Impairment964534592462385174148233-922.182
Ripristini di valore(46)(218)(28)-(3)-(3)(21)(2)1-(1)(293)
Risultato operativo8.6632.8924.497(145)1.1233251.033512671.582-(558)15.494
Investimenti5.331(2)1.9793.350(3)1791.286540478834(4)276(5)-16110.821
\n\n\n\n
\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 91 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d e riferiti agli
\n
investimenti dei primi cinque mesi del 2024 effettuati dalla societ\u00e0 3SUN, da giugno 2024 per\u00f2 riclassificata nuovamente tra le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 \u201cheld-for-use\u201d in quanto non ricorrono pi\u00f9 le condizioni che avevano determinato la precedente classificazione ai sensi dell\u2019IFRS 5.
\n
(3) Il dato non include 98 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 96 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.
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Risultati 2023(1)
RestoColombia StatiResto del Elisioni Altro,
del e CentroUniti e Mondo - Resto del elisioni e
Milioni di euroItaliaIberiaMondo ArgentinaBrasile CileAmericaCanadaMessico Altri Paesi Mondo rettificheTotale
Ricavi e altri 49.14525.41820.9276017.82 54.9863.5831.8093202.144(341)7595.565
proventi verso terzi
Ricavi e altri 18210354-1161498315(546)-
proventi
intersettoriali
Totale ricavi49.32725.42821.2816017.8265.0023.5841.8133292.152(26)(471)95.565
Totale costi38.79218.57815.0919715.6393.8672.1659932691.211(24)(117)72.344
Risultati netti 233(3.171)(38)(1)-180-(207)(13)1210(2.966)
da contratti su
commodity
Ammortamenti2.3251.9111.9316067128722746427195-1866.353
Impairment8245581.87911227201811.424115-773.338
Ripristini di valore(22)(197)(48)(1)(12)(1)(30)--(4)-(1)(268)
Risultato operativo7.6411.4072.390(441)1.3011.0091.041(1.275)19736-(606)10.832
Investimenti5.763(2)2.3054.419(3)103(4)1.8117446051.071(5)2560(6)-227(6)12.714
\n\n\n\n
\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 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Il dato non include 509 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

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Dati patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)
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Al 31 dicembre 2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Immobili, impianti e 8.12843.14441.67997588994.815(1)94.814
macchinari
Attivit\u00e0 immateriali1995.06018.3334.77735028.719-28.719
Attivit\u00e0 da contratti con 12135351633726(3)723
i clienti non correnti e
correnti
Crediti commerciali4.6482.9438.2795.6001.32922.799(6.850)15.949
Altro6.4576472.4592.9845.51318.060(10.879)7. 18 1
Attivit\u00e0 operative19.444(1)51.807(2)71.285(3)14.4998.084165.119(17.733)147.386
Debiti commerciali5.1043.4915.0495.5201.10120.265(6.560)13.705
Passivit\u00e0 da contratti con 1752547.6 4 57148.149(19)8.130
i clienti non correnti e
correnti
Fondi diversi3.5141.5962.3807511.2709.511(56)9.455
Altro5.3229589.5127. 2 115.11128.114(10.867)17. 247
Passivit\u00e0 operative14.115(4)6.299(5)24.586(6)13.5537.48666.039(17.502)48.537
\n\n\n\n
\n
(1) Di cui 189 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 116 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 37 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 12 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 12 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 17 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
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Al 31 dicembre 2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Immobili, impianti e 8.34042.75740.4901.14279393.522(13)93.509
macchinari
Attivit\u00e0 immateriali 2715.55520.1884.92644331.383-31.383
Attivit\u00e0 da contratti con 20174841692692(1)691
i clienti non correnti e
correnti
Crediti commerciali7. 2873.4717.7 7 18.37379227.6 9 4(9.711)1 7.983
Altro5.7362902.7382.4893.13414.387(6.268)8.119
Attivit\u00e0 operative 21.654(1)52.090(2)71.671(3)17.099(4)5.164(5)167.678(15.993)151.685
Debiti commerciali6.7413.7974. 1749.4181.01425.144(8.986)16.158
Passivit\u00e0 da contratti con 1122717.5155977.964(95)7. 86 9
i clienti non correnti e
correnti
Fondi diversi3.4689793.3487421.2089.745(63)9.682
Altro3.8331.6069.8174.3274.74024.323(6.164)18.159
Passivit\u00e0 operative14.154(6)6.653(7)24.854(8)14.546(9)6.969(10)67. 176(15.308)51.868
\n\n\n\n
\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.
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Dati patrimoniali per Settore secondario (Area Geografica)
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Al 31 dicembre 2024
RestoColombia Stati Resto del Elisioni Altro,
del e Centro Uniti e Mondo - Resto del elisioni e
Milioni di euroItaliaIberiaMondo ArgentinaBrasile CileAmericaCanadaMessico Altri Paesi Mondo rettificheTotale
Immobili, impianti e 36.65923.55334.4572.4304.7487.6 895.42312.733891543-14594.814
macchinari
Attivit\u00e0 immateriali3.08216.0659.0851413.7772.5742.04332435191-48728.719
Attivit\u00e0 da contratti6182560-517--8332-20723
con i clienti non
correnti e correnti
Crediti commerciali7.3 973.4425.0132461.5852.45640016592106(37)9715.949
Altro3.2222.3471.5917668420619617617891(16)217. 18 1
Attivit\u00e0 operative50.42145.489(1)50.706(2)2.89311.31112.9258.062(3)13.4061.199963(4)(53)770147.386
Debiti commerciali6.8552.2705.2775431.3662.286435389132160(34)(697)13.705
Passivit\u00e0 da4.2533.802108-70-38----(33)8.130
contratti con i
clienti non correnti
e correnti
Fondi diversi3.5083.0002.103501.215327302181424-8449.455
Altro7.2183.0935.5454901.9711.1021741.62912668(15)1.39117. 247
Passivit\u00e0 operative21.83412.165(5)13.033(6)1.0834.6223.7159492.199262252(7)(49)1.50548.537
\n\n
\n
(1) Di cui 37 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 306 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 49 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 257 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 17 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
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Al 31 dicembre 2023
RestoColombia StatiResto del Elisioni Altro,
del e CentroUniti e Mondo - Resto del elisioni e
Milioni di euroItaliaIberiaMondo ArgentinaBrasile CileAmericaCanadaMessico Altri Paesi Mondo rettificheTotale
Immobili, impianti e 34.36123.52735.5241.3055.3357.47 55.32811.9728183.291-9793.509
macchinari
Attivit\u00e0 immateriali3.12216.17811.397884.7012.5762.173446361.377-68631.383
Attivit\u00e0 da contratti9080520-439--39141-1691
con i clienti non
correnti e correnti
Crediti commerciali8.8194.0115.302771.9332.24952717668311(39)(149)17.983
Altro4.2812.3751.7063476222521821457209(13)(243)8.119
Attivit\u00e0 operative50.673(1)46.17154.449(2)1.50413.17012.525(3)8.246(4)12.847(5)9805.229(6)(52)392151.685
Debiti commerciali9.0012.8885.0111731.3001.69665983415365(31)(742)16.158
Passivit\u00e0 da4.3183.53747---47----(33)7.8 69
contratti con i
clienti non correnti
e correnti
Fondi diversi3.0783.1772.686321.920312224129564-7419.682
Altro6.9133.5566.2192402.5191 .0761991.826106268(15)1.47118.159
Passivit\u00e0 operative23.310(7)13.15813.963(8)4455.7393.0841.1292.789(9)126697(10)(46)1.43751.868
\n\n
\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 5 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 99 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 242 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 4.455 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 155 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 481 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 483 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
La seguente tabella presenta la riconciliazione tra le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di settore e quelle consolidate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Totale attivit\u00e0187. 139195.224
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto1.4561.650
Derivati finanziari attivi non correnti2.0032.383
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti7.6078.750
Crediti tributari a lungo inclusi in \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d1.1141.487
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti4.8544.329
Derivati finanziari attivi correnti3.5126.407
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti8.0516.801
Attivit\u00e0 per imposte anticipate9.0259.218
Crediti tributari2.0592.016
Attivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 72498
Attivit\u00e0 di settore147.386151.685
Totale passivit\u00e0137.968150.115
Finanziamenti a lungo termine60.00061.085
Derivati finanziari passivi non correnti2.9153.373
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti648
Finanziamenti a breve termine3.6454.769
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine7.4 399.086
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti845909
Derivati finanziari passivi correnti3.5846.461
Passivit\u00e0 per imposte differite7. 9518.217
Debiti per imposte sul reddito1.5891.573
Debiti tributari diversi1.2891.034
Passivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cPassivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 1101.732
Passivit\u00e0 di settore48.53751.868
\n\n\n\n
\n

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\n

\n\n
Ricavi
\n
9.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni \u2013 Euro 73.914 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Vendite energia elettrica 43.47852.465(8.987)-17, 1 %
Trasporto energia elettrica12.07211.1239498,5%
Corrispettivi da gestori di rete9611.142(181)-15,8%
Contributi da operatori istituzionali di mercato1 .7471 .57017711,3%
Vendite gas5.8757.983(2.108)-26,4%
Trasporto gas56468496-
Vendite di combustibili 1.5783.458(1.880)-54,4%
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas1.00287712514,3%
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 1.054995595,9%
Vendite di certificati ambientali132283(151)-53,4%
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto1.2631.653(390)-23,6%
Altre vendite e prestazioni900866343,9%
Totale ricavi IFRS 1570.62682.483(11.857)-14,4%
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 4.5988.875(4.277)-48,2%
Risultati da valutazione dei contratti di vendita (1.333)1.508(2.841)-
di commodity con consegna fisica chiusi nel periodo
Altri ricavi diversi2316743,8%
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni73.91492.882(18.968)-20,4%
\n\n\n
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
43.478 milioni di euro, in diminuzione di 8.987 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio precedente (-17,1%), so-
\n
stanzialmente per i minori volumi venduti in un regime
\n
di prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica decrescenti,
\n
soprattutto in Italia (6.176 milioni di euro) e in Spagna
\n
(1.947 milioni di euro). Tale decremento \u00e8 stato solo in
\n
parte compensato dai maggiori ricavi da \u201cTrasporto
\n
energia elettrica\u201d (949 milioni di euro), principalmente
\n
attribuibili alla remunerazione dei costi di distribuzione
\n
e di misura in Italia.
\n
I \u201cCorrispettivi da gestori di rete\u201d registrano una di-
\n
minuzione di 181 milioni di euro rispetto al 2023, pre-
\n
valentemente in Italia, riconducibile principalmente ai
\n
minori ricavi di sicurezza del sistema di reintegro per la
\n
massimizzazione della produzione a carbone sul 2023.
\n
I ricavi per \u201cVendite gas\u201d nel 2024 sono pari a 5.875
\n
milioni di euro (7.983 milioni di euro nel 2023) con un
\n
decremento di 2.108 milioni di euro rispetto all\u2019eser-
\n
cizio precedente. Tale decremento \u00e8 riconducibile sia
\n
alla diminuzione delle quantit\u00e0 vendute e intermediate
\n
sia alla riduzione dei prezzi medi di vendita principal-
\n
mente in Spagna (1.091 milioni di euro) e in Italia (1.011
\n
milioni di euro). Tale effetto \u00e8 in parte compensato da
\n
un aumento dei ricavi per \u201cTrasporto gas\u201d, principal-
\n
mente in Italia (497 milioni di euro) derivante dal ripri-
\n
stino degli oneri di sistema.
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si riducono di
\n
1.880 milioni di euro in virt\u00f9 dell\u2019andamento decre-
\n
scente dei volumi e dei prezzi di vendita del gas, prin-
\n
cipalmente in Spagna e in Italia.
\n
La variazione negativa delle \u201cVendite di commodity da
\n
contratti con consegna fisica\u201d (4.277 milioni di euro)
\n
e dei \u201cRisultati da valutazione dei contratti di vendita
\n
di commodity con consegna fisica chiusi nel periodo\u201d
\n
(2.841 milioni di euro) \u00e8 riferita prevalentemente alla
\n
commodity gas ed \u00e8 dovuta principalmente alla ridu-
\n
zione dei prezzi nonch\u00e9 alla diminuzione dei volumi
\n
intermediati.
\n
La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai
\n
contratti di vendita e acquisto di commodity con con-
\n
segna fisica misurati al fair value a Conto economico e
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9.
\n
\n\n

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

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna
fisica (IFRS 9) chiusi nel periodo
Contratti di vendita
Vendite di energia elettrica9191.550(631)-40,7%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1281(280)-99,6%
Totale energia9201.831(911)-49,8%
Vendite di gas3.5997. 271(3.672)-50,5%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (1.482)1.114(2.596)-
Totale gas2.1178.385(6.268)-74,8%
Vendite di quote di emissioni inquinanti74470-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1391093027,5%
Totale quote di emissioni inquinanti21311310088,5%
Vendita di garanzie di origine650(44)-88,0%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 945-
Totale garanzie di origine1554(39)-72,2%
Totale ricavi3.26510.383(7.118)-68,6%
Contratti di acquisto
Acquisti di energia elettrica8722.884(2.012)-69,8%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 555570(15)-2,6%
Totale energia1.4273.454(2.027)-58,7%
Acquisti di gas4.7938.063(3.270)-40,6%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (2.173)1.370(3.543)-
Totale gas2.6209.433(6.813)-72,2%
Acquisti di quote di emissioni inquinanti236624(388)-62,2%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (30)(31)13,2%
Totale quote di emissioni inquinanti206593(387)-65,3%
Acquisti di garanzie di origine14101(87)-86,1%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (28)32(60)-
Totale garanzie di origine(14)133(147)-
Totale costi4.23913.613(9.374)-68,9%
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con (974)(3.230)2.25669,8%
consegna fisica chiusi nel periodo
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity
energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
Contratti di vendita
Energia(57)226(283)-
Gas(647)136(783)-
Quote di emissioni inquinanti(15)23(38)-
Garanzie di origine945-
Totale(710)389(1.099)-
Contratti di acquisto
Energia(626)254(880)-
Gas(1.187)586(1.773)-
Quote di emissioni inquinanti(37)19(56)-
Garanzie di origine5167(16)-23,9%
Totale(1.799)926(2.725)-
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di 1.089(537)1.626-
commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
TOTALE RICAVI/(COSTI) NETTI DA CONTRATTI DI COMMODITY 115(3.767)3.882-
CON CONSEGNA FISICA (IFRS 9)
\n\n\n
\n

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

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

\n\n
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra \u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella tabella
\n
seguente.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Altro, elisioni
ItaliaIberiaResto del Mondoe rettificheTotale
Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in
Milioni di eurotimetimetimetimetimetimetimetimetimetime
Totale ricavi IFRS 1530.16799020.20769018.227239545268.6551.971
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2023
Altro, elisioni
ItaliaIberiaResto del Mondoe rettificheTotale
Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in
timetimetimetimetimetimetimetimetimetime
Totale ricavi IFRS 1536.9821.16923.0631.97317.8871.342135477.9454.538
\n\n\n
\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
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Milioni di euro20242023
Italia30.98739.724
Europa
Iberia19.07621.799
Francia1.0171.919
Svizzera7881.936
Germania7291.028
Austria9375
Slovenia2610
Romania174
Grecia186
Belgio3013
Repubblica Ceca42180
Ungheria-13
Olanda68145
Regno Unito1.6924.523
Altri Paesi europei6832.152
America
Stati Uniti719864
Canada4262
Messico 331315
Brasile 7.5 617.621
Cile3.7934.369
Per\u00f96671.565
Colombia3.5123.248
Argentina1.333613
Panama213200
Costa Rica2017
Guatemala8481
Altri
Africa10396
Asia249266
Oceania2138
Totale73.91492.882
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Obbligazioni di fare
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La seguente tabella fornisce informazioni circa le ob-
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bligazioni di fare del Gruppo relativamente alle prin-
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cipali tipologie di ricavo, riassumendo i giudizi pro-
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fessionali espressi e i connessi princ\u00edpi contabili di
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rilevazione dei ricavi.
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Per informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti
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da contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di
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stime e giudizi del management\u201d.
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Tipo Natura e tempistica della soddisfazione
di prodotto/serviziodell\u2019obbligazione di farePrinc\u00edpi contabili
Vendita di energia Al fine di determinare la natura della promessa conte-Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle Borse
elettrica prodotta nuta in tali contratti con i clienti per la vendita di ener-elettriche, rilevati nel corso del tempo, il Gruppo appli-
dal Gruppogia elettrica, il Gruppo analizza con attenzione i fatti e ca un metodo di valutazione basato sugli output, cos\u00ec
le circostanze applicabili a ciascun contratto.da rilevare ricavi per un importo pari a quello che ha il
diritto di fatturare al cliente se tale importo corrispon-
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti de esattamente al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazio-
e circostanze (inclusi le caratteristiche intrinseche dellane completata alla data di rilevazione, ossia al prezzo
commodity, i termini contrattuali, le informazioni ine-definito nel mercato (senza elementi variabili).
renti alle infrastrutture e agli altri meccanismi di conse-
gna) generalmente indicano che l\u2019obbligazione di fare
\u00e8 un servizio per la consegna della commodity da cui
il cliente riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci.
Di conseguenza, il Gruppo identifica un\u2019obbligazione
di fare adempiuta nel corso del tempo quale parte di
una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di
commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e han-
no la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
Servizi di connessione I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla I ricavi per contributi di connessione alla rete di distri-
alla reterete di distribuzione di energia elettrica o gas richie-buzione di energia elettrica e del gas, sia monetari sia
dono una valutazione specifica da parte del Gruppo in natura, sono rilevati in base all\u2019adempimento delle
che prenda in considerazione diversi fattori.obbligazioni di fare previste dal contratto. L\u2019identi-
ficazione di beni o servizi distinti richiede un\u2019attenta
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a definire se il contratto analisi dei termini e condizioni dei contratti di connes-
include altri beni o servizi distinti, quali per esempio sione che possono variare da Paese a Paese, in base al
il diritto a ottenere l\u2019accesso continuato all\u2019infrastrut-contesto, alla normativa e alle regolamentazioni locali.
tura per la fornitura della commodity o, in presenza Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo considera
di un contributo di connessione con \u201cpagamento an-non solo le caratteristiche dei beni/servizi stessi (ossia
ticipato e non rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del il bene o servizio \u00e8 per sua natura tale da poter essere
contratto o a una data vicina, un diritto significativo distinto), ma anche le promesse implicite per le quali
che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.il cliente ha una valida aspettativa poich\u00e9 le considera
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo va-parte integrante dell\u2019accordo contrattuale.
luta che la natura del corrispettivo ricevuto rappresen-Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in talu-
ta un \u201cpagamento anticipato e non rimborsabile\u201d il cui ni contratti relativi a servizi di connessione alla rete
esborso riconosce al cliente un diritto significativo. Al dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0 collegate, in
fine di determinare se il periodo sul quale rilevare tale funzione dell\u2019assetto regolamentare o normativo lo-
diritto significativo debba essere esteso oltre la durata cale; in questi casi, i ricavi sono rilevati su base netta,
contrattuale iniziale, il Gruppo prende in considerazio-corrispondenti agli onorari o alle commissioni cui si
ne anche il quadro legale e regolamentare locale.aspetta di avere diritto.
Vendita/trasporto Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas sti-Per i ricavi da trasporto e vendita di energia elettrica/
di energia elettrica/gas pulato con un cliente finale prevede un\u2019unica obbli-gas ai clienti finali il Gruppo applica un metodo di va-
ai clienti finaligazione di fare (vendita e trasporto della commo-lutazione basato sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi
dity) in quanto il Gruppo ha valutato che il contrattoper un importo pari a quello che ha il diritto di fattura-
non fornisce beni/servizi distinti e che la promessa re al cliente se tale importo corrisponde esattamente
\u00e8 soddisfatta con il trasferimento del controllo della al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completa-
commodity al cliente nel momento in cui la stessa \u00e8 ta alla data di rilevazione, ossia ai quantitativi forniti
erogata al punto di consegna. Al fine di determinare nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati; tali ricavi sono
la natura della promessa contenuta in tali contratti, il determinati utilizzando opportune stime oltre che
Gruppo analizza con attenzione i fatti e le circostanze letture periodiche dei consumi. Ove applicabile, tali
applicabili a ciascun contratto e commodity.ricavi si basano sulle tariffe e relativi vincoli fissati per
legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di Ambiente e da analoghi organismi esteri, in vigore nel
fare prevista da un contratto di servizio continuativo, periodo di riferimento.
quale un contratto di fornitura di energia elettrica/gas
a clienti finali, sia tipicamente adempiuta nel corso del
tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma simulta-
neamente i benef\u00edci della commodity man mano che
quest\u2019ultima gli \u00e8 consegnata) quale parte di una serie
di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di com-
modity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno
la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
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Tipo Natura e tempistica della soddisfazione
di prodotto/serviziodell\u2019obbligazione di farePrinc\u00edpi contabili
Lavori su ordinazioneI lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019ob-Per i lavori su ordinazione che includono un\u2019obbligazio-
bligazione di fare che viene adempiuta nel corso delne di fare soddisfatta nel corso del tempo, il Gruppo ri-
tempo; per tali contratti, il Gruppo generalmente con-leva i ricavi nel corso del tempo misurando il progresso
sidera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione deiverso il completo adempimento di tale obbligazione.
progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare
basato sugli input, a meno che un\u2019analisi specifica delSi ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-to-
contratto suggerisca l\u2019uso di un metodo diverso, che cost method) sia generalmente considerato il miglior
meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del Gruppometodo per misurare i progressi verso l\u2019adempimento
soddisfatta alla data di riferimento del bilancio.dell\u2019obbligazione di fare del Gruppo alla data di riferi-
mento del bilancio.
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori su or-
dinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0 derivante da
contratti con i clienti; l\u2019ammontare dovuto ai commit-
tenti per lavori su ordinazione \u00e8 presentato come una
passivit\u00e0 derivante da contratti con i clienti.
Servizi in concessione Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi Quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione/
(in ambito per la realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastrut-il miglioramento rileva attivit\u00e0 immateriali e/o attivit\u00e0 fi-
di applicazione IFRIC 12)tura utilizzata per la fornitura del servizio di carattere nanziarie, secondo le caratteristiche dell\u2019accordo per
pubblico e/o servizi per la gestione e il mantenimentoservizi in concessione.
dell\u2019infrastruttura stessa per il periodo della conces-
sione.I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a entrambe
le componenti sono rilevati inizialmente come ricavi da
Per le obbligazioni di fare connesse ai servizi di realiz-contratti con i clienti. Per maggiori dettagli riguardo
zazione e di miglioramento dell\u2019infrastruttura, si riman-alla rilevazione di tali ricavi, si rimanda a quanto detto
da a quanto detto per i \u201cLavori su ordinazione\u201d. per i \u201cLavori su ordinazione\u201d.
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si ri-Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la componen-
manda a quanto detto per la \u201cVendita di energia elet-te rilevata a Conto economico derivante dalla rimisu-
trica prodotta dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di razione al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse
energia elettrica/gas ai clienti finali\u201d.ad accordi per servizi in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0
di distribuzione in Brasile, al fine di riflettere adegua-
tamente il modello di business coerentemente con il
relativo contratto di concessione.
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di mante-
nimento sono rilevati come ricavi della vendita di
energia elettrica sul mercato o ai clienti finali (si
rimanda, rispettivamente, a quanto detto per la
\u201cVendita di energia elettrica prodotta dal Gruppo\u201d
e la \u201cVendita/trasporto di energia elettrica/gas ai
clienti finali\u201d).
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9.b Altri proventi \u2013 Euro 5.033 milioni
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Milioni di euro202420232024-2023
Contributi per certificati ambientali(1)294346(52)-15,0%
Altri contributi in conto esercizio60951-
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas)302827, 1 %
Rimborsi vari4013148727,7 %
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, 2.3515841.767-
joint operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali904446-
Premi per continuit\u00e0 del servizio1213(1)-7,7 %
Altri proventi1.7951.34545033,5%
Totale 5.0332.6832.35087,6%
\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
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La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 2.351 milioni di euro nel 2024 e accoglie
\n
principalmente i proventi derivanti dalla cessione delle
\n
attivit\u00e0 di generazione e distribuzione di energia elettrica
\n
in Per\u00f9 (per complessivi 1.347 milioni di euro) e i proventi
\n
derivanti dalla cessione delle attivit\u00e0 di distribuzione di
\n
energia elettrica in alcuni comuni situati nelle province
\n
di Milano e Brescia (per complessivi 989 milioni di euro).
\n
Nel 2023 tale voce accoglieva principalmente la rileva-
\n
zione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del provento (99
\n
milioni di euro) di fine concessione ricevuto per il su-
\n
bentro di altro soggetto, il provento complessivo (103
\n
milioni di euro) derivante dalla cessione parziale con
\n
perdita di controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia,
\n
il provento derivante dalla cessione di Arcadia Genera-
\n
ci\u00f3n Solar (195 milioni di euro) e la rimisurazione al fair
\n
value della partecipazione residua di Enel Green Power
\n
Hellas (160 milioni di euro).
\n
La voce \u201cAltri proventi\u201d si incrementa di 450 milioni di
\n
euro rispetto al 2023 soprattutto per effetto dei ricavi
\n
da accordi di tax partnerships (440 milioni di euro) riferiti
\n
all\u2019entrata in funzione di nuovi impianti in Nord America.
\n

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\n
Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggre-
\n
gazione del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in
\n
base all\u2019approccio utilizzato dal management per mo-
\n
nitorare le performance del Gruppo nei due esercizi a
\n
confronto.
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2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1519.08810.39720.68541.2321.90293.304(22.678)70.626
Vendite di commodity 6.344----6.344(1.746)4.598
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione (1.333)----(1.333)-(1.333)
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi11218-1950(27)23
Totale ricavi delle vendite 24.11010.39920.70341.2321.92198.365(24.451)73.914
e delle prestazioni
Altri proventi1661.8182.533629255.171(138)5.033
TOTALE RICAVI24.27612.21723.23641.8611.946103.536(24.589)78.947
\n\n\n
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2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1526.3549.98219.71951.6302.004109.689(27.206)82.483
Vendite di commodity 12.374--6-12.380(3.505)8.875
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione 1.504--4-1.508-1.508
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi631811644(28)16
Totale ricavi delle vendite 40.2389.98519.73751.6412.020123.621(30.739)92.882
e delle prestazioni
Altri proventi(48)1.635522478252.612712.683
TOTALE RICAVI40.19011.62020.25952.1192.045126.233(30.668)95.565
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\n\n\n\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:DisclosureOfRevenueExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag967": { "value": "\n
Ricavi
\n
9.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni \u2013 Euro 73.914 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Vendite energia elettrica 43.47852.465(8.987)-17, 1 %
Trasporto energia elettrica12.07211.1239498,5%
Corrispettivi da gestori di rete9611.142(181)-15,8%
Contributi da operatori istituzionali di mercato1 .7471 .57017711,3%
Vendite gas5.8757.983(2.108)-26,4%
Trasporto gas56468496-
Vendite di combustibili 1.5783.458(1.880)-54,4%
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas1.00287712514,3%
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 1.054995595,9%
Vendite di certificati ambientali132283(151)-53,4%
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto1.2631.653(390)-23,6%
Altre vendite e prestazioni900866343,9%
Totale ricavi IFRS 1570.62682.483(11.857)-14,4%
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 4.5988.875(4.277)-48,2%
Risultati da valutazione dei contratti di vendita (1.333)1.508(2.841)-
di commodity con consegna fisica chiusi nel periodo
Altri ricavi diversi2316743,8%
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni73.91492.882(18.968)-20,4%
\n\n\n
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
43.478 milioni di euro, in diminuzione di 8.987 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio precedente (-17,1%), so-
\n
stanzialmente per i minori volumi venduti in un regime
\n
di prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica decrescenti,
\n
soprattutto in Italia (6.176 milioni di euro) e in Spagna
\n
(1.947 milioni di euro). Tale decremento \u00e8 stato solo in
\n
parte compensato dai maggiori ricavi da \u201cTrasporto
\n
energia elettrica\u201d (949 milioni di euro), principalmente
\n
attribuibili alla remunerazione dei costi di distribuzione
\n
e di misura in Italia.
\n
I \u201cCorrispettivi da gestori di rete\u201d registrano una di-
\n
minuzione di 181 milioni di euro rispetto al 2023, pre-
\n
valentemente in Italia, riconducibile principalmente ai
\n
minori ricavi di sicurezza del sistema di reintegro per la
\n
massimizzazione della produzione a carbone sul 2023.
\n
I ricavi per \u201cVendite gas\u201d nel 2024 sono pari a 5.875
\n
milioni di euro (7.983 milioni di euro nel 2023) con un
\n
decremento di 2.108 milioni di euro rispetto all\u2019eser-
\n
cizio precedente. Tale decremento \u00e8 riconducibile sia
\n
alla diminuzione delle quantit\u00e0 vendute e intermediate
\n
sia alla riduzione dei prezzi medi di vendita principal-
\n
mente in Spagna (1.091 milioni di euro) e in Italia (1.011
\n
milioni di euro). Tale effetto \u00e8 in parte compensato da
\n
un aumento dei ricavi per \u201cTrasporto gas\u201d, principal-
\n
mente in Italia (497 milioni di euro) derivante dal ripri-
\n
stino degli oneri di sistema.
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si riducono di
\n
1.880 milioni di euro in virt\u00f9 dell\u2019andamento decre-
\n
scente dei volumi e dei prezzi di vendita del gas, prin-
\n
cipalmente in Spagna e in Italia.
\n
La variazione negativa delle \u201cVendite di commodity da
\n
contratti con consegna fisica\u201d (4.277 milioni di euro)
\n
e dei \u201cRisultati da valutazione dei contratti di vendita
\n
di commodity con consegna fisica chiusi nel periodo\u201d
\n
(2.841 milioni di euro) \u00e8 riferita prevalentemente alla
\n
commodity gas ed \u00e8 dovuta principalmente alla ridu-
\n
zione dei prezzi nonch\u00e9 alla diminuzione dei volumi
\n
intermediati.
\n
La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai
\n
contratti di vendita e acquisto di commodity con con-
\n
segna fisica misurati al fair value a Conto economico e
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9.
\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna
fisica (IFRS 9) chiusi nel periodo
Contratti di vendita
Vendite di energia elettrica9191.550(631)-40,7%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1281(280)-99,6%
Totale energia9201.831(911)-49,8%
Vendite di gas3.5997. 271(3.672)-50,5%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (1.482)1.114(2.596)-
Totale gas2.1178.385(6.268)-74,8%
Vendite di quote di emissioni inquinanti74470-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1391093027,5%
Totale quote di emissioni inquinanti21311310088,5%
Vendita di garanzie di origine650(44)-88,0%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 945-
Totale garanzie di origine1554(39)-72,2%
Totale ricavi3.26510.383(7.118)-68,6%
Contratti di acquisto
Acquisti di energia elettrica8722.884(2.012)-69,8%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 555570(15)-2,6%
Totale energia1.4273.454(2.027)-58,7%
Acquisti di gas4.7938.063(3.270)-40,6%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (2.173)1.370(3.543)-
Totale gas2.6209.433(6.813)-72,2%
Acquisti di quote di emissioni inquinanti236624(388)-62,2%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (30)(31)13,2%
Totale quote di emissioni inquinanti206593(387)-65,3%
Acquisti di garanzie di origine14101(87)-86,1%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (28)32(60)-
Totale garanzie di origine(14)133(147)-
Totale costi4.23913.613(9.374)-68,9%
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con (974)(3.230)2.25669,8%
consegna fisica chiusi nel periodo
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity
energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
Contratti di vendita
Energia(57)226(283)-
Gas(647)136(783)-
Quote di emissioni inquinanti(15)23(38)-
Garanzie di origine945-
Totale(710)389(1.099)-
Contratti di acquisto
Energia(626)254(880)-
Gas(1.187)586(1.773)-
Quote di emissioni inquinanti(37)19(56)-
Garanzie di origine5167(16)-23,9%
Totale(1.799)926(2.725)-
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di 1.089(537)1.626-
commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
TOTALE RICAVI/(COSTI) NETTI DA CONTRATTI DI COMMODITY 115(3.767)3.882-
CON CONSEGNA FISICA (IFRS 9)
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra \u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella tabella
\n
seguente.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Altro, elisioni
ItaliaIberiaResto del Mondoe rettificheTotale
Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in
Milioni di eurotimetimetimetimetimetimetimetimetimetime
Totale ricavi IFRS 1530.16799020.20769018.227239545268.6551.971
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2023
Altro, elisioni
ItaliaIberiaResto del Mondoe rettificheTotale
Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in Over Point in
timetimetimetimetimetimetimetimetimetime
Totale ricavi IFRS 1536.9821.16923.0631.97317.8871.342135477.9454.538
\n\n\n
\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro20242023
Italia30.98739.724
Europa
Iberia19.07621.799
Francia1.0171.919
Svizzera7881.936
Germania7291.028
Austria9375
Slovenia2610
Romania174
Grecia186
Belgio3013
Repubblica Ceca42180
Ungheria-13
Olanda68145
Regno Unito1.6924.523
Altri Paesi europei6832.152
America
Stati Uniti719864
Canada4262
Messico 331315
Brasile 7.5 617.621
Cile3.7934.369
Per\u00f96671.565
Colombia3.5123.248
Argentina1.333613
Panama213200
Costa Rica2017
Guatemala8481
Altri
Africa10396
Asia249266
Oceania2138
Totale73.91492.882
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Obbligazioni di fare
\n
La seguente tabella fornisce informazioni circa le ob-
\n
bligazioni di fare del Gruppo relativamente alle prin-
\n
cipali tipologie di ricavo, riassumendo i giudizi pro-
\n
fessionali espressi e i connessi princ\u00edpi contabili di
\n
rilevazione dei ricavi.
\n
Per informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti
\n
da contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tipo Natura e tempistica della soddisfazione
di prodotto/serviziodell\u2019obbligazione di farePrinc\u00edpi contabili
Vendita di energia Al fine di determinare la natura della promessa conte-Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle Borse
elettrica prodotta nuta in tali contratti con i clienti per la vendita di ener-elettriche, rilevati nel corso del tempo, il Gruppo appli-
dal Gruppogia elettrica, il Gruppo analizza con attenzione i fatti e ca un metodo di valutazione basato sugli output, cos\u00ec
le circostanze applicabili a ciascun contratto.da rilevare ricavi per un importo pari a quello che ha il
diritto di fatturare al cliente se tale importo corrispon-
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti de esattamente al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazio-
e circostanze (inclusi le caratteristiche intrinseche dellane completata alla data di rilevazione, ossia al prezzo
commodity, i termini contrattuali, le informazioni ine-definito nel mercato (senza elementi variabili).
renti alle infrastrutture e agli altri meccanismi di conse-
gna) generalmente indicano che l\u2019obbligazione di fare
\u00e8 un servizio per la consegna della commodity da cui
il cliente riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci.
Di conseguenza, il Gruppo identifica un\u2019obbligazione
di fare adempiuta nel corso del tempo quale parte di
una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di
commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e han-
no la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
Servizi di connessione I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla I ricavi per contributi di connessione alla rete di distri-
alla reterete di distribuzione di energia elettrica o gas richie-buzione di energia elettrica e del gas, sia monetari sia
dono una valutazione specifica da parte del Gruppo in natura, sono rilevati in base all\u2019adempimento delle
che prenda in considerazione diversi fattori.obbligazioni di fare previste dal contratto. L\u2019identi-
ficazione di beni o servizi distinti richiede un\u2019attenta
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a definire se il contratto analisi dei termini e condizioni dei contratti di connes-
include altri beni o servizi distinti, quali per esempio sione che possono variare da Paese a Paese, in base al
il diritto a ottenere l\u2019accesso continuato all\u2019infrastrut-contesto, alla normativa e alle regolamentazioni locali.
tura per la fornitura della commodity o, in presenza Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo considera
di un contributo di connessione con \u201cpagamento an-non solo le caratteristiche dei beni/servizi stessi (ossia
ticipato e non rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del il bene o servizio \u00e8 per sua natura tale da poter essere
contratto o a una data vicina, un diritto significativo distinto), ma anche le promesse implicite per le quali
che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.il cliente ha una valida aspettativa poich\u00e9 le considera
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo va-parte integrante dell\u2019accordo contrattuale.
luta che la natura del corrispettivo ricevuto rappresen-Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in talu-
ta un \u201cpagamento anticipato e non rimborsabile\u201d il cui ni contratti relativi a servizi di connessione alla rete
esborso riconosce al cliente un diritto significativo. Al dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0 collegate, in
fine di determinare se il periodo sul quale rilevare tale funzione dell\u2019assetto regolamentare o normativo lo-
diritto significativo debba essere esteso oltre la durata cale; in questi casi, i ricavi sono rilevati su base netta,
contrattuale iniziale, il Gruppo prende in considerazio-corrispondenti agli onorari o alle commissioni cui si
ne anche il quadro legale e regolamentare locale.aspetta di avere diritto.
Vendita/trasporto Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas sti-Per i ricavi da trasporto e vendita di energia elettrica/
di energia elettrica/gas pulato con un cliente finale prevede un\u2019unica obbli-gas ai clienti finali il Gruppo applica un metodo di va-
ai clienti finaligazione di fare (vendita e trasporto della commo-lutazione basato sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi
dity) in quanto il Gruppo ha valutato che il contrattoper un importo pari a quello che ha il diritto di fattura-
non fornisce beni/servizi distinti e che la promessa re al cliente se tale importo corrisponde esattamente
\u00e8 soddisfatta con il trasferimento del controllo della al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completa-
commodity al cliente nel momento in cui la stessa \u00e8 ta alla data di rilevazione, ossia ai quantitativi forniti
erogata al punto di consegna. Al fine di determinare nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati; tali ricavi sono
la natura della promessa contenuta in tali contratti, il determinati utilizzando opportune stime oltre che
Gruppo analizza con attenzione i fatti e le circostanze letture periodiche dei consumi. Ove applicabile, tali
applicabili a ciascun contratto e commodity.ricavi si basano sulle tariffe e relativi vincoli fissati per
legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di Ambiente e da analoghi organismi esteri, in vigore nel
fare prevista da un contratto di servizio continuativo, periodo di riferimento.
quale un contratto di fornitura di energia elettrica/gas
a clienti finali, sia tipicamente adempiuta nel corso del
tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma simulta-
neamente i benef\u00edci della commodity man mano che
quest\u2019ultima gli \u00e8 consegnata) quale parte di una serie
di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di com-
modity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno
la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n\n
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Tipo Natura e tempistica della soddisfazione
di prodotto/serviziodell\u2019obbligazione di farePrinc\u00edpi contabili
Lavori su ordinazioneI lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019ob-Per i lavori su ordinazione che includono un\u2019obbligazio-
bligazione di fare che viene adempiuta nel corso delne di fare soddisfatta nel corso del tempo, il Gruppo ri-
tempo; per tali contratti, il Gruppo generalmente con-leva i ricavi nel corso del tempo misurando il progresso
sidera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione deiverso il completo adempimento di tale obbligazione.
progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare
basato sugli input, a meno che un\u2019analisi specifica delSi ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-to-
contratto suggerisca l\u2019uso di un metodo diverso, che cost method) sia generalmente considerato il miglior
meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del Gruppometodo per misurare i progressi verso l\u2019adempimento
soddisfatta alla data di riferimento del bilancio.dell\u2019obbligazione di fare del Gruppo alla data di riferi-
mento del bilancio.
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori su or-
dinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0 derivante da
contratti con i clienti; l\u2019ammontare dovuto ai commit-
tenti per lavori su ordinazione \u00e8 presentato come una
passivit\u00e0 derivante da contratti con i clienti.
Servizi in concessione Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi Quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione/
(in ambito per la realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastrut-il miglioramento rileva attivit\u00e0 immateriali e/o attivit\u00e0 fi-
di applicazione IFRIC 12)tura utilizzata per la fornitura del servizio di carattere nanziarie, secondo le caratteristiche dell\u2019accordo per
pubblico e/o servizi per la gestione e il mantenimentoservizi in concessione.
dell\u2019infrastruttura stessa per il periodo della conces-
sione.I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a entrambe
le componenti sono rilevati inizialmente come ricavi da
Per le obbligazioni di fare connesse ai servizi di realiz-contratti con i clienti. Per maggiori dettagli riguardo
zazione e di miglioramento dell\u2019infrastruttura, si riman-alla rilevazione di tali ricavi, si rimanda a quanto detto
da a quanto detto per i \u201cLavori su ordinazione\u201d. per i \u201cLavori su ordinazione\u201d.
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si ri-Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la componen-
manda a quanto detto per la \u201cVendita di energia elet-te rilevata a Conto economico derivante dalla rimisu-
trica prodotta dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di razione al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse
energia elettrica/gas ai clienti finali\u201d.ad accordi per servizi in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0
di distribuzione in Brasile, al fine di riflettere adegua-
tamente il modello di business coerentemente con il
relativo contratto di concessione.
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di mante-
nimento sono rilevati come ricavi della vendita di
energia elettrica sul mercato o ai clienti finali (si
rimanda, rispettivamente, a quanto detto per la
\u201cVendita di energia elettrica prodotta dal Gruppo\u201d
e la \u201cVendita/trasporto di energia elettrica/gas ai
clienti finali\u201d).
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Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggre-
\n
gazione del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in
\n
base all\u2019approccio utilizzato dal management per mo-
\n
nitorare le performance del Gruppo nei due esercizi a
\n
confronto.
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2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1519.08810.39720.68541.2321.90293.304(22.678)70.626
Vendite di commodity 6.344----6.344(1.746)4.598
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione (1.333)----(1.333)-(1.333)
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi11218-1950(27)23
Totale ricavi delle vendite 24.11010.39920.70341.2321.92198.365(24.451)73.914
e delle prestazioni
Altri proventi1661.8182.533629255.171(138)5.033
TOTALE RICAVI24.27612.21723.23641.8611.946103.536(24.589)78.947
\n\n\n
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2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1526.3549.98219.71951.6302.004109.689(27.206)82.483
Vendite di commodity 12.374--6-12.380(3.505)8.875
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione 1.504--4-1.508-1.508
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi631811644(28)16
Totale ricavi delle vendite 40.2389.98519.73751.6412.020123.621(30.739)92.882
e delle prestazioni
Altri proventi(48)1.635522478252.612712.683
TOTALE RICAVI40.19011.62020.25952.1192.045126.233(30.668)95.565
\n\n\n
\n

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\n\n
9.b Altri proventi \u2013 Euro 5.033 milioni
\n
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Milioni di euro202420232024-2023
Contributi per certificati ambientali(1)294346(52)-15,0%
Altri contributi in conto esercizio60951-
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas)302827, 1 %
Rimborsi vari4013148727,7 %
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, 2.3515841.767-
joint operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali904446-
Premi per continuit\u00e0 del servizio1213(1)-7,7 %
Altri proventi1.7951.34545033,5%
Totale 5.0332.6832.35087,6%
\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

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\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 2.351 milioni di euro nel 2024 e accoglie
\n
principalmente i proventi derivanti dalla cessione delle
\n
attivit\u00e0 di generazione e distribuzione di energia elettrica
\n
in Per\u00f9 (per complessivi 1.347 milioni di euro) e i proventi
\n
derivanti dalla cessione delle attivit\u00e0 di distribuzione di
\n
energia elettrica in alcuni comuni situati nelle province
\n
di Milano e Brescia (per complessivi 989 milioni di euro).
\n
Nel 2023 tale voce accoglieva principalmente la rileva-
\n
zione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del provento (99
\n
milioni di euro) di fine concessione ricevuto per il su-
\n
bentro di altro soggetto, il provento complessivo (103
\n
milioni di euro) derivante dalla cessione parziale con
\n
perdita di controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia,
\n
il provento derivante dalla cessione di Arcadia Genera-
\n
ci\u00f3n Solar (195 milioni di euro) e la rimisurazione al fair
\n
value della partecipazione residua di Enel Green Power
\n
Hellas (160 milioni di euro).
\n
La voce \u201cAltri proventi\u201d si incrementa di 450 milioni di
\n
euro rispetto al 2023 soprattutto per effetto dei ricavi
\n
da accordi di tax partnerships (440 milioni di euro) riferiti
\n
all\u2019entrata in funzione di nuovi impianti in Nord America.
\n

\n

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Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggre-
\n
gazione del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in
\n
base all\u2019approccio utilizzato dal management per mo-
\n
nitorare le performance del Gruppo nei due esercizi a
\n
confronto.
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2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1519.08810.39720.68541.2321.90293.304(22.678)70.626
Vendite di commodity 6.344----6.344(1.746)4.598
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione (1.333)----(1.333)-(1.333)
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi11218-1950(27)23
Totale ricavi delle vendite 24.11010.39920.70341.2321.92198.365(24.451)73.914
e delle prestazioni
Altri proventi1661.8182.533629255.171(138)5.033
TOTALE RICAVI24.27612.21723.23641.8611.946103.536(24.589)78.947
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2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1526.3549.98219.71951.6302.004109.689(27.206)82.483
Vendite di commodity 12.374--6-12.380(3.505)8.875
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione 1.504--4-1.508-1.508
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi631811644(28)16
Totale ricavi delle vendite 40.2389.98519.73751.6412.020123.621(30.739)92.882
e delle prestazioni
Altri proventi(48)1.635522478252.612712.683
TOTALE RICAVI40.19011.62020.25952.1192.045126.233(30.668)95.565
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9.b Altri proventi \u2013 Euro 5.033 milioni
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Milioni di euro202420232024-2023
Contributi per certificati ambientali(1)294346(52)-15,0%
Altri contributi in conto esercizio60951-
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas)302827, 1 %
Rimborsi vari4013148727,7 %
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, 2.3515841.767-
joint operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali904446-
Premi per continuit\u00e0 del servizio1213(1)-7,7 %
Altri proventi1.7951.34545033,5%
Totale 5.0332.6832.35087,6%
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(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
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La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
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ammonta a 2.351 milioni di euro nel 2024 e accoglie
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principalmente i proventi derivanti dalla cessione delle
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attivit\u00e0 di generazione e distribuzione di energia elettrica
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in Per\u00f9 (per complessivi 1.347 milioni di euro) e i proventi
\n
derivanti dalla cessione delle attivit\u00e0 di distribuzione di
\n
energia elettrica in alcuni comuni situati nelle province
\n
di Milano e Brescia (per complessivi 989 milioni di euro).
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Nel 2023 tale voce accoglieva principalmente la rileva-
\n
zione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del provento (99
\n
milioni di euro) di fine concessione ricevuto per il su-
\n
bentro di altro soggetto, il provento complessivo (103
\n
milioni di euro) derivante dalla cessione parziale con
\n
perdita di controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia,
\n
il provento derivante dalla cessione di Arcadia Genera-
\n
ci\u00f3n Solar (195 milioni di euro) e la rimisurazione al fair
\n
value della partecipazione residua di Enel Green Power
\n
Hellas (160 milioni di euro).
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La voce \u201cAltri proventi\u201d si incrementa di 450 milioni di
\n
euro rispetto al 2023 soprattutto per effetto dei ricavi
\n
da accordi di tax partnerships (440 milioni di euro) riferiti
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all\u2019entrata in funzione di nuovi impianti in Nord America.
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Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggre-
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gazione del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in
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base all\u2019approccio utilizzato dal management per mo-
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nitorare le performance del Gruppo nei due esercizi a
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confronto.
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1519.08810.39720.68541.2321.90293.304(22.678)70.626
Vendite di commodity 6.344----6.344(1.746)4.598
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione (1.333)----(1.333)-(1.333)
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi11218-1950(27)23
Totale ricavi delle vendite 24.11010.39920.70341.2321.92198.365(24.451)73.914
e delle prestazioni
Altri proventi1661.8182.533629255.171(138)5.033
TOTALE RICAVI24.27612.21723.23641.8611.946103.536(24.589)78.947
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2023
Generazione Enel Totale
Termoelettrica Green Mercati Holding e reporting Elisioni e
Milioni di euroe TradingPowerEnel GridsfinaliServizisegmentrettificheTotale
Totale ricavi IFRS 1526.3549.98219.71951.6302.004109.689(27.206)82.483
Vendite di commodity 12.374--6-12.380(3.505)8.875
da contratti con consegna
fisica
Risultati da valutazione 1.504--4-1.508-1.508
dei contratti di vendita
di commodity con
consegna fisica chiusi
nel periodo
Altri ricavi diversi631811644(28)16
Totale ricavi delle vendite 40.2389.98519.73751.6412.020123.621(30.739)92.882
e delle prestazioni
Altri proventi(48)1.635522478252.612712.683
TOTALE RICAVI40.19011.62020.25952.1192.045126.233(30.668)95.565
\n\n\n
\n

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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
10.f Altri costi operativi \u2013 Euro 3.940 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Oneri di sistema - Certificati ambientali(1)1.4492.603(1.154)-44,3%
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas175568(393)-69,2%
Altri oneri per imposte e tasse1.3411.529(188)-12,3%
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni4404(400)-99,0%
Contributi straordinari di solidariet\u00e0138208(70)-33,7%
Altri833813202,5%
Totale3.9406.125(2.185)-35,7%
\n\n\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si decrementano di 2.185 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente essen-
\n
zialmente per effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli oneri per certificati ambientali si decrementano a
\n
causa dei minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
principalmente
\n
per effetto dei minori volumi di produzione da fonte
\n
convenzionale.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si
\n
decrementano principalmente per effetto del minore
\n
impatto del Bonus Sociale in Spagna (337 milioni di
\n
euro) riconducibile essenzialmente al riconoscimento
\n
nel 2024 del surplus relativo al periodo 2022-2023.
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si decrementano
\n
principalmente per effetto della rilevazione nel 2023
\n
del contributo di clawback in Italia (357 milioni di euro)
\n
introdotto dal decreto legge n. 25 del 28 marzo 2022
\n
e in Spagna (118 milioni di euro) a seguito del Regio
\n
Decreto 17/2021. Tale effetto \u00e8 stato parzialmente
\n
compensato dalla rilevazione nel 2024 dell\u2019imposta
\n
sul valore della produzione di energia elettrica (IVPEE)
\n
reintrodotta in Spagna dal Regio Decreto 8/2023 per
\n
342 milioni di euro.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di parteci-
\n
pazioni\u201d del 2024 includono essenzialmente la minu-
\n
svalenza rilevata a seguito della cessione delle attivit\u00e0
\n
riferite al business dello storage in Nord America (2
\n
milioni di euro).
\n
Il dato del 2023 si riferisce principalmente alle mi-
\n
nusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di Enel
\n
Generaci\u00f3n Costanera (132 milioni di euro) e Cen-
\n
tral Dock Sud (194 milioni di euro) in Argentina, e
\n
all\u2019adeguamento del prezzo relativo alla cessione di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (23 mi-
\n
lioni di euro).
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2024, in Spagna per 138 milioni
\n
di euro (208 milioni di euro nel 2023) a seguito dell\u2019in-
\n
troduzione della Legge n. 38 del 27 dicembre 2022.
\n

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\n\n
Costi
\n
10.a Energia elettrica, gas e combustibile \u2013 Euro 30.282 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Energia elettrica 19.34824.098(4.750)-19,7%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con 8722.884(2.012)-69,8%
consegna fisica (IFRS 9)
Gas 10.73916.583(5.844)-35,2%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con 4.7938.063(3.270)-40,6%
consegna fisica (IFRS 9)
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto (1.618)1.940(3.558)-
di energia elettrica e gas con consegna fisica
chiusi nel periodo
Combustibile nucleare1039944,0%
Altri combustibili1.7103.550(1.840)-51,8%
Totale 30.28246.270(15.988)-34,6%
\n\n\n\n\n
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d si decremen-
\n
tano di 4.750 milioni di euro sia per i minori prezzi medi
\n
di acquisto sia per i minori volumi acquistati rispetto
\n
al precedente esercizio, principalmente in Italia (3.992
\n
milioni di euro) e Spagna (1.127 milioni di euro).
\n
Il decremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d, pari a
\n
5.844 milioni di euro, riflette essenzialmente la diminu-
\n
zione dei prezzi medi di acquisto nonch\u00e9 la flessione dei
\n
volumi intermediati, prevalentemente in Italia e Spagna.
\n
Si segnala, inoltre, che nel 2023 tale voce includeva gli
\n
oneri per 515 milioni di euro connessi alla definizione
\n
del lodo arbitrale con un fornitore di gas del Qatar in
\n
Spagna.
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con
\n
consegna fisica chiusi registrano un decremento di
\n
3.558 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente,
\n
di cui 3.544 milioni di euro riconducibili alla commodi-
\n
ty gas e 14 milioni di euro riconducibili alla commodity
\n
elettricit\u00e0.
\n
Il decremento della voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principal-
\n
mente dovuto ai minori volumi di approvvigionamento.
\n

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

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

\n\n
10.b Servizi e altri materiali \u2013 Euro 19.240 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Vettoriamenti passivi9.2077.7 8 11.42618,3%
Manutenzioni e riparazioni1.2161.134827, 2 %
Telefonici e postali17416863,6%
Servizi di comunicazione1661204638,3%
Servizi informatici744840(96)-11,4%
Godimento beni di terzi81353427952,2%
Costi per servizi connessi al business dell\u2019energia elettrica e del gas1.1111.327(216)-16,3%
Business dei servizi a valore aggiunto697822(125)-15,2%
Servizi per la realizzazione di lavori e servizi su ordinazione288394(106)-26,9%
Servizi per accordi per servizi in concessione451429225,1%
Altri servizi 1.9272.008(81)-4,0%
Costi per certificati ambientali non destinati alla compliance2641.002(738)-73,7%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9)250725(475)-65,5%
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati (58)1(59)-
ambientali con consegna fisica chiusi nel periodo
Variazione rimanenze di certificati ambientali 84(593)677-
Altri materiali 2.1562.337(181)-7,7 %
Totale19.24018.3049365,1%
\n\n\n\n
\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 19.240 milioni
\n
di euro nel 2024, registrano un incremento di 936 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio 2023. Tale variazione
\n
risente essenzialmente:
\n
\u2022 dell\u2019incremento dei costi per vettoriamenti passivi,
\n
principalmente in Italia e Iberia, connessi all\u2019applica-
\n
zione di specifici provvedimenti emessi dalle autori-
\n
t\u00e0 per la regolazione delle tariffe;
\n
\u2022 dell\u2019incremento dei costi per godimento beni di
\n
terzi, soprattutto in Italia, dovuto essenzialmente ai
\n
maggiori canoni per concessioni idroelettriche;
\n
\u2022 dei minori costi imputabili ai servizi connessi al busi-
\n
ness elettrico e del gas per effetto della diminuzione
\n
dei volumi intermediati;
\n
\u2022 del decremento dei costi per la realizzazione di
\n
lavori, servizi su ordinazione e servizi a valore ag-
\n
giunto legato alle minori vendite e prestazioni ri-
\n
conducibili ai beni a efficienza energetica (231 mi-
\n
lioni di euro);
\n
\u2022 dei minori costi per servizi tecnici e professionali
\n
(102 milioni di euro);
\n
\u2022 del decremento dei costi per certificati ambientali
\n
(61 milioni di euro) essenzialmente riferito ai mag-
\n
giori utilizzi di rimanenze;
\n
\u2022 del decremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto princi-
\n
palmente ai minori costi di approvvigionamento di
\n
materiali e apparecchiature.
\n

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

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

\n\n

\n\n
10.c Costo del personale \u2013 Euro 4.938 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Salari e stipendi3.3503.498(148)-4,2%
Oneri sociali932903293,2%
Trattamento di fine rapporto114114--
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo 686711,5%
termine
Incentivi all\u2019esodo4742511,9%
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione227214136,1%
Altri costi20019284,2%
Totale 4.9385.030(92)-1,8%
\n\n\n\n\n
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2024, pari a 4.938
\n
milioni di euro, registra una diminuzione di 92 milioni
\n
di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 696 risorse. La
\n
variazione \u00e8 dovuta al saldo positivo tra le assunzioni e
\n
le cessazioni (566 risorse) determinato principalmente
\n
dalle assunzioni nelle Reti in Italia e Brasile, compensa-
\n
to dalle negative variazioni di perimetro (-1.262 risor-
\n
se), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Storage US LLC;
\n
\u2022 alla cessione di alcune risorse da parte di e-distri-
\n
buzione SpA ad A2A nell\u2019ambito della cessione del-
\n
le attivit\u00e0 di distribuzione relative ad alcuni comuni
\n
delle province di Milano e Brescia.
\n
La diminuzione dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente
\n
dovuta alla minore consistenza media rispetto al 2023,
\n
come riportato nella tabella seguente, e alle variazioni
\n
di perimetro sopra commentate.
\n
L\u2019aumento degli \u201cOneri sociali\u201d si registra prevalente-
\n
mente in Argentina.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncenti-
\n
vi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8
\n
prevalentemente dovuto ai maggiori costi rilevati in
\n
Italia per l\u2019accantonamento del nuovo fondo ex art. 4
\n
(legge 92/2012) riferito al periodo 2025-2028, par-
\n
zialmente compensato dai costi registrati nel 2023 in
\n
Spagna a seguito dell\u2019adeguamento del fondo relativo
\n
al piano AVS (Acuerdo Voluntario de Salida).
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza
\n
media dei dipendenti per categoria di appartenenza,
\n
confrontata con quella dell\u2019esercizio precedente, non-
\n
ch\u00e9 la consistenza effettiva al 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Consistenza media(1)Consistenza(1)
N.20242023al 31.12.2024
Manager1.2851 .3741.256
Middle manager12.06212.58912.013
White collar29.87233.90628.402
Blue collar17.05716.52718.688
Totale60.27664.39660.359
\n\n\n\n\n
\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\n\n

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

\n\n

\n\n
10.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013
\n
Euro 1.323 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Impairment di crediti commerciali1.3371.384(47)-3,4%
Impairment di altri crediti2341627244,4%
Totale impairment di crediti commerciali 1.5711.546251,6%
e di altri crediti
Ripristini di valore di crediti commerciali(244)(210)(34)-16,2%
Ripristini di valore di altri crediti(4)(2)(2)-
Totale ripristini di crediti commerciali (248)(212)(36)-17,0%
e di altri crediti
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) 1.3231.334(11)-0,8%
NETTI DI CREDITI COMMERCIALI E ALTRI
CREDITI
\n\n\n\n\n
\n
Gli impairment e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti sono sostanzialmente in linea con
\n
l\u2019esercizio precedente.
\n

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

\n

\n

\n\n

\n\n
10.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 7.249 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Ammortamento immobili, impianti e macchinari4.8964.6742224,7%
Ammortamento investimenti immobiliari22--
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali1.7851.6771086,4%
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate6111.792(1.181)-65,9%
Ripristini di valore(45)(56)1119,6%
Totale 7. 2498.089(840)-10,4%
\n\n\n\n\n
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei minori adeguamen-
\n
ti di valore delle attivit\u00e0 immobilizzate, parzialmente
\n
compensati dai maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 ma-
\n
teriali e immateriali per effetto dei nuovi investimenti
\n
realizzati soprattutto nei business delle energie rinno-
\n
vabili e della distribuzione.
\n
In particolare, gli impairment di attivit\u00e0 immobilizzate
\n
del 2024 includono principalmente:
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore, per 42 milioni di euro, del-
\n
le attivit\u00e0 riferite al business dello storage in Nord
\n
America cedute nel corso del 2024;
\n
\u2022 l\u2019impairment, pari a 22 milioni di euro, riferito al bu-
\n
siness delle rinnovabili in India, a seguito della clas-
\n
sificazione dello stesso, nel 2024, tra le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 possedute per la vendita e del relativo ade-
\n
guamento al previsto prezzo di cessione;
\n
\u2022 la riduzione di valore di taluni progetti di energia rin-
\n
novabile in Spagna, Brasile, Cile, Stati Uniti e in Italia
\n
(223 milioni di euro);
\n
\u2022 gli adeguamenti di valore su alcuni impianti fotovol-
\n
taici in Italia (36 milioni di euro) ed eolici negli Stati
\n
Uniti (45 milioni di euro);
\n
\u2022 gli impairment rilevati su alcuni software, piattafor-
\n
me informatiche e attivit\u00e0 a supporto del business di
\n
Enel X in Italia (62 milioni di euro) e gli adeguamenti
\n
di valore di attivit\u00e0 legate al business della mobilit\u00e0
\n
elettrica (56 milioni di euro) principalmente in Italia
\n
e Stati Uniti;
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore del progetto eolico colom-
\n
biano di Windpeshi per 46 milioni di euro (171 milioni
\n
di euro nel 2023).
\n
Il dato del 2023 include gli adeguamenti di valore rile-
\n
vati su talune societ\u00e0 di impianti rinnovabili (1.268 mi-
\n
lioni di euro) e sulle attivit\u00e0 di Enel X ed Enel X Way (126
\n
milioni di euro) in Nord America.
\n

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

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

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

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

\n\n

\n\n

\n\n
10.f Altri costi operativi \u2013 Euro 3.940 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Oneri di sistema - Certificati ambientali(1)1.4492.603(1.154)-44,3%
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas175568(393)-69,2%
Altri oneri per imposte e tasse1.3411.529(188)-12,3%
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni4404(400)-99,0%
Contributi straordinari di solidariet\u00e0138208(70)-33,7%
Altri833813202,5%
Totale3.9406.125(2.185)-35,7%
\n\n\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si decrementano di 2.185 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente essen-
\n
zialmente per effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli oneri per certificati ambientali si decrementano a
\n
causa dei minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
principalmente
\n
per effetto dei minori volumi di produzione da fonte
\n
convenzionale.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si
\n
decrementano principalmente per effetto del minore
\n
impatto del Bonus Sociale in Spagna (337 milioni di
\n
euro) riconducibile essenzialmente al riconoscimento
\n
nel 2024 del surplus relativo al periodo 2022-2023.
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si decrementano
\n
principalmente per effetto della rilevazione nel 2023
\n
del contributo di clawback in Italia (357 milioni di euro)
\n
introdotto dal decreto legge n. 25 del 28 marzo 2022
\n
e in Spagna (118 milioni di euro) a seguito del Regio
\n
Decreto 17/2021. Tale effetto \u00e8 stato parzialmente
\n
compensato dalla rilevazione nel 2024 dell\u2019imposta
\n
sul valore della produzione di energia elettrica (IVPEE)
\n
reintrodotta in Spagna dal Regio Decreto 8/2023 per
\n
342 milioni di euro.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di parteci-
\n
pazioni\u201d del 2024 includono essenzialmente la minu-
\n
svalenza rilevata a seguito della cessione delle attivit\u00e0
\n
riferite al business dello storage in Nord America (2
\n
milioni di euro).
\n
Il dato del 2023 si riferisce principalmente alle mi-
\n
nusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di Enel
\n
Generaci\u00f3n Costanera (132 milioni di euro) e Cen-
\n
tral Dock Sud (194 milioni di euro) in Argentina, e
\n
all\u2019adeguamento del prezzo relativo alla cessione di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (23 mi-
\n
lioni di euro).
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2024, in Spagna per 138 milioni
\n
di euro (208 milioni di euro nel 2023) a seguito dell\u2019in-
\n
troduzione della Legge n. 38 del 27 dicembre 2022.
\n

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

\n\n\n\n\n\n\n
10.g Costi per lavori interni capitalizzati \u2013 Euro (3.042) milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Personale(1.064)(1.120)565,0%
Materiali(1.237)(1.338)1017,5 %
Altri(741)(927)18620,1%
Totale (3.042)(3.385)34310,1%
\n\n\n\n\n
\n
Gli oneri capitalizzati ammontano a 3.042 milioni di
\n
euro, in diminuzione di 343 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. La riduzione rispetto al 2023
\n
\u00e8 principalmente riconducibile alla riallocazione degli
\n
investimenti, in linea con le priorit\u00e0 del Piano Strategi-
\n
co 2024-2026.
\n

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

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Costi
\n
10.a Energia elettrica, gas e combustibile \u2013 Euro 30.282 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Energia elettrica 19.34824.098(4.750)-19,7%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con 8722.884(2.012)-69,8%
consegna fisica (IFRS 9)
Gas 10.73916.583(5.844)-35,2%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con 4.7938.063(3.270)-40,6%
consegna fisica (IFRS 9)
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto (1.618)1.940(3.558)-
di energia elettrica e gas con consegna fisica
chiusi nel periodo
Combustibile nucleare1039944,0%
Altri combustibili1.7103.550(1.840)-51,8%
Totale 30.28246.270(15.988)-34,6%
\n\n\n\n\n
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d si decremen-
\n
tano di 4.750 milioni di euro sia per i minori prezzi medi
\n
di acquisto sia per i minori volumi acquistati rispetto
\n
al precedente esercizio, principalmente in Italia (3.992
\n
milioni di euro) e Spagna (1.127 milioni di euro).
\n
Il decremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d, pari a
\n
5.844 milioni di euro, riflette essenzialmente la diminu-
\n
zione dei prezzi medi di acquisto nonch\u00e9 la flessione dei
\n
volumi intermediati, prevalentemente in Italia e Spagna.
\n
Si segnala, inoltre, che nel 2023 tale voce includeva gli
\n
oneri per 515 milioni di euro connessi alla definizione
\n
del lodo arbitrale con un fornitore di gas del Qatar in
\n
Spagna.
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con
\n
consegna fisica chiusi registrano un decremento di
\n
3.558 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente,
\n
di cui 3.544 milioni di euro riconducibili alla commodi-
\n
ty gas e 14 milioni di euro riconducibili alla commodity
\n
elettricit\u00e0.
\n
Il decremento della voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principal-
\n
mente dovuto ai minori volumi di approvvigionamento.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
10.b Servizi e altri materiali \u2013 Euro 19.240 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Vettoriamenti passivi9.2077.7 8 11.42618,3%
Manutenzioni e riparazioni1.2161.134827, 2 %
Telefonici e postali17416863,6%
Servizi di comunicazione1661204638,3%
Servizi informatici744840(96)-11,4%
Godimento beni di terzi81353427952,2%
Costi per servizi connessi al business dell\u2019energia elettrica e del gas1.1111.327(216)-16,3%
Business dei servizi a valore aggiunto697822(125)-15,2%
Servizi per la realizzazione di lavori e servizi su ordinazione288394(106)-26,9%
Servizi per accordi per servizi in concessione451429225,1%
Altri servizi 1.9272.008(81)-4,0%
Costi per certificati ambientali non destinati alla compliance2641.002(738)-73,7%
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9)250725(475)-65,5%
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati (58)1(59)-
ambientali con consegna fisica chiusi nel periodo
Variazione rimanenze di certificati ambientali 84(593)677-
Altri materiali 2.1562.337(181)-7,7 %
Totale19.24018.3049365,1%
\n\n\n\n
\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 19.240 milioni
\n
di euro nel 2024, registrano un incremento di 936 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio 2023. Tale variazione
\n
risente essenzialmente:
\n
\u2022 dell\u2019incremento dei costi per vettoriamenti passivi,
\n
principalmente in Italia e Iberia, connessi all\u2019applica-
\n
zione di specifici provvedimenti emessi dalle autori-
\n
t\u00e0 per la regolazione delle tariffe;
\n
\u2022 dell\u2019incremento dei costi per godimento beni di
\n
terzi, soprattutto in Italia, dovuto essenzialmente ai
\n
maggiori canoni per concessioni idroelettriche;
\n
\u2022 dei minori costi imputabili ai servizi connessi al busi-
\n
ness elettrico e del gas per effetto della diminuzione
\n
dei volumi intermediati;
\n
\u2022 del decremento dei costi per la realizzazione di
\n
lavori, servizi su ordinazione e servizi a valore ag-
\n
giunto legato alle minori vendite e prestazioni ri-
\n
conducibili ai beni a efficienza energetica (231 mi-
\n
lioni di euro);
\n
\u2022 dei minori costi per servizi tecnici e professionali
\n
(102 milioni di euro);
\n
\u2022 del decremento dei costi per certificati ambientali
\n
(61 milioni di euro) essenzialmente riferito ai mag-
\n
giori utilizzi di rimanenze;
\n
\u2022 del decremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto princi-
\n
palmente ai minori costi di approvvigionamento di
\n
materiali e apparecchiature.
\n

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

\n\n
10.c Costo del personale \u2013 Euro 4.938 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Salari e stipendi3.3503.498(148)-4,2%
Oneri sociali932903293,2%
Trattamento di fine rapporto114114--
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo 686711,5%
termine
Incentivi all\u2019esodo4742511,9%
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione227214136,1%
Altri costi20019284,2%
Totale 4.9385.030(92)-1,8%
\n\n\n\n\n
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2024, pari a 4.938
\n
milioni di euro, registra una diminuzione di 92 milioni
\n
di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 696 risorse. La
\n
variazione \u00e8 dovuta al saldo positivo tra le assunzioni e
\n
le cessazioni (566 risorse) determinato principalmente
\n
dalle assunzioni nelle Reti in Italia e Brasile, compensa-
\n
to dalle negative variazioni di perimetro (-1.262 risor-
\n
se), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Storage US LLC;
\n
\u2022 alla cessione di alcune risorse da parte di e-distri-
\n
buzione SpA ad A2A nell\u2019ambito della cessione del-
\n
le attivit\u00e0 di distribuzione relative ad alcuni comuni
\n
delle province di Milano e Brescia.
\n
La diminuzione dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente
\n
dovuta alla minore consistenza media rispetto al 2023,
\n
come riportato nella tabella seguente, e alle variazioni
\n
di perimetro sopra commentate.
\n
L\u2019aumento degli \u201cOneri sociali\u201d si registra prevalente-
\n
mente in Argentina.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncenti-
\n
vi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8
\n
prevalentemente dovuto ai maggiori costi rilevati in
\n
Italia per l\u2019accantonamento del nuovo fondo ex art. 4
\n
(legge 92/2012) riferito al periodo 2025-2028, par-
\n
zialmente compensato dai costi registrati nel 2023 in
\n
Spagna a seguito dell\u2019adeguamento del fondo relativo
\n
al piano AVS (Acuerdo Voluntario de Salida).
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza
\n
media dei dipendenti per categoria di appartenenza,
\n
confrontata con quella dell\u2019esercizio precedente, non-
\n
ch\u00e9 la consistenza effettiva al 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Consistenza media(1)Consistenza(1)
N.20242023al 31.12.2024
Manager1.2851 .3741.256
Middle manager12.06212.58912.013
White collar29.87233.90628.402
Blue collar17.05716.52718.688
Totale60.27664.39660.359
\n\n\n\n\n
\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\n\n

\n\n
10.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013
\n
Euro 1.323 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Impairment di crediti commerciali1.3371.384(47)-3,4%
Impairment di altri crediti2341627244,4%
Totale impairment di crediti commerciali 1.5711.546251,6%
e di altri crediti
Ripristini di valore di crediti commerciali(244)(210)(34)-16,2%
Ripristini di valore di altri crediti(4)(2)(2)-
Totale ripristini di crediti commerciali (248)(212)(36)-17,0%
e di altri crediti
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) 1.3231.334(11)-0,8%
NETTI DI CREDITI COMMERCIALI E ALTRI
CREDITI
\n\n\n\n\n
\n
Gli impairment e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti sono sostanzialmente in linea con
\n
l\u2019esercizio precedente.
\n

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

\n

\n

\n\n

\n\n
10.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 7.249 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Ammortamento immobili, impianti e macchinari4.8964.6742224,7%
Ammortamento investimenti immobiliari22--
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali1.7851.6771086,4%
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate6111.792(1.181)-65,9%
Ripristini di valore(45)(56)1119,6%
Totale 7. 2498.089(840)-10,4%
\n\n\n\n\n
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei minori adeguamen-
\n
ti di valore delle attivit\u00e0 immobilizzate, parzialmente
\n
compensati dai maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 ma-
\n
teriali e immateriali per effetto dei nuovi investimenti
\n
realizzati soprattutto nei business delle energie rinno-
\n
vabili e della distribuzione.
\n
In particolare, gli impairment di attivit\u00e0 immobilizzate
\n
del 2024 includono principalmente:
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore, per 42 milioni di euro, del-
\n
le attivit\u00e0 riferite al business dello storage in Nord
\n
America cedute nel corso del 2024;
\n
\u2022 l\u2019impairment, pari a 22 milioni di euro, riferito al bu-
\n
siness delle rinnovabili in India, a seguito della clas-
\n
sificazione dello stesso, nel 2024, tra le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 possedute per la vendita e del relativo ade-
\n
guamento al previsto prezzo di cessione;
\n
\u2022 la riduzione di valore di taluni progetti di energia rin-
\n
novabile in Spagna, Brasile, Cile, Stati Uniti e in Italia
\n
(223 milioni di euro);
\n
\u2022 gli adeguamenti di valore su alcuni impianti fotovol-
\n
taici in Italia (36 milioni di euro) ed eolici negli Stati
\n
Uniti (45 milioni di euro);
\n
\u2022 gli impairment rilevati su alcuni software, piattafor-
\n
me informatiche e attivit\u00e0 a supporto del business di
\n
Enel X in Italia (62 milioni di euro) e gli adeguamenti
\n
di valore di attivit\u00e0 legate al business della mobilit\u00e0
\n
elettrica (56 milioni di euro) principalmente in Italia
\n
e Stati Uniti;
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore del progetto eolico colom-
\n
biano di Windpeshi per 46 milioni di euro (171 milioni
\n
di euro nel 2023).
\n
Il dato del 2023 include gli adeguamenti di valore rile-
\n
vati su talune societ\u00e0 di impianti rinnovabili (1.268 mi-
\n
lioni di euro) e sulle attivit\u00e0 di Enel X ed Enel X Way (126
\n
milioni di euro) in Nord America.
\n

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

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

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

\n\n

\n\n
10.f Altri costi operativi \u2013 Euro 3.940 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Oneri di sistema - Certificati ambientali(1)1.4492.603(1.154)-44,3%
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas175568(393)-69,2%
Altri oneri per imposte e tasse1.3411.529(188)-12,3%
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni4404(400)-99,0%
Contributi straordinari di solidariet\u00e0138208(70)-33,7%
Altri833813202,5%
Totale3.9406.125(2.185)-35,7%
\n\n\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si decrementano di 2.185 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente essen-
\n
zialmente per effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli oneri per certificati ambientali si decrementano a
\n
causa dei minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
principalmente
\n
per effetto dei minori volumi di produzione da fonte
\n
convenzionale.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si
\n
decrementano principalmente per effetto del minore
\n
impatto del Bonus Sociale in Spagna (337 milioni di
\n
euro) riconducibile essenzialmente al riconoscimento
\n
nel 2024 del surplus relativo al periodo 2022-2023.
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si decrementano
\n
principalmente per effetto della rilevazione nel 2023
\n
del contributo di clawback in Italia (357 milioni di euro)
\n
introdotto dal decreto legge n. 25 del 28 marzo 2022
\n
e in Spagna (118 milioni di euro) a seguito del Regio
\n
Decreto 17/2021. Tale effetto \u00e8 stato parzialmente
\n
compensato dalla rilevazione nel 2024 dell\u2019imposta
\n
sul valore della produzione di energia elettrica (IVPEE)
\n
reintrodotta in Spagna dal Regio Decreto 8/2023 per
\n
342 milioni di euro.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di parteci-
\n
pazioni\u201d del 2024 includono essenzialmente la minu-
\n
svalenza rilevata a seguito della cessione delle attivit\u00e0
\n
riferite al business dello storage in Nord America (2
\n
milioni di euro).
\n
Il dato del 2023 si riferisce principalmente alle mi-
\n
nusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di Enel
\n
Generaci\u00f3n Costanera (132 milioni di euro) e Cen-
\n
tral Dock Sud (194 milioni di euro) in Argentina, e
\n
all\u2019adeguamento del prezzo relativo alla cessione di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (23 mi-
\n
lioni di euro).
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2024, in Spagna per 138 milioni
\n
di euro (208 milioni di euro nel 2023) a seguito dell\u2019in-
\n
troduzione della Legge n. 38 del 27 dicembre 2022.
\n

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

\n\n\n\n\n\n\n
10.g Costi per lavori interni capitalizzati \u2013 Euro (3.042) milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Personale(1.064)(1.120)565,0%
Materiali(1.237)(1.338)1017,5 %
Altri(741)(927)18620,1%
Totale (3.042)(3.385)34310,1%
\n\n\n\n\n
\n
Gli oneri capitalizzati ammontano a 3.042 milioni di
\n
euro, in diminuzione di 343 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. La riduzione rispetto al 2023
\n
\u00e8 principalmente riconducibile alla riallocazione degli
\n
investimenti, in linea con le priorit\u00e0 del Piano Strategi-
\n
co 2024-2026.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesByNatureExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1266": { "value": "\n
10.c Costo del personale \u2013 Euro 4.938 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Salari e stipendi3.3503.498(148)-4,2%
Oneri sociali932903293,2%
Trattamento di fine rapporto114114--
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo 686711,5%
termine
Incentivi all\u2019esodo4742511,9%
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione227214136,1%
Altri costi20019284,2%
Totale 4.9385.030(92)-1,8%
\n\n\n\n\n
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2024, pari a 4.938
\n
milioni di euro, registra una diminuzione di 92 milioni
\n
di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 696 risorse. La
\n
variazione \u00e8 dovuta al saldo positivo tra le assunzioni e
\n
le cessazioni (566 risorse) determinato principalmente
\n
dalle assunzioni nelle Reti in Italia e Brasile, compensa-
\n
to dalle negative variazioni di perimetro (-1.262 risor-
\n
se), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Per\u00fa;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel X Storage US LLC;
\n
\u2022 alla cessione di alcune risorse da parte di e-distri-
\n
buzione SpA ad A2A nell\u2019ambito della cessione del-
\n
le attivit\u00e0 di distribuzione relative ad alcuni comuni
\n
delle province di Milano e Brescia.
\n
La diminuzione dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente
\n
dovuta alla minore consistenza media rispetto al 2023,
\n
come riportato nella tabella seguente, e alle variazioni
\n
di perimetro sopra commentate.
\n
L\u2019aumento degli \u201cOneri sociali\u201d si registra prevalente-
\n
mente in Argentina.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncenti-
\n
vi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8
\n
prevalentemente dovuto ai maggiori costi rilevati in
\n
Italia per l\u2019accantonamento del nuovo fondo ex art. 4
\n
(legge 92/2012) riferito al periodo 2025-2028, par-
\n
zialmente compensato dai costi registrati nel 2023 in
\n
Spagna a seguito dell\u2019adeguamento del fondo relativo
\n
al piano AVS (Acuerdo Voluntario de Salida).
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza
\n
media dei dipendenti per categoria di appartenenza,
\n
confrontata con quella dell\u2019esercizio precedente, non-
\n
ch\u00e9 la consistenza effettiva al 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Consistenza media(1)Consistenza(1)
N.20242023al 31.12.2024
Manager1.2851 .3741.256
Middle manager12.06212.58912.013
White collar29.87233.90628.402
Blue collar17.05716.52718.688
Totale60.27664.39660.359
\n\n\n\n\n
\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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutEmployeesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1267": { "value": "\n
10.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013
\n
Euro 1.323 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Impairment di crediti commerciali1.3371.384(47)-3,4%
Impairment di altri crediti2341627244,4%
Totale impairment di crediti commerciali 1.5711.546251,6%
e di altri crediti
Ripristini di valore di crediti commerciali(244)(210)(34)-16,2%
Ripristini di valore di altri crediti(4)(2)(2)-
Totale ripristini di crediti commerciali (248)(212)(36)-17,0%
e di altri crediti
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) 1.3231.334(11)-0,8%
NETTI DI CREDITI COMMERCIALI E ALTRI
CREDITI
\n\n\n\n\n
\n
Gli impairment e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti sono sostanzialmente in linea con
\n
l\u2019esercizio precedente.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
10.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 7.249 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Ammortamento immobili, impianti e macchinari4.8964.6742224,7%
Ammortamento investimenti immobiliari22--
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali1.7851.6771086,4%
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate6111.792(1.181)-65,9%
Ripristini di valore(45)(56)1119,6%
Totale 7. 2498.089(840)-10,4%
\n\n\n\n\n
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei minori adeguamen-
\n
ti di valore delle attivit\u00e0 immobilizzate, parzialmente
\n
compensati dai maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 ma-
\n
teriali e immateriali per effetto dei nuovi investimenti
\n
realizzati soprattutto nei business delle energie rinno-
\n
vabili e della distribuzione.
\n
In particolare, gli impairment di attivit\u00e0 immobilizzate
\n
del 2024 includono principalmente:
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore, per 42 milioni di euro, del-
\n
le attivit\u00e0 riferite al business dello storage in Nord
\n
America cedute nel corso del 2024;
\n
\u2022 l\u2019impairment, pari a 22 milioni di euro, riferito al bu-
\n
siness delle rinnovabili in India, a seguito della clas-
\n
sificazione dello stesso, nel 2024, tra le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 possedute per la vendita e del relativo ade-
\n
guamento al previsto prezzo di cessione;
\n
\u2022 la riduzione di valore di taluni progetti di energia rin-
\n
novabile in Spagna, Brasile, Cile, Stati Uniti e in Italia
\n
(223 milioni di euro);
\n
\u2022 gli adeguamenti di valore su alcuni impianti fotovol-
\n
taici in Italia (36 milioni di euro) ed eolici negli Stati
\n
Uniti (45 milioni di euro);
\n
\u2022 gli impairment rilevati su alcuni software, piattafor-
\n
me informatiche e attivit\u00e0 a supporto del business di
\n
Enel X in Italia (62 milioni di euro) e gli adeguamenti
\n
di valore di attivit\u00e0 legate al business della mobilit\u00e0
\n
elettrica (56 milioni di euro) principalmente in Italia
\n
e Stati Uniti;
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore del progetto eolico colom-
\n
biano di Windpeshi per 46 milioni di euro (171 milioni
\n
di euro nel 2023).
\n
Il dato del 2023 include gli adeguamenti di valore rile-
\n
vati su talune societ\u00e0 di impianti rinnovabili (1.268 mi-
\n
lioni di euro) e sulle attivit\u00e0 di Enel X ed Enel X Way (126
\n
milioni di euro) in Nord America.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1268": { "value": "\n

\n\n
10.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 7.249 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Ammortamento immobili, impianti e macchinari4.8964.6742224,7%
Ammortamento investimenti immobiliari22--
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali1.7851.6771086,4%
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate6111.792(1.181)-65,9%
Ripristini di valore(45)(56)1119,6%
Totale 7. 2498.089(840)-10,4%
\n\n\n\n\n
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei minori adeguamen-
\n
ti di valore delle attivit\u00e0 immobilizzate, parzialmente
\n
compensati dai maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 ma-
\n
teriali e immateriali per effetto dei nuovi investimenti
\n
realizzati soprattutto nei business delle energie rinno-
\n
vabili e della distribuzione.
\n
In particolare, gli impairment di attivit\u00e0 immobilizzate
\n
del 2024 includono principalmente:
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore, per 42 milioni di euro, del-
\n
le attivit\u00e0 riferite al business dello storage in Nord
\n
America cedute nel corso del 2024;
\n
\u2022 l\u2019impairment, pari a 22 milioni di euro, riferito al bu-
\n
siness delle rinnovabili in India, a seguito della clas-
\n
sificazione dello stesso, nel 2024, tra le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 possedute per la vendita e del relativo ade-
\n
guamento al previsto prezzo di cessione;
\n
\u2022 la riduzione di valore di taluni progetti di energia rin-
\n
novabile in Spagna, Brasile, Cile, Stati Uniti e in Italia
\n
(223 milioni di euro);
\n
\u2022 gli adeguamenti di valore su alcuni impianti fotovol-
\n
taici in Italia (36 milioni di euro) ed eolici negli Stati
\n
Uniti (45 milioni di euro);
\n
\u2022 gli impairment rilevati su alcuni software, piattafor-
\n
me informatiche e attivit\u00e0 a supporto del business di
\n
Enel X in Italia (62 milioni di euro) e gli adeguamenti
\n
di valore di attivit\u00e0 legate al business della mobilit\u00e0
\n
elettrica (56 milioni di euro) principalmente in Italia
\n
e Stati Uniti;
\n
\u2022 l\u2019adeguamento di valore del progetto eolico colom-
\n
biano di Windpeshi per 46 milioni di euro (171 milioni
\n
di euro nel 2023).
\n
Il dato del 2023 include gli adeguamenti di valore rile-
\n
vati su talune societ\u00e0 di impianti rinnovabili (1.268 mi-
\n
lioni di euro) e sulle attivit\u00e0 di Enel X ed Enel X Way (126
\n
milioni di euro) in Nord America.
\n

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

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepreciationAndAmortisationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1270": { "value": "\n

\n\n
10.f Altri costi operativi \u2013 Euro 3.940 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Oneri di sistema - Certificati ambientali(1)1.4492.603(1.154)-44,3%
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas175568(393)-69,2%
Altri oneri per imposte e tasse1.3411.529(188)-12,3%
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni4404(400)-99,0%
Contributi straordinari di solidariet\u00e0138208(70)-33,7%
Altri833813202,5%
Totale3.9406.125(2.185)-35,7%
\n\n\n\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si decrementano di 2.185 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente essen-
\n
zialmente per effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli oneri per certificati ambientali si decrementano a
\n
causa dei minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
principalmente
\n
per effetto dei minori volumi di produzione da fonte
\n
convenzionale.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si
\n
decrementano principalmente per effetto del minore
\n
impatto del Bonus Sociale in Spagna (337 milioni di
\n
euro) riconducibile essenzialmente al riconoscimento
\n
nel 2024 del surplus relativo al periodo 2022-2023.
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si decrementano
\n
principalmente per effetto della rilevazione nel 2023
\n
del contributo di clawback in Italia (357 milioni di euro)
\n
introdotto dal decreto legge n. 25 del 28 marzo 2022
\n
e in Spagna (118 milioni di euro) a seguito del Regio
\n
Decreto 17/2021. Tale effetto \u00e8 stato parzialmente
\n
compensato dalla rilevazione nel 2024 dell\u2019imposta
\n
sul valore della produzione di energia elettrica (IVPEE)
\n
reintrodotta in Spagna dal Regio Decreto 8/2023 per
\n
342 milioni di euro.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di parteci-
\n
pazioni\u201d del 2024 includono essenzialmente la minu-
\n
svalenza rilevata a seguito della cessione delle attivit\u00e0
\n
riferite al business dello storage in Nord America (2
\n
milioni di euro).
\n
Il dato del 2023 si riferisce principalmente alle mi-
\n
nusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di Enel
\n
Generaci\u00f3n Costanera (132 milioni di euro) e Cen-
\n
tral Dock Sud (194 milioni di euro) in Argentina, e
\n
all\u2019adeguamento del prezzo relativo alla cessione di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (23 mi-
\n
lioni di euro).
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2024, in Spagna per 138 milioni
\n
di euro (208 milioni di euro nel 2023) a seguito dell\u2019in-
\n
troduzione della Legge n. 38 del 27 dicembre 2022.
\n

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

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag46": { "value": "\n
11. Risultati netti da contratti su commodity \u2013 Euro 477 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Derivati su commodity
Proventi da derivati designati come strumenti di copertura876836404,8%
Proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 2.5173.196(679)-21,2%
Proventi da derivati su commodity3.3934.032(639)-15,8%
Oneri da derivati designati come strumenti di copertura1.2082.892(1.684)-58,2%
Oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico 2.7973.569(772)-21,6%
Oneri da derivati su commodity4.0056.461(2.456)-38,0%
Proventi/(Oneri) netti da derivati su commodity(612)(2.429)1.81774,8%
Contratti outstanding di commodity energetiche con consegna fisica
- risultati da valutazione di contratti outstanding di vendita di (710)389(1.099)-
commodity energetiche con consegna fisica
- risultati da valutazione di contratti outstanding di acquisto di 1.799(926)2.725-
commodity energetiche con consegna fisica
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di 1.089(537)1.626-
commodity energetiche con consegna fisica
RISULTATI NETTI DA CONTRATTI SU COMMODITY 477(2.966)3.443-
\n\n
\n
I risultati netti da contratti su commodity ammontano
\n
a 477 milioni di euro nel 2024 (risultati netti negativi
\n
per 2.966 milioni di euro nel 2023), si riferiscono alla
\n
copertura del rischio prezzo e cambio su commodity e
\n
sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 oneri netti su derivati su commodity pari com-
\n
plessivamente a 612 milioni di euro (oneri netti per
\n
2.429 milioni di euro nel 2023). In particolare, sono
\n
stati rilevati oneri netti su derivati designati come
\n
strumenti di copertura per 332 milioni di euro (one-
\n
ri netti per 2.056 milioni di euro nel 2023) e oneri
\n
netti su derivati al fair value a Conto economico
\n
per 280 milioni di euro (oneri netti per 373 milioni
\n
di euro nel 2023);
\n
\u2022 risultati netti positivi da valutazione al fair value a Con-
\n
to economico dei contratti di commodity energeti-
\n
che con consegna fisica ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio per 1.089 milioni di euro (ri-
\n
sultati netti negativi per 537 milioni di euro nel 2023).
\n
La variazione in aumento dei proventi netti, pari a
\n
3.443 milioni di euro, \u00e8 ascrivibile prevalentemente ai
\n
risultati dei derivati per copertura prezzo su commo-
\n
dity soprattutto per effetto dell\u2019oscillazione dei prezzi
\n
sul mercato.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfNetResultsFromCommodityContracts", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag806": { "value": "\n

\n\n

\n\n
12. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro 1.697 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi:
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura2.2127561.456-
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 508802(294)-36,7%
Totale proventi 2.7201.5581.16274,6%
Oneri:
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura(620)(1.254)63450,6%
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (403)(913)51055,9%
Totale oneri (1.023)(2.167)1.14452,8%
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI 1.697(609)2.306-
\n\n
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato
\n
proventi netti per 1.697 milioni di euro nel 2024 (one-
\n
ri netti per 609 milioni di euro nel 2023) e sono cos\u00ec
\n
composti:
\n
\u2022 proventi netti derivanti dalla gestione dei deriva-
\n
ti designati come strumenti di copertura per 1.592
\n
milioni di euro (oneri netti per 498 milioni di euro nel
\n
2023) che si riferiscono soprattutto a relazioni di co-
\n
pertura di cash flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto
\n
economico per 105 milioni di euro (oneri netti per
\n
111 milioni di euro nel 2023).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2024 e nell\u2019esercizio pre-
\n
cedente, sia su derivati di copertura sia al fair value a
\n
Conto economico, si riferiscono prevalentemente alla
\n
copertura del rischio di cambio. Per maggiori dettagli
\n
sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 49 \u201cDe-
\n
rivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n
Altri oneri finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
- interessi passivi su debiti verso banche1.001987141,4%
- interessi passivi su prestiti obbligazionari2.057 2.079(22)-1,1%
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari393451(58)-12,9%
Totale interessi passivi3.451 3.517(66)-1,9%
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito59 752-
Differenze negative di cambio3.002 1.0581.944-
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti142165(23)-13,9%
Attualizzazione altri fondi2912553614,1%
Oneri da iperinflazione1.6321.29134126,4%
Altri oneri883 964(81)-8,4%
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 9.460 7. 2572.20330,4%
\n\n
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 9.460 milioni di euro, evi-
\n
denziano un incremento complessivo di 2.203 milioni
\n
di euro rispetto al 2023 dovuto essenzialmente ai se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 341
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in
\n
relazione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla
\n
rendicontazione in economie iperinflazionate; per
\n
maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 5 del
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2024;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri relativi alle differenze ne-
\n
gative di cambio per 1.944 milioni di euro, che ri-
\n
guarda soprattutto Enel Finance International (1.102
\n
milioni di euro), Enel Am\u00e9ricas (437 milioni di euro)
\n
ed Enel Chile (385 milioni di euro);
\n
\u2022 al decremento degli interessi passivi per 66 milioni
\n
di euro, legato principalmente alla riduzione del de-
\n
bito medio del periodo.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceCostExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag807": { "value": "\n

\n\n
12. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro 1.697 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi:
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura2.2127561.456-
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 508802(294)-36,7%
Totale proventi 2.7201.5581.16274,6%
Oneri:
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura(620)(1.254)63450,6%
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (403)(913)51055,9%
Totale oneri (1.023)(2.167)1.14452,8%
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI 1.697(609)2.306-
\n\n
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato
\n
proventi netti per 1.697 milioni di euro nel 2024 (one-
\n
ri netti per 609 milioni di euro nel 2023) e sono cos\u00ec
\n
composti:
\n
\u2022 proventi netti derivanti dalla gestione dei deriva-
\n
ti designati come strumenti di copertura per 1.592
\n
milioni di euro (oneri netti per 498 milioni di euro nel
\n
2023) che si riferiscono soprattutto a relazioni di co-
\n
pertura di cash flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto
\n
economico per 105 milioni di euro (oneri netti per
\n
111 milioni di euro nel 2023).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2024 e nell\u2019esercizio pre-
\n
cedente, sia su derivati di copertura sia al fair value a
\n
Conto economico, si riferiscono prevalentemente alla
\n
copertura del rischio di cambio. Per maggiori dettagli
\n
sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 49 \u201cDe-
\n
rivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n
Altri proventi finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti256 289(33)-11,4%
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti359 335 247, 2 %
Totale interessi attivi al tasso effettivo615624 (9)-1,4%
Differenze positive di cambio1.320 1.807 (487)-27,0%
Proventi da partecipazioni2 3 (1)-33,3%
Proventi da iperinflazione1.953 1.57537824,0%
Altri proventi472482 (10)-2,1%
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.362 4.491 (129)-2,9%
\n\n
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.362 milioni di
\n
euro, registrano un decremento di 129 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente. Tale variazio-
\n
ne \u00e8 prevalentemente riconducibile al decremento
\n
dei proventi relativi alle differenze positive di cambio
\n
per 487 milioni di euro, soprattutto in Enel Finan-
\n
ce International (472 milioni di euro), parzialmente
\n
compensato dall\u2019aumento dei proventi da iperinfla-
\n
zione per 378 milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0
\n
argentine in relazione all\u2019applicazione dello IAS 29,
\n
relativo alla rendicontazione in economie iperinfla-
\n
zionate; per maggiori approfondimenti si rimanda
\n
alla nota 5 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag808": { "value": "\n
12. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro 1.697 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi:
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura2.2127561.456-
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 508802(294)-36,7%
Totale proventi 2.7201.5581.16274,6%
Oneri:
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura(620)(1.254)63450,6%
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (403)(913)51055,9%
Totale oneri (1.023)(2.167)1.14452,8%
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI 1.697(609)2.306-
\n\n
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato
\n
proventi netti per 1.697 milioni di euro nel 2024 (one-
\n
ri netti per 609 milioni di euro nel 2023) e sono cos\u00ec
\n
composti:
\n
\u2022 proventi netti derivanti dalla gestione dei deriva-
\n
ti designati come strumenti di copertura per 1.592
\n
milioni di euro (oneri netti per 498 milioni di euro nel
\n
2023) che si riferiscono soprattutto a relazioni di co-
\n
pertura di cash flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto
\n
economico per 105 milioni di euro (oneri netti per
\n
111 milioni di euro nel 2023).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2024 e nell\u2019esercizio pre-
\n
cedente, sia su derivati di copertura sia al fair value a
\n
Conto economico, si riferiscono prevalentemente alla
\n
copertura del rischio di cambio. Per maggiori dettagli
\n
sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 49 \u201cDe-
\n
rivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n

\n
13. Altri proventi/(oneri) finanziari netti \u2013 Euro (5.098) milioni
\n\n

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Altri proventi finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti256 289(33)-11,4%
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti359 335 247, 2 %
Totale interessi attivi al tasso effettivo615624 (9)-1,4%
Differenze positive di cambio1.320 1.807 (487)-27,0%
Proventi da partecipazioni2 3 (1)-33,3%
Proventi da iperinflazione1.953 1.57537824,0%
Altri proventi472482 (10)-2,1%
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.362 4.491 (129)-2,9%
\n\n
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.362 milioni di
\n
euro, registrano un decremento di 129 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente. Tale variazio-
\n
ne \u00e8 prevalentemente riconducibile al decremento
\n
dei proventi relativi alle differenze positive di cambio
\n
per 487 milioni di euro, soprattutto in Enel Finan-
\n
ce International (472 milioni di euro), parzialmente
\n
compensato dall\u2019aumento dei proventi da iperinfla-
\n
zione per 378 milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0
\n
argentine in relazione all\u2019applicazione dello IAS 29,
\n
relativo alla rendicontazione in economie iperinfla-
\n
zionate; per maggiori approfondimenti si rimanda
\n
alla nota 5 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

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Altri oneri finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
- interessi passivi su debiti verso banche1.001987141,4%
- interessi passivi su prestiti obbligazionari2.057 2.079(22)-1,1%
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari393451(58)-12,9%
Totale interessi passivi3.451 3.517(66)-1,9%
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito59 752-
Differenze negative di cambio3.002 1.0581.944-
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti142165(23)-13,9%
Attualizzazione altri fondi2912553614,1%
Oneri da iperinflazione1.6321.29134126,4%
Altri oneri883 964(81)-8,4%
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 9.460 7. 2572.20330,4%
\n\n
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 9.460 milioni di euro, evi-
\n
denziano un incremento complessivo di 2.203 milioni
\n
di euro rispetto al 2023 dovuto essenzialmente ai se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 341
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in
\n
relazione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla
\n
rendicontazione in economie iperinflazionate; per
\n
maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 5 del
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2024;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri relativi alle differenze ne-
\n
gative di cambio per 1.944 milioni di euro, che ri-
\n
guarda soprattutto Enel Finance International (1.102
\n
milioni di euro), Enel Am\u00e9ricas (437 milioni di euro)
\n
ed Enel Chile (385 milioni di euro);
\n
\u2022 al decremento degli interessi passivi per 66 milioni
\n
di euro, legato principalmente alla riduzione del de-
\n
bito medio del periodo.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag811": { "value": "\n

\n
13. Altri proventi/(oneri) finanziari netti \u2013 Euro (5.098) milioni
\n\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti256 289(33)-11,4%
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti359 335 247, 2 %
Totale interessi attivi al tasso effettivo615624 (9)-1,4%
Differenze positive di cambio1.320 1.807 (487)-27,0%
Proventi da partecipazioni2 3 (1)-33,3%
Proventi da iperinflazione1.953 1.57537824,0%
Altri proventi472482 (10)-2,1%
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.362 4.491 (129)-2,9%
\n\n
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.362 milioni di
\n
euro, registrano un decremento di 129 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente. Tale variazio-
\n
ne \u00e8 prevalentemente riconducibile al decremento
\n
dei proventi relativi alle differenze positive di cambio
\n
per 487 milioni di euro, soprattutto in Enel Finan-
\n
ce International (472 milioni di euro), parzialmente
\n
compensato dall\u2019aumento dei proventi da iperinfla-
\n
zione per 378 milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0
\n
argentine in relazione all\u2019applicazione dello IAS 29,
\n
relativo alla rendicontazione in economie iperinfla-
\n
zionate; per maggiori approfondimenti si rimanda
\n
alla nota 5 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
- interessi passivi su debiti verso banche1.001987141,4%
- interessi passivi su prestiti obbligazionari2.057 2.079(22)-1,1%
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari393451(58)-12,9%
Totale interessi passivi3.451 3.517(66)-1,9%
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito59 752-
Differenze negative di cambio3.002 1.0581.944-
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti142165(23)-13,9%
Attualizzazione altri fondi2912553614,1%
Oneri da iperinflazione1.6321.29134126,4%
Altri oneri883 964(81)-8,4%
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 9.460 7. 2572.20330,4%
\n\n
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 9.460 milioni di euro, evi-
\n
denziano un incremento complessivo di 2.203 milioni
\n
di euro rispetto al 2023 dovuto essenzialmente ai se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 341
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in
\n
relazione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla
\n
rendicontazione in economie iperinflazionate; per
\n
maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 5 del
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2024;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri relativi alle differenze ne-
\n
gative di cambio per 1.944 milioni di euro, che ri-
\n
guarda soprattutto Enel Finance International (1.102
\n
milioni di euro), Enel Am\u00e9ricas (437 milioni di euro)
\n
ed Enel Chile (385 milioni di euro);
\n
\u2022 al decremento degli interessi passivi per 66 milioni
\n
di euro, legato principalmente alla riduzione del de-
\n
bito medio del periodo.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag813": { "value": "\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti256 289(33)-11,4%
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti359 335 247, 2 %
Totale interessi attivi al tasso effettivo615624 (9)-1,4%
Differenze positive di cambio1.320 1.807 (487)-27,0%
Proventi da partecipazioni2 3 (1)-33,3%
Proventi da iperinflazione1.953 1.57537824,0%
Altri proventi472482 (10)-2,1%
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.362 4.491 (129)-2,9%
\n\n
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.362 milioni di
\n
euro, registrano un decremento di 129 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente. Tale variazio-
\n
ne \u00e8 prevalentemente riconducibile al decremento
\n
dei proventi relativi alle differenze positive di cambio
\n
per 487 milioni di euro, soprattutto in Enel Finan-
\n
ce International (472 milioni di euro), parzialmente
\n
compensato dall\u2019aumento dei proventi da iperinfla-
\n
zione per 378 milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0
\n
argentine in relazione all\u2019applicazione dello IAS 29,
\n
relativo alla rendicontazione in economie iperinfla-
\n
zionate; per maggiori approfondimenti si rimanda
\n
alla nota 5 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag815": { "value": "\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
- interessi passivi su debiti verso banche1.001987141,4%
- interessi passivi su prestiti obbligazionari2.057 2.079(22)-1,1%
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari393451(58)-12,9%
Totale interessi passivi3.451 3.517(66)-1,9%
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito59 752-
Differenze negative di cambio3.002 1.0581.944-
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti142165(23)-13,9%
Attualizzazione altri fondi2912553614,1%
Oneri da iperinflazione1.6321.29134126,4%
Altri oneri883 964(81)-8,4%
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 9.460 7. 2572.20330,4%
\n\n
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 9.460 milioni di euro, evi-
\n
denziano un incremento complessivo di 2.203 milioni
\n
di euro rispetto al 2023 dovuto essenzialmente ai se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 341
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in
\n
relazione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla
\n
rendicontazione in economie iperinflazionate; per
\n
maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 5 del
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2024;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri relativi alle differenze ne-
\n
gative di cambio per 1.944 milioni di euro, che ri-
\n
guarda soprattutto Enel Finance International (1.102
\n
milioni di euro), Enel Am\u00e9ricas (437 milioni di euro)
\n
ed Enel Chile (385 milioni di euro);
\n
\u2022 al decremento degli interessi passivi per 66 milioni
\n
di euro, legato principalmente alla riduzione del de-
\n
bito medio del periodo.
\n

\n\n\n\n

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\n\n

\n\n

\n\n
14. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (210) milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto 89682130,9%
e collegate
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto (299)(109)(190)-
e collegate
Totale (210)(41)(169)-
\n\n
\n
L\u2019incremento della quota degli oneri netti derivanti da
\n
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto \u00e8 principalmente attribuibile a Slovak Power Hol-
\n
ding BV (per 189 milioni di euro), per l\u2019adeguamento del
\n
valore contabile della partecipazione a zero a seguito
\n
della sottoscrizione di un accordo tra Enel Produzione
\n
ed EPH, tramite il quale quest\u2019ultima, come previsto
\n
dalla early call option, acquisir\u00e0 il 50% del capitale so-
\n
ciale di Slovak Power Holding BV attualmente detenuto
\n
da Enel Produzione; per maggiori informazioni su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 24 \u201cPartecipazioni valuta-
\n
te con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

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14. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (210) milioni
\n
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Milioni di euro202420232024-2023
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto 89682130,9%
e collegate
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto (299)(109)(190)-
e collegate
Totale (210)(41)(169)-
\n\n
\n
L\u2019incremento della quota degli oneri netti derivanti da
\n
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto \u00e8 principalmente attribuibile a Slovak Power Hol-
\n
ding BV (per 189 milioni di euro), per l\u2019adeguamento del
\n
valore contabile della partecipazione a zero a seguito
\n
della sottoscrizione di un accordo tra Enel Produzione
\n
ed EPH, tramite il quale quest\u2019ultima, come previsto
\n
dalla early call option, acquisir\u00e0 il 50% del capitale so-
\n
ciale di Slovak Power Holding BV attualmente detenuto
\n
da Enel Produzione; per maggiori informazioni su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 24 \u201cPartecipazioni valuta-
\n
te con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

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\n\n
24. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.456 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione
\n
delle principali partecipazioni in imprese a controllo
\n
congiunto e collegate valutate con il metodo del pa-
\n
trimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise Srl30650,0%6----131350,0%
Mooney Group 18550,0%(32)----5020350,0%
SpA
Slovak Power 18950,0%8---(197)---
Holding
Enel Green Power 14850,0%(16)----1014250,0%
Australia
Enel Green Power 24550,0%(4)----424550,0%
Hellas
Societ\u00e0 progetto 7550,0%(2)8---(15)6650,0%
Matimba
Ewiva Srl3950,0%(4)----13650,0%
Drift Sand Wind 4550,0%5----166650,0%
Project
Front Mar\u00edtim del 3061,4%------3061,4%
Bes\u00f2s
Elecgas SA2150,0%5----22850,0%
Tejo Energia 543,8%-----1643,8%
Produ\u00e7\u00e3o e
Distribui\u00e7\u00e3o de
Energia El\u00e9ctrica
Suministradora 833,5%1-(2)--1833,5%
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
Energie Electrique 832,0%2----11132,0%
de Tahaddart
PowerCrop850,0%(1)----(2)550,0%
Totale societ\u00e0 1.312(32)8(2)-(197)701.159
a controllo
congiunto
\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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Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 collegate
CESI5642,7%2-----5842,7%
GNL Chile SA2033,3%9----23133,3%
Energ\u00edas 1050,0%--(1)---950,0%
Especiales del
Bierzo
Gorona del Viento 723,2%(1)-----623,2%
El Hierro SA
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica 737,5 %3-(2)--(1)737,5 %
Tierras Altas
Sociedad E\u00f3lica El 550,0%3-(1)--(2)550,0%
Puntal
Renovables 564,2%-----2764,2%
Brovales 400 kV
Cogenio Iberia620,0%-----(1)520,0%
Cogenio Srl820,0%-----81620,0%
Avikiran Solar 2751,0%(1)--(26)----
India
Avikiran Surya 2451,0%(2)--(23)-1--
India
EGPNA Renewable 6410,0%3----(2)6510,0%
Energy Partners
Rocky Caney 2010,0%2----(4)1810,0%
Holding
Totale societ\u00e025918-(4)(49)-3227
collegate
Altre minori 7913(4)(10)-170
valutate con
il metodo del
patrimonio netto
TOTALE1.650(13)11(10)(59)(197)741.456
\n
\n
La riduzione del valore delle partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto, nel 2024, \u00e8 ricon-
\n
ducibile prevalentemente:
\n
\u2022 alla sottoscrizione dell\u2019accordo tra la controlla-
\n
ta Enel Produzione ed Energetick\u00fd a pr\u016fmyslov\u00fd
\n
holding (EPH) tramite il quale quest\u2019ultima, come
\n
previsto dalla early call option, acquister\u00e0, entro la
\n
prima met\u00e0 del 2025, il rimanente 50% del capitale
\n
sociale in Slovak Power Holding BV (SPH), detenu-
\n
to da Enel Produzione. Tale accordo ha compor-
\n
tato la riclassifica della partecipazione ad \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d e
\n
il suo adeguamento contabile a zero in quanto il
\n
corrispettivo complessivo fissato per la vendita
\n
del 100% della partecipazione, pari a 150 milioni di
\n
euro, \u00e8 stato gi\u00e0 versato da EPH a Enel Produzione
\n
in occasione del perfezionamento della prima fase
\n
dell\u2019operazione;
\n
\u2022 la riclassifica delle partecipazioni detenute in Aviki-
\n
ran Solar India e Avikiran Surya India rispettivamente
\n
per 26 milioni di euro e 23 milioni di euro ad \u201cAtti-
\n
vit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d in
\n
seguito all\u2019avvio della definizione dell\u2019accordo per la
\n
cessione di Enel Green Power India che detiene tali
\n
partecipazioni;
\n
\u2022 la rilevazione della quota negativa delle OCI di perti-
\n
nenza del Gruppo, riferibile soprattutto all\u2019andamen-
\n
to del fair value dei derivati di cash flow hedge pre-
\n
valentemente di Enel Green Power Australia e delle
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba.
\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati
\n
all\u2019aumento di capitale di Mooney (50 milioni di euro) e
\n
di Enel Green Power Australia (33 milioni di euro).
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finan-
\n
ziarie delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto
\n
e collegate per il Gruppo, non classificate come
\n
possedute per la vendita secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 5.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivoPassivit\u00e0 non correntiPassivit\u00e0 correntiTotale passivoPatrimonio netto
Milioni di al al al al al al al al al al al al al al
euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise 248171141146389317824915517123722015297
Srl
Mooney9138943884871.3011.3811.0871.1345796491.6661.783(365)(402)
Group SpA
Enel Green53242879736115014013153921440336171165
Power
Australia
Enel Green65668711210976879664067210916674983819(42)
Power Hellas
Societ\u00e02.2091.5833883202.5971.9032.3051.5991281132.4331.712164191
progetto
Matimba
Ewiva Srl404032397279------7279
Societ\u00e0
collegate
CESI179179951327419 21920154731739310199
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultato prima Risultato netto
Totale ricavidelle impostedelle continuing operation
Milioni di euro202420232024202320242023
Societ\u00e0 a controllo congiunto
Gridspertise Srl41044515251217
Mooney Group SpA410435(63)(70)(63)(70)
Enel Green Power Australia7037(26)(28)(27)(28)
Enel Green Power Hellas14212755254917
Societ\u00e0 progetto Matimba133148(23)(8)(14)(2)
Ewiva Srl--(8)(6)(8)(6)
Societ\u00e0 collegate
CESI1811643(5)2(5)
\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag819": { "value": "\n

\n\n
14. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (210) milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto 89682130,9%
e collegate
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto (299)(109)(190)-
e collegate
Totale (210)(41)(169)-
\n\n
\n
L\u2019incremento della quota degli oneri netti derivanti da
\n
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto \u00e8 principalmente attribuibile a Slovak Power Hol-
\n
ding BV (per 189 milioni di euro), per l\u2019adeguamento del
\n
valore contabile della partecipazione a zero a seguito
\n
della sottoscrizione di un accordo tra Enel Produzione
\n
ed EPH, tramite il quale quest\u2019ultima, come previsto
\n
dalla early call option, acquisir\u00e0 il 50% del capitale so-
\n
ciale di Slovak Power Holding BV attualmente detenuto
\n
da Enel Produzione; per maggiori informazioni su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 24 \u201cPartecipazioni valuta-
\n
te con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
24. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.456 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione
\n
delle principali partecipazioni in imprese a controllo
\n
congiunto e collegate valutate con il metodo del pa-
\n
trimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise Srl30650,0%6----131350,0%
Mooney Group 18550,0%(32)----5020350,0%
SpA
Slovak Power 18950,0%8---(197)---
Holding
Enel Green Power 14850,0%(16)----1014250,0%
Australia
Enel Green Power 24550,0%(4)----424550,0%
Hellas
Societ\u00e0 progetto 7550,0%(2)8---(15)6650,0%
Matimba
Ewiva Srl3950,0%(4)----13650,0%
Drift Sand Wind 4550,0%5----166650,0%
Project
Front Mar\u00edtim del 3061,4%------3061,4%
Bes\u00f2s
Elecgas SA2150,0%5----22850,0%
Tejo Energia 543,8%-----1643,8%
Produ\u00e7\u00e3o e
Distribui\u00e7\u00e3o de
Energia El\u00e9ctrica
Suministradora 833,5%1-(2)--1833,5%
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
Energie Electrique 832,0%2----11132,0%
de Tahaddart
PowerCrop850,0%(1)----(2)550,0%
Totale societ\u00e0 1.312(32)8(2)-(197)701.159
a controllo
congiunto
\n
\n

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\n\n\n\n

\n\n\n\n

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Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 collegate
CESI5642,7%2-----5842,7%
GNL Chile SA2033,3%9----23133,3%
Energ\u00edas 1050,0%--(1)---950,0%
Especiales del
Bierzo
Gorona del Viento 723,2%(1)-----623,2%
El Hierro SA
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica 737,5 %3-(2)--(1)737,5 %
Tierras Altas
Sociedad E\u00f3lica El 550,0%3-(1)--(2)550,0%
Puntal
Renovables 564,2%-----2764,2%
Brovales 400 kV
Cogenio Iberia620,0%-----(1)520,0%
Cogenio Srl820,0%-----81620,0%
Avikiran Solar 2751,0%(1)--(26)----
India
Avikiran Surya 2451,0%(2)--(23)-1--
India
EGPNA Renewable 6410,0%3----(2)6510,0%
Energy Partners
Rocky Caney 2010,0%2----(4)1810,0%
Holding
Totale societ\u00e025918-(4)(49)-3227
collegate
Altre minori 7913(4)(10)-170
valutate con
il metodo del
patrimonio netto
TOTALE1.650(13)11(10)(59)(197)741.456
\n
\n
La riduzione del valore delle partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto, nel 2024, \u00e8 ricon-
\n
ducibile prevalentemente:
\n
\u2022 alla sottoscrizione dell\u2019accordo tra la controlla-
\n
ta Enel Produzione ed Energetick\u00fd a pr\u016fmyslov\u00fd
\n
holding (EPH) tramite il quale quest\u2019ultima, come
\n
previsto dalla early call option, acquister\u00e0, entro la
\n
prima met\u00e0 del 2025, il rimanente 50% del capitale
\n
sociale in Slovak Power Holding BV (SPH), detenu-
\n
to da Enel Produzione. Tale accordo ha compor-
\n
tato la riclassifica della partecipazione ad \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d e
\n
il suo adeguamento contabile a zero in quanto il
\n
corrispettivo complessivo fissato per la vendita
\n
del 100% della partecipazione, pari a 150 milioni di
\n
euro, \u00e8 stato gi\u00e0 versato da EPH a Enel Produzione
\n
in occasione del perfezionamento della prima fase
\n
dell\u2019operazione;
\n
\u2022 la riclassifica delle partecipazioni detenute in Aviki-
\n
ran Solar India e Avikiran Surya India rispettivamente
\n
per 26 milioni di euro e 23 milioni di euro ad \u201cAtti-
\n
vit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d in
\n
seguito all\u2019avvio della definizione dell\u2019accordo per la
\n
cessione di Enel Green Power India che detiene tali
\n
partecipazioni;
\n
\u2022 la rilevazione della quota negativa delle OCI di perti-
\n
nenza del Gruppo, riferibile soprattutto all\u2019andamen-
\n
to del fair value dei derivati di cash flow hedge pre-
\n
valentemente di Enel Green Power Australia e delle
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba.
\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati
\n
all\u2019aumento di capitale di Mooney (50 milioni di euro) e
\n
di Enel Green Power Australia (33 milioni di euro).
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finan-
\n
ziarie delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto
\n
e collegate per il Gruppo, non classificate come
\n
possedute per la vendita secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 5.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivoPassivit\u00e0 non correntiPassivit\u00e0 correntiTotale passivoPatrimonio netto
Milioni di al al al al al al al al al al al al al al
euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise 248171141146389317824915517123722015297
Srl
Mooney9138943884871.3011.3811.0871.1345796491.6661.783(365)(402)
Group SpA
Enel Green53242879736115014013153921440336171165
Power
Australia
Enel Green65668711210976879664067210916674983819(42)
Power Hellas
Societ\u00e02.2091.5833883202.5971.9032.3051.5991281132.4331.712164191
progetto
Matimba
Ewiva Srl404032397279------7279
Societ\u00e0
collegate
CESI179179951327419 21920154731739310199
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultato prima Risultato netto
Totale ricavidelle impostedelle continuing operation
Milioni di euro202420232024202320242023
Societ\u00e0 a controllo congiunto
Gridspertise Srl41044515251217
Mooney Group SpA410435(63)(70)(63)(70)
Enel Green Power Australia7037(26)(28)(27)(28)
Enel Green Power Hellas14212755254917
Societ\u00e0 progetto Matimba133148(23)(8)(14)(2)
Ewiva Srl--(8)(6)(8)(6)
Societ\u00e0 collegate
CESI1811643(5)2(5)
\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag820": { "value": "\n
14. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (210) milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto 89682130,9%
e collegate
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 a controllo congiunto (299)(109)(190)-
e collegate
Totale (210)(41)(169)-
\n\n
\n
L\u2019incremento della quota degli oneri netti derivanti da
\n
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto \u00e8 principalmente attribuibile a Slovak Power Hol-
\n
ding BV (per 189 milioni di euro), per l\u2019adeguamento del
\n
valore contabile della partecipazione a zero a seguito
\n
della sottoscrizione di un accordo tra Enel Produzione
\n
ed EPH, tramite il quale quest\u2019ultima, come previsto
\n
dalla early call option, acquisir\u00e0 il 50% del capitale so-
\n
ciale di Slovak Power Holding BV attualmente detenuto
\n
da Enel Produzione; per maggiori informazioni su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 24 \u201cPartecipazioni valuta-
\n
te con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n\n\n\n
24. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.456 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione
\n
delle principali partecipazioni in imprese a controllo
\n
congiunto e collegate valutate con il metodo del pa-
\n
trimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise Srl30650,0%6----131350,0%
Mooney Group 18550,0%(32)----5020350,0%
SpA
Slovak Power 18950,0%8---(197)---
Holding
Enel Green Power 14850,0%(16)----1014250,0%
Australia
Enel Green Power 24550,0%(4)----424550,0%
Hellas
Societ\u00e0 progetto 7550,0%(2)8---(15)6650,0%
Matimba
Ewiva Srl3950,0%(4)----13650,0%
Drift Sand Wind 4550,0%5----166650,0%
Project
Front Mar\u00edtim del 3061,4%------3061,4%
Bes\u00f2s
Elecgas SA2150,0%5----22850,0%
Tejo Energia 543,8%-----1643,8%
Produ\u00e7\u00e3o e
Distribui\u00e7\u00e3o de
Energia El\u00e9ctrica
Suministradora 833,5%1-(2)--1833,5%
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
Energie Electrique 832,0%2----11132,0%
de Tahaddart
PowerCrop850,0%(1)----(2)550,0%
Totale societ\u00e0 1.312(32)8(2)-(197)701.159
a controllo
congiunto
\n
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 collegate
CESI5642,7%2-----5842,7%
GNL Chile SA2033,3%9----23133,3%
Energ\u00edas 1050,0%--(1)---950,0%
Especiales del
Bierzo
Gorona del Viento 723,2%(1)-----623,2%
El Hierro SA
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica 737,5 %3-(2)--(1)737,5 %
Tierras Altas
Sociedad E\u00f3lica El 550,0%3-(1)--(2)550,0%
Puntal
Renovables 564,2%-----2764,2%
Brovales 400 kV
Cogenio Iberia620,0%-----(1)520,0%
Cogenio Srl820,0%-----81620,0%
Avikiran Solar 2751,0%(1)--(26)----
India
Avikiran Surya 2451,0%(2)--(23)-1--
India
EGPNA Renewable 6410,0%3----(2)6510,0%
Energy Partners
Rocky Caney 2010,0%2----(4)1810,0%
Holding
Totale societ\u00e025918-(4)(49)-3227
collegate
Altre minori 7913(4)(10)-170
valutate con
il metodo del
patrimonio netto
TOTALE1.650(13)11(10)(59)(197)741.456
\n
\n
La riduzione del valore delle partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto, nel 2024, \u00e8 ricon-
\n
ducibile prevalentemente:
\n
\u2022 alla sottoscrizione dell\u2019accordo tra la controlla-
\n
ta Enel Produzione ed Energetick\u00fd a pr\u016fmyslov\u00fd
\n
holding (EPH) tramite il quale quest\u2019ultima, come
\n
previsto dalla early call option, acquister\u00e0, entro la
\n
prima met\u00e0 del 2025, il rimanente 50% del capitale
\n
sociale in Slovak Power Holding BV (SPH), detenu-
\n
to da Enel Produzione. Tale accordo ha compor-
\n
tato la riclassifica della partecipazione ad \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d e
\n
il suo adeguamento contabile a zero in quanto il
\n
corrispettivo complessivo fissato per la vendita
\n
del 100% della partecipazione, pari a 150 milioni di
\n
euro, \u00e8 stato gi\u00e0 versato da EPH a Enel Produzione
\n
in occasione del perfezionamento della prima fase
\n
dell\u2019operazione;
\n
\u2022 la riclassifica delle partecipazioni detenute in Aviki-
\n
ran Solar India e Avikiran Surya India rispettivamente
\n
per 26 milioni di euro e 23 milioni di euro ad \u201cAtti-
\n
vit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d in
\n
seguito all\u2019avvio della definizione dell\u2019accordo per la
\n
cessione di Enel Green Power India che detiene tali
\n
partecipazioni;
\n
\u2022 la rilevazione della quota negativa delle OCI di perti-
\n
nenza del Gruppo, riferibile soprattutto all\u2019andamen-
\n
to del fair value dei derivati di cash flow hedge pre-
\n
valentemente di Enel Green Power Australia e delle
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba.
\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati
\n
all\u2019aumento di capitale di Mooney (50 milioni di euro) e
\n
di Enel Green Power Australia (33 milioni di euro).
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finan-
\n
ziarie delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto
\n
e collegate per il Gruppo, non classificate come
\n
possedute per la vendita secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 5.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivoPassivit\u00e0 non correntiPassivit\u00e0 correntiTotale passivoPatrimonio netto
Milioni di al al al al al al al al al al al al al al
euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise 248171141146389317824915517123722015297
Srl
Mooney9138943884871.3011.3811.0871.1345796491.6661.783(365)(402)
Group SpA
Enel Green53242879736115014013153921440336171165
Power
Australia
Enel Green65668711210976879664067210916674983819(42)
Power Hellas
Societ\u00e02.2091.5833883202.5971.9032.3051.5991281132.4331.712164191
progetto
Matimba
Ewiva Srl404032397279------7279
Societ\u00e0
collegate
CESI179179951327419 21920154731739310199
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultato prima Risultato netto
Totale ricavidelle impostedelle continuing operation
Milioni di euro202420232024202320242023
Societ\u00e0 a controllo congiunto
Gridspertise Srl41044515251217
Mooney Group SpA410435(63)(70)(63)(70)
Enel Green Power Australia7037(26)(28)(27)(28)
Enel Green Power Hellas14212755254917
Societ\u00e0 progetto Matimba133148(23)(8)(14)(2)
Ewiva Srl--(8)(6)(8)(6)
Societ\u00e0 collegate
CESI1811643(5)2(5)
\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInAssociatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag987": { "value": "\n
15. Imposte \u2013 Euro 3.654 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Imposte correnti3.8732.87799634,6%
Rettifiche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti (91)(75)(16)-21,3%
Totale imposte correnti3.7822.80298035,0%
Imposte differite(33)(197)16483,2%
Imposte anticipate(95)173(268)-
TOTALE3.6542.77887631,5%
\n\n
\n
Le imposte di competenza del 2024 ammontano a
\n
3.654 milioni di euro con un incremento di 876 milioni
\n
di euro rispetto al precedente esercizio.
\n
L\u2019incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del
\n
2024 \u00e8 del 31%, a fronte del 37% nel 2023.
\n
Tale minore incidenza risente principalmente dei se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 della rilevazione di imposte anticipate su annualit\u00e0
\n
precedenti in Brasile legate alla non imponibilit\u00e0 dei
\n
proventi da rivalutazione di crediti fiscali (113 milioni
\n
di euro);
\n
\u2022 del maggior rilascio nel 2023 della fiscalit\u00e0 anticipata
\n
per la parte ritenuta non pi\u00f9 recuperabile negli Stati
\n
Uniti, in Messico e Per\u00f9 (180 milioni di euro nel 2023
\n
e 91 milioni di euro nel 2024).
\n
Si segnala inoltre che nel 2024 sul tax rate effettivo
\n
hanno inciso la cessione delle attivit\u00e0 di generazione e
\n
distribuzione in Per\u00f9 e la cessione ad A2A delle attivi-
\n
t\u00e0 di distribuzione di energia elettrica in alcuni comuni
\n
situati nelle province di Milano e Brescia.
\n
Sul tax rate effettivo del 2023 ha inciso l\u2019onere senza
\n
rilevanza fiscale emerso dalla cessione di Enel Genera-
\n
ci\u00f3n Costanera e Central Dock Sud.
\n
Per la movimentazione delle imposte anticipate e dif-
\n
ferite si rimanda alla nota 23.
\n
Di seguito la riconciliazione tra aliquota fiscale teorica
\n
ed effettiva.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro20242023
Risultato prima delle imposte11.8837.416
Imposte teoriche2.85224%1.78024%
Delta effetto fiscale su adeguamenti di valore e operazioni M&A217195
Regime fiscale agevolato su cessioni Australia e Grecia-(63)
Effetti fiscali vari relativi all\u2019economia iperinflazionata argentina(20)(58)
Storno imposte anticipate in Per\u00fa (per fusione Enel Green Power -25
Per\u00fa con Enel Generaci\u00f3n Per\u00f9)
Registrazione imposte anticipate Brasile(113)-
Write-off imposte anticipate Stati Uniti, Messico e Brasile91155
IRAP383352
Indeducibilit\u00e0 del contributo straordinario di solidariet\u00e0 in Spagna3352
Altre differenze, effetto delle diverse aliquote estere rispetto 211340
a quella teorica italiana e partite minori
Totale3.6542.778
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag988": { "value": "\n
\n
16. Risultato e risultato diluito per azione
\n

\n\n
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consisten-
\n
za media delle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a
\n
10.166.679.946 azioni, rettificata della media delle
\n
azioni proprie detenute
\n
e delle erogazioni effettua-
\n
\n\n
te nel corso dell\u2019anno. Il numero puntuale delle azio-
\n
ni proprie detenute al 31 dicembre 2024 \u00e8 pari a
\n
12.079.670 del valore nominale di 1 euro (9.262.330 al
\n
31 dicembre 2023).
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro20242023
Risultato netto di pertinenza del Gruppo (base)7.016 3.438
di cui:
- continuing operation7.016 3.813
- discontinued operation-(375)
Effetto di diritti preferenziali sui dividendi (per es., azioni privilegiate)--
Dividendi su strumenti di capitale (per es., obbligazioni ibride)(246)(182)
Altro--
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari (base)6.770 3.256
di cui:
- continuing operation6.770 3.631
- discontinued operation-(375)
Numero di azioni (unit\u00e0)
Numero di azioni ordinarie emesse al 1\u00b0 gennaio10.166.679.946 10.166.679.946
Effetto delle azioni proprie detenute(10.830.775)(7.696.284)
Effetto delle opzioni su azioni esercitate301.812 422.896
Altro--
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il risultato base 10.156.150.983 10.159.406.558
per azione
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari (base)6.770 3.256
Effetto diluitivo:
- interessi su obbligazioni convertibili--
- altro--
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari (diluito)6.770 3.256
di cui:
- continuing operation6.770 3.631
- discontinued operation-(375)
Numero di azioni (unit\u00e0)
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il risultato base 10.156.150.98310.159.406.558
per azione
Effetto della conversione dei titoli convertibili--
Altro--
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il risultato diluito 10.156.150.98310.159.406.558
per azione
Risultato netto base per azione
Risultato netto base per azione0,670,32
Risultato netto base per azione delle continuing operation0,670,36
Risultato netto base per azione delle discontinued operation-(0,04)
Risultato netto diluito per azione
Risultato netto diluito per azione0,670,32
Risultato netto diluito per azione delle continuing operation0,670,36
Risultato netto diluito per azione delle discontinued operation-(0,04)
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag990": { "value": "\n
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consisten-
\n
za media delle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a
\n
10.166.679.946 azioni, rettificata della media delle
\n
azioni proprie detenute
\n
e delle erogazioni effettua-
\n
\nte nel corso dell\u2019anno.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag825": { "value": "\n\n
17. Immobili, impianti e macchinari \u2013 Euro 94.584 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 materiali relativi all\u2019esercizio 2024 sono di seguito riportati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attrezzature Migliorie Immob.
Impianti e industriali e Altri Beni in su immobili in corso
Milioni di euroTerreniFabbricatimacchinaricommercialibenileasingdi terzie accontiTotale
Costo storico al netto degli 63012.084167. 1235921.4564.31857214. 149200.924
impairment cumulati
Fondo ammortamento-5.787101.8644231.1591.454436-111.123
Consistenza al 31.12.20236306.29765.2591692972.86413614.14989.801
Investimenti1642.49923152-45.9918.734
Passaggi in esercizio521.6398.030746959(9.842)-
Differenze di cambio(10)(26)(409)1(17)28-(87)(520)
Dismissioni-(3)(95)(1)(2)(133)(1)-(235)
Ammortamenti-(237)(4.076)(25)(118)(350)(30)-(4.836)
Impairment-(15)(94)(1)(4)-(3)(98)(215)
Ripristini di valore--3----47
Leasing-----429-9438
Altri movimenti (5)(92)828(53)24(1)26121.315
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0 (2)37(421)(1)7(18)-49395
classificate come possedute
per la vendita\u201d
Totale variazioni361.3676.265(50)88(36)31(2.918)4.783
Costo storico al netto degli 66613.671175.0476101.6624.57861211.231208.077
impairment cumulati
Fondo ammortamento-6.007103.5234911.2771.750445-113.493
Consistenza al 31.12.20246667.66471.5241193852.82816711.23194.584
\n\n\n
\n
Per i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 19.
\n
Gli investimenti del 2024 per gli \u201cImmobili, impianti
\n
e macchinari\u201d presentano un valore di 8.734 milioni
\n
di euro, 1.235 milioni di euro per le \u201cattivit\u00e0 immate-
\n
riali\u201d (per il cui dettaglio si rimanda alla nota 21) e 8
\n
milioni di euro per gli \u201cinvestimenti immobiliari\u201d (per
\n
il cui dettaglio si rimanda alla nota 20), per un tota-
\n
le di 9.977 milioni di euro, di seguito sintetizzati per
\n
tipologia.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Impianti di produzione:
- termoelettrici444550(106)-19,3%
- idroelettrici402458(56)-12,2%
- geotermoelettrici119136(17)-12,5%
- nucleari16716342,5%
- con fonti energetiche alternative1.9443.444(1.500)-43,6%
Totale impianti di produzione3.0764.751(1.675)-35,3%
Reti di distribuzione di energia elettrica(1)5.0244.48553912,0%
Enel X (e-City, e-Industries, e-Home)231449(218)-48,6%
Enel X Way (e-Mobility)94106(12)-11,3%
Retail 660617437,0 %
Altro8921.511(619)-41,0%
TOTALE9.97711.919(1.942)-16,3%
\n\n\n
\n
(1) I valori del 2024 non considerano 844 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastrutture comprese nell\u2019IFRIC 12 (795 milioni di euro nel 2023).
\n

\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
Gli investimenti del Gruppo si focalizzano sull\u2019ammo-
\n
dernamento delle reti e sulle rinnovabili, in linea col
\n
Piano Strategico, che mira a una strategia di miglio-
\n
ramento del profilo di rischio/rendimento degli stessi,
\n
avviando una trasformazione il cui obiettivo \u00e8 quello di
\n
creare pi\u00f9 valore per i clienti e raggiungere le emissio-
\n
ni nette zero entro il 2040.
\n
Significativi gli investimenti nelle reti, in particolare, le
\n
variazioni positive della distribuzione in Italia, Argentina,
\n
Brasile, Colombia e Spagna principalmente per manu-
\n
tenzione correttiva e affidabilit\u00e0 della rete, in parte com-
\n
pensati dai minori investimenti in Per\u00f9, conseguenti alla
\n
cessione delle attivit\u00e0 di distribuzione e generazione.
\n
Nelle energie rinnovabili la diminuzione ha riguardato
\n
soprattutto le attivit\u00e0 in Italia, Brasile, Spagna, Cile, Co-
\n
lombia e Nord America.
\n
Gli investimenti della Linea di Business Mercati finali
\n
sono diminuiti nel business di Enel X prevalentemen-
\n
te in Italia, Brasile e Nord America, parzialmente com-
\n
pensati dai maggiori investimenti rilevati nel Retail in
\n
Italia e Spagna.
\n
Gli investimenti nell\u2019ambito della Generazione Termo-
\n
elettrica e Trading diminuiscono prevalentemente in
\n
Italia.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d rilevati nell\u2019esercizio 2024 risultano
\n
pari a 215 milioni di euro e sono riconducibili prevalen-
\n
temente agli adeguamenti di valore di taluni impianti di
\n
energia rinnovabile in Spagna, Italia, Stati Uniti e Cile.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0 classificate come posse-
\n
dute per la vendita\u2019\u201d, pari a 95 milioni di euro, riguar-
\n
da principalmente il ripristino della classificazione di
\n
3SUN tra le attivit\u00e0 operative (677 milioni di euro), par-
\n
zialmente compensato dalla riclassificazione come at-
\n
tivit\u00e0 destinate alla vendita delle attivit\u00e0 di e-distribu-
\n
zione SpA, ora confluite nella societ\u00e0 Duereti Srl (393
\n
milioni di euro), relative ad alcuni comuni delle provin-
\n
ce di Milano e Brescia, del portafoglio di business dello
\n
storage in Nord America (134 milioni di euro) e degli
\n
attivi netti delle societ\u00e0 di generazione rinnovabile in
\n
India (72 milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019adeguamento di oneri
\n
smantellamento e ripristino impianti per 303 milioni di
\n
euro e riferibili principalmente al perimetro Italia, Co-
\n
lombia e Spagna, l\u2019adeguamento dei valori delle attivi-
\n
t\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine che operano in una
\n
economia iperinflazionata per 1.289 milioni di euro,
\n
nonch\u00e9 l\u2019effetto della capitalizzazione degli interessi su
\n
finanziamenti specificamente dedicati a investimenti
\n
effettuati su immobili, impianti e macchinari per 245
\n
milioni di euro (303 milioni di euro nel 2023), di seguito
\n
dettagliati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro2024Tasso %2023Tasso %2024-2023
EGP North America557,9%708,5%(15)-21,4%
EGP M\u00e9xico129,9%169,8%(4)-25,0%
Gruppo Enel Am\u00e9ricas327,4%556,4%(23)-41,8%
Gruppo Enel Chile836,0%906,0%(7)-7, 8%
Gruppo Endesa113,6%123,2%(1)-8,3%
Gruppo Enel Italia495,1%582,1%(9)-15,5%
Nuove Energie33,0%23,3%150,0%
Totale245303(58)-19,1%
\n\n\n
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono inoltre contributi in
\n
conto impianti ricevuti in Italia per 602 milioni di
\n
euro.
\n
Al 31 dicembre 2024, l\u2019ammontare degli impegni con-
\n
trattuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e
\n
macchinari \u00e8 pari a 4.123 milioni di euro.
\n
\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
La vita utile stimata delle principali voci di immobili, impianti e macchinari \u00e8 di seguito riportata.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fabbricati civili10-60 anni
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti10-100 anni
Centrali idroelettriche:
- condotte forzate10-65 anni
- macchinario meccanico ed elettrico10-65 anni
- altre opere idrauliche fisse10-100 anni
Centrali termoelettriche:
- caldaie e componenti ausiliari20-40 anni
- componenti turbogas10-40 anni
- macchinario meccanico ed elettrico5-40 anni
- altre opere idrauliche fisse60 anni
Centrali nucleari50 anni
Centrali geotermoelettriche:
- torri refrigeranti20 anni
- turbine e generatori10-50 anni
- parti turbina a contatto con il fluido10 anni
- macchinario meccanico ed elettrico20-40 anni
Impianti di produzione da fonte eolica:
- torri30-35 anni
- turbine e generatori30-35 anni
- macchinario meccanico ed elettrico15-30 anni
Impianti di produzione da fonte solare:
- macchinario meccanico ed elettrico15-40 anni
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
- impianti di illuminazione pubblica10-35 anni
- impianti di illuminazione artistica20-35 anni
Linee di trasporto10-60 anni
Stazioni di trasformazione20-55 anni
Impianti di distribuzione:
- linee di alta tensione10-60 anni
- cabine primarie10-50 anni
- reti di media e bassa tensione10-50 anni
Contatori:
- contatori elettromeccanici5-40 anni
- gruppi di misura bilancio energia10-15 anni
- contatori elettronici15-25 anni
Colonnine di ricarica7-15 anni
Sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS)10-15 anni
\n\n\n
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determi-
\n
nata sulla base della durata del contratto di locazione
\n
o, se inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dal-
\n
la miglioria stessa. I terreni non sono ammortizzati in
\n
quanto elementi a vita utile illimitata.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag826": { "value": "\n
17. Immobili, impianti e macchinari \u2013 Euro 94.584 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 materiali relativi all\u2019esercizio 2024 sono di seguito riportati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attrezzature Migliorie Immob.
Impianti e industriali e Altri Beni in su immobili in corso
Milioni di euroTerreniFabbricatimacchinaricommercialibenileasingdi terzie accontiTotale
Costo storico al netto degli 63012.084167. 1235921.4564.31857214. 149200.924
impairment cumulati
Fondo ammortamento-5.787101.8644231.1591.454436-111.123
Consistenza al 31.12.20236306.29765.2591692972.86413614.14989.801
Investimenti1642.49923152-45.9918.734
Passaggi in esercizio521.6398.030746959(9.842)-
Differenze di cambio(10)(26)(409)1(17)28-(87)(520)
Dismissioni-(3)(95)(1)(2)(133)(1)-(235)
Ammortamenti-(237)(4.076)(25)(118)(350)(30)-(4.836)
Impairment-(15)(94)(1)(4)-(3)(98)(215)
Ripristini di valore--3----47
Leasing-----429-9438
Altri movimenti (5)(92)828(53)24(1)26121.315
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0 (2)37(421)(1)7(18)-49395
classificate come possedute
per la vendita\u201d
Totale variazioni361.3676.265(50)88(36)31(2.918)4.783
Costo storico al netto degli 66613.671175.0476101.6624.57861211.231208.077
impairment cumulati
Fondo ammortamento-6.007103.5234911.2771.750445-113.493
Consistenza al 31.12.20246667.66471.5241193852.82816711.23194.584
\n\n\n
\n
Per i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 19.
\n
Gli investimenti del 2024 per gli \u201cImmobili, impianti
\n
e macchinari\u201d presentano un valore di 8.734 milioni
\n
di euro, 1.235 milioni di euro per le \u201cattivit\u00e0 immate-
\n
riali\u201d (per il cui dettaglio si rimanda alla nota 21) e 8
\n
milioni di euro per gli \u201cinvestimenti immobiliari\u201d (per
\n
il cui dettaglio si rimanda alla nota 20), per un tota-
\n
le di 9.977 milioni di euro, di seguito sintetizzati per
\n
tipologia.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Impianti di produzione:
- termoelettrici444550(106)-19,3%
- idroelettrici402458(56)-12,2%
- geotermoelettrici119136(17)-12,5%
- nucleari16716342,5%
- con fonti energetiche alternative1.9443.444(1.500)-43,6%
Totale impianti di produzione3.0764.751(1.675)-35,3%
Reti di distribuzione di energia elettrica(1)5.0244.48553912,0%
Enel X (e-City, e-Industries, e-Home)231449(218)-48,6%
Enel X Way (e-Mobility)94106(12)-11,3%
Retail 660617437,0 %
Altro8921.511(619)-41,0%
TOTALE9.97711.919(1.942)-16,3%
\n\n\n
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(1) I valori del 2024 non considerano 844 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastrutture comprese nell\u2019IFRIC 12 (795 milioni di euro nel 2023).
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Gli investimenti del Gruppo si focalizzano sull\u2019ammo-
\n
dernamento delle reti e sulle rinnovabili, in linea col
\n
Piano Strategico, che mira a una strategia di miglio-
\n
ramento del profilo di rischio/rendimento degli stessi,
\n
avviando una trasformazione il cui obiettivo \u00e8 quello di
\n
creare pi\u00f9 valore per i clienti e raggiungere le emissio-
\n
ni nette zero entro il 2040.
\n
Significativi gli investimenti nelle reti, in particolare, le
\n
variazioni positive della distribuzione in Italia, Argentina,
\n
Brasile, Colombia e Spagna principalmente per manu-
\n
tenzione correttiva e affidabilit\u00e0 della rete, in parte com-
\n
pensati dai minori investimenti in Per\u00f9, conseguenti alla
\n
cessione delle attivit\u00e0 di distribuzione e generazione.
\n
Nelle energie rinnovabili la diminuzione ha riguardato
\n
soprattutto le attivit\u00e0 in Italia, Brasile, Spagna, Cile, Co-
\n
lombia e Nord America.
\n
Gli investimenti della Linea di Business Mercati finali
\n
sono diminuiti nel business di Enel X prevalentemen-
\n
te in Italia, Brasile e Nord America, parzialmente com-
\n
pensati dai maggiori investimenti rilevati nel Retail in
\n
Italia e Spagna.
\n
Gli investimenti nell\u2019ambito della Generazione Termo-
\n
elettrica e Trading diminuiscono prevalentemente in
\n
Italia.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d rilevati nell\u2019esercizio 2024 risultano
\n
pari a 215 milioni di euro e sono riconducibili prevalen-
\n
temente agli adeguamenti di valore di taluni impianti di
\n
energia rinnovabile in Spagna, Italia, Stati Uniti e Cile.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0 classificate come posse-
\n
dute per la vendita\u2019\u201d, pari a 95 milioni di euro, riguar-
\n
da principalmente il ripristino della classificazione di
\n
3SUN tra le attivit\u00e0 operative (677 milioni di euro), par-
\n
zialmente compensato dalla riclassificazione come at-
\n
tivit\u00e0 destinate alla vendita delle attivit\u00e0 di e-distribu-
\n
zione SpA, ora confluite nella societ\u00e0 Duereti Srl (393
\n
milioni di euro), relative ad alcuni comuni delle provin-
\n
ce di Milano e Brescia, del portafoglio di business dello
\n
storage in Nord America (134 milioni di euro) e degli
\n
attivi netti delle societ\u00e0 di generazione rinnovabile in
\n
India (72 milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019adeguamento di oneri
\n
smantellamento e ripristino impianti per 303 milioni di
\n
euro e riferibili principalmente al perimetro Italia, Co-
\n
lombia e Spagna, l\u2019adeguamento dei valori delle attivi-
\n
t\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine che operano in una
\n
economia iperinflazionata per 1.289 milioni di euro,
\n
nonch\u00e9 l\u2019effetto della capitalizzazione degli interessi su
\n
finanziamenti specificamente dedicati a investimenti
\n
effettuati su immobili, impianti e macchinari per 245
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milioni di euro (303 milioni di euro nel 2023), di seguito
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dettagliati.
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Milioni di euro2024Tasso %2023Tasso %2024-2023
EGP North America557,9%708,5%(15)-21,4%
EGP M\u00e9xico129,9%169,8%(4)-25,0%
Gruppo Enel Am\u00e9ricas327,4%556,4%(23)-41,8%
Gruppo Enel Chile836,0%906,0%(7)-7, 8%
Gruppo Endesa113,6%123,2%(1)-8,3%
Gruppo Enel Italia495,1%582,1%(9)-15,5%
Nuove Energie33,0%23,3%150,0%
Totale245303(58)-19,1%
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Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono inoltre contributi in
\n
conto impianti ricevuti in Italia per 602 milioni di
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euro.
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Al 31 dicembre 2024, l\u2019ammontare degli impegni con-
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trattuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e
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macchinari \u00e8 pari a 4.123 milioni di euro.
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La vita utile stimata delle principali voci di immobili, impianti e macchinari \u00e8 di seguito riportata.
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Fabbricati civili10-60 anni
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti10-100 anni
Centrali idroelettriche:
- condotte forzate10-65 anni
- macchinario meccanico ed elettrico10-65 anni
- altre opere idrauliche fisse10-100 anni
Centrali termoelettriche:
- caldaie e componenti ausiliari20-40 anni
- componenti turbogas10-40 anni
- macchinario meccanico ed elettrico5-40 anni
- altre opere idrauliche fisse60 anni
Centrali nucleari50 anni
Centrali geotermoelettriche:
- torri refrigeranti20 anni
- turbine e generatori10-50 anni
- parti turbina a contatto con il fluido10 anni
- macchinario meccanico ed elettrico20-40 anni
Impianti di produzione da fonte eolica:
- torri30-35 anni
- turbine e generatori30-35 anni
- macchinario meccanico ed elettrico15-30 anni
Impianti di produzione da fonte solare:
- macchinario meccanico ed elettrico15-40 anni
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
- impianti di illuminazione pubblica10-35 anni
- impianti di illuminazione artistica20-35 anni
Linee di trasporto10-60 anni
Stazioni di trasformazione20-55 anni
Impianti di distribuzione:
- linee di alta tensione10-60 anni
- cabine primarie10-50 anni
- reti di media e bassa tensione10-50 anni
Contatori:
- contatori elettromeccanici5-40 anni
- gruppi di misura bilancio energia10-15 anni
- contatori elettronici15-25 anni
Colonnine di ricarica7-15 anni
Sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS)10-15 anni
\n\n\n
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determi-
\n
nata sulla base della durata del contratto di locazione
\n
o, se inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dal-
\n
la miglioria stessa. I terreni non sono ammortizzati in
\n
quanto elementi a vita utile illimitata.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
22. Avviamento \u2013 Euro 12.850 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica
da/ad \u201cAttivit\u00e0
classificate come
al Variaz. Differ. possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023perim.cambioImpairmentla vendita\u201dmovimenti31.12.2024
Valore nettoValore netto
Iberia Penisola8.785 -----8.785
Cile1.101-----1.101
Argentina20-----20
Colombia526-(3)---523
Brasile1.357-(150)---1.207
Centro America26-1---27
Nord America Enel Green Power 68-----68
Nord America Enel X 81-3-(40)-44
Asia Pacifico Enel X 84-----84
Resto d\u2019Europa Enel X(1)43--(3)--40
Italia Mercato(2)581-----581
Italia Enel Green Power21-----21
Italia Enel Produzione349-----349
Totale13.042-(149)(3)(40)-12.850
\n\n\n
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
Nella tabella seguente si rappresenta l\u2019allocazione
\n
dell\u2019avviamento nella matrice relativa alle Linee di Bu-
\n
siness e alle Aree Geografiche. A tal riguardo, si evi-
\n
denzia che le modifiche intervenute sulla rappresenta-
\n
zione dei settori operativi, descritte nella precedente
\n
nota 8, non hanno comportato modifiche con riferi-
\n
mento all\u2019allocazione dell\u2019avviamento ai fini dei test di
\n
impairment.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2024
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingEnel Green PowerEnel GridsMercati finalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-417790--1.207
Cile-949152--1.101
Colombia-300223--523
Centro America-27---27
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---44-44
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X ---40-40
Totale-3.3226.9722.556-12.850
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n
Matrice avviamento al 31.12.2023
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Enel Green Enel Mercati Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingPowerGridsfinalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-502855--1.357
Cile-949152--1.101
Colombia-303223--526
Centro America-26---26
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---81-81
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X(2)---43-43
Totale-3.4097.0372.596-13.042
\n\n
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Il decremento dell\u2019avviamento, pari a 192 milioni di
\n
euro, \u00e8 attribuibile principalmente agli adeguamenti
\n
cambio negativi registrati in Brasile e alla riclassifica,
\n
tra le attivit\u00e0 possedute per la vendita, delle attivit\u00e0 di
\n
storage in Nord America.
\n\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscrit-
\n
ti in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore
\n
d\u2019uso delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli
\n
discounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi
\n
di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso
\n
di attualizzazione, determinato utilizzando input di mer-
\n
cato quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle
\n
migliori informazioni disponibili al momento della sti-
\n
ma, tenuto anche conto dei rischi specifici delle sin-
\n
gole CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale ap-
\n
provato dal Consiglio di Amministrazione della Ca-
\n
pogruppo in data 18 novembre 2024, contenen-
\n
te le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi
\n
operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e
\n
commerciali, nonch\u00e9 all\u2019andamento delle principali
\n
variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di inte-
\n
resse nominali e tassi di cambio) e delle commodity.
\n
Si segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa
\n
preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8 pari
\n
a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le
\n
ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle princi-
\n
pali variabili che determinano i flussi di cassa.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle
\n
specificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU sotto-
\n
poste alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazio-
\n
ne con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione,
\n
in cui licenze e concessioni presentano scadenze
\n
a lungo termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato
\n
con ragionevole certezza; e per i business Enel X ed
\n
Enel X Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di
\n
know-how specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 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 me-
\n
dia dei rapporti con i clienti; e per i business di gene-
\n
razione termica convenzionale (Generation and Tra-
\n
ding). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto
\n
(i) del valore derivante dalla vita utile residua degli im-
\n
pianti e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissio-
\n
ne degli impianti, associato ai diritti di concessione,
\n
alla competitivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risor-
\n
sa naturale) e alle interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica
\n
e/o dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di apparte-
\n
nenza e del business).
\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti
\n
dei prezzi delle commodity vengono utilizzati scena-
\n
ri coerenti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni
\n
attualmente stabiliti.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenu-
\n
ta del prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva ridu-
\n
zione dell\u2019offerta di permessi a fronte di una crescente
\n
domanda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone,
\n
dovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda
\n
il gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno
\n
nei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra do-
\n
manda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una
\n
progressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui
\n
stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, at-
\n
traverso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti deri-
\n
vanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo; in
\n
particolare:
\n
\u2022 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,
\n
tenendo in considerazione assunzioni relative all\u2019au-
\n
mento della temperatura dovuto al cambiamento cli-
\n
matico e ai trend legati alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroe-
\n
lettrica, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in por-
\n
tafoglio, associate a ogni proiezione delle variabili
\n
climatiche sottostanti (ad esempio, temperatura,
\n
irradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismis-
\n
sione degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da
\n
fonti fossili coerentemente con l\u2019obiettivo di zero
\n
emissioni dirette (Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 re-
\n
tail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle
\n
CGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui prin-
\n
cipali driver di valore, in particolare WACC e tasso di
\n
crescita di lungo periodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati co-
\n
erenti con le evidenze descritte in precedenza, non ri-
\n
scontrando criticit\u00e0 su tutte le CGU analizzate in merito
\n
alla recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bi-
\n
lancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024.
\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo
\n
dei principali avviamenti per Paese/regione cui la CGU
\n
appartiene, i tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte tem-
\n
porale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Periodo
Tasso diTasso di sconto esplicito flussi Terminal Tasso diTasso di sconto Periodo esplicitoTerminal
Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)di cassavalue(3)Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)flussi di cassavalue(3)
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Iberia Penisola8.7852,50%7, 27 %3 anniPerpetuit\u00e0/23 8.7852,19%8,23%3 anniPerpetuit\u00e0/22
anni EGP/11anni EGP/12
anni G&T/15anni G&T/15
anni MKTanni MKT
Cile1.1012,30%9,14%3 anniPerpetuit\u00e0/27 1.1012,07%9,57%3 anniPerpetuit\u00e0/28
anni EGP/4 anni EGP/5
anni G&Tanni G&T
Argentina2020,41%44,88%3 anniPerpetuit\u00e02017,57 %41,99%3 anniPerpetuit\u00e0
Colombia5233,37%11,92%3 anniPerpetuit\u00e0/26 5263,50%14,25%3 anniPerpetuit\u00e0/25
anni EGP/13 anni EGP/14
anni G&Tanni G&T
Brasile1.2073,36%10,87%3 anniPerpetuit\u00e0/231.3573,86%12,31%3 anniPerpetuit\u00e0/24
anni EGPanni EGP
Centro America 272,30%10,88%3 anni16 anni262,10%10,92%3 anni17 anni
Nord America Enel 681,89%7,79 %3 anni23 anni682,10%8,27%3 anni24 anni
Green Power
Nord America Enel X 442,30%10,95%3 anniPerpetuit\u00e0812,10%11,75%3 anniPerpetuit\u00e0
Asia Pacifico Enel X 842,30%12,18%3 anniPerpetuit\u00e0842,10%13,27%3 anniPerpetuit\u00e0
Resto d\u2019Europa Enel X 401,76%10,86%3 anniPerpetuit\u00e0432,10%11,45%3 anniPerpetuit\u00e0
Italia Enel Green Power 211,76%7,86%3 anniPerpetuit\u00e0/27 212,10%8,66%3 anniPerpetuit\u00e0/26
annianni
Italia Mercato 5810,90%10,54%3 anni15 anni5811,93%11,31%3 anni15 anni
Italia Enel Produzione3491,61%7,97%3 anniPerpetuit\u00e0/14 3492,06%9,07%3 anniPerpetuit\u00e0/14
annianni
\n\n
\n
(1) Tasso di crescita del flusso di cassa dopo il periodo esplicito espresso in valuation currency.
\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
\n
a quello 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
\n
indicati in colonna. (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
38. Fondi rischi e oneri - Euro 7.834 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Milioni di euroNon correnteCorrenteTotaleNon correnteCorrenteTotale
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
- decommissioning nucleare688-688571-571
- smantellamento, rimozione e bonifica del sito2.4472702.7172.5171602.677
- contenzioso legale6435369666339702
- oneri per certificati ambientali-200200-250250
- oneri su imposte e tasse2341825229519314
- assicurativi 457132589366129495
- altri1.1343241.458687296983
Totale5.6039976.6005.0998935.992
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo 13090220154128282
e altri piani di ristrutturazione
Fondo per programmi di ristrutturazione 7682461.0147652731.038
legati alla transizione energetica
TOTALE6.5011.3337.8346.0181.2947.312
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Accantonamenti Riclassifica
per fondi \u201cPassivit\u00e0
smantella-possedute
al Accanto-Attualiz-mento Differenze Altri per al
Milioni di euro31.12.2023namentiRilasciUtilizzizazionee ripristinocambiomovimentila vendita\u201d31.12.2024
Fondo contenzioso,
rischi e oneri diversi:
- decommissioning 571---1799-1-688
nucleare
- smantellamento, 2.67757(33)(151)76100(4)-(5)2.717
rimozione e
bonifica del sito
- contenzioso legale702236(100)(123)55-(62)(12)-696
- oneri per certificati 250222(86)(182)---(4)-200
ambientali
- oneri su imposte 31421(21)(6)(8)-(18)(30)-252
e tasse
- assicurativi 495108-(20)---7(1)589
- altri983735(96)(224)40104(24)(65)51.458
Totale5.9921.379(336)(706)180303(108)(103)(1)6.600
Fondo oneri per28277(16)(129)7--(1)-220
incentivi all\u2019esodo
e altri piani di
ristrutturazione
Fondo per1.038261(85)(225)28-(1)(2)-1.014
programmi di
ristrutturazione
legati alla transizione
energetica
TOTALE7.3121.717(437)(1.060)215303(109)(106)(1)7. 834
\n\n
\n

\n\n\n\n
Fondo per decommissioning nucleare
\n
Al 31 dicembre 2024 il fondo accoglie esclusivamente
\n
gli oneri che verranno sostenuti al momento della di-
\n
smissione degli impianti nucleari da parte di Enresa, so-
\n
ciet\u00e0 pubblica spagnola incaricata di tale attivit\u00e0 in forza
\n
del Regio Decreto 1349/2003 e della Legge n. 24/2005.
\n
La quantificazione degli oneri si basa su quanto ripor-
\n
tato nel Contratto tipo tra Enresa e le societ\u00e0 elettri-
\n
che, approvato dal Ministero dell\u2019Economia, che regola
\n
l\u2019iter di smantellamento e chiusura degli impianti di
\n
generazione nucleari. L\u2019orizzonte temporale coperto
\n
corrisponde al periodo compreso (tre anni) tra l\u2019inter-
\n
ruzione della produzione e il passaggio a Enresa della
\n
gestione dell\u2019impianto (c.d. \u201cpost-operational costs\u201d) e
\n
tiene conto, tra le varie assunzioni utilizzate per sti-
\n
marne l\u2019ammontare, del quantitativo di combustibile
\n
nucleare non consumato previsto alla data di chiusura
\n
di ciascuna delle centrali nucleari spagnole in base a
\n
quanto previsto dal contratto di concessione.
\n
Fondo smantellamento e ripristino
\n
impianti
\n
Il fondo \u201csmantellamento e ripristino impianti\u201d acco-
\n
glie il valore attuale del costo stimato per lo smantel-
\n
lamento e la rimozione degli impianti non nucleari in
\n
presenza di obbligazioni legali o implicite. Il fondo \u00e8
\n
riconducibile prevalentemente al Gruppo Endesa, alle
\n
societ\u00e0 possedute dalla controllante Enel Cile e a Enel
\n
Produzione.
\n
La quantificazione degli oneri per il fondo di decom-
\n
missioning e ripristino viene effettuata attraverso un
\n
processo di Activity Based Costing (ABC), che identi-
\n
fica e quantifica i costi di ogni attivit\u00e0 necessaria per
\n
lo smantellamento e il ripristino del sito.
\n
Si riporta di seguito la tabella riepilogativa della riparti-
\n
zione temporale dei pagamenti relativi al fondo sman-
\n
tellamento e ripristino impianti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Stratificazione temporale Valore
Milioni di europagamenti (valore nominale) attualizzato
Entro 1 anno 274268
Oltre un anno ed entro i 5 anni 1.1841.066
Oltre i 5 anni 1.9961.383
Totale3.4542.717
\n\n
\n
Fondo contenzioso legale
\n
Il fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le
\n
passivit\u00e0 che potrebbero derivare da vertenze giudi-
\n
ziali e da altro contenzioso e include la stima dell\u2019onere
\n
a fronte dei contenziosi sorti nell\u2019esercizio, oltre all\u2019ag-
\n
giornamento delle stime sulle posizioni sorte negli eser-
\n
cizi precedenti, in base alle indicazioni dei legali interni
\n
ed esterni. Il saldo dei contenziosi legali \u00e8 prevalente-
\n
mente riconducibile alle societ\u00e0 del Gruppo localizzate
\n
in America Latina (398 milioni di euro), in Spagna (150
\n
milioni di euro) e in Italia (116 milioni di euro).
\n
L\u2019ammontare del fondo \u00e8 rimasto sostanzialmente im-
\n
mutato rispetto al precedente esercizio in quanto la
\n
movimentazione negativa per maggiori utilizzi e rilasci
\n
in Brasile \u00e8 stata compensata da nuovi accantonamenti.
\n
Fondo certificati ambientali
\n
Relativamente al fondo \u201ccertificati ambientali\u201d si riman-
\n
da a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi
\n
ambientali\u201d.
\n
Fondo oneri su imposte e tasse
\n
Il fondo \u201coneri su imposte e tasse\u201d accoglie la stima di
\n
passivit\u00e0 derivanti da contenziosi di natura tributaria
\n
relativi a imposte dirette e indirette.
\n
Si precisa che il saldo del fondo accoglie, tra gli altri,
\n
l\u2019accantonamento relativo al contenzioso esistente e a
\n
quello potenziale in materia di Imposta Comunale sugli
\n
Immobili (ICI) e di Imposta Municipale Unica (IMU).
\n

\n\n\n\n

\n
Fondo assicurativo
\n
La voce accoglie gli accantonamenti ai fondi per in-
\n
dennizzi assicurativi effettuati dalla societ\u00e0 Enel Rein-
\n
surance e la movimentazione \u00e8 dovuta principalmente
\n
ai nuovi accantonamenti effettuati nell\u2019anno per 108
\n
milioni di euro.
\n\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia na-
\n
tura, connessi principalmente a controversie di carat-
\n
tere regolatorio, a contenziosi con enti locali per tribu-
\n
ti e canoni od oneri di varia natura.
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile agli accantonamenti effettuati per prov-
\n
vedimenti regolatori, eventi atmosferici e guasti.
\n

\n\n\n\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri
\n
piani di ristrutturazione
\n
Il \u201cFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di ri-
\n
strutturazione\u201d accoglie la stima degli oneri connessi
\n
alle offerte per risoluzioni consensuali anticipate del
\n
rapporto di lavoro derivanti da esigenze organizzative.
\n
La riduzione dell\u2019anno, pari a 62 milioni di euro, risente
\n
prevalentemente degli utilizzi riferiti ai fondi di incen-
\n
tivazione istituiti negli esercizi precedenti in Spagna
\n
e in Italia per far fronte alla risoluzione anticipata del
\n
rapporto di lavoro di alcuni dipendenti.
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione
\n
legati alla transizione energetica
\n
Enel, nel suo ruolo di leader nella transizione energeti-
\n
ca, ha posto al centro della propria strategia la decar-
\n
bonizzazione e la crescita delle rinnovabili nel mondo.
\n
In tale contesto, Enel ha avviato la ristrutturazione delle
\n
attivit\u00e0 derivanti dal processo di transizione energeti-
\n
ca che coinvolge gli impianti di generazione da fonti
\n
termiche nelle geografie in cui il Gruppo opera.
\n
La conseguente revisione dei processi e dei modelli
\n
operativi richiede cambiamenti di ruoli e competenze
\n
dei dipendenti che il Gruppo intende attuare con piani
\n
altamente sostenibili basati su programmi di redeploy-
\n
ment, con importanti piani di upskilling e reskilling e
\n
con il raggiungimento di accordi volontari individua-
\n
li di prepensionamento. La transizione energetica si
\n
basa inoltre su un progressivo e significativo svilup-
\n
po di strumenti digitali in quanto la digitalizzazione \u00e8
\n
fondamentale per fornire risposte alle molteplici forze
\n
esterne e assumere decisioni consapevoli e ben pon-
\n
derate a ogni livello nell\u2019ambito dell\u2019organizzazione del
\n
Gruppo.
\n
A tal proposito \u00e8 stato quindi costituito nel corso del
\n
2020 un fondo per programmi di ristrutturazione, che
\n
al 31 dicembre 2024 ammonta a 1.014 milioni di euro,
\n
riconducibile prevalentemente a Spagna e Italia, e
\n
accoglie la stima dei costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a
\n
seguito dell\u2019accelerazione della transizione energeti-
\n
ca, per tutte le attivit\u00e0, dirette e indirette, legate alla
\n
revisione dei processi e dei modelli operativi oltrech\u00e9
\n
dei ruoli e delle competenze dei dipendenti. Nel corso
\n
del 2024 sono stati effettuati nuovi accantonamenti
\n
principalmente in Italia per programmi ex art. 4 per
\n
un importo complessivo di 220 milioni di euro e in
\n
Spagna a seguito dell\u2019adeguamento, per 38 milioni di
\n
euro, del fondo relativo al piano AVS (Acuerdo Volun-
\n
tario de Salida).
\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAssetsAndLiabilitiesWithSignificantRiskOfMaterialAdjustmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag47": { "value": "\n
18. Accordi per servizi in concessione
\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per
\n
servizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazio-
\n
ne dell\u2019IFRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al
\n
31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Periodo Periodo residuo Opz. di Fair value
Milioni di euroConcedenteAttivit\u00e0Paesedella conc.della conc.rinnovoal 31.12.2024al 31.12.2023iniziale
Endesa -DistribuzioneSpagnaIndefinitoIndefinito-5.6775.6775.673
Distribuci\u00f3n di energia
El\u00e9ctricaelettrica
Enel Colombia Repubblica DistribuzioneColombiaIndefinitoIndefinito-1.1881.2661.839
(ex Codensa)della Colombiadi energia
elettrica
Enel Distribuci\u00f3n RepubblicaDistribuzioneCileIndefinitoIndefinito-1.1751.2541.667
Chile (ex del Ciledi energia
Chilectra)elettrica
\n\n
\n
Le concessioni per l\u2019attivit\u00e0 di distribuzione in Spa-
\n
gna, Colombia e Cile esposte in tabella sono incluse
\n
nelle attivit\u00e0 immateriali considerate a vita utile in-
\n
definita in quanto non \u00e8 normativamente prevista n\u00e9
\n
prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019esercizio
\n
del servizio. Sulla base delle previsioni formulate, i
\n
flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale
\n
appartengono le varie concessioni, sono sufficienti
\n
a recuperare il valore di iscrizione in bilancio. La va-
\n
riazione dell\u2019anno \u00e8 riferita, principalmente, alla va-
\n
riazione del tasso di cambio in America Latina.
\n
Gli accordi per servizi in concessione, rilevati in base
\n
all\u2019IFRIC 12, si riferiscono a talune infrastrutture as-
\n
servite alle concessioni dei servizi di generazione di
\n
energia elettrica in Brasile, di distribuzione di energia
\n
elettrica in Brasile e in Costa Rica e di illuminazione
\n
pubblica in Brasile.
\n

\n\n\n\n
Nella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti di tali concessioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale Totale
riconosciuto riconosciuto
tra le attivit\u00e0 tra le attivit\u00e0
da contrattida contrattiTotale Totale
con clienti al con clienti al riconosciuto riconosciuto
Periodo 31.12.2024 31.12.2024 tra le attivit\u00e0 tra le attivit\u00e0
Periodo della residuo dellaOpzione(per attivit\u00e0 (per attivit\u00e0 finanziarie al immateriali al
Milioni di euroConcedenteAttivit\u00e0Paeseconcessioneconcessionedi rinnovoimmateriali)finanziarie)31.12.202431.12.2024
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Stato brasilianoDistribuzione di Brasile1996-20262 anniS\u00ec99-1.305336
Rio de Janeiroenergia elettrica
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Stato brasilianoDistribuzione di Brasile1998-20284 anniS\u00ec155-1.130369
Cear\u00e1energia elettrica
Enel Green Stato brasilianoGenerazione di Brasile2016-204622 anniNo--5-
Power Mour\u00e3oenergia elettrica
Enel Green Power Stato brasilianoGenerazione di Brasile2016-204622 anniNo--23-
Paranapanemaenergia elettrica
Enel Green Stato brasilianoGenerazione di Brasile2017-204723 anniNo--246-
Power Volta energia elettrica
Grande
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Stato brasilianoDistribuzione di Brasile1998-20284 anniS\u00ec229-1.457551
S\u00e3o Pauloenergia elettrica
Luz de Angra Stato brasilianoIlluminazione Brasile2021-203612 anniS\u00ec-4--
Energiapubblica
Luz de Jaboat\u00e3oStato brasilianoIlluminazione Brasile2023-204521 anniS\u00ec-7--
Energiapubblica
Luz de Caruaru Stato brasilianoIlluminazione Brasile2023-204319 anniS\u00ec-5--
Energiapubblica
Luz de Stato brasilianoIlluminazione Brasile2023-204824 anniS\u00ec-1--
Cataguasespubblica
Luz de Itanha\u00e9mStato brasilianoIlluminazione Brasile2024-203713 anniS\u00ec-2--
pubblica
Luz de Caxias Stato brasilianoIlluminazione Brasile2024-204824 anniS\u00ec-5--
do Sulpubblica
Luz de Ponta Stato brasilianoIlluminazione Brasile2024-203713 anniS\u00ec-3--
Grossapubblica
Luz de Stato brasilianoIlluminazione Brasile2024-203713 anniS\u00ec-2--
Alagoinhaspubblica
Luz de Maring\u00e1Stato brasilianoIlluminazione Brasile2024-203713 anniS\u00ec(1)-3--
pubblica
PH ChucasIstituto ImpiantoCosta2012-20317 anniNo--3835
Costaricenseidroelettrico Rica
dell\u2019Elettricit\u00e0
Totale 483324.2041.291
\n\n
\n
(1) \u00c8 dipeso da alcuni criteri di prestazione e dall\u2019accettazione da parte dell\u2019autorit\u00e0 concedente.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzio-
\n
ne di energia elettrica sul mercato brasiliano da par-
\n
te 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 si
\n
riferiscono al valore dei beni al termine della conces-
\n
sione valutato al fair value. Per maggiori dettagli si
\n
rimanda alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al
\n
fair value\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\n\n\n\n\n\n\n
Non correnteCorrente
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti523444193212
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.6825.7432.4482.126
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i
\n
clienti si riferiscono principalmente agli accordi per
\n
servizi pubblici in concessione \u201cpublic-to-private\u201d ri-
\n
levati secondo quanto previsto dall\u2019IFRIC 12 (483 mi-
\n
lioni di euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il con-
\n
cessionario non abbia ancora maturato pienamente il
\n
diritto a farsi riconoscere tali attivit\u00e0 dal concedente.
\n

\n\n\n\n\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
\n\n\n\n\n
\n\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 altre imprese valutate al fair value59534624972,0%
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse 2.6763.837(1.161)-30,3%
nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 27.1)
Accordi per servizi in concessione4.1924.391(199)-4,5%
Crediti finanziari relativi a Joint Development 107133(26)-19,5%
Agreements (JDA)
Risconti attivi finanziari non correnti3743(6)-14,0%
Totale7.6078.750(1.143)-13,1%
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
La riduzione delle \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non corren-
\n
ti\u201d \u00e8 riferita prevalentemente:
\n
\u2022 al decremento della voce \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie
\n
non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto\u201d, come specificato nella successiva nota 27.1;
\n
\u2022 alla diminuzione delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli
\n
accordi per servizi in concessione, soprattutto nelle
\n
societ\u00e0 brasiliane a causa delle variazioni negative
\n
di cambio;
\n
\u2022 alla riduzione dei crediti finanziari derivanti da ac-
\n
cordi di sviluppo congiunto (JDA); tali crediti si rife-
\n
riscono ai corrispettivi versati, essenzialmente da
\n
societ\u00e0 italiane del Gruppo di generazione rinnova-
\n
bile, a sviluppatori per progetti di generazione rin-
\n
novabile.
\n

\n

\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi 27262310281214
in concessione al costo ammortizzato
\n\n\n
\n

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

\n\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Partecipazioni in altre 27587353531----
imprese FVOCI
Titoli FVOCI27.1, 28.1572572--138138--
Titoli e investimenti 27. 133------
finanziari in fondi o gestioni
patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre 278--8----
imprese FVTPL
Attivit\u00e0 finanziarie da 273.930-3.930-----
accordi per servizi in
concessione FVTPL
Crediti finanziari - 95--95----
contratti JDA - FVTPL
Crediti e altre attivit\u00e0 ----171171--
finanziarie valutate al FVTPL
Contributi non monetari ----9-27
relativi a certificati
ambientali
Rimanenze valutate 494848--7777--
al fair value
Corrispettivi potenziali 5--5----
(contingent consideration)
Derivati di fair value hedge:
- tassi4954-54----
- cambi4949-49-18-18
Derivati di cash flow hedge:
- tassi49107-107-3-3-
- cambi491.331-1.331-246-246-
- commodity49336339121245237676-
Derivati di trading:
- tassi49--------
- cambi49--------
- commodity491243687-2.7702.099671-
- altro2--2----
\n\n
\n

\n\n\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in con-
\n
cessione FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribu-
\n
zione di energia elettrica sul mercato brasiliano da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro,
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo. In particolare, si riferiscono al valore dei beni
\n
al termine della concessione valutato al fair value. Il
\n
fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del repla-
\n
cement cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe di-
\n
sponibili e sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato
\n
brasiliano. Per maggiori dettagli su tali concessioni,
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12, si rimanda alla
\n
nota 18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag828": { "value": "\n

\n
19. Leasing
\n
Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione del diritto d\u2019uso nel corso del 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroTerreni in leasingFabbricati in leasingImpianti in leasingAltri beni in leasingTotale
Totale al 31.12.20231.488 632278 466 2.864
Incrementi100 1318 190 429
Differenza cambi39 (4)-(7)28
Ammortamento (62)(114)(26)(148)(350)
Altri movimenti(87)(33)(7)(16)(143)
Totale al 31.12.20241.478612253 485 2.828
\n\n
\n
Le passivit\u00e0 di leasing e i loro movimenti durante l\u2019anno sono riportati nella tabella che segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Totale al 31.12.20232.905
Incrementi 419
Pagamenti (422)
Altri movimenti29
Totale al 31.12.20242.931
di cui a medio lungo termine 2.613
di cui a breve termine 318
\n\n
\n
Viene precisato che nel corso del 2024 non sono sta-
\n
te apportate modifiche o rinegoziazioni alle clausole
\n
contenute nei contratti di leasing.
\n
Di seguito vengono riportati gli impatti a Conto econo-
\n
mico degli asset in leasing.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro2024
Ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo357
Interessi passivi sulle passivit\u00e0 del leasing148
Costi relativi a leasing a breve termine (inclusi nei costi per servizi e altri materiali)38
Costi relativi ai pagamenti variabili dovuti per leasing (inclusi nei costi per servizi e altri materiali)30
Totale573
\n\n
\n\n
Le attivit\u00e0 di diritto d\u2019uso vengono ammortizzate a
\n
quote costanti nel periodo pi\u00f9 breve tra la durata del
\n
contratto di locazione e la vita utile stimata delle attivi-
\n
t\u00e0 di diritto d\u2019uso, come di seguito esposto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Vita residua media (anni)
Fabbricati 7
Diritti di superficie relativi a impianti31
Veicoli e altri mezzi di trasporto3
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag830": { "value": "\n
20. Investimenti immobiliari \u2013 Euro 30 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Costo storico al netto degli impairment cumulati114
Fondo ammortamento17
Consistenza al 31.12.202397
Investimenti8
Differenze di cambio(2)
Dismissioni(54)
Ammortamenti(2)
Ripristini di valore17
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d(37)
Altri movimenti 3
Totale variazioni(67)
Costo storico al netto degli impairment cumulati45
Fondo ammortamento15
Consistenza al 31.12.202430
\n\n
\n
Gli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2024 am-
\n
montano a 30 milioni di euro e presentano un de-
\n
cremento pari a 67 milioni di euro rispetto all\u2019anno
\n
precedente.
\n
Gli investimenti immobiliari del Gruppo sono rap-
\n
presentati da immobili siti in Italia, Spagna, Brasile
\n
e Cile, sui quali non sussistono restrizioni sulla rea-
\n
lizzabilit\u00e0 degli investimenti o sulla rimessa dei pro-
\n
venti e incassi connessi alla dismissione. Inoltre, si
\n
precisa che il Gruppo non ha obbligazioni contrat-
\n
tuali per l\u2019acquisizione, la costruzione o lo sviluppo
\n
degli investimenti immobiliari o per riparazioni, ma-
\n
nutenzioni o migliorie.
\n
La variazione dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente dovuta
\n
alle dismissioni di alcuni terreni in Spagna.
\n
Per maggiori dettagli sulla valutazione degli investi-
\n
menti immobiliari si rimanda alle note 50 \u201cAttivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d e 50.2 \u201cAttivit\u00e0 non mi-
\n
surate al fair value nello Stato patrimoniale\u201d.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentPropertyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag831": { "value": "\n

\n\n
21. Attivit\u00e0 immateriali \u2013 Euro 15.837 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali relativa all\u2019esercizio 2024 sono di seguito riportati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Diritti di brev.Concessioni, Accordi perMigliorie su Immobil.
Costi di ind. e di utilizz. licenze, marchi servizi in attivit\u00e0 immater.in corso e Contract
Milioni di eurosviluppoopere ing.e diritti similiconcessioneAltredi terziacconticostTotale
Costo storico al netto degli impairment cumulati553.98812.4015.8225.513-1.6413.35232.772
Fondo ammortamento293.3132.1304.1574.139--1.94915.717
Consistenza al 31.12.20232667510.2711.6651.374-1.6411.40317.055
Investimenti33641-92-5335301.235
Passaggi in esercizio425412-396-(676)8(2)
Differenze di cambio-(23)(386)(249)--(14)5(667)
Variazioni perimetro di consolidamento------(20)-(20)
Dismissioni(2)(1)-(6)(2)-(9)-(20)
Ammortamenti(7)(302)(182)(421)(413)--(474)(1.799)
Impairment-(1)--(100)-(169)(1)(271)
Ripristini di valore----1---1
Altri movimenti10646302(4)-(54)3327
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0 classificate come 1-(2)-(2)-4(3)(2)
possedute per la vendita\u201d
Totale variazioni927(511)(374)(32)-(405)68(1.218)
Costo storico al netto degli impairment cumulati744.33211.8114.9625.896-1.2363.87732.188
Fondo ammortamento393.6302.0513.6714.554--2.40616.351
Consistenza al 31.12.2024357029.7601.2911.342-1.2361.47115.837
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n

\n
Per gli investimenti si rimanda alla nota 17.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2024 a 271 milioni di
\n
euro e sono riferiti a:
\n
\u2022 progetti di energia rinnovabile (pipeline) in Spagna,
\n
Stati Uniti, Brasile e Italia;
\n
\u2022 riduzione di valore delle attivit\u00e0 di mobilit\u00e0 elettrica
\n
negli Stati Uniti;
\n
\u2022 software e piattaforme di sviluppo a supporto dei
\n
business di Enel X in Italia.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d si riferiscono prevalentemente alle
\n
riclassifiche dalle attivit\u00e0 da contratti con i clienti di par-
\n
te degli investimenti ricadenti nelle concessioni IFRIC
\n
12 in Brasile e all\u2019adeguamento dei valori delle attivit\u00e0
\n
immateriali delle societ\u00e0 argentine per effetto dell\u2019ap-
\n
plicazione del principio contabile relativo alle economie
\n
iperinflazionate.
\n\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali
\n
a vita utile finita, distinte tra attivit\u00e0 generate interna-
\n
mente e acquisite, \u00e8 di seguito riportata.
\n

\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Costi di sviluppo:
- generati internamente5 anni
- acquisiti3-26 anni
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere dell\u2019ingegno:
- generati internamente3-10 anni
- acquisiti3-30 anni
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
- generati internamente 20 anni
- acquisiti10-35 anni
Altre attivit\u00e0 immateriali:
- generate internamente2-28 anni
- acquisite3-15 anni
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
22. Avviamento \u2013 Euro 12.850 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica
da/ad \u201cAttivit\u00e0
classificate come
al Variaz. Differ. possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023perim.cambioImpairmentla vendita\u201dmovimenti31.12.2024
Valore nettoValore netto
Iberia Penisola8.785 -----8.785
Cile1.101-----1.101
Argentina20-----20
Colombia526-(3)---523
Brasile1.357-(150)---1.207
Centro America26-1---27
Nord America Enel Green Power 68-----68
Nord America Enel X 81-3-(40)-44
Asia Pacifico Enel X 84-----84
Resto d\u2019Europa Enel X(1)43--(3)--40
Italia Mercato(2)581-----581
Italia Enel Green Power21-----21
Italia Enel Produzione349-----349
Totale13.042-(149)(3)(40)-12.850
\n\n\n
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
Nella tabella seguente si rappresenta l\u2019allocazione
\n
dell\u2019avviamento nella matrice relativa alle Linee di Bu-
\n
siness e alle Aree Geografiche. A tal riguardo, si evi-
\n
denzia che le modifiche intervenute sulla rappresenta-
\n
zione dei settori operativi, descritte nella precedente
\n
nota 8, non hanno comportato modifiche con riferi-
\n
mento all\u2019allocazione dell\u2019avviamento ai fini dei test di
\n
impairment.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2024
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingEnel Green PowerEnel GridsMercati finalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-417790--1.207
Cile-949152--1.101
Colombia-300223--523
Centro America-27---27
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---44-44
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X ---40-40
Totale-3.3226.9722.556-12.850
\n\n\n
\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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Enel Green Enel Mercati Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingPowerGridsfinalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-502855--1.357
Cile-949152--1.101
Colombia-303223--526
Centro America-26---26
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---81-81
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X(2)---43-43
Totale-3.4097.0372.596-13.042
\n\n
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Il decremento dell\u2019avviamento, pari a 192 milioni di
\n
euro, \u00e8 attribuibile principalmente agli adeguamenti
\n
cambio negativi registrati in Brasile e alla riclassifica,
\n
tra le attivit\u00e0 possedute per la vendita, delle attivit\u00e0 di
\n
storage in Nord America.
\n\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscrit-
\n
ti in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore
\n
d\u2019uso delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli
\n
discounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi
\n
di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso
\n
di attualizzazione, determinato utilizzando input di mer-
\n
cato quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle
\n
migliori informazioni disponibili al momento della sti-
\n
ma, tenuto anche conto dei rischi specifici delle sin-
\n
gole CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale ap-
\n
provato dal Consiglio di Amministrazione della Ca-
\n
pogruppo in data 18 novembre 2024, contenen-
\n
te le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi
\n
operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e
\n
commerciali, nonch\u00e9 all\u2019andamento delle principali
\n
variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di inte-
\n
resse nominali e tassi di cambio) e delle commodity.
\n
Si segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa
\n
preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8 pari
\n
a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le
\n
ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle princi-
\n
pali variabili che determinano i flussi di cassa.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle
\n
specificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU sotto-
\n
poste alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazio-
\n
ne con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione,
\n
in cui licenze e concessioni presentano scadenze
\n
a lungo termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato
\n
con ragionevole certezza; e per i business Enel X ed
\n
Enel X Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di
\n
know-how specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 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 me-
\n
dia dei rapporti con i clienti; e per i business di gene-
\n
razione termica convenzionale (Generation and Tra-
\n
ding). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto
\n
(i) del valore derivante dalla vita utile residua degli im-
\n
pianti e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissio-
\n
ne degli impianti, associato ai diritti di concessione,
\n
alla competitivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risor-
\n
sa naturale) e alle interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica
\n
e/o dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di apparte-
\n
nenza e del business).
\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti
\n
dei prezzi delle commodity vengono utilizzati scena-
\n
ri coerenti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni
\n
attualmente stabiliti.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n

\n\n\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenu-
\n
ta del prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva ridu-
\n
zione dell\u2019offerta di permessi a fronte di una crescente
\n
domanda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone,
\n
dovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda
\n
il gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno
\n
nei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra do-
\n
manda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una
\n
progressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui
\n
stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, at-
\n
traverso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti deri-
\n
vanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo; in
\n
particolare:
\n
\u2022 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,
\n
tenendo in considerazione assunzioni relative all\u2019au-
\n
mento della temperatura dovuto al cambiamento cli-
\n
matico e ai trend legati alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroe-
\n
lettrica, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in por-
\n
tafoglio, associate a ogni proiezione delle variabili
\n
climatiche sottostanti (ad esempio, temperatura,
\n
irradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismis-
\n
sione degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da
\n
fonti fossili coerentemente con l\u2019obiettivo di zero
\n
emissioni dirette (Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 re-
\n
tail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle
\n
CGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui prin-
\n
cipali driver di valore, in particolare WACC e tasso di
\n
crescita di lungo periodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati co-
\n
erenti con le evidenze descritte in precedenza, non ri-
\n
scontrando criticit\u00e0 su tutte le CGU analizzate in merito
\n
alla recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bi-
\n
lancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024.
\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo
\n
dei principali avviamenti per Paese/regione cui la CGU
\n
appartiene, i tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte tem-
\n
porale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Periodo
Tasso diTasso di sconto esplicito flussi Terminal Tasso diTasso di sconto Periodo esplicitoTerminal
Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)di cassavalue(3)Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)flussi di cassavalue(3)
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Iberia Penisola8.7852,50%7, 27 %3 anniPerpetuit\u00e0/23 8.7852,19%8,23%3 anniPerpetuit\u00e0/22
anni EGP/11anni EGP/12
anni G&T/15anni G&T/15
anni MKTanni MKT
Cile1.1012,30%9,14%3 anniPerpetuit\u00e0/27 1.1012,07%9,57%3 anniPerpetuit\u00e0/28
anni EGP/4 anni EGP/5
anni G&Tanni G&T
Argentina2020,41%44,88%3 anniPerpetuit\u00e02017,57 %41,99%3 anniPerpetuit\u00e0
Colombia5233,37%11,92%3 anniPerpetuit\u00e0/26 5263,50%14,25%3 anniPerpetuit\u00e0/25
anni EGP/13 anni EGP/14
anni G&Tanni G&T
Brasile1.2073,36%10,87%3 anniPerpetuit\u00e0/231.3573,86%12,31%3 anniPerpetuit\u00e0/24
anni EGPanni EGP
Centro America 272,30%10,88%3 anni16 anni262,10%10,92%3 anni17 anni
Nord America Enel 681,89%7,79 %3 anni23 anni682,10%8,27%3 anni24 anni
Green Power
Nord America Enel X 442,30%10,95%3 anniPerpetuit\u00e0812,10%11,75%3 anniPerpetuit\u00e0
Asia Pacifico Enel X 842,30%12,18%3 anniPerpetuit\u00e0842,10%13,27%3 anniPerpetuit\u00e0
Resto d\u2019Europa Enel X 401,76%10,86%3 anniPerpetuit\u00e0432,10%11,45%3 anniPerpetuit\u00e0
Italia Enel Green Power 211,76%7,86%3 anniPerpetuit\u00e0/27 212,10%8,66%3 anniPerpetuit\u00e0/26
annianni
Italia Mercato 5810,90%10,54%3 anni15 anni5811,93%11,31%3 anni15 anni
Italia Enel Produzione3491,61%7,97%3 anniPerpetuit\u00e0/14 3492,06%9,07%3 anniPerpetuit\u00e0/14
annianni
\n\n
\n
(1) Tasso di crescita del flusso di cassa dopo il periodo esplicito espresso in valuation currency.
\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
\n
a quello 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
\n
indicati in colonna. (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\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag833": { "value": "\n
21. Attivit\u00e0 immateriali \u2013 Euro 15.837 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali relativa all\u2019esercizio 2024 sono di seguito riportati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Diritti di brev.Concessioni, Accordi perMigliorie su Immobil.
Costi di ind. e di utilizz. licenze, marchi servizi in attivit\u00e0 immater.in corso e Contract
Milioni di eurosviluppoopere ing.e diritti similiconcessioneAltredi terziacconticostTotale
Costo storico al netto degli impairment cumulati553.98812.4015.8225.513-1.6413.35232.772
Fondo ammortamento293.3132.1304.1574.139--1.94915.717
Consistenza al 31.12.20232667510.2711.6651.374-1.6411.40317.055
Investimenti33641-92-5335301.235
Passaggi in esercizio425412-396-(676)8(2)
Differenze di cambio-(23)(386)(249)--(14)5(667)
Variazioni perimetro di consolidamento------(20)-(20)
Dismissioni(2)(1)-(6)(2)-(9)-(20)
Ammortamenti(7)(302)(182)(421)(413)--(474)(1.799)
Impairment-(1)--(100)-(169)(1)(271)
Ripristini di valore----1---1
Altri movimenti10646302(4)-(54)3327
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0 classificate come 1-(2)-(2)-4(3)(2)
possedute per la vendita\u201d
Totale variazioni927(511)(374)(32)-(405)68(1.218)
Costo storico al netto degli impairment cumulati744.33211.8114.9625.896-1.2363.87732.188
Fondo ammortamento393.6302.0513.6714.554--2.40616.351
Consistenza al 31.12.2024357029.7601.2911.342-1.2361.47115.837
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n

\n
Per gli investimenti si rimanda alla nota 17.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2024 a 271 milioni di
\n
euro e sono riferiti a:
\n
\u2022 progetti di energia rinnovabile (pipeline) in Spagna,
\n
Stati Uniti, Brasile e Italia;
\n
\u2022 riduzione di valore delle attivit\u00e0 di mobilit\u00e0 elettrica
\n
negli Stati Uniti;
\n
\u2022 software e piattaforme di sviluppo a supporto dei
\n
business di Enel X in Italia.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d si riferiscono prevalentemente alle
\n
riclassifiche dalle attivit\u00e0 da contratti con i clienti di par-
\n
te degli investimenti ricadenti nelle concessioni IFRIC
\n
12 in Brasile e all\u2019adeguamento dei valori delle attivit\u00e0
\n
immateriali delle societ\u00e0 argentine per effetto dell\u2019ap-
\n
plicazione del principio contabile relativo alle economie
\n
iperinflazionate.
\n\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali
\n
a vita utile finita, distinte tra attivit\u00e0 generate interna-
\n
mente e acquisite, \u00e8 di seguito riportata.
\n

\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Costi di sviluppo:
- generati internamente5 anni
- acquisiti3-26 anni
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere dell\u2019ingegno:
- generati internamente3-10 anni
- acquisiti3-30 anni
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
- generati internamente 20 anni
- acquisiti10-35 anni
Altre attivit\u00e0 immateriali:
- generate internamente2-28 anni
- acquisite3-15 anni
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag843": { "value": "\n
22. Avviamento \u2013 Euro 12.850 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica
da/ad \u201cAttivit\u00e0
classificate come
al Variaz. Differ. possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023perim.cambioImpairmentla vendita\u201dmovimenti31.12.2024
Valore nettoValore netto
Iberia Penisola8.785 -----8.785
Cile1.101-----1.101
Argentina20-----20
Colombia526-(3)---523
Brasile1.357-(150)---1.207
Centro America26-1---27
Nord America Enel Green Power 68-----68
Nord America Enel X 81-3-(40)-44
Asia Pacifico Enel X 84-----84
Resto d\u2019Europa Enel X(1)43--(3)--40
Italia Mercato(2)581-----581
Italia Enel Green Power21-----21
Italia Enel Produzione349-----349
Totale13.042-(149)(3)(40)-12.850
\n\n\n
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
Nella tabella seguente si rappresenta l\u2019allocazione
\n
dell\u2019avviamento nella matrice relativa alle Linee di Bu-
\n
siness e alle Aree Geografiche. A tal riguardo, si evi-
\n
denzia che le modifiche intervenute sulla rappresenta-
\n
zione dei settori operativi, descritte nella precedente
\n
nota 8, non hanno comportato modifiche con riferi-
\n
mento all\u2019allocazione dell\u2019avviamento ai fini dei test di
\n
impairment.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2024
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingEnel Green PowerEnel GridsMercati finalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-417790--1.207
Cile-949152--1.101
Colombia-300223--523
Centro America-27---27
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---44-44
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X ---40-40
Totale-3.3226.9722.556-12.850
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

\n
Matrice avviamento al 31.12.2023
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Generazione Enel Green Enel Mercati Holding
Milioni di euroTermoelettrica e TradingPowerGridsfinalie ServiziTotale
Italia Enel Green Power -21---21
Italia Mercato(1)---581-581
Italia Enel Produzione-349---349
Iberia Penisola-1.1905.7881.807-8.785
Argentina-119--20
Brasile-502855--1.357
Cile-949152--1.101
Colombia-303223--526
Centro America-26---26
Nord America Enel Green Power-68---68
Nord America Enel X ---81-81
Asia Pacifico Enel X---84-84
Resto d\u2019Europa Enel X(2)---43-43
Totale-3.4097.0372.596-13.042
\n\n
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Il decremento dell\u2019avviamento, pari a 192 milioni di
\n
euro, \u00e8 attribuibile principalmente agli adeguamenti
\n
cambio negativi registrati in Brasile e alla riclassifica,
\n
tra le attivit\u00e0 possedute per la vendita, delle attivit\u00e0 di
\n
storage in Nord America.
\n\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscrit-
\n
ti in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore
\n
d\u2019uso delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli
\n
discounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi
\n
di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso
\n
di attualizzazione, determinato utilizzando input di mer-
\n
cato quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle
\n
migliori informazioni disponibili al momento della sti-
\n
ma, tenuto anche conto dei rischi specifici delle sin-
\n
gole CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale ap-
\n
provato dal Consiglio di Amministrazione della Ca-
\n
pogruppo in data 18 novembre 2024, contenen-
\n
te le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi
\n
operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e
\n
commerciali, nonch\u00e9 all\u2019andamento delle principali
\n
variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di inte-
\n
resse nominali e tassi di cambio) e delle commodity.
\n
Si segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa
\n
preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8 pari
\n
a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le
\n
ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle princi-
\n
pali variabili che determinano i flussi di cassa.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle
\n
specificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU sotto-
\n
poste alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazio-
\n
ne con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione,
\n
in cui licenze e concessioni presentano scadenze
\n
a lungo termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato
\n
con ragionevole certezza; e per i business Enel X ed
\n
Enel X Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di
\n
know-how specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 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 me-
\n
dia dei rapporti con i clienti; e per i business di gene-
\n
razione termica convenzionale (Generation and Tra-
\n
ding). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto
\n
(i) del valore derivante dalla vita utile residua degli im-
\n
pianti e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissio-
\n
ne degli impianti, associato ai diritti di concessione,
\n
alla competitivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risor-
\n
sa naturale) e alle interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica
\n
e/o dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di apparte-
\n
nenza e del business).
\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti
\n
dei prezzi delle commodity vengono utilizzati scena-
\n
ri coerenti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni
\n
attualmente stabiliti.
\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenu-
\n
ta del prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva ridu-
\n
zione dell\u2019offerta di permessi a fronte di una crescente
\n
domanda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone,
\n
dovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda
\n
il gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno
\n
nei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra do-
\n
manda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una
\n
progressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui
\n
stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, at-
\n
traverso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti deri-
\n
vanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo; in
\n
particolare:
\n
\u2022 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,
\n
tenendo in considerazione assunzioni relative all\u2019au-
\n
mento della temperatura dovuto al cambiamento cli-
\n
matico e ai trend legati alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroe-
\n
lettrica, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in por-
\n
tafoglio, associate a ogni proiezione delle variabili
\n
climatiche sottostanti (ad esempio, temperatura,
\n
irradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismis-
\n
sione degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da
\n
fonti fossili coerentemente con l\u2019obiettivo di zero
\n
emissioni dirette (Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 re-
\n
tail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle
\n
CGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui prin-
\n
cipali driver di valore, in particolare WACC e tasso di
\n
crescita di lungo periodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati co-
\n
erenti con le evidenze descritte in precedenza, non ri-
\n
scontrando criticit\u00e0 su tutte le CGU analizzate in merito
\n
alla recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bi-
\n
lancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024.
\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo
\n
dei principali avviamenti per Paese/regione cui la CGU
\n
appartiene, i tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte tem-
\n
porale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Periodo
Tasso diTasso di sconto esplicito flussi Terminal Tasso diTasso di sconto Periodo esplicitoTerminal
Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)di cassavalue(3)Importocrescita(1)WACC pre-tax(2)flussi di cassavalue(3)
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Iberia Penisola8.7852,50%7, 27 %3 anniPerpetuit\u00e0/23 8.7852,19%8,23%3 anniPerpetuit\u00e0/22
anni EGP/11anni EGP/12
anni G&T/15anni G&T/15
anni MKTanni MKT
Cile1.1012,30%9,14%3 anniPerpetuit\u00e0/27 1.1012,07%9,57%3 anniPerpetuit\u00e0/28
anni EGP/4 anni EGP/5
anni G&Tanni G&T
Argentina2020,41%44,88%3 anniPerpetuit\u00e02017,57 %41,99%3 anniPerpetuit\u00e0
Colombia5233,37%11,92%3 anniPerpetuit\u00e0/26 5263,50%14,25%3 anniPerpetuit\u00e0/25
anni EGP/13 anni EGP/14
anni G&Tanni G&T
Brasile1.2073,36%10,87%3 anniPerpetuit\u00e0/231.3573,86%12,31%3 anniPerpetuit\u00e0/24
anni EGPanni EGP
Centro America 272,30%10,88%3 anni16 anni262,10%10,92%3 anni17 anni
Nord America Enel 681,89%7,79 %3 anni23 anni682,10%8,27%3 anni24 anni
Green Power
Nord America Enel X 442,30%10,95%3 anniPerpetuit\u00e0812,10%11,75%3 anniPerpetuit\u00e0
Asia Pacifico Enel X 842,30%12,18%3 anniPerpetuit\u00e0842,10%13,27%3 anniPerpetuit\u00e0
Resto d\u2019Europa Enel X 401,76%10,86%3 anniPerpetuit\u00e0432,10%11,45%3 anniPerpetuit\u00e0
Italia Enel Green Power 211,76%7,86%3 anniPerpetuit\u00e0/27 212,10%8,66%3 anniPerpetuit\u00e0/26
annianni
Italia Mercato 5810,90%10,54%3 anni15 anni5811,93%11,31%3 anni15 anni
Italia Enel Produzione3491,61%7,97%3 anniPerpetuit\u00e0/14 3492,06%9,07%3 anniPerpetuit\u00e0/14
annianni
\n\n
\n
(1) Tasso di crescita del flusso di cassa dopo il periodo esplicito espresso in valuation currency.
\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
\n
a quello 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
\n
indicati in colonna. (G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, MKT = Mercati finali).
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag846": { "value": "\nLa stima del valore recuperabile degli avviamenti iscrit-\nti in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore \nd\u2019uso delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli \ndiscounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi \ndi cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso \ndi attualizzazione, determinato utilizzando input di mer-\ncato quali tassi risk-free, beta e market risk premium. \nI flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle \nmigliori informazioni disponibili al momento della sti-\nma, tenuto anche conto dei rischi specifici delle sin-\ngole CGU, e desumibili:\n\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale ap-\nprovato dal Consiglio di Amministrazione della Ca-\npogruppo in data 18 novembre 2024, contenen-\nte le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi \noperativi, agli investimenti, agli assetti industriali e \ncommerciali, nonch\u00e9 all\u2019andamento delle principali \nvariabili macroeconomiche (inflazione, tassi di inte-\nresse nominali e tassi di cambio) e delle commodity. \nSi segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa \npreso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8 pari \na tre anni;\n\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le \nipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle princi-\npali variabili che determinano i flussi di cassa.\nIn particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle \nspecificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU sotto-\nposte alla procedura di impairment:\n\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazio-\nne con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, \nin cui licenze e concessioni presentano scadenze \na lungo termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato \ncon ragionevole certezza; e per i business Enel X ed \nEnel X Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di \nknow-how specifici sostenibili nel lungo termine;\n\u2022 rendita annua, nel caso di CGU caratterizzata preva-\nlentemente dal business retail, la cui vita utile residua \n\u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla durata me-\ndia dei rapporti con i clienti; e per i business di gene-\nrazione termica convenzionale (Generation and Tra-\nding). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da \nfonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto \n(i) del valore derivante dalla vita utile residua degli im-\npianti e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissio-\nne degli impianti, associato ai diritti di concessione, \nalla competitivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risor-\nsa naturale) e alle interconnessioni di rete.\nIl tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari \nalla crescita di lungo periodo della domanda elettrica \ne/o dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di apparte-\nnenza e del business).\nPer quanto concerne le assunzioni sugli andamenti \ndei prezzi delle commodity vengono utilizzati scena-\nri coerenti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni \nattualmente stabiliti.\n\n\n\n\n\n\nIn particolare, si considera al 2030 una crescita sostenu-\nta del prezzo della CO\n2\n, causata dalla progressiva ridu-\nzione dell\u2019offerta di permessi a fronte di una crescente \ndomanda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone, \ndovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda \nil gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno \nnei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra do-\nmanda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una \nprogressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui \nstimiamo il picco di domanda intorno al 2030.\nSi evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, at-\ntraverso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti deri-\nvanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo; in \nparticolare:\n\u2022 considerando un tasso di crescita perpetua del flus-\nso di cassa dopo il periodo esplicito, di lungo termine \nallineato alla variazione della domanda elettrica 2026-\n2050 in base alle specificit\u00e0 dei business interessati, \ntenendo in considerazione assunzioni relative all\u2019au-\nmento della temperatura dovuto al cambiamento cli-\nmatico e ai trend legati alla transizione energetica; \n\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroe-\nlettrica, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in por-\ntafoglio, associate a ogni proiezione delle variabili \nclimatiche sottostanti (ad esempio, temperatura, \nirradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);\n\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismis-\nsione degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da \nfonti fossili coerentemente con l\u2019obiettivo di zero \nemissioni dirette (Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 re-\ntail (Scope 3).\nAl fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle \nCGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui prin-\ncipali driver di valore, in particolare WACC e tasso di \ncrescita di lungo periodo.\nAnche in tali circostanze sono stati rilevati risultati co-\nerenti con le evidenze descritte in precedenza, non ri-\nscontrando criticit\u00e0 su tutte le CGU analizzate in merito \nalla recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bi-\nlancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024.\nDi seguito viene riportata la composizione del saldo \ndei principali avviamenti per Paese/regione cui la CGU \nappartiene, i tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte tem-\nporale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati.\n\n\n\n\n\n\n\n\nPeriodo \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nTasso di\nTasso di sconto \nesplicito flussi \nTerminal \n\nTasso di\nTasso di sconto \nPeriodo esplicito\nTerminal \n\n\n\n\nImporto\ncrescita(1)\nWACC pre-tax(2)\ndi cassa\nvalue(3)\nImporto\ncrescita(1)\nWACC pre-tax(2)\nflussi di cassa\nvalue(3)\n\n\n\nMilioni di euro\n\n\nal 31.12.2024\n\n\n\nal 31.12.2023\n\n\n\n\n\nIberia Penisola\n8.785\n2,50%\n7, 27 %\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/23 \n8.785\n2,19%\n8,23%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/22 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni EGP/11\n\n\n\n\nanni EGP/12 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni G&T/15\n\n\n\n\nanni G&T/15\n\n\n\n\n\n\n\n\nanni MKT\n\n\n\n\nanni MKT\n\n\n\nCile\n1.101\n2,30%\n9,14%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/27 \n1.101\n2,07%\n9,57%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/28 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni EGP/4 \n\n\n\n\nanni EGP/5\n\n\n\n\n\n\n\n\nanni G&T\n\n\n\n\nanni G&T\n\n\n\nArgentina\n20\n20,41%\n44,88%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n20\n17,57 %\n41,99%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n\n\n\nColombia\n523\n3,37%\n11,92%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/26 \n526\n3,50%\n14,25%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/25 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni EGP/13 \n\n\n\n\nanni EGP/14 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni G&T\n\n\n\n\nanni G&T\n\n\n\nBrasile\n1.207\n3,36%\n10,87%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/23\n1.357\n3,86%\n12,31%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/24 \n\n\n\n\n\n\n\n\nanni EGP\n\n\n\n\nanni EGP\n\n\n\nCentro America \n27\n2,30%\n10,88%\n3 anni\n16 anni\n26\n2,10%\n10,92%\n3 anni\n17 anni\n\n\n\nNord America Enel \n68\n1,89%\n7,79 %\n3 anni\n23 anni\n68\n2,10%\n8,27%\n3 anni\n24 anni\n\n\n\nGreen Power \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nNord America Enel X \n44\n2,30%\n10,95%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n81\n2,10%\n11,75%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n\n\n\nAsia Pacifico Enel X \n84\n2,30%\n12,18%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n84\n2,10%\n13,27%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n\n\n\nResto d\u2019Europa Enel X \n40\n1,76%\n10,86%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n43\n2,10%\n11,45%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0\n\n\n\nItalia Enel Green Power \n21\n1,76%\n7,86%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/27 \n21\n2,10%\n8,66%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/26\n\n\n\n\n\n\n\n\nanni\n\n\n\n\nanni\n\n\n\nItalia Mercato \n581\n0,90%\n10,54%\n3 anni\n15 anni\n581\n1,93%\n11,31%\n3 anni\n15 anni\n\n\n\nItalia Enel Produzione\n349\n1,61%\n7,97%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/14 \n349\n2,06%\n9,07%\n3 anni\nPerpetuit\u00e0/14\n\n\n\n\n\n\n\n\nanni\n\n\n\n\nanni\n\n\n\n\n\n\n\n\n(1) Tasso di crescita del flusso di cassa dopo il periodo esplicito espresso in valuation currency.\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 \na quello 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 \nindicati in colonna. (G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, MKT = Mercati finali).\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfAssumptionAboutFutureWithSignificantRiskOfResultingInMaterialAdjustments", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag49": { "value": "\n
23. Attivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per imposte differite \u2013
\n
Euro 9.025 milioni ed euro 7.951 milioni
\n
Di seguito vengono dettagliati i movimenti delle \u201cAt-
\n
tivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d e delle \u201cPassivit\u00e0 per
\n
imposte differite\u201d per tipologia di differenze tem-
\n
porali, determinati sulla base delle aliquote fiscali
\n
previste dai provvedimenti in vigore, nonch\u00e9 l\u2019am-
\n
montare delle attivit\u00e0 per imposte anticipate com-
\n
pensabili, ove consentito, con le passivit\u00e0 per impo-
\n
ste differite.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Incr./ Incr./ Riclassifica
(Decr.) con (Decr.) con \u201cAttivit\u00e0
imputazione imputazione possedute
a Conto a patrimonio Differenze Altri per la
Milioni di euroal 31.12.2023economiconettocambiomovimentivendita\u201dal 31.12.2024
Attivit\u00e0 per imposte
anticipate:
- differenze di valore su 2.269(73)-(2)2272.223
immobilizzazioni materiali
e immateriali
- accantonamenti per rischi 1.925172-(101)(3)21.995
e oneri e impairment
con deducibilit\u00e0 fiscale
differita
- perdite fiscalmente 746256-(49)(8)-945
riportabili
- valutazione strumenti 1.322(50)(195)2(12)21.069
finanziari
- benef\u00edci al personale 863(90)(54)(63)7-663
- altre partite2.093(112)(8)(20)177-2.130
Totale9.218103(257)(233)163319.025
Passivit\u00e0 per imposte
differite:
- differenze su 5.038(210)1(154)506(2)5.179
immobilizzazioni e attivit\u00e0
finanziarie
- valutazione strumenti 95732(505)219-505
finanziari
- altre partite2.2221326(80)(13)-2.267
Totale8.217(46)(498)(232)512(2)7.951
Attivit\u00e0 per imposte 6.477
anticipate non compensabili
Passivit\u00e0 per imposte 3.748
differite non compensabili
Passivit\u00e0 per imposte 1.655
differite nette compensabili
\n
\n
Le \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d iscritte in bilan-
\n
cio al 31 dicembre 2024, in quanto sussiste la ragio-
\n
nevole certezza della loro recuperabilit\u00e0, sono pari
\n
a 9.025 milioni di euro (9.218 milioni di euro al 31
\n
dicembre 2023).
\n
Le imposte anticipate nel corso dell\u2019anno si decremen-
\n
tano di 193 milioni di euro, sostanzialmente per effetto:
\n
\u2022 del decremento della fiscalit\u00e0 anticipata legata
\n
all\u2019andamento del fair value dei contratti derivati di
\n
cash flow hedge;
\n
\u2022 dell\u2019impatto delle differenze cambio in America Lati-
\n
na, in particolare in Brasile.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dagli
\n
adeguamenti iperinflattivi in Argentina.
\n
Si fa presente che non sono state accertate imposte
\n
anticipate su perdite fiscali pregresse e dell\u2019esercizio
\n
(2.095 milioni di euro) complessivamente pari a 616
\n
milioni di euro, in quanto sulla base delle attuali stime
\n
sui futuri imponibili fiscali non si ritiene probabile la
\n
loro recuperabilit\u00e0.
\n
Le \u201cPassivit\u00e0 per imposte differite\u201d, pari a 7.951 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024 (8.217 milioni di
\n

\n\n\n\n
euro al 31 dicembre 2023), accolgono essenzial-
\n
mente la determinazione degli effetti fiscali sugli
\n
adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 acquisite in sede
\n
di allocazione definitiva del costo delle acquisizioni
\n
effettuate nei vari esercizi e la fiscalit\u00e0 differita sulle
\n
differenze tra gli ammortamenti calcolati in base alle
\n
aliquote fiscali, inclusi gli ammortamenti anticipa-
\n
ti, e quelli determinati in base alla vita utile dei beni.
\n
Le imposte differite diminuiscono complessivamen-
\n
te di 266 milioni di euro, in particolare per effetto:
\n
\u2022 del decremento della fiscalit\u00e0 differita legata all\u2019an-
\n
damento del fair value dei contratti derivati di cash
\n
flow hedge;
\n
\u2022 dell\u2019impatto delle differenze cambio in America Lati-
\n
na, in particolare in Brasile.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dagli
\n
adeguamenti iperinflattivi in Argentina.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredTaxesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag53": { "value": "\n

\n\n
24. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.456 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione
\n
delle principali partecipazioni in imprese a controllo
\n
congiunto e collegate valutate con il metodo del pa-
\n
trimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise Srl30650,0%6----131350,0%
Mooney Group 18550,0%(32)----5020350,0%
SpA
Slovak Power 18950,0%8---(197)---
Holding
Enel Green Power 14850,0%(16)----1014250,0%
Australia
Enel Green Power 24550,0%(4)----424550,0%
Hellas
Societ\u00e0 progetto 7550,0%(2)8---(15)6650,0%
Matimba
Ewiva Srl3950,0%(4)----13650,0%
Drift Sand Wind 4550,0%5----166650,0%
Project
Front Mar\u00edtim del 3061,4%------3061,4%
Bes\u00f2s
Elecgas SA2150,0%5----22850,0%
Tejo Energia 543,8%-----1643,8%
Produ\u00e7\u00e3o e
Distribui\u00e7\u00e3o de
Energia El\u00e9ctrica
Suministradora 833,5%1-(2)--1833,5%
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
Energie Electrique 832,0%2----11132,0%
de Tahaddart
PowerCrop850,0%(1)----(2)550,0%
Totale societ\u00e0 1.312(32)8(2)-(197)701.159
a controllo
congiunto
\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica da/
Impatto ad \u201cAttivit\u00e0
al a Conto Variaz.possedute per Altri al
Milioni di euro31.12.2023Quota %economicoperimetroDividendila vendita\u201dImpairmentmovimenti31.12.2024Quota %
Societ\u00e0 collegate
CESI5642,7%2-----5842,7%
GNL Chile SA2033,3%9----23133,3%
Energ\u00edas 1050,0%--(1)---950,0%
Especiales del
Bierzo
Gorona del Viento 723,2%(1)-----623,2%
El Hierro SA
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica 737,5 %3-(2)--(1)737,5 %
Tierras Altas
Sociedad E\u00f3lica El 550,0%3-(1)--(2)550,0%
Puntal
Renovables 564,2%-----2764,2%
Brovales 400 kV
Cogenio Iberia620,0%-----(1)520,0%
Cogenio Srl820,0%-----81620,0%
Avikiran Solar 2751,0%(1)--(26)----
India
Avikiran Surya 2451,0%(2)--(23)-1--
India
EGPNA Renewable 6410,0%3----(2)6510,0%
Energy Partners
Rocky Caney 2010,0%2----(4)1810,0%
Holding
Totale societ\u00e025918-(4)(49)-3227
collegate
Altre minori 7913(4)(10)-170
valutate con
il metodo del
patrimonio netto
TOTALE1.650(13)11(10)(59)(197)741.456
\n
\n
La riduzione del valore delle partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto, nel 2024, \u00e8 ricon-
\n
ducibile prevalentemente:
\n
\u2022 alla sottoscrizione dell\u2019accordo tra la controlla-
\n
ta Enel Produzione ed Energetick\u00fd a pr\u016fmyslov\u00fd
\n
holding (EPH) tramite il quale quest\u2019ultima, come
\n
previsto dalla early call option, acquister\u00e0, entro la
\n
prima met\u00e0 del 2025, il rimanente 50% del capitale
\n
sociale in Slovak Power Holding BV (SPH), detenu-
\n
to da Enel Produzione. Tale accordo ha compor-
\n
tato la riclassifica della partecipazione ad \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d e
\n
il suo adeguamento contabile a zero in quanto il
\n
corrispettivo complessivo fissato per la vendita
\n
del 100% della partecipazione, pari a 150 milioni di
\n
euro, \u00e8 stato gi\u00e0 versato da EPH a Enel Produzione
\n
in occasione del perfezionamento della prima fase
\n
dell\u2019operazione;
\n
\u2022 la riclassifica delle partecipazioni detenute in Aviki-
\n
ran Solar India e Avikiran Surya India rispettivamente
\n
per 26 milioni di euro e 23 milioni di euro ad \u201cAtti-
\n
vit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d in
\n
seguito all\u2019avvio della definizione dell\u2019accordo per la
\n
cessione di Enel Green Power India che detiene tali
\n
partecipazioni;
\n
\u2022 la rilevazione della quota negativa delle OCI di perti-
\n
nenza del Gruppo, riferibile soprattutto all\u2019andamen-
\n
to del fair value dei derivati di cash flow hedge pre-
\n
valentemente di Enel Green Power Australia e delle
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba.
\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati
\n
all\u2019aumento di capitale di Mooney (50 milioni di euro) e
\n
di Enel Green Power Australia (33 milioni di euro).
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finan-
\n
ziarie delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto
\n
e collegate per il Gruppo, non classificate come
\n
possedute per la vendita secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRS 5.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivoPassivit\u00e0 non correntiPassivit\u00e0 correntiTotale passivoPatrimonio netto
Milioni di al al al al al al al al al al al al al al
euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0 a
controllo
congiunto
Gridspertise 248171141146389317824915517123722015297
Srl
Mooney9138943884871.3011.3811.0871.1345796491.6661.783(365)(402)
Group SpA
Enel Green53242879736115014013153921440336171165
Power
Australia
Enel Green65668711210976879664067210916674983819(42)
Power Hellas
Societ\u00e02.2091.5833883202.5971.9032.3051.5991281132.4331.712164191
progetto
Matimba
Ewiva Srl404032397279------7279
Societ\u00e0
collegate
CESI179179951327419 21920154731739310199
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Risultato prima Risultato netto
Totale ricavidelle impostedelle continuing operation
Milioni di euro202420232024202320242023
Societ\u00e0 a controllo congiunto
Gridspertise Srl41044515251217
Mooney Group SpA410435(63)(70)(63)(70)
Enel Green Power Australia7037(26)(28)(27)(28)
Enel Green Power Hellas14212755254917
Societ\u00e0 progetto Matimba133148(23)(8)(14)(2)
Ewiva Srl--(8)(6)(8)(6)
Societ\u00e0 collegate
CESI1811643(5)2(5)
\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
35.3 Interessenze di terzi -
\n
Euro 15.440 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Patrimonio netto di terziRisultato del periodo di terzi
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Italia1.092-10-
Iberia6.5175.470534192
America Latina7.5 877.665652666
Europa1--3
Nord America1241519(39)
Africa, Asia e Oceania1196887
Totale15.44013.3541.213829
\n\n
\n
La variazione delle interessenze di terzi \u00e8 legata princi-
\n
palmente alla cessione a Sosteneo Energy Transition 1
\n
del 49% di Enel Libra Flexsys Srl, alla cessione a Masdar
\n
del 49,99% di Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU e
\n
al risultato del periodo, in parte compensati dai divi-
\n
dendi distribuiti e dalla cessione delle societ\u00e0 di gene-
\n
razione e distribuzione in Per\u00f9.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanzia-
\n
ria richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con
\n
interessenze di terzi rilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivo
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Societ\u00e0 controllate
Enel Am\u00e9ricas 26.77127.5785.9548.45932.72536.037
Enel Chile10.85810.8101.9391.72212.79712.532
Endesa42.96443.7013.9304.03346.89447.73 4
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 Passivit\u00e0 Totale Patrimonio Patrimonio Patrimonio
non correnticorrentipassivonettonetto di Gruppo netto di terzi
Milioni alalalalalalalalalalalal
di euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0
controllate
Enel 9.29210.4665.6547.31414.94617.78 017.7 7918.25712.62712.9365.1525.321
Am\u00e9ricas
Enel Chile3.6373.7062.8432.7306.4806.4366.3176.0963.8813.7532.4362.343
Endesa15.81816.0187.6 8310.04523.50126.06323.39321.67116.87616.2026.5175.469
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale Risultato prima Risultato netto delle Risultato netto Risultato netto
Milioni ricavidelle impostecontinuing operationdi Gruppodi terzi
di euro2024202320242023202420232024202320242023
Societ\u00e0
controllate
Enel Am\u00e9ricas15.20213.4003.1081.6392.0568771.495504561373
Enel Chile3.8524.6782149961827489045692292
Endesa21.31525.4232.4308391.7735951.238402535193
\n\n\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": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag63": { "value": "\n
25. Derivati
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correnteCorrente
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Contratti derivati attivi2.0032.3833.5126.407
Contratti derivati passivi2.9153.3733.5846.461
\n
\n
Con riferimento ai contratti derivati qualificati come
\n
strumenti di copertura e valutati al FVTPL, si rimanda a
\n
quanto commentato nella nota 49 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n
49. Derivati ed hedge accounting
\n
Le tabelle seguenti espongono il valore nozionale e il
\n
fair valute dei derivati attivi e passivi, qualificati come
\n
strumenti di copertura o valutati al FVTPL, classifica-
\n
ti in base alla tipologia di relazione di copertura e di
\n
rischio coperto e suddivisi in correnti e non correnti.
\n
Il valore nozionale di un contratto derivato \u00e8 l\u2019am-
\n
montare in base al quale i flussi di cassa sono scam-
\n
biati. Questo importo pu\u00f2 essere espresso sia in
\n
termini di valore monetario sia in termini di quanti-
\n
t\u00e0 (quali, per esempio, tonnellate convertite in euro
\n
moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissa-
\n
to). Gli importi denominati in valute diverse dall\u2019euro
\n
sono convertiti in euro applicando i tassi di cambio
\n
ufficiali di fine periodo forniti da World Markets Re-
\n
finitiv (WMR) Company.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
NozionaleFair valueNozionaleFair value
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
DERIVATI ATTIVI
Derivati di
fair value hedge:
- tassi46855654101----
- cambi374904912162-18-
Totale842646103113162-18-
Derivati di
cash flow hedge:
- tassi3.2364.0901071747655431
- cambi13.90311.0601.3311.0073.9714.393246145
- commodity1.3484.0943368833.9025.5604521.818
Totale18.48719.2441 .7742.0648.63810.0077011.964
Derivati di trading:
- tassi10-------
- cambi-84-17131.7342324
- commodity81785812420520.20217.51 12.7704.419
- altro137-2-----
Totale96494212620620.91519.2452.7934.443
TOTALE20.29320.8322.0032.38329.71529.2523.5126.407
DERIVATI ATTIVI
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
NozionaleFair valueNozionaleFair value
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
DERIVATI PASSIVI
Derivati di
fair value hedge:
- tassi6756751627-554-17
- cambi6059291278----
Totale1.2801.60428105-554-17
Derivati di
cash flow hedge:
- tassi2.9551.8971169150100--
- cambi9.12611.1731.6071.8301.4564.785105332
- commodity3.7383.0751.0311.1434.0564.6966311.627
Totale15.81916.1452.7543.0645.5629.5817361.959
Derivati di trading:
- tassi----1001002929
- cambi467-11.3111.8073628
- commodity76092113320321.27316.6932.7834.428
Totale76498813320422.68418.6002.8484.485
TOTALE17.86318.7372.9153.37328.24628.7353.5846.461
DERIVATI PASSIVI
\n\n
\n\n
49.1 Derivati designati come strumenti
\n
di copertura
\n
I contratti derivati sono inizialmente rilevati al fair
\n
value alla data di stipula e successivamente aggior-
\n
nati al fair value in ogni chiusura di bilancio. Il trat-
\n
tamento contabile degli utili e delle perdite dipende
\n
dalla designazione del derivato come strumento di
\n
copertura e, in tal caso, dalla natura dell\u2019elemento
\n
coperto.
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati utilizzati per
\n
la gestione dei rischi di tasso di interesse, cambio e
\n
prezzo delle commodity (inclusi i Virtual PPA) se soddi-
\n
sfano tutti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9.
\n
Alla data di avvio della copertura (inception), il Gruppo
\n
documenta la relazione di copertura, specificando gli
\n
strumenti di copertura, gli elementi coperti, la strate-
\n
gia e gli obiettivi di risk management. Il Gruppo valuta
\n
e documenta regolarmente l\u2019efficacia della copertura,
\n
assicurandosi che gli strumenti utilizzati compensino
\n
adeguatamente le variazioni di fair value e dei flussi di
\n
cassa degli elementi coperti.
\n
Per le transazioni altamente probabili designate in una
\n
relazione di cash flow hedge, il Gruppo verifica e docu-
\n
menta la probabilit\u00e0 dell\u2019operazione e il relativo impat-
\n
to sul Conto economico.
\n
In base al rischio da coprire, il Gruppo designa i deriva-
\n
ti nelle seguenti relazioni di copertura:
\n
\u2022 fair value hedge;
\n
\u2022 cash flow hedge.
\n
Per ulteriori dettagli sui rischi finanziari connessi agli
\n
strumenti derivati, si rimanda alla nota 47 \u201cRisk mana-
\n
gement\u201d.
\n
Affinch\u00e9 una copertura sia considerata efficace, devo-
\n
no essere soddisfatti i seguenti requisiti:
\n
\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo stru-
\n
mento di copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022 il rischio di credito delle controparti non deve
\n
prevalere sulle variazioni di valore della relazione
\n
economica;
\n
\u2022 l\u2019hedge ratio al momento della designazione deve
\n
essere coerente con quello utilizzato per la gestione
\n
del rischio, ossia riflettere la quantit\u00e0 dell\u2019elemento
\n
coperto effettivamente coperta e la quantit\u00e0 dello
\n
strumento di copertura utilizzato.
\n
Il Gruppo verifica l\u2019esistenza di una relazione econo-
\n
mica tra strumento di copertura ed elemento coperto
\n
attraverso:
\n
\u2022 analisi qualitativa, se il rischio sottostante \u00e8 lo stesso
\n
per entrambi;
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\u2022 analisi quantitativa (per esempio, regressione linea-
\n
re), se il rischio sottostante differisce, per dimostrare
\n
l\u2019efficacia della copertura.
\n
Per le coperture su commodity, la relazione econo-
\n
mica \u00e8 valutata mediante una matrice di ranking, che
\n
classifica i derivati standard disponibili in base alla loro
\n
efficacia nel ridurre il rischio di prezzo.
\n
Per mitigare il rischio di credito, il Gruppo valuta l\u2019esi-
\n
stenza di strumenti di protezione come garanzie, clau-
\n
sole di break-up e master netting agreement.
\n
Il Gruppo ha adottato un hedge ratio di 1:1 per tutte le
\n
coperture, inclusi i derivati su commodity, garanten-
\n
do che il rischio sottostante del derivato di copertura
\n
coincida con quello dell\u2019elemento coperto, minimiz-
\n
zando l\u2019inefficacia.
\n
L\u2019inefficacia della copertura \u00e8 valutata mediante:
\n
\u2022 analisi qualitativa, se i termini chiave dell\u2019elemento
\n
coperto e dello strumento di copertura coincidono
\n
e non emergono altre fonti di inefficacia, incluso il
\n
credit risk adjustment del derivato;
\n
\u2022 analisi quantitativa (metodo del dollar offset), se esi-
\n
stono discrepanze nei termini contrattuali o altre
\n
fonti di inefficacia. Questo metodo confronta le va-
\n
riazioni di fair value dello strumento di copertura e di
\n
un derivato ipotetico dal momento della designazio-
\n
ne fino alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le principali cause di inefficacia includono:
\n
\u2022 differenze di base, se i flussi di cassa o il fair value
\n
dell\u2019elemento coperto dipendono da variabili diverse
\n
rispetto allo strumento di copertura;
\n
\u2022 differenze di timing, se la copertura e l\u2019elemento co-
\n
perto hanno scadenze diverse;
\n
\u2022 disallineamento quantitativo, se le quantit\u00e0 o il valo-
\n
re nozionale dello strumento di copertura e dell\u2019ele-
\n
mento coperto non coincidono;
\n
\u2022 esposizione a rischi non coperti, se la variazione del
\n
fair value di uno dei due elementi dipende da un ri-
\n
schio diverso;
\n
\u2022 rischio di credito, se il rischio di credito della con-
\n
troparte incide in modo differente sul valore degli
\n
strumenti coinvolti.
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 utilizzato per coprire le variazioni
\n
del valore di attivit\u00e0 o passivit\u00e0 derivanti da un rischio
\n
specifico che impatta il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value dei derivati designati come
\n
strumenti di copertura sono contabilizzate a Conto
\n
economico, coerentemente con quelle dell\u2019elemento
\n
coperto attribuibili al rischio designato.
\n
Se la copertura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019hedge
\n
accounting, l\u2019adeguamento del valore dell\u2019elemento
\n
coperto \u00e8 ammortizzato lungo la sua vita residua me-
\n
diante il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Cash flow hedge
\n
Il cash flow hedge protegge il Gruppo dal rischio di va-
\n
riazione dei flussi finanziari attesi derivanti da un\u2019attivi-
\n
t\u00e0, passivit\u00e0 o transazione prevista altamente probabi-
\n
le che pu\u00f2 impattare il Conto economico.
\n
La parte efficace delle variazioni di fair value dei de-
\n
rivati designati \u00e8 rilevata tra le altre componenti del
\n
Conto economico complessivo (OCI).
\n
La parte inefficace \u00e8 riconosciuta immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Gli importi accumulati nel patrimonio netto sono rila-
\n
sciati a Conto economico nel periodo in cui l\u2019elemento
\n
coperto genera impatti finanziari.
\n
Se l\u2019elemento coperto \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non fi-
\n
nanziaria, l\u2019ammontare cumulato nel patrimonio netto
\n
\u00e8 incluso nel valore contabile dell\u2019elemento stesso tra-
\n
mite un basis adjustment.
\n
Se lo strumento di copertura scade, \u00e8 venduto o non
\n
soddisfa pi\u00f9 i criteri dell\u2019hedge accounting, gli utili e le
\n
perdite cumulati nel patrimonio netto restano sospe-
\n
si fino alla realizzazione dell\u2019operazione coperta. Se la
\n
transazione prevista non si verifica pi\u00f9, gli importi sono
\n
trasferiti immediatamente a Conto economico.
\n
Per le coperture con forward, la contabilizzazione dei
\n
punti forward (OCI o Conto economico) \u00e8 valutata
\n
caso per caso.
\n
Nel caso di cross currency interest rate swap, il Gruppo
\n
separa i basis spread della valuta estera, registrandoli
\n
in OCI come costs of hedging.
\n
Il Gruppo applica un approccio dinamico all\u2019hedge
\n
accounting sulle commodity basato sulla liquidit\u00e0 del
\n
mercato (Liquidity-Based Approach).
\n
Le coperture sono effettuate utilizzando derivati liquidi
\n
disponibili sul mercato.
\n
\u00c8 possibile il roll-over dei derivati nel corso della re-
\n
lazione di copertura, sostituendoli con strumenti pi\u00f9
\n
efficaci, purch\u00e9 rispettino criteri di proxy effectiveness
\n
e liquidit\u00e0.
\n
La verifica della liquidit\u00e0 dei derivati utilizzati \u00e8 effet-
\n
tuata trimestralmente.
\n
Alla data del roll-over, la copertura non viene interrot-
\n
ta e il nuovo derivato continua a essere contabilizzato
\n
a OCI, mentre il vecchio derivato \u00e8 rilevato a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
49.1.1 Relazione di copertura per tipologia
\n
di rischio coperto
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il
\n
tasso di interesse medio degli strumenti di copertura
\n
sul rischio di tasso di interesse per le principali valute
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023 distinti per scadenza.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Interest rate swap
Totale valore nozionale8168021.978152124.3268.149
Valore nozionale relativo a IRS in EUR5505901.505152123.5466.418
Tasso di interesse medio IRS in EUR1,93 2,02 3,26 0,86 4,122,13
Valore nozionale relativo a IRS in USD--473--416889
Tasso di interesse medio IRS in USD3,284,35
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Interest rate swap
Totale valore nozionale7085648791.975193.7817. 9 2 6
Valore nozionale relativo a IRS in EUR6085646361.532193.1416.500
Tasso di interesse medio IRS in EUR4,56 1,92 2,123,380,862,37
Valore nozionale relativo a IRS in USD46--444-210700
Tasso di interesse medio IRS in USD0,703,28 5,05
\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio di tasso
\n
di interesse, delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2024 e al 31 dicembre 2023, suddivisi per tipologia di
\n
elemento coperto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueNozionaleFair valueNozionale
Strumento Attivit\u00e0Passivit\u00e0Attivit\u00e0Passivit\u00e0
di coperturaElemento copertoal 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Interest rate swapFinanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile52-45698-544
Interest rate swapFinanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso2(16)6873(44)1.241
Cash flow hedge
Interest rate swapObbligazioni a tasso variabile5(45)94012(49)1.040
Interest rate swapCrediti finanziari a tasso variabile-(8)141-(7)145
Interest rate swapFinanziamenti a tasso variabile105(63)5.925163(35)4.956
Totale164(132)8.149276(135)7.926
\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value dei derivati di copertura del rischio di tasso di
\n
interesse al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023
\n
suddivisi per tipologia di relazione di copertura.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Derivatial 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Interest rate swap468556541016751.229(16)(44)
Totale468556541016751.229(16)(44)
Cash flow hedge
Interest rate swap4.0014.1441101753.0051.997(116)(91)
Totale4.0014.1441101753.0051.997(116)(91)
TOTALE DERIVATI SUL 4.4694.7001642763.6803.226(132)(135)
TASSO DI INTERESSE
\n\n
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati
\n
classificati come strumenti di copertura, risulta al 31
\n
dicembre 2024 pari a 8.149 milioni di euro e il corri-
\n
spondente fair value positivo \u00e8 pari a 32 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2023 il valore nozionale evi-
\n
denzia un incremento di 223 milioni di euro, conse-
\n
guente principalmente:
\n
\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 708
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 alla chiusura anticipata di strumenti interest rate
\n
swap per un valore di 65 milioni di euro, in seguito al
\n
rimborso anticipato del relativo sottostante;
\n
\u2022 a nuovi interest rate swap per 1.380 milioni di euro;
\n
\u2022 alla riduzione del nozionale degli interest rate swap
\n
di tipo amortizing per un ammontare pari a 370 mi-
\n
lioni di euro.
\n
Il peggioramento del fair value rispetto al precedente
\n
esercizio, pari a 109 milioni di euro, \u00e8 dovuto principal-
\n
mente alla riduzione delle curve dei tassi di interesse,
\n
verificatasi nel corso del 2024.
\n
Questo fenomeno \u00e8 in gran parte attribuibile al pro-
\n
gressivo allentamento, soprattutto nella seconda met\u00e0
\n
del 2024, delle politiche monetarie restrittive che han-
\n
no caratterizzato questi ultimi anni.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette
\n
rilevati a Conto economico, relativi ai derivati di fair
\n
value hedge e all\u2019elemento coperto attribuibili al ri-
\n
schio di tasso di interesse sia per il 2024 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Milioni di euroUtili/(Perdite) nettiUtili/(Perdite) netti
Strumenti di copertura su tassi di interesse(5)125
Elemento coperto15(132)
Inefficacia10(7)
\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair
\n
value hedge su tasso di interesse nello Stato patrimo-
\n
niale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value utilizzato Fair value utilizzato
per la misurazione per la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia del Valore Valore dell\u2019inefficacia del
Milioni di euronozionalecontabileperiodonozionalecontabileperiodo
Interest rate swap 1.14338381.7855757
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento
\n
coperto delle relazioni di fair value hedge nello Stato
\n
patrimoniale al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre
\n
2023.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
di cui: di cui:
Adeguamento Fair value Adeguamento Fair value
cumulato utilizzato per cumulato utilizzato per
del fair value la misurazione del fair value la misurazione
Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia
Milioni di eurocontabilecopertodel periodocontabilecopertodel periodo
Finanziamenti a tasso fisso661(14)141.186(43)44
Obbligazioni a tasso fisso142(2)142(2)
Obbligazioni a tasso variabile522(31)(53)67141(107)
Totale1.197(43)(41)1.871-(65)
\n\n
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge
\n
sul rischio di tasso di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
al 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su tasso di interesse
Derivati attivi (fair value positivo)110492318121018
Derivati passivi (fair value negativo)(116)(13)(30)(24)(19)(19)(26)
\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Interest rate swap 7.006(6)(6)6.1418484
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
dell\u2019elemento Fair value a Quota dell\u2019elemento Fair value a Quota
coperto P&L di derivati inefficace coperto P&L di derivati inefficace
utilizzato per designati in CFH del valore utilizzato per designati in CFH del valore
la misurazione successivamente Riserva Riserva contabile la misurazione successivamente Riserva Riserva contabile
dell\u2019inefficacia alla rilevazione cash flow costi di dei derivati dell\u2019inefficacia alla rilevazione cash flow costi di dei derivati
Milioni di eurodel periodoinizialehedgehedging di CFHdel periodoinizialehedgehedging di CFH
Obbligazioni a 40-(40)--37-(37)--
tasso variabile
Crediti 8-(8)--7-(7)--
finanziari a
tasso variabile
Finanziamenti (54)(14)54-2(149)(20)149-(1)
a tasso
variabile
Totale(6)(14)6-2(105)(20)105-(1)
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n
\n

\n\n

\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del
\n
valore nozionale e relativo tasso di cambio medio con-
\n
trattuale degli strumenti di copertura sul rischio di tas-
\n
so di cambio per le principali valute delle transazioni
\n
in essere al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS2.6991.3043.2152.1733.09713.26425.752
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2. 1711.2072.4212. 1731.9849.65819.614
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,071,181,091,181,111,14
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP--605-9072.4063.918
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,90 0,840,81
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF---139--139
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL24697---479822
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,225,304,27
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL216-50---266
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward2.89092035---3.845
Valore nozionale - currency forward EUR/USD2.60292035---3.557
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,121,12
Valore nozionale - currency forward USD/COP200-----200
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.243,18
Valore nozionale - currency forward USD/MXN47-----47
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/MXN21,13
Valore nozionale - currency forward CLF/USD12-----12
Tasso di cambio contrattuale medio forward - CLF/USD39,59
Valore nozionale - currency forward EUR/CNY11-----11
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNY7,7 0
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS4.5622.5771.2222.3372.03713.38626.121
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2.2132.0361.1321.5602.0379.10218.080
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,131,071,071,101,181,15
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP981--577-3.8565.414
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,880,90 0,82
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF242--140--382
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,071,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL27923191--387988
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,505,225,304,13
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL445231-60--736
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,256,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward4.6161.186507---6.309
Valore nozionale - currency forward EUR/USD3.1441.042507---4.693
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,111,13
Valore nozionale - currency forward USD/BRL938141----1.079
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL873,05885,2239
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH175-----175
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH7,8 1
Valore nozionale - currency forward USD/CLP130-----130
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP4,95
Valore nozionale - currency forward USD/COP1222----124
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.498,974.597,37
\n\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio di tasso
\n
di cambio delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per tipologia di
\n
elemento coperto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueNozionaleFair valueNozionale
Strumento di coperturaStrumento copertoAttivit\u00e0Passivit\u00e0Attivit\u00e0Passivit\u00e0
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni 67(12)1.14112(78)1.019
(CCIRS)in valuta estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Finanziamenti in valuta estera ------
(CCIRS)a tasso variabile
Cash flow hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 115(4)61267(36)754
(CCIRS)estera a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 39(70)1.4555(220)2.104
(CCIRS)estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 8(2)20256-250
(CCIRS)a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 1.223(1.625)22.310965(1.724)21.763
(CCIRS)a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Flussi di cassa futuri in valuta-(7)32-(43)231
(CCIRS)
Currency forwardFlussi di cassa futuri in valuta1-392(1)117
Currency forwardAcquisti futuri di commodity 181(3)3.52754(126)5.666
in valuta
Currency forwardAcquisti di beni di investimento 10(1)2793(12)526
e altro in valuta
Totale1.644(1.724)29.5971.164(2.240)32.430
\n\n\n
\n

\n\n\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 le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair
\n
value hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
24.906 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso
\n
contratto in valuta diversa dall\u2019euro e un fair value
\n
negativo pari a 378 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
846 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso variabi-
\n
le contratto in valuta e un fair value positivo pari a
\n
110 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare no-
\n
zionale complessivo di 3.566 milioni di euro utilizzati
\n
per coprire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di
\n
acquisto di commodity energetiche e metallifere e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair
\n
value positivo complessivo pari a 179 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozio-
\n
nale di 279 milioni di euro e un fair value positivo pari
\n
a 9 milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC
\n
posti in essere al fine di mitigare il rischio di cambio
\n
relativo ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta
\n
di conto, connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investi-
\n
mento nel settore della generazione di energia, ai
\n
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
\n
value dei derivati di copertura del rischio di cambio al
\n
31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per
\n
tipologia di relazione di copertura.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Derivatial 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
CCIRS536906712605929(12)(78)
Totale536906712605929(12)(78)
Cash flow hedge
Currency forward3.6091.979192592364.330(4)(140)
CCIRS14.26513.4741.3851.09310.34611.628(1.708)(2.022)
Totale17. 87415.4531.5771.15210.58215.958(1.712)(2.162)
TOTALE DERIVATI 18.41015.5431.6441.16411.18716.887(1.724)(2.240)
SUL TASSO DI
CAMBIO
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Al 31 dicembre 2024, il valore nozionale dei Cross Cur-
\n
rency Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 25.752
\n
milioni di euro, evidenziando una diminuzione di 369
\n
milioni di euro rispetto ai 26.121 milioni di euro regi-
\n
strati al 31 dicembre 2023. In particolare:
\n
\u2022 si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale
\n
di 3.707 milioni di euro;
\n
\u2022 sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 2.188 milioni di euro;
\n
\u2022 si registra un incremento del valore nozionale per
\n
1.150 milioni di euro, determinato dall\u2019andamento
\n
del cambio dell\u2019euro rispetto alle principali divise e
\n
solo in piccola parte compensato dall\u2019effetto delle
\n
quote di ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicem-
\n
bre 2024, pari a 3.845 milioni di euro (6.309 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023), evidenzia un decremento
\n
di 2.464 milioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cam-
\n
bio, in particolare al dollaro statunitense, deriva prin-
\n
cipalmente dalle attivit\u00e0 di acquisto di commodity
\n
energetiche e metallifere e da flussi di cassa relativi a
\n
investimenti.
\n
La consistente riduzione del valore nominale di tali
\n
derivati nel corso del 2024 \u00e8 principalmente attri-
\n
buibile alla sensibile riduzione delle coperture va-
\n
lutarie legate all\u2019acquisto di combustibile fossile. Il
\n
miglioramento del fair value netto pari a 268 milioni
\n
di euro \u00e8 dovuto all\u2019andamento favorevole dei tas-
\n
si di cambio, in particolare del cambio euro/dollaro
\n
statunitense.
\n

\n

\n\n\n\n\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite netti
\n
rilevati a Conto economico, relativi alle variazioni di fair
\n
value dei derivati di fair value hedge e all\u2019elemento co-
\n
perto attribuibili al rischio di tasso di cambio sia per il
\n
2024 sia per l\u2019anno precedente.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Milioni di euroUtili/(Perdite) nettiUtili/(Perdite) netti
Strumenti di copertura su tassi di cambio12920
Elemento coperto (135)(12)
Inefficacia(6)8
\n\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair value hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Cross currency interest rate 1.14155531.019(66)(68)
swap (CCIRS)
\n\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patrimo-
\n
niale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
di cui: di cui:
Adeguamento Fair value Adeguamento Fair value
cumulato utilizzato per cumulato utilizzato per
del fair value la misurazione del fair value la misurazione
Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia
Milioni di eurocontabilecopertodel periodocontabilecopertodel periodo
Obbligazioni in valuta 534(71)14500(77)48
estera a tasso fisso
Finanziamenti in valuta 515(22)(72)434(7)24
estera a tasso fisso
Totale1.049(93)(58)934(84)72
\n\n\n
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge
\n
sul rischio di tasso di cambio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
Milioni di euroal 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
Derivati attivi (fair value positivo)1.5774844213204272491.921
Derivati passivi (fair value negativo)(1.712)(76)24163953308
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Cross currency interest 24.611(323)(586)25.102(930)(919)
rate swap (CCIRS)
Currency forward3.8451881946.309(80)(73)
Totale28.456(135)(392)31.411(1.010)(992)
\n\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
dell\u2019elemento Quota dell\u2019elemento Quota
coperto inefficace coperto inefficace
utilizzato per del valore utilizzato per del valore
la misurazione Riserva Riserva contabile la misurazione Riserva Riserva contabile
dell\u2019inefficacia cash flow costi di dei derivati Altri dell\u2019inefficacia cash flow costi di dei derivati Altri
Milioni di eurodel periodohedgehedging di CFHeffetti(1)del periodohedgehedging di CFHeffetti(1)
Finanziamenti in valuta (112)112-(1)-(31)31---
estera a tasso variabile
Finanziamenti in valuta 31(31)(1)1-219(219)4--
estera a tasso fisso
Obbligazioni in valuta (6)6---(56)56---
estera a tasso variabile
Obbligazioni in valuta 797(797)2642128861(861)(15)-118
estera a tasso fisso
Flussi di cassa futuri in 7(7)---43(43)---
valuta (coperti con CCIRS)
Flussi di cassa futuri (1)1---(1)1---
in valuta (coperti con
forward)
Acquisti futuri di (179)179---72(72)(1)--
commodity in valuta
Acquisti di beni di (14)14(5)--3(3)(6)--
investimento e altro in
valuta
Totale523(523)25821281.110(1.110)(18)-118
\n\n\n
\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 eroga-
\n
zione del prestito.
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Commodity swap
Valore nozionale su energia2852072011501486001.591
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh)62,755,55 3,633,533,232,8
Valore nozionale su gas1.718453252221282.267
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh)35,139,54,34,13,93,4
Valore nozionale su petrolio55512----567
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl)37,628,226,8---
Commodity forward/future
Valore nozionale su energia2.6074312831691624904.142
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh)79,123,917, 816,215,616,5
Valore nozionale su gas2.5389921---3.531
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh)36,931,027,4---
Valore nozionale su CO249547----542
Prezzo medio - commodity forward/future su CO2 (\u20ac/t)82,569,3----
Valore nozionale su petrolio357-----357
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl)71,0-----
Commodity option
Valore nozionale su energia66---3547
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh)3,73,7---13,4
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Commodity swap
Valore nozionale su energia12810610028491286995
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh)87,044,037,059,632,034,0
Valore nozionale su gas1.5511 .747296--1253.719
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh)41,840,427, 0--7, 0
Valore nozionale su petrolio1.01610610---1.132
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl)86,078,069,0---
Commodity forward/future
Valore nozionale su energia2.5063882972581516064.206
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh)114,918,018,016,018,016,0
Valore nozionale su carbone/shipping38-----38
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/175,0-----
shipping ($/t)
Valore nozionale su gas4.432377626---5.435
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh)71,448,932,0---
Valore nozionale su CO266233621---1.019
Prezzo medio - commodity forward/future su CO2 (\u20ac/t)91,993,084,0---
Valore nozionale su petrolio354-----354
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl)74,6-----
Commodity option
Valore nozionale su energia2439443939342527
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh)27,530,030,534,034,034,0
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

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

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio prezzo
\n
delle commodity in essere al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023 suddivisi per tipologia di commodity e
\n
di contratto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
NozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati
Cash flow hedge
Derivati su energia:
- swap4776842103571.114311(166)(233)
- forward/future1.3991.636621622 .7432 .570(748)(763)
- opzioni475272593--(5)(62)
Totale derivati su 1.9232.8472976123.8572.881(919)(1.058)
energia
Derivati su
carbone/shipping:
- forward/future-----38-(17)
Totale derivati su -----38-(17)
carbone/shipping
Derivati su gas e petrolio:
- swap5122.785536232.3222.066(421)(468)
- forward/future2.3953.3823611.3751.4932.407(299)(1.198)
Totale derivati su gas 2.9076.1674141.9983.8154.473(720)(1.666)
e petrolio
Derivati su CO2:
- forward/future4206407791122379(23)(29)
Totale derivati su CO24206407791122379(23)(29)
TOTALE DERIVATI 5.2509.6547882.7017.79 47.77 1(1.662)(2.770)
SU COMMODITY
\n\n\n
\n
Le coperture riguardano principalmente il rischio
\n
prezzo delle commodity power e gas. Nella categoria
\n
power rientrano principalmente operazioni di hedging
\n
di lungo termine utilizzate nel perimetro Spagna e
\n
Nord America. Nella categoria gas rientrano operazio-
\n
ni di copertura del rischio di oscillazione del prezzo del
\n
gas naturale sia in approvvigionamento sia in vendita,
\n
effettuate su commodity petrolifere e su prodotti gas.
\n
In misura minoritaria, nella categoria CO
\n
2
\n
rientrano
\n
principalmente operazioni di copertura per la com-
\n
pliance del Gruppo Enel.
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa at-
\n
tesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow
\n
hedge sul rischio di prezzo su commodity.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
Milioni di euroal 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su commodity
Derivati attivi (fair value positivo)7885058242363786
Derivati passivi (fair value negativo)(1.662)(764)(337)(211)(114)(89)(147)
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

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

\n

\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia del
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabileperiodo
Swap su energia1.5914442995124126
Swap su gas e petrolio2.834(368)(368)4.850155155
Forward/future su energia4.142(686)(724)4.206(602)(638)
Forward/future su carbone/shipping---38(17)(17)
Forward/future su gas e petrolio3.88862745.78917892
Forward/future su CO254254541.0196262
Option su energia4720205283131
Totale13.044(874)(902)17.425(69)(189)
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento
\n
coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Sta-
\n
to patrimoniale al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre
\n
2023.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Quota Fair value Quota
dell\u2019elemento inefficace dell\u2019elemento inefficace
coperto del valore coperto del valore
utilizzato per Riserva contabile utilizzato per Riserva contabile
la misurazione cash Riserva dei la misurazione cash Riserva dei
dell\u2019inefficacia flow costi di derivati di dell\u2019inefficacia flow costi di derivati di
Milioni di eurodel periodohedgehedgingCFHdel periodohedgehedgingCFH
Transazioni future su energia689(689)1750491(491)12(59)
Transazioni future ----17(17)--
di carbone/shipping
Transazioni future di gas 317(317)-(17)(422)422-(118)
e petrolio
Transazioni future di CO2(54)54--(62)62--
Totale952(952)173324(24)12(177)
\n\n
\n

\n\n\n\n\n
L\u2019ammontare della riserva di cash flow hedge \u00e8 de-
\n
stinato soprattutto a copertura di future vendite di
\n
energia e di acquisti e vendite future di gas. Lato
\n
energia ci si riferisce principalmente a operazioni
\n
di hedging di lungo termine della generazione de-
\n
gli impianti nel perimetro Spagna e Nord America.
\n
Lato gas invece si fa riferimento a operazioni di bre-
\n
ve-medio termine principalmente dell\u2019area Italia e
\n
Spagna. Le operazioni su energia per il loro orizzon-
\n
te temporale di riferimento hanno risentito meno
\n
della volatilit\u00e0 dei prezzi, al contrario di quanto os-
\n
servato per le operazioni su gas. L\u2019inefficacia rile-
\n
vata a Conto economico nel 2024 sulle transazioni
\n
future di gas \u00e8 afferente principalmente a operazio-
\n
ni di proxy hedging sul perimetro Spagna, mentre
\n
quella rilevata sulle transazioni future di energia \u00e8
\n
attribuibile principalmente all\u2019attivit\u00e0 di proxy hed-
\n
ging svolta in Nord America.
\n

\n

\n\n\n\n
49.2 Derivati al fair value through
\n
profit or loss
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre
\n
2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionaleFair value attivit\u00e0Valore nozionaleFair value passivit\u00e0
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati FVTPL
su tasso di interesse:
- interest rate swap10---100100(29)(29)
su tasso di cambio:
- currency forward7131.81823251.3151.874(36)(29)
su prezzo commodity:
Derivati su energia:
- swap15924 34243668(2)(16)
- forward/future6.9045.2946799055.8885.039(591)(906)
- option446248480(51)(171)
Totale derivati su energia7.0675.5836859336.0085.187(644)(1.093)
Derivati su carbone:
- forward/future1681561323158112(12)(43)
Totale derivati su carbone1681561323158112(12)(43)
Derivati su gas e petrolio:
- swap74696966295651529(86)(167)
- forward/future11.39510.6871.8282.97013.60410.856(1.827)(2.963)
- option376448172344768278(271)(232)
Totale derivati su gas e petrolio12.51712.1042.0663.60915.02311.663(2.184)(3.362)
Derivati su CO2:
- forward/future1.06649811341788426(60)(42)
- option1641214142011(13)(14)
Totale derivati su CO21.23051012755808437(73)(56)
Derivati su Altre commodity:
- swap1---639-(6)
- forward/future35163430171(3)(71)
- option1----5--
Totale derivati 37163436215(3)(77)
su Altre commodity
Totale derivati su prezzo 21.01918.3692.8944.62422.03317.614(2.916)(4.631)
commodity
Derivati su Altro:
- option137-2-----
TOTALE21.87920.1872.9194.64923.44819.588(2.981)(4.689)
\n\n
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019ammontare del nozionale dei
\n
derivati su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 110 mi-
\n
lioni di euro. Il fair value negativo, pari a 29 milioni di
\n
euro, \u00e8 rimasto invariato rispetto all\u2019anno precedente.
\n
La curva dei tassi di interesse, nel tratto coincidente
\n
con la scadenza dell\u2019interest rate swap, non ha sub\u00edto
\n
variazioni significative, nonostante una tendenziale ri-
\n
duzione rispetto all\u2019anno precedente.
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019ammontare del nozionale dei
\n
derivati su cambi \u00e8 pari a 2.028 milioni di euro. Si re-
\n
gistra, pertanto, una complessiva riduzione dell\u2019impor-
\n
to delle coperture su tasso di cambio rispetto ai va-
\n
lori del 2023 per un valore di 1.664 milioni di euro, in
\n
particolare quelle derivanti dall\u2019approvvigionamento di
\n
commodity energetiche. Il peggioramento del fair va-
\n
lue netto pari a 9 milioni di euro \u00e8 dovuto alle normali
\n
fluttuazioni dei tassi di cambio.
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019ammontare del nozionale dei
\n
derivati su prezzo commodity \u00e8 pari a 43.052 milioni di
\n
euro. Sono ricomprese in tale valore sia le operazioni
\n
gestite dai portafogli di trading, sia quelle operazioni
\n
che, pur essendo state poste in essere con l\u2019intento
\n

\n\n\n\n
gestionale di copertura, non soddisfano i requisiti ri-
\n
chiesti dai princ\u00edpi contabili per il trattamento in hedge
\n
accounting.
\n
Il fair value netto \u00e8 pari a negativi 22 milioni di euro,
\n
sostanzialmente in linea con l\u2019anno precedente, nono-
\n
stante si noti un notevole riassorbimento negli importi
\n
di fair value dei derivati attivi e passivi. Tale variazione
\n
\u00e8 imputabile principalmente all\u2019effetto prezzo. Infatti,
\n
nonostante il contesto macroeconomico permanga
\n
particolarmente delicato e incerto, i prezzi non hanno
\n
raggiunto i livelli critici degli anni precedenti e anche la
\n
volatilit\u00e0 \u00e8 stata pi\u00f9 contenuta.
\n
I derivati su altre commodity si riferiscono principal-
\n
mente alle operazioni su garanzie di origine, ossia i
\n
meccanismi di incentivazione per la produzione di
\n
energia elettrica da fonti rinnovabili. Non sono presen-
\n
ti invece, a differenza dell\u2019anno precedente, operazioni
\n
di copertura dal rischio volume legato a eventi meteo-
\n
rologici (Weather derivatives).
\n
I derivati su Altro si riferiscono al fair value del mec-
\n
canismo delle opzioni put/call sulla partecipazione
\n
residua del 10% in Duereti, esercitabili dopo un anno
\n
dalla data di closing della cessione del 90% del capitale
\n
sociale in Duereti ad A2A.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag999": { "value": "\n

\n

\n

\n

\n
26. Attivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contratti con i clienti
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correnteCorrente
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti523444193212
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.6825.7432.4482.126
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i
\n
clienti si riferiscono principalmente agli accordi per
\n
servizi pubblici in concessione \u201cpublic-to-private\u201d ri-
\n
levati secondo quanto previsto dall\u2019IFRIC 12 (483 mi-
\n
lioni di euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il con-
\n
cessionario non abbia ancora maturato pienamente il
\n
diritto a farsi riconoscere tali attivit\u00e0 dal concedente.
\n

\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti
\n
accolgono principalmente le attivit\u00e0 per lavori e servizi
\n
in corso su ordinazione (136 milioni di euro) relative a
\n
commesse per lavori ancora da fatturare il cui corri-
\n
spettivo \u00e8 subordinato all\u2019adempimento di una presta-
\n
zione contrattuale.
\n
Il valore al 31 dicembre 2024 delle passivit\u00e0 non cor-
\n
renti derivanti da contratti con i clienti \u00e8 da attribuire
\n
principalmente al segmento \u201cGrids\u201d, in Spagna (2.872
\n
milioni di euro) e in Italia (2.810 milioni di euro) con rife-
\n
rimento ai ricavi legati agli allacci di nuovi utenti.
\n
Le passivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti
\n
accolgono principalmente le passivit\u00e0 relative ai ricavi
\n
da servizi di connessione alla rete elettrica con sca-
\n
denza entro i 12 mesi per 1.797 milioni di euro rilevate
\n
soprattutto in Italia e Spagna, nonch\u00e9 le passivit\u00e0 per
\n
lavori in corso su ordinazione per 520 milioni di euro.
\n
Come richiesto dall\u2019IFRS 15 si riporta di seguito la ri-
\n
partizione per classe temporale dei riversamenti a
\n
Conto economico delle passivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Entro 1 anno2.4482.126
Entro 2 anni769568
Entro 3 anni534567
Entro 4 anni532565
Entro 5 anni530564
Oltre 5 anni3.3173.479
Totale 8.1307. 869
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfContractAssetsLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag994": { "value": "\n

\n

\n

\n

\n
27. Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti \u2013 Euro 7.607 milioni
\n\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
\n\n\n\n\n
\n\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 altre imprese valutate al fair value59534624972,0%
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse 2.6763.837(1.161)-30,3%
nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 27.1)
Accordi per servizi in concessione4.1924.391(199)-4,5%
Crediti finanziari relativi a Joint Development 107133(26)-19,5%
Agreements (JDA)
Risconti attivi finanziari non correnti3743(6)-14,0%
Totale7.6078.750(1.143)-13,1%
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La riduzione delle \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non corren-
\n
ti\u201d \u00e8 riferita prevalentemente:
\n
\u2022 al decremento della voce \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie
\n
non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto\u201d, come specificato nella successiva nota 27.1;
\n
\u2022 alla diminuzione delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli
\n
accordi per servizi in concessione, soprattutto nelle
\n
societ\u00e0 brasiliane a causa delle variazioni negative
\n
di cambio;
\n
\u2022 alla riduzione dei crediti finanziari derivanti da ac-
\n
cordi di sviluppo congiunto (JDA); tali crediti si rife-
\n
riscono ai corrispettivi versati, essenzialmente da
\n
societ\u00e0 italiane del Gruppo di generazione rinnova-
\n
bile, a sviluppatori per progetti di generazione rin-
\n
novabile.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensa-
\n
ti dall\u2019incremento delle partecipazioni in altre imprese
\n
dovuto principalmente:
\n
\u2022 alla rilevazione della quota di partecipazione del 10%
\n

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

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

\n

\n\n

\n

\n
in Duereti, per un valore pari a 137 milioni di euro,
\n
a seguito della cessione, tramite la controllata e-di-
\n
stribuzione, del 90% della quota di partecipazione
\n
nella societ\u00e0 ad A2A;
\n
\u2022 alla rivalutazione della partecipazione detenuta da
\n
Enel X International in Zacapa Topco S\u00e0rl per un im-
\n
porto di 90 milioni di euro.
\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre
\n
imprese valutate al fair value\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024Quota %al 31.12.2023Quota %2024-2023
Zacapa Topco S\u00e0rl37719,5%28719,5%90
Duereti13710,0%--137
European Energy Exchange AG422,4%222,4%20
Hubject GmbH812,5%1112,5%(3)
Empresa Propietaria de la Red SA911,1%811,1%1
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA53,0%35,6%2
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA53,4%26,2%3
Altre1213(1)
Totale595346249
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
27.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto \u2013
\n
Euro 2.676 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Titoli 575505 7013,9%
Crediti finanziari diversi2.1013.332(1.231)-36,9%
Totale2.6763.837 (1.161)-30,3%
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
I titoli sono valutati prevalentemente al FVOCI e rap-
\n
presentano essenzialmente gli strumenti finanziari nei
\n
quali Enel Reinsurance investe parte della sua liquidit\u00e0.
\n
Il decremento dei \u201cCrediti finanziari diversi\u201d \u00e8 ricondu-
\n
cibile principalmente alla riduzione dei crediti finanzia-
\n
ri a medio e lungo termine (per 1.278 milioni di euro),
\n
dovuta essenzialmente:
\n
\u2022 alla riclassifica dei crediti finanziari di Enel Produ-
\n
zione verso Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (per 289 milioni
\n
di euro) e di Enel Finance International verso SPH
\n
(per 769 milioni di euro) alla voce \u201cQuota corren-
\n
te dei crediti finanziari a lungo termine\u201d in seguito
\n
all\u2019accordo stipulato tra Enel Produzione ed EPH
\n
che disciplina l\u2019esercizio da parte di quest\u2019ultima
\n
della early call option sulla partecipazione residua
\n
in SPH, detenuta da Enel Produzione, e prevede che
\n
siano rimborsati, al pi\u00f9 tardi al momento del closing
\n
dell\u2019operazione, previsto nella prima met\u00e0 del 2025, i
\n
finanziamenti erogati dalle societ\u00e0 del Gruppo a fa-
\n
vore di Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne e gli interessi maturati
\n
e non ancora pagati alla data di effettivo rimborso;
\n
\u2022 all\u2019adeguamento contabile a zero del credito finan-
\n
ziario di Enel Produzione verso EPH relativo alla ces-
\n
sione della prima tranche del capitale sociale di SPH
\n
a favore EPH nel 2016 (pari a 39 milioni di euro al 31
\n
dicembre 2023), in quanto il corrispettivo per la ces-
\n
sione del 100% della partecipazione, fissato dall\u2019ac-
\n
cordo con EPH di cui sopra, pari a 150 milioni di euro,
\n
\u00e8 stato gi\u00e0 incassato.
\n
Tale effetto \u00e8 stato parzialmente compensato dall\u2019in-
\n
cremento dei crediti finanziari per deficit del sistema
\n
elettrico spagnolo (per 105 milioni di euro).
\n

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

\n
28. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti \u2013 Euro 4.854 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse 4.6684.14852012,5%
nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 28.1)
Altre18618152,8%
Totale4.8544.32952512,1%
\n\n
\n
L\u2019incremento delle \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie cor-
\n
renti\u201d si riferisce essenzialmente all\u2019aumento della
\n
voce \u201cAttivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019inde-
\n
bitamento finanziario netto\u201d, come dettagliato nella
\n
successiva nota 28.1; la voce \u201cAltre\u201d accoglie preva-
\n
lentemente i ratei finanziari attivi e le quote correnti
\n
dei crediti finanziari JDA e degli accordi per servizi
\n
in concessione.
\n
28.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto
\n
\u2013 Euro 4.668 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine2. 1741.0071.167-
Titoli 138815770,4%
Cash collateral e altri crediti finanziari per operativit\u00e0 su derivati1.9822.899(917)-31,6%
Altre374161213-
Totale4.6684.14852012,5%
\n\n
\n
La variazione della voce \u00e8 principalmente riconducibile
\n
all\u2019incremento della quota corrente dei crediti finan-
\n
ziari a lungo termine (per 1.167 milioni di euro) ascrivi-
\n
bile prevalentemente alla riclassifica dei crediti finan-
\n
ziari di Enel Produzione verso Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
(per 289 milioni di euro) e di Enel Finance International
\n
verso SPH (per 769 milioni di euro) in seguito all\u2019accor-
\n
do stipulato tra Enel Produzione ed EPH commentato
\n
precedentemente nella nota 27.1.
\n
Tale effetto \u00e8 stato parzialmente compensato dai mi-
\n
nori cash collateral versati alle controparti per l\u2019opera-
\n
tivit\u00e0 su contratti derivati.
\n

\n\n\n\n\n

\n

\n
46.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di cia-
\n
scuna categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste
\n
dall\u2019IFRS 9, distinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e
\n
non correnti, esponendo separatamente i derivati di
\n
copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato46.1.15.1005.70927. 32 128.495
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI46.1.21.15988213881
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
a Conto economico
Derivati attivi al FVTPL 46.1.31262062.7934.443
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL46.1.34.0364.341200219
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato 4.1624.5472.9934.662
a Conto economico
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
Derivati di fair value hedge 46.1.410311318-
Derivati di cash flow hedge 46.1.41 .7742.0647011.964
Totale derivati attivi designati come strumenti 1.8772.1777191.964
di copertura
TOTALE12.29813.31531.17135.202
\n\n\n\n\n\n
\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 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair va-
\n
lue, si prega di far riferimento alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n\n
46.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie va-
\n
lutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
\n
attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

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

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

\n\n

\n

\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti--338.0226.772
Crediti commerciali322.3331.7263213.60816.047
Quota corrente di crediti finanziari --28.12 . 1741.007
a lungo termine
Cash collateral --28.11.9822.899
Altri crediti finanziari27. 12.1013.33228.120330
\n\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi 27262310281214
in concessione al costo ammortizzato
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 4043411.3201.726
ammortizzato
Totale5.1005.70927. 32 128.495
\n\n\n
\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
ammontano a 32.421 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2024 (34.204 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e
\n
sono rilevate al netto del fondo perdite attese, pari a
\n
4.152 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (4.098 milio-
\n
ni di euro alla fine dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie
\n
di attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e
\n
sottoposte a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti sia-
\n
no state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9,
\n
la perdita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calco-
\n
lata utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita
\n
in caso di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso
\n
di default (EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanzia-
\n
ri dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi
\n
(comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il
\n
tasso di interesse effettivo originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi
\n
approcci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie di-
\n
verse da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing. Tale me-
\n
todo si applica verificando se vi \u00e8 stato un incremen-
\n
to significativo del rischio di credito rispetto all\u2019iscri-
\n
zione iniziale, mediante confronto tra la probabilit\u00e0
\n
di default all\u2019origination e la probabilit\u00e0 di default alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo
\n
perdite attese, calcolato in base alle perdite attese
\n
previste per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o
\n
lungo tutta la vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201csta-
\n
ging\u201d):
\n
\u2022 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che
\n
non hanno sub\u00edto un incremento significativo
\n
del rischio di credito rispetto alla rilevazione
\n
iniziale;
\n
\u2022 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito o che risultano deteriorate (ovvero, in
\n
default sulla base di informazioni relative allo sca-
\n
duto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing con o senza componente finanziaria signi-
\n
ficativa, in base alla ECL Lifetime senza tracciare le
\n
variazioni del rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata
\n
considerando informazioni qualitative e quantitative al
\n
fine di riflettere eventi e scenari macroeconomici futu-
\n
ri che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o
\n
dello strumento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle in-
\n
formazioni disponibili sul rischio di credito, la verifica
\n
dell\u2019incremento significativo del rischio di credito pu\u00f2
\n
essere effettuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmen-
\n
te significativi e per tutti i crediti che sono verificati
\n
singolarmente ai fini dell\u2019impairment in base a infor-
\n
mazioni ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazio-
\n
ni ragionevoli e supportabili per verificare le perdi-
\n
te attese su base individuale richiederebbe costi o
\n
sforzi eccessivi.
\n

\n

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

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

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

\n\n

\n\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recu-
\n
perare un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzial-
\n
mente, si proceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo va-
\n
lore contabile lordo. L\u2019eliminazione contabile (ovvero,
\n
write-off) costituisce un evento di derecognition (per
\n

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

\n\n
esempio, estinzione, trasferimento o scadenza del
\n
diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La tabella che
\n
segue indica le perdite attese rilevate per le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie valutate al costo ammortizzato in base all\u2019ap-
\n
proccio generale e semplificato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Importo Fondo perdite Importo Fondo perdite
Milioni di eurolordoatteseTotalelordoatteseTotale
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti8.022-8.0226.772-6.772
Crediti commerciali19.7043.76315.94121.5483.77517.7 7 3
Crediti finanziari6.7763166.4607.5793117. 2 68
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 2.071731.9982.403122.391
ammortizzato
Totale36.5734.15232.42138.3024.09834.204
\n\n\n\n\n\n
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clien-
\n
ti basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indi-
\n
viduale (per esempio, pubbliche amministrazioni, autori-
\n
t\u00e0, controparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e
\n
grandi societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per esempio, clienti al
\n
dettaglio). In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 otte-
\n
nuta prevalentemente da provider esterni. Diversamen-
\n
te, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti com-
\n
merciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto,
\n
considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio
\n
locale, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti,
\n
anche in termini di tassi di default e recupero (com-
\n
prese le aspettative di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di
\n
default basata su uno scaduto di 180 giorni e pertan-
\n
to, oltre tale termine, si presume che i crediti com-
\n
merciali siano deteriorati (ovvero, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli spe-
\n
cifici mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti pre-
\n
sentano sostanzialmente le stesse caratteristiche di
\n
rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie
\n
contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su
\n
base collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti, il Gruppo considera le seguenti as-
\n
sunzioni riguardo ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 cal-
\n
colata per cluster e considerando dati storici di al-
\n
meno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun
\n
cluster, attualizzata in base al tasso di interesse ef-
\n
fettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di
\n
riferimento del bilancio al netto dei depositi di cas-
\n
sa, comprese le fatture emesse ma non scadute e le
\n
fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fon-
\n
do perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019ap-
\n
proccio generale).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese 12 mesiFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202329219
Accantonamenti-36
Utilizzi-11
Rilasci a Conto economico(32)(6)
Altre variazioni459
Saldo di chiusura al 31.12.202342269
Saldo di apertura al 01.01.202442269
Accantonamenti-87
Utilizzi-(22)
Rilasci a Conto economico(9)(6)
Altre variazioni86(131)
Saldo di chiusura al 31.12.2024119197
\n\n\n\n\n\n
\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 tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Saldo di apertura al 01.01.20233.783
Accantonamenti1.384
Utilizzi(1.136)
Rilasci a Conto economico(210)
Altre variazioni(46)
Saldo di chiusura al 31.12.20233.775
Saldo di apertura al 01.01.20243.775
Accantonamenti1.337
Utilizzi(937)
Rilasci a Conto economico(244)
Altre variazioni(168)
Saldo di chiusura al 31.12.20243.763
\n\n\n\n\n\n
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202356
Accantonamenti149
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(1)
Altre variazioni(192)
Saldo di chiusura al 31.12.202312
Saldo di apertura al 01.01.202412
Accantonamenti227
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(4)
Altre variazioni(162)
Saldo di chiusura al 31.12.202473
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Si precisa che nella nota 47 \u201cRisk management\u201d
\n
sono fornite informazioni aggiuntive relativamen-
\n
te all\u2019esposizione al rischio di credito e alle perdite
\n
attese.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a
\n
patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value a patrimonio netto (FVOCI) per natura, sud-
\n
divise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Partecipazioni altre imprese al FVOCI27587338--
Titoli FVOCI2 7. 157250528.113881
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate -39--
al FVOCI
Totale1.15988213881
\n\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n

\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.2024338-
Acquisizioni--
Vendite--
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto109-
Altre variazioni140-
Saldo di chiusura al 31.12.2024587-
\n\n\n\n\n
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.202450581
Acquisizioni27111
Vendite(66)(61)
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto171
Riclassifiche(155)155
Altre variazioni-(49)
Saldo di chiusura al 31.12.2024572138
\n\n\n\n\n
\n

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

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

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

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

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

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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.1.4 Derivati attivi designati come strumenti
\n
di copertura
\n
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far ri-
\n
ferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1002": { "value": "\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 altre imprese valutate al fair value59534624972,0%
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensa-
\n
ti dall\u2019incremento delle partecipazioni in altre imprese
\n
dovuto principalmente:
\n
\u2022 alla rilevazione della quota di partecipazione del 10%
\n

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

\n

\n
in Duereti, per un valore pari a 137 milioni di euro,
\n
a seguito della cessione, tramite la controllata e-di-
\n
stribuzione, del 90% della quota di partecipazione
\n
nella societ\u00e0 ad A2A;
\n
\u2022 alla rivalutazione della partecipazione detenuta da
\n
Enel X International in Zacapa Topco S\u00e0rl per un im-
\n
porto di 90 milioni di euro.
\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre
\n
imprese valutate al fair value\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024Quota %al 31.12.2023Quota %2024-2023
Zacapa Topco S\u00e0rl37719,5%28719,5%90
Duereti13710,0%--137
European Energy Exchange AG422,4%222,4%20
Hubject GmbH812,5%1112,5%(3)
Empresa Propietaria de la Red SA911,1%811,1%1
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA53,0%35,6%2
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA53,4%26,2%3
Altre1213(1)
Totale595346249
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag849": { "value": "\n

\n\n
\n

\n

\n
29. Altre attivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 1.937 milioni
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato3913316018,1%
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 72423071,4%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari >12 mesi1.1141.487(373)-25,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 282306(24)-7,8%
mesi
Altri crediti7883(5)-6,0%
Totale1.9372.249(312)-13,9%
\n\n
\n
\n\n

\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-
\n
tano di 60 milioni di euro rispetto al precedente eserci-
\n
zio, relativamente all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione in Spagna.
\n

\n
La voce \u201cCrediti tributari >12 mesi\u201d si decrementa per
\n
373 milioni di euro, principalmente per l\u2019effetto cambi
\n
in America Latina (158 milioni di euro), per la riduzione
\n
dei crediti in Italia (116 milioni di euro), prevalentemen-
\n
te relativi all\u2019\u201cEcosismabonus\u201d, e per 94 milioni di euro
\n
in Cile, principalmente per una riclassifica dovuta alla
\n
recuperabilit\u00e0 a breve termine di crediti di imposta.
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag850": { "value": "\n
\n

\n

\n
29. Altre attivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 1.937 milioni
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato3913316018,1%
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 72423071,4%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari >12 mesi1.1141.487(373)-25,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 282306(24)-7,8%
mesi
Altri crediti7883(5)-6,0%
Totale1.9372.249(312)-13,9%
\n\n
\n
\n\n

\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-
\n
tano di 60 milioni di euro rispetto al precedente eserci-
\n
zio, relativamente all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione in Spagna.
\n

\n
La voce \u201cCrediti tributari >12 mesi\u201d si decrementa per
\n
373 milioni di euro, principalmente per l\u2019effetto cambi
\n
in America Latina (158 milioni di euro), per la riduzione
\n
dei crediti in Italia (116 milioni di euro), prevalentemen-
\n
te relativi all\u2019\u201cEcosismabonus\u201d, e per 94 milioni di euro
\n
in Cile, principalmente per una riclassifica dovuta alla
\n
recuperabilit\u00e0 a breve termine di crediti di imposta.
\n

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

\n

\n

\n
30. Altre attivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 3.891 milioni
\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato9041.161(257)-22,1%
Anticipi a fornitori3563114514,5%
Crediti verso il personale2228(6)-21,4%
Contributi non monetari da ricevere per 1024(14)-58,3%
certificati ambientali(1)
Crediti verso altri1.0561.068(12)-1,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari diversi1.2721.311 (39)-3,0%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ratei e risconti attivi correnti2711967538,3%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale3.8914.099(208)-5,1%
\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi non monetari da ricevere per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n
\n\n
\n\n

\n
Le altre attivit\u00e0 correnti si riducono principalmente per
\n
la diminuzione dei \u201cCrediti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d. Tale riduzione \u00e8 riconducibile soprattutto all\u2019I-
\n
talia a seguito dei minori crediti verso la Cassa per i Ser-
\n
vizi Energetici e Ambientali (CSEA) vantati principalmente
\n
da e-distribuzione e da Servizio Elettrico Nazionale.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag851": { "value": "\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato3913316018,1%
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 72423071,4%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari >12 mesi1.1141.487(373)-25,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 282306(24)-7,8%
mesi
Altri crediti7883(5)-6,0%
Totale1.9372.249(312)-13,9%
\n\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato9041.161(257)-22,1%
Anticipi a fornitori3563114514,5%
Crediti verso il personale2228(6)-21,4%
Contributi non monetari da ricevere per 1024(14)-58,3%
certificati ambientali(1)
Crediti verso altri1.0561.068(12)-1,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari diversi1.2721.311 (39)-3,0%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ratei e risconti attivi correnti2711967538,3%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale3.8914.099(208)-5,1%
\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi non monetari da ricevere per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfPrepaymentsAndOtherAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag852": { "value": "\n

\n\n
\n

\n

\n

\n
30. Altre attivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 3.891 milioni
\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato9041.161(257)-22,1%
Anticipi a fornitori3563114514,5%
Crediti verso il personale2228(6)-21,4%
Contributi non monetari da ricevere per 1024(14)-58,3%
certificati ambientali(1)
Crediti verso altri1.0561.068(12)-1,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari diversi1.2721.311 (39)-3,0%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ratei e risconti attivi correnti2711967538,3%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale3.8914.099(208)-5,1%
\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi non monetari da ricevere per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n
\n\n
\n\n

\n
Le altre attivit\u00e0 correnti si riducono principalmente per
\n
la diminuzione dei \u201cCrediti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d. Tale riduzione \u00e8 riconducibile soprattutto all\u2019I-
\n
talia a seguito dei minori crediti verso la Cassa per i Ser-
\n
vizi Energetici e Ambientali (CSEA) vantati principalmente
\n
da e-distribuzione e da Servizio Elettrico Nazionale.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag856": { "value": "\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Crediti verso operatori istituzionali di mercato9041.161(257)-22,1%
Anticipi a fornitori3563114514,5%
Crediti verso il personale2228(6)-21,4%
Contributi non monetari da ricevere per 1024(14)-58,3%
certificati ambientali(1)
Crediti verso altri1.0561.068(12)-1,1%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Crediti tributari diversi1.2721.311 (39)-3,0%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ratei e risconti attivi correnti2711967538,3%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale3.8914.099(208)-5,1%
\n\n
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi non monetari da ricevere per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 56 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n
\n\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Debiti tributari diversi1.2891.03425524,7%
\n\n
\n

\n\n\n\n
\u2022 all\u2019incremento dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovu-
\n
to principalmente alla Spagna per l\u2019incremento dei
\n
debiti inerenti alle tasse sulla produzione di energia
\n
nonch\u00e9 ai debiti per l\u2019imposta sul valore aggiunto
\n
dell\u2019Italia;
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTaxReceivablesAndPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag854": { "value": "\n
31. Rimanenze \u2013 Euro 3.643 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Materie prime, sussidiarie e di consumo:
- combustibili1.3351.598(263)-16,5%
- materiali, apparecchi e altre giacenze2.0132.000130,7%
Totale3.3483.598(250)-6,9%
Certificati ambientali:
- CO2 emissioni inquinanti57514(457)-88,9%
- garanzie di origine72393384,6%
- certificati di efficienza energetica4-4-
- altri certificati ambientali66--
Totale139559(420)-75, 1%
Immobili destinati alla vendita4345(2)-4,4%
Acconti 113882528,4%
TOTALE3.6434.290(647)-15,1%
\n\n
\n
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consu-
\n
mo sono costituite da materiali e apparecchi destinati
\n
alle attivit\u00e0 di funzionamento, manutenzione e costru-
\n
zione di impianti di generazione e reti di distribuzio-
\n
ne nonch\u00e9 dalle giacenze di combustibili destinati a
\n
soddisfare le esigenze delle societ\u00e0 di generazione e
\n
l\u2019attivit\u00e0 di trading.
\n
Nel corso dell\u2019esercizio il decremento complessivo
\n
delle rimanenze, pari a 647 milioni di euro, \u00e8 da ricon-
\n
durre principalmente alle minori giacenze di combu-
\n
stibili registrate in Italia e alla riduzione dei certificati
\n
ambientali per quote dei diritti di emissione di CO
\n
2
\n
re-
\n
gistrata in Italia utilizzate principalmente per gli oneri
\n
di compliance di competenza del periodo.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInventoriesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag857": { "value": "\n
32. Crediti commerciali \u2013 Euro 15.941 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Clienti:
- vendita e trasporto di energia elettrica10.26311.133(870)-7,8 %
- distribuzione e vendita di gas 1.4912.811(1.320)-47,0%
- altre attivit\u00e04.0083.6463629,9%
Totale crediti verso clienti15.76217.590(1.828)-10,4%
Crediti commerciali verso societ\u00e0 collegate e a 179183(4)-2,2%
controllo congiunto
TOTALE15.94117.7 73(1.832)-10,3%
\n\n\n
\n
I crediti verso clienti sono iscritti al netto del relativo
\n
fondo svalutazione, che a fine esercizio \u00e8 pari a 3.763
\n
milioni di euro, a fronte di un saldo di 3.775 milioni di
\n
euro registrato alla fine del periodo precedente.
\n
Nello specifico il decremento dell\u2019esercizio, comples-
\n
sivamente pari a 1.832 milioni di euro, \u00e8 imputabile ai
\n
minori crediti per la vendita e il trasporto dell\u2019energia
\n
elettrica e ai minori crediti per vendita e trasporto
\n
del gas rilevati nel corso dell\u2019esercizio. La variazione
\n
\u00e8 principalmente registrata in Italia (1.424 milioni di
\n
euro), in Spagna (576 milioni di euro) e in Brasile (348
\n
milioni di euro), parzialmente compensata dagli incre-
\n
menti registrati in Cile (204 milioni di euro) e Argentina
\n
(169 milioni di euro).
\n
Per maggiori dettagli sui crediti commerciali si riman-
\n
da alla nota 46 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag858": { "value": "\n
33. Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti \u2013 Euro 8.051 milioni
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide, dettagliate nella tabella suc-
\n
cessiva, sono aumentate complessivamente per 1.250
\n
milioni di euro principalmente in Cile e in Italia e par-
\n
zialmente compensate dal decremento registrato in
\n
Spagna.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Depositi bancari e postali4.7624.664982,1%
Denaro e valori in cassa33231043,5%
Altri investimenti di liquidit\u00e03.2562.1141.14254,0%
Totale8.0516.8011.25018,4%
\n\n\n
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashAndCashEquivalentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag859": { "value": "\n
34. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute
\n
per la vendita \u2013 Euro 415 milioni ed euro 150 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita nell\u2019esercizio 2024 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Dismissioni
Riclassifica Riclassifica e variaz.
al ad attivit\u00e0 da attivit\u00e0 perimetro di (Impairment)/Diff.Altri al
Milioni di euro31.12.2023correnti e noncorrenti e nonconsolid.RipristinicambiInvestimentimovimenti31.12.2024
Immobili, impianti e 3.708(694)599(3.462)(60)-189(50)230
macchinari
Investimenti immobiliari --37-----37
Attivit\u00e0 immateriali715(6)8(695)-(7)-(8)7
Avviamento572-40(543)(40)(4)--25
Attivit\u00e0 per imposte 196(44)13(158)---(7)-
anticipate
Partecipazioni valutate 1-59(11)-1--50
con il metodo del
patrimonio netto
Crediti finanziari non--8(7)----1
correnti e titoli
Altre attivit\u00e0 non correnti35-1(31)-1-17
Rimanenze127(47)10(121)(1)--4715
Crediti commerciali210(2)7(255)(1)(1)-508
Crediti per imposte sul 39(8)1(66)-1-429
reddito
Crediti finanziari correnti 1(1)7(1)---17
e titoli
Altre attivit\u00e0 correnti54(10)2(25)---(8)13
Disponibilit\u00e0 liquide e 261(38)7(119)-2-(107)6
mezzi equivalenti
Totale 5.919(850)799(5.494)(102)(7)189(39)415
\n\n\n
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2024 nel seguente modo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Riclassifica Riclassifica Dismissioni
a passivit\u00e0 da passivit\u00e0 e variaz.
al correnti e correnti e perimetro di Diff. Altri al
Milioni di euro31.12.2023nonnonconsolid.cambimovimenti31.12.2024
Finanziamenti a lungo termine 730(215)19(469)2(58)9
TFR e altri benef\u00edci definiti relativi al 5-1(6)---
personale
Fondi rischi e oneri quota non corrente 36(10)7(31)147
Passivit\u00e0 per imposte differite 505-2(492)-1328
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i --2(2)---
clienti non correnti
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti 10(6)---(4)-
Altre passivit\u00e0 non correnti54(34)4(20)-(4)-
Finanziamenti a breve termine276--(349)213463
Quote correnti dei finanziamenti a lungo 145-4(143)(2)(1)3
termine
Fondi rischi e oneri quota corrente 9-4(14)(1)2-
Debiti commerciali337(57)8(171)(1)(104)12
Debiti per imposte sul reddito56--(72)1227
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti9(1)-(10)-2-
Altre passivit\u00e0 correnti144(9)50(162)(1)(1)21
Totale 2.316(332)101(1.941)15150
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n
La voce in esame include sostanzialmente le attivi-
\n
t\u00e0 valutate sulla base del minore tra il costo, inteso
\n
come valore netto contabile, e il presumibile valore
\n
di realizzo, che in ragione delle decisioni assunte dal
\n
management rispondono ai requisiti previsti dall\u2019\u201cI-
\n
FRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la loro classificazione
\n
in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 possedute per la vendita e le relati-
\n
ve passivit\u00e0 associate al 31 dicembre 2024 ammonta-
\n
no rispettivamente a 415 milioni di euro e 150 milioni di
\n
euro e fanno riferimento principalmente:
\n
\u2022 India: \u00e8 stato siglato il contratto di vendita della so-
\n
ciet\u00e0 Enel Green Power India che detiene una ca-
\n
pacit\u00e0 installata netta di circa 640 MW costituita da
\n
progetti solari ed eolici, con una pipeline di progetti
\n
di circa 2,5 GW in vari stati del Paese;
\n
\u2022 Spagna: si fa riferimento a un terreno adiacente
\n
all\u2019ex sede di Gas y Electricidad Generaci\u00f3n SAU,
\n
situato a Palma di Maiorca, per il quale in data 30
\n
dicembre 2024 Edistribuci\u00f3n Redes Digitales SLU ha
\n
siglato l\u2019accordo di vendita;
\n
\u2022 Colombia: si fa riferimento al parco eolico in costru-
\n
zione di Windpeshi che, sulla base delle negoziazioni
\n
in essere, soddisfa i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5;
\n
\u2022 Per\u00f9: si tratta della societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Piura.
\n
Si precisa che anche la societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne,
\n
soddisfacendo i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5 sulla base
\n
all\u2019accordo stipulato tra Enel Produzione SpA ed EPH
\n
relativo all\u2019esercizio della early call option da parte di
\n
quest\u2019ultima, \u00e8 stata riclassificata tra le attivit\u00e0 dispo-
\n
nibili per la vendita; in seguito, alla riclassifica la parte-
\n
cipazione \u00e8 stata completamente svalutata.
\n
Nel corso del 2024 sono state realizzate alcune ces-
\n
sioni di societ\u00e0 precedentemente classificate come
\n
disponibili per la vendita; in particolare:
\n
\u2022 nel corso del primo semestre 2024 si \u00e8 perfezionata
\n
la cessione, negli Stati Uniti, delle attivit\u00e0 riferite a un
\n
portafoglio di asset rinnovabili da circa 150 MW di
\n
impianti geotermici e solari in esercizio;
\n
\u2022 nel corso del primo semestre 2024 si \u00e8 perfezionata
\n
la cessione, in Per\u00f9, della totalit\u00e0 delle partecipazioni
\n
detenute nelle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa SAA e
\n
Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz SAC che possede-
\n
vano gli asset di generazione elettrica; e la cessio-
\n
ne, sempre in Per\u00f9, della totalit\u00e0 delle partecipazioni
\n
detenute nella societ\u00e0 Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA e
\n
nella societ\u00e0 Enel X Per\u00fa SAC che svolgevano attivit\u00e0
\n
di distribuzione e fornitura di energia elettrica e di
\n
servizi energetici avanzati.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti eco-
\n
nomici delle operazioni di cessione sopra riportate si
\n
rimanda al paragrafo \u201cPrincipali acquisizioni e cessioni
\n
dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Si precisa, inoltre, che a partire da giugno 2024 le at-
\n
tivit\u00e0 nette relative a 3SUN non sono pi\u00f9 classificate
\n
come possedute per la vendita e sono state riclas-
\n
sificate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 \u201cheld-for-use\u201d, in
\n
quanto, non ricorrendo pi\u00f9 le condizioni che aveva-
\n
no determinato la precedente classificazione ai sensi
\n
dell\u2019IFRS 5, il management non ha pi\u00f9 considerato la
\n
cessione altamente probabile.
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag861": { "value": "\n

\n

\n

\n
35. Patrimonio netto totale \u2013 Euro 49.171 milioni
\n
35.1 Patrimonio netto del Gruppo \u2013 Euro 33.731 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Capitale sociale10.16710.167-
Riserva azioni proprie(78)(59)(19)
Altre riserve5.6516.551(900)
Riserva da sovrapprezzo azioni7.49 67.49 6-
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue7. 14 56.553592
Riserva legale2.0342.034-
Altre riserve2.3632.34122
Riserva conversione bilanci in valuta estera(6.352)(5.289)(1.063)
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge (2.228)(1.393)(835)
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging182(38)220
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI13210122
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto(404)(375)(29)
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti(1.092)(1.185)93
Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo (2.405)(2.390)(15)
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest(1.220)(1.213)(7)
Utili e perdite accumulati17.99115.0962.895
Patrimonio netto del Gruppo33.73131.7551.976
\n\n
\n\n
Capitale sociale \u2013 Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2024 il capitale sociale di Enel SpA,
\n
interamente sottoscritto e versato, risulta pari a
\n
10.166.679.946 euro, rappresentato da altrettante
\n
azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascu-
\n
na. L\u2019indicato importo del capitale di Enel SpA risulta
\n
quindi invariato rispetto a quello registrato al 31 di-
\n
cembre 2023.
\n
Al 31 dicembre 2024, in base alle risultanze del libro
\n
dei Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla
\n
CONSOB e pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120
\n
del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, non-
\n
ch\u00e9 delle altre informazioni a disposizione, gli azionisti
\n
in possesso di una partecipazione superiore al 3% del
\n
capitale della Societ\u00e0 risultavano il Ministero dell\u2019Eco-
\n
nomia e delle Finanze (con il 23,585% del capitale so-
\n
ciale) e BlackRock Inc. (con il 5,023% del capitale socia-
\n
le, posseduto a titolo di gestione del risparmio).
\n

\n\n\n\n\n
Riserva azioni proprie \u2013 Euro (78) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2024, le azioni proprie
\n
sono rappresentate da n. 12.079.670 azioni ordi-
\n
narie di Enel SpA del valore nominale di 1 euro (n.
\n
9.262.330 al 31 dicembre 2023), acquistate tramite
\n
un intermediario abilitato per un valore complessivo
\n
di 78 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n
Altre riserve \u2013 Euro 5.651 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni \u2013 Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431
\n
del codice civile accoglie, nel caso di emissione di
\n
azioni sopra la pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emis-
\n
sione delle azioni rispetto al loro valore nominale, ivi
\n
comprese quelle derivate dalla conversione di obbli-
\n
gazioni. Tale riserva, che ha natura di riserva di capi-
\n
tale, non pu\u00f2 essere distribuita fino a che la riserva
\n
legale non abbia raggiunto il limite stabilito dall\u2019art.
\n
2430 del codice civile.
\n
Riserva per strumenti di capitale \u2013 obbligazioni ibride
\n
perpetue \u2013 Euro 7.145 milioni
\n
Tale riserva accoglie il valore nominale, al netto dei co-
\n
sti di transazione, dei prestiti obbligazionari non con-
\n
vertibili subordinati ibridi perpetui denominati in euro
\n
destinati a investitori istituzionali.
\n
La variazione della riserva per 592 milioni di euro \u00e8
\n
conseguente all\u2019emissione di un nuovo prestito per
\n
circa 889 milioni di euro, al netto di costi di transazio-
\n
ne, in parte compensata dal riacquisto e successiva
\n
cancellazione di precedenti prestiti obbligazionari per
\n
circa 297 milioni di euro, inclusi costi di transazione.
\n
Nel corso del 2024 il Gruppo ha pagato coupon a titolari
\n
di obbligazioni ibride perpetue per 246 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Riserva legale \u2013 Euro 2.034 milioni
\n
La riserva legale rappresenta la parte di utili che se-
\n
condo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del codice civile
\n
non pu\u00f2 essere distribuita a titolo di dividendo.
\n
Altre riserve \u2013 Euro 2.363 milioni
\n
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota resi-
\n
dua delle rettifiche di valore effettuate in sede di tra-
\n
sformazione di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per
\n
azioni.
\n
In caso di distribuzione i relativi ammontari non co-
\n
stituiscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019art. 47
\n
del TUIR.
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera
\n
\u2013 Euro (6.352) milioni
\n
La variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 1.063
\n
milioni di euro, \u00e8 dovuta principalmente al deprez-
\n
zamento netto delle valute funzionali utilizzate dalle
\n
controllate estere, soprattutto in America Latina, ri-
\n
spetto all\u2019euro (valuta di presentazione della Capo-
\n
gruppo) e alla variazione di perimetro conseguente
\n
alla cessione delle societ\u00e0 di generazione e distribu-
\n
zione in Per\u00f9.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash
\n
flow hedge \u2013 Euro (2.228) milioni
\n
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a pa-
\n
trimonio netto per effetto di valutazioni su derivati
\n
di copertura (cash flow hedge). La variazione dell\u2019e-
\n
sercizio \u00e8 riconducibile principalmente al rilascio da
\n
parte di Enel Finance International delle riserve al fine
\n
di mitigare l\u2019impatto a Conto economico dell\u2019adegua-
\n
mento al cambio di fine periodo dei finanziamenti
\n
in valuta.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi
\n
di hedging \u2013 Euro 182 milioni
\n
Tali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la
\n
variazione di fair value dei currency basis point e dei
\n
punti forward. La variazione dell\u2019esercizio \u00e8 ricon-
\n
ducibile principalmente all\u2019incremento del fair value
\n
dei derivati di copertura su cambio di Enel Finance
\n
International.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI
\n
\u2013 Euro 132 milioni
\n
Includono gli oneri netti non realizzati relativi a valu-
\n
tazioni al fair value di attivit\u00e0 finanziarie. La variazione
\n
dell\u2019esercizio \u00e8 relativa principalmente alla rivalutazio-
\n
ne della partecipazione detenuta da Enel X Internatio-
\n
nal in Zacapa Topco S\u00e0rl.
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (404) milioni
\n
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo
\n
da rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile
\n
alle societ\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio net-
\n
to. La variazione del 2024 \u00e8 da attribuire prevalente-
\n
mente alla variazione della riserva da valutazione stru-
\n
menti di cash flow hedge in Australia.
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani
\n
a benef\u00edci definiti \u2013 Euro (1.092) milioni
\n
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite
\n
attuariali in contropartita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai
\n
dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
\n
Riserva per cessioni di quote azionarie senza perdita
\n
di controllo \u2013 Euro (2.405) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pub-
\n
blica di Vendita delle azioni di Enel Green Power, al
\n
netto degli oneri connessi a tale cessione e del rela-
\n
tivo effetto fiscale;
\n
\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per effetto
\n
dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel
\n
Am\u00e9ricas ed Enel Chile);
\n
\u2022 la minusvalenza, al netto degli oneri connessi a tale
\n
cessione e del relativo effetto fiscale, registrata per
\n
effetto della vendita del 21,92% di Endesa attraverso
\n
Offerta Pubblica di Vendita;
\n
\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Gre-
\n
en Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022 gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas;
\n
\u2022 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
\u2022 gli effetti della cessione del 49% di Enel Libra Flexsys
\n
Srl, societ\u00e0 operante nello stoccaggio di energia a
\n
batteria (Battery Energy Storage Systems, BESS) e
\n
proprietaria di taluni impianti a gas a ciclo aperto
\n
(Open Cycle Gas Turbines, OCGT);
\n
\u2022 gli effetti della cessione da parte di Endesa del
\n
49,99% della partecipazione detenuta in Enel Green
\n
Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest
\n
\u2013 Euro (1.220) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei
\n
prezzi di acquisizione rispetto ai patrimoni netti con-
\n
tabili acquisiti a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulte-
\n
riori interessenze in imprese gi\u00e0 controllate in Ame-
\n
rica Latina.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n
Utili e perdite accumulati \u2013 Euro 17.991 milioni
\n
Tale riserva accoglie gli utili di esercizi precedenti non
\n
distribuiti n\u00e9 accantonati in altre riserve.
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la mo-
\n
vimentazione degli utili e delle perdite rilevati negli
\n
Other Comprehensive Income, comprensiva delle
\n
quote di terzi con evidenza per singola voce del rela-
\n
tivo effetto fiscale.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2023Variazionial 31.12.2024
Utili/(Perdite)
rilevati a
patrimonio Rilasciate
Di cui Di cui nettoa Conto Di cui Di cui Di cui Di cui
Milioni di euroTotaleGruppoterzinell\u2019esercizioeconomicoImposteTotaleGruppoterziTotaleGruppoterzi
Riserva (11.404)(5.839)(5.565)(1.853)--(1.853)(1.297)(556)(13.257)(7.136)(6.121)
conversione
bilanci in valuta
estera
Riserve da (1.945)(1.462)(483)(804)(33)209(628)(850)222(2.573)(2.312)(261)
valutazione
strumenti
finanziari di cash
flow hedge
Riserve da (62)(48)(14)296(1)(70)225226(1)163178(15)
valutazione
strumenti
finanziari costi
di hedging
Riserve da (22)(17)(5)18(2)(2)1414-(8)(3)(5)
valutazione
strumenti
finanziari FVOCI
Quota OCI (488)(504)16(41)-6(35)(35)-(523)(539)16
di societ\u00e0
collegate
valutate a equity
Riserve da (16)(16)-109--109108193921
valutazione di
partecipazioni in
altre imprese
Rimisurazione (1.625)(1.136)(489)177-(50)1279334(1.498)(1.043)(455)
delle passivit\u00e0/
(attivit\u00e0) nette
per piani a
benef\u00edci definiti
Totale utili/(15.562)(9.022)(6.540)(2.098)(36)93(2.041)(1 .741)(300)(17.603)(10.763)(6.840)
(perdite) iscritti
a patrimonio
netto
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n

\n
35.2 Dividendi
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ammontare
distribuito (milioni Dividendo per
di euro)azione (euro)
Dividendi distribuiti nel 2023
Dividendi relativi al 20224.0640,40
Acconto sul dividendo 2023(1)--
Dividendi straordinari--
Totale dividendi distribuiti nel 20234.0640,40
Dividendi distribuiti nel 2024
Dividendi relativi al 20234.3670,43
Acconto sul dividendo 2024(2)--
Dividendi straordinari--
Totale dividendi distribuiti nel 20244.3670,43
\n\n
\n
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 7 novembre 2023 e messo in pagamento a decorrere dal 24 gennaio 2024 (acconto dividendo
\n
per azione 0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 6 novembre 2024 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2025 (acconto dividendo
\n
per azione 0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote
\n
spettanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle
\n
rispettive \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto
\n
di rinuncia all\u2019incasso da parte della Societ\u00e0 e destina-
\n
te alla riserva denominata \u201cutili accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2024, pari a euro 0,47 per
\n
azione, per un ammontare complessivo di 4.778 mi-
\n
lioni di euro (di cui 0,215 euro per azione a titolo di
\n
acconto per complessivi 2.186 milioni di euro), verr\u00e0
\n
proposto all\u2019Assemblea degli azionisti del 22 maggio
\n
2025 riunita in unica convocazione.
\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della di-
\n
stribuzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2024, se
\n
non per il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul divi-
\n
dendo 2024, deliberato dal Consiglio di Amministrazio-
\n
ne del 6 novembre 2024 per un importo massimo po-
\n
tenziale di 2.186 milioni di euro, e messo in pagamento
\n
a decorrere dal 22 gennaio 2025 al netto della quota
\n
spettante alle n. 12.079.670 azioni proprie risultate in
\n
portafoglio alla \u201crecord date\u201d del 21 gennaio 2025.
\n
Nel corso dell\u2019esercizio sono stati pagati ai detentori
\n
di obbligazioni ibride perpetue coupon per un valore
\n
complessivo di 246 milioni di euro.
\n\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del
\n
capitale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 azien-
\n
dale, la creazione di valore per gli stakeholder e il
\n
supporto allo sviluppo del Gruppo. In particolare, il
\n
Gruppo persegue il mantenimento di un adeguato
\n
livello di capitalizzazione che permetta di realizzare
\n
un soddisfacente ritorno economico per gli azioni-
\n
sti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne di finan-
\n
ziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria strut-
\n
tura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa,
\n
qualora i cambiamenti delle condizioni economiche
\n
lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanzia-
\n
li agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso
\n
del 2024.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evolu-
\n
zione del livello di indebitamento in rapporto al patri-
\n
monio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2024 e
\n
2023 \u00e8 sintetizzata nella seguente tabella.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Posizione finanziaria non corrente60.06461.093(1.029)
Posizione finanziaria corrente netta(1.621)2.907(4.528)
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine(2.676)(3.837)1.161
Indebitamento finanziario netto55.76760.163(4.396)
Patrimonio netto di Gruppo33.73131.7551 .976
Interessenze di terzi15.44013.3542.086
Patrimonio netto49.17145.1094.062
Indice debt/equity1,131,33(0,20)
\n\n
\n
\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Il decremento del rapporto debt/equity che misura la
\n
leva finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incre-
\n
mento del patrimonio netto per effetto del risultato di
\n
esercizio e delle interessenze dei terzi a seguito delle
\n
cessioni senza perdita di controllo, in parte compen-
\n
sato dalla distribuzione dei dividendi, e alla riduzione
\n
dell\u2019indebitamento finanziario netto prevalentemente
\n
per l\u2019impatto delle cessioni di partecipazioni avvenute
\n
nel corso dell\u2019anno.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Si rinvia alla nota 45 per la composizione delle singole
\n
voci riportate in tabella.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
35.3 Interessenze di terzi -
\n
Euro 15.440 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Patrimonio netto di terziRisultato del periodo di terzi
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Italia1.092-10-
Iberia6.5175.470534192
America Latina7.5 877.665652666
Europa1--3
Nord America1241519(39)
Africa, Asia e Oceania1196887
Totale15.44013.3541.213829
\n\n
\n
La variazione delle interessenze di terzi \u00e8 legata princi-
\n
palmente alla cessione a Sosteneo Energy Transition 1
\n
del 49% di Enel Libra Flexsys Srl, alla cessione a Masdar
\n
del 49,99% di Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU e
\n
al risultato del periodo, in parte compensati dai divi-
\n
dendi distribuiti e dalla cessione delle societ\u00e0 di gene-
\n
razione e distribuzione in Per\u00f9.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanzia-
\n
ria richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con
\n
interessenze di terzi rilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivo
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Societ\u00e0 controllate
Enel Am\u00e9ricas 26.77127.5785.9548.45932.72536.037
Enel Chile10.85810.8101.9391.72212.79712.532
Endesa42.96443.7013.9304.03346.89447.73 4
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 Passivit\u00e0 Totale Patrimonio Patrimonio Patrimonio
non correnticorrentipassivonettonetto di Gruppo netto di terzi
Milioni alalalalalalalalalalalal
di euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0
controllate
Enel 9.29210.4665.6547.31414.94617.78 017.7 7918.25712.62712.9365.1525.321
Am\u00e9ricas
Enel Chile3.6373.7062.8432.7306.4806.4366.3176.0963.8813.7532.4362.343
Endesa15.81816.0187.6 8310.04523.50126.06323.39321.67116.87616.2026.5175.469
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale Risultato prima Risultato netto delle Risultato netto Risultato netto
Milioni ricavidelle impostecontinuing operationdi Gruppodi terzi
di euro2024202320242023202420232024202320242023
Societ\u00e0
controllate
Enel Am\u00e9ricas15.20213.4003.1081.6392.0568771.495504561373
Enel Chile3.8524.6782149961827489045692292
Endesa21.31525.4232.4308391.7735951.238402535193
\n\n\n
\n

\n\n\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": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag866": { "value": "\n
Capitale sociale \u2013 Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2024 il capitale sociale di Enel SpA,
\n
interamente sottoscritto e versato, risulta pari a
\n
10.166.679.946 euro, rappresentato da altrettante
\n
azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascu-
\n
na. L\u2019indicato importo del capitale di Enel SpA risulta
\n
quindi invariato rispetto a quello registrato al 31 di-
\n
cembre 2023.
\n
Al 31 dicembre 2024, in base alle risultanze del libro
\n
dei Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla
\n
CONSOB e pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120
\n
del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, non-
\n
ch\u00e9 delle altre informazioni a disposizione, gli azionisti
\n
in possesso di una partecipazione superiore al 3% del
\n
capitale della Societ\u00e0 risultavano il Ministero dell\u2019Eco-
\n
nomia e delle Finanze (con il 23,585% del capitale so-
\n
ciale) e BlackRock Inc. (con il 5,023% del capitale socia-
\n
le, posseduto a titolo di gestione del risparmio).
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIssuedCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag867": { "value": "\n
Riserva azioni proprie \u2013 Euro (78) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2024, le azioni proprie
\n
sono rappresentate da n. 12.079.670 azioni ordi-
\n
narie di Enel SpA del valore nominale di 1 euro (n.
\n
9.262.330 al 31 dicembre 2023), acquistate tramite
\n
un intermediario abilitato per un valore complessivo
\n
di 78 milioni di euro.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTreasurySharesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag868": { "value": "\n
Altre riserve \u2013 Euro 5.651 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni \u2013 Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431
\n
del codice civile accoglie, nel caso di emissione di
\n
azioni sopra la pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emis-
\n
sione delle azioni rispetto al loro valore nominale, ivi
\n
comprese quelle derivate dalla conversione di obbli-
\n
gazioni. Tale riserva, che ha natura di riserva di capi-
\n
tale, non pu\u00f2 essere distribuita fino a che la riserva
\n
legale non abbia raggiunto il limite stabilito dall\u2019art.
\n
2430 del codice civile.
\n
Riserva per strumenti di capitale \u2013 obbligazioni ibride
\n
perpetue \u2013 Euro 7.145 milioni
\n
Tale riserva accoglie il valore nominale, al netto dei co-
\n
sti di transazione, dei prestiti obbligazionari non con-
\n
vertibili subordinati ibridi perpetui denominati in euro
\n
destinati a investitori istituzionali.
\n
La variazione della riserva per 592 milioni di euro \u00e8
\n
conseguente all\u2019emissione di un nuovo prestito per
\n
circa 889 milioni di euro, al netto di costi di transazio-
\n
ne, in parte compensata dal riacquisto e successiva
\n
cancellazione di precedenti prestiti obbligazionari per
\n
circa 297 milioni di euro, inclusi costi di transazione.
\n
Nel corso del 2024 il Gruppo ha pagato coupon a titolari
\n
di obbligazioni ibride perpetue per 246 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n
Riserva legale \u2013 Euro 2.034 milioni
\n
La riserva legale rappresenta la parte di utili che se-
\n
condo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del codice civile
\n
non pu\u00f2 essere distribuita a titolo di dividendo.
\n
Altre riserve \u2013 Euro 2.363 milioni
\n
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota resi-
\n
dua delle rettifiche di valore effettuate in sede di tra-
\n
sformazione di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per
\n
azioni.
\n
In caso di distribuzione i relativi ammontari non co-
\n
stituiscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019art. 47
\n
del TUIR.
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera
\n
\u2013 Euro (6.352) milioni
\n
La variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 1.063
\n
milioni di euro, \u00e8 dovuta principalmente al deprez-
\n
zamento netto delle valute funzionali utilizzate dalle
\n
controllate estere, soprattutto in America Latina, ri-
\n
spetto all\u2019euro (valuta di presentazione della Capo-
\n
gruppo) e alla variazione di perimetro conseguente
\n
alla cessione delle societ\u00e0 di generazione e distribu-
\n
zione in Per\u00f9.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash
\n
flow hedge \u2013 Euro (2.228) milioni
\n
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a pa-
\n
trimonio netto per effetto di valutazioni su derivati
\n
di copertura (cash flow hedge). La variazione dell\u2019e-
\n
sercizio \u00e8 riconducibile principalmente al rilascio da
\n
parte di Enel Finance International delle riserve al fine
\n
di mitigare l\u2019impatto a Conto economico dell\u2019adegua-
\n
mento al cambio di fine periodo dei finanziamenti
\n
in valuta.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi
\n
di hedging \u2013 Euro 182 milioni
\n
Tali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la
\n
variazione di fair value dei currency basis point e dei
\n
punti forward. La variazione dell\u2019esercizio \u00e8 ricon-
\n
ducibile principalmente all\u2019incremento del fair value
\n
dei derivati di copertura su cambio di Enel Finance
\n
International.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI
\n
\u2013 Euro 132 milioni
\n
Includono gli oneri netti non realizzati relativi a valu-
\n
tazioni al fair value di attivit\u00e0 finanziarie. La variazione
\n
dell\u2019esercizio \u00e8 relativa principalmente alla rivalutazio-
\n
ne della partecipazione detenuta da Enel X Internatio-
\n
nal in Zacapa Topco S\u00e0rl.
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto \u2013 Euro (404) milioni
\n
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo
\n
da rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile
\n
alle societ\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio net-
\n
to. La variazione del 2024 \u00e8 da attribuire prevalente-
\n
mente alla variazione della riserva da valutazione stru-
\n
menti di cash flow hedge in Australia.
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani
\n
a benef\u00edci definiti \u2013 Euro (1.092) milioni
\n
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite
\n
attuariali in contropartita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai
\n
dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
\n
Riserva per cessioni di quote azionarie senza perdita
\n
di controllo \u2013 Euro (2.405) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pub-
\n
blica di Vendita delle azioni di Enel Green Power, al
\n
netto degli oneri connessi a tale cessione e del rela-
\n
tivo effetto fiscale;
\n
\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per effetto
\n
dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel
\n
Am\u00e9ricas ed Enel Chile);
\n
\u2022 la minusvalenza, al netto degli oneri connessi a tale
\n
cessione e del relativo effetto fiscale, registrata per
\n
effetto della vendita del 21,92% di Endesa attraverso
\n
Offerta Pubblica di Vendita;
\n
\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Gre-
\n
en Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022 gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas;
\n
\u2022 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
\u2022 gli effetti della cessione del 49% di Enel Libra Flexsys
\n
Srl, societ\u00e0 operante nello stoccaggio di energia a
\n
batteria (Battery Energy Storage Systems, BESS) e
\n
proprietaria di taluni impianti a gas a ciclo aperto
\n
(Open Cycle Gas Turbines, OCGT);
\n
\u2022 gli effetti della cessione da parte di Endesa del
\n
49,99% della partecipazione detenuta in Enel Green
\n
Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest
\n
\u2013 Euro (1.220) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei
\n
prezzi di acquisizione rispetto ai patrimoni netti con-
\n
tabili acquisiti a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulte-
\n
riori interessenze in imprese gi\u00e0 controllate in Ame-
\n
rica Latina.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag870": { "value": "\n

\n
35.2 Dividendi
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Ammontare
distribuito (milioni Dividendo per
di euro)azione (euro)
Dividendi distribuiti nel 2023
Dividendi relativi al 20224.0640,40
Acconto sul dividendo 2023(1)--
Dividendi straordinari--
Totale dividendi distribuiti nel 20234.0640,40
Dividendi distribuiti nel 2024
Dividendi relativi al 20234.3670,43
Acconto sul dividendo 2024(2)--
Dividendi straordinari--
Totale dividendi distribuiti nel 20244.3670,43
\n\n
\n
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 7 novembre 2023 e messo in pagamento a decorrere dal 24 gennaio 2024 (acconto dividendo
\n
per azione 0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 6 novembre 2024 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2025 (acconto dividendo
\n
per azione 0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote
\n
spettanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle
\n
rispettive \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto
\n
di rinuncia all\u2019incasso da parte della Societ\u00e0 e destina-
\n
te alla riserva denominata \u201cutili accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2024, pari a euro 0,47 per
\n
azione, per un ammontare complessivo di 4.778 mi-
\n
lioni di euro (di cui 0,215 euro per azione a titolo di
\n
acconto per complessivi 2.186 milioni di euro), verr\u00e0
\n
proposto all\u2019Assemblea degli azionisti del 22 maggio
\n
2025 riunita in unica convocazione.
\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della di-
\n
stribuzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2024, se
\n
non per il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul divi-
\n
dendo 2024, deliberato dal Consiglio di Amministrazio-
\n
ne del 6 novembre 2024 per un importo massimo po-
\n
tenziale di 2.186 milioni di euro, e messo in pagamento
\n
a decorrere dal 22 gennaio 2025 al netto della quota
\n
spettante alle n. 12.079.670 azioni proprie risultate in
\n
portafoglio alla \u201crecord date\u201d del 21 gennaio 2025.
\n
Nel corso dell\u2019esercizio sono stati pagati ai detentori
\n
di obbligazioni ibride perpetue coupon per un valore
\n
complessivo di 246 milioni di euro.
\n\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del
\n
capitale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 azien-
\n
dale, la creazione di valore per gli stakeholder e il
\n
supporto allo sviluppo del Gruppo. In particolare, il
\n
Gruppo persegue il mantenimento di un adeguato
\n
livello di capitalizzazione che permetta di realizzare
\n
un soddisfacente ritorno economico per gli azioni-
\n
sti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne di finan-
\n
ziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria strut-
\n
tura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa,
\n
qualora i cambiamenti delle condizioni economiche
\n
lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanzia-
\n
li agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso
\n
del 2024.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evolu-
\n
zione del livello di indebitamento in rapporto al patri-
\n
monio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2024 e
\n
2023 \u00e8 sintetizzata nella seguente tabella.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Posizione finanziaria non corrente60.06461.093(1.029)
Posizione finanziaria corrente netta(1.621)2.907(4.528)
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine(2.676)(3.837)1.161
Indebitamento finanziario netto55.76760.163(4.396)
Patrimonio netto di Gruppo33.73131.7551 .976
Interessenze di terzi15.44013.3542.086
Patrimonio netto49.17145.1094.062
Indice debt/equity1,131,33(0,20)
\n\n
\n
\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Il decremento del rapporto debt/equity che misura la
\n
leva finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incre-
\n
mento del patrimonio netto per effetto del risultato di
\n
esercizio e delle interessenze dei terzi a seguito delle
\n
cessioni senza perdita di controllo, in parte compen-
\n
sato dalla distribuzione dei dividendi, e alla riduzione
\n
dell\u2019indebitamento finanziario netto prevalentemente
\n
per l\u2019impatto delle cessioni di partecipazioni avvenute
\n
nel corso dell\u2019anno.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Si rinvia alla nota 45 per la composizione delle singole
\n
voci riportate in tabella.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag874": { "value": "0.43", "decimals": 3, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag873": { "value": "0.47", "decimals": 2, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag884": { "value": "4778000000.0", "decimals": -6, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwners", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR" } }, "Tag875": { "value": "\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del
\n
capitale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 azien-
\n
dale, la creazione di valore per gli stakeholder e il
\n
supporto allo sviluppo del Gruppo. In particolare, il
\n
Gruppo persegue il mantenimento di un adeguato
\n
livello di capitalizzazione che permetta di realizzare
\n
un soddisfacente ritorno economico per gli azioni-
\n
sti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne di finan-
\n
ziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria strut-
\n
tura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa,
\n
qualora i cambiamenti delle condizioni economiche
\n
lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanzia-
\n
li agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso
\n
del 2024.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evolu-
\n
zione del livello di indebitamento in rapporto al patri-
\n
monio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2024 e
\n
2023 \u00e8 sintetizzata nella seguente tabella.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Posizione finanziaria non corrente60.06461.093(1.029)
Posizione finanziaria corrente netta(1.621)2.907(4.528)
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine(2.676)(3.837)1.161
Indebitamento finanziario netto55.76760.163(4.396)
Patrimonio netto di Gruppo33.73131.7551 .976
Interessenze di terzi15.44013.3542.086
Patrimonio netto49.17145.1094.062
Indice debt/equity1,131,33(0,20)
\n\n
\n
\n\n
Il decremento del rapporto debt/equity che misura la
\n
leva finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incre-
\n
mento del patrimonio netto per effetto del risultato di
\n
esercizio e delle interessenze dei terzi a seguito delle
\n
cessioni senza perdita di controllo, in parte compen-
\n
sato dalla distribuzione dei dividendi, e alla riduzione
\n
dell\u2019indebitamento finanziario netto prevalentemente
\n
per l\u2019impatto delle cessioni di partecipazioni avvenute
\n
nel corso dell\u2019anno.
\n

\n\n\n\n
Si rinvia alla nota 45 per la composizione delle singole
\n
voci riportate in tabella.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfObjectivesPoliciesAndProcessesForManagingCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag878": { "value": "\n

\n\n

\n\n
35.3 Interessenze di terzi -
\n
Euro 15.440 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Patrimonio netto di terziRisultato del periodo di terzi
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Italia1.092-10-
Iberia6.5175.470534192
America Latina7.5 877.665652666
Europa1--3
Nord America1241519(39)
Africa, Asia e Oceania1196887
Totale15.44013.3541.213829
\n\n
\n
La variazione delle interessenze di terzi \u00e8 legata princi-
\n
palmente alla cessione a Sosteneo Energy Transition 1
\n
del 49% di Enel Libra Flexsys Srl, alla cessione a Masdar
\n
del 49,99% di Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU e
\n
al risultato del periodo, in parte compensati dai divi-
\n
dendi distribuiti e dalla cessione delle societ\u00e0 di gene-
\n
razione e distribuzione in Per\u00f9.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanzia-
\n
ria richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con
\n
interessenze di terzi rilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivo
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Societ\u00e0 controllate
Enel Am\u00e9ricas 26.77127.5785.9548.45932.72536.037
Enel Chile10.85810.8101.9391.72212.79712.532
Endesa42.96443.7013.9304.03346.89447.73 4
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 Passivit\u00e0 Totale Patrimonio Patrimonio Patrimonio
non correnticorrentipassivonettonetto di Gruppo netto di terzi
Milioni alalalalalalalalalalalal
di euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0
controllate
Enel 9.29210.4665.6547.31414.94617.78 017.7 7918.25712.62712.9365.1525.321
Am\u00e9ricas
Enel Chile3.6373.7062.8432.7306.4806.4366.3176.0963.8813.7532.4362.343
Endesa15.81816.0187.6 8310.04523.50126.06323.39321.67116.87616.2026.5175.469
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale Risultato prima Risultato netto delle Risultato netto Risultato netto
Milioni ricavidelle impostecontinuing operationdi Gruppodi terzi
di euro2024202320242023202420232024202320242023
Societ\u00e0
controllate
Enel Am\u00e9ricas15.20213.4003.1081.6392.0568771.495504561373
Enel Chile3.8524.6782149961827489045692292
Endesa21.31525.4232.4308391.7735951.238402535193
\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:DisclosureOfNoncontrollingInterestsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag882": { "value": "\n
35.3 Interessenze di terzi -
\n
Euro 15.440 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Patrimonio netto di terziRisultato del periodo di terzi
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Italia1.092-10-
Iberia6.5175.470534192
America Latina7.5 877.665652666
Europa1--3
Nord America1241519(39)
Africa, Asia e Oceania1196887
Totale15.44013.3541.213829
\n\n
\n
La variazione delle interessenze di terzi \u00e8 legata princi-
\n
palmente alla cessione a Sosteneo Energy Transition 1
\n
del 49% di Enel Libra Flexsys Srl, alla cessione a Masdar
\n
del 49,99% di Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1 SLU e
\n
al risultato del periodo, in parte compensati dai divi-
\n
dendi distribuiti e dalla cessione delle societ\u00e0 di gene-
\n
razione e distribuzione in Per\u00f9.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanzia-
\n
ria richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con
\n
interessenze di terzi rilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correntiTotale attivo
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Societ\u00e0 controllate
Enel Am\u00e9ricas 26.77127.5785.9548.45932.72536.037
Enel Chile10.85810.8101.9391.72212.79712.532
Endesa42.96443.7013.9304.03346.89447.73 4
\n\n
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 Passivit\u00e0 Totale Patrimonio Patrimonio Patrimonio
non correnticorrentipassivonettonetto di Gruppo netto di terzi
Milioni alalalalalalalalalalalal
di euro31.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.202331.12.202431.12.2023
Societ\u00e0
controllate
Enel 9.29210.4665.6547.31414.94617.78 017.7 7918.25712.62712.9365.1525.321
Am\u00e9ricas
Enel Chile3.6373.7062.8432.7306.4806.4366.3176.0963.8813.7532.4362.343
Endesa15.81816.0187.6 8310.04523.50126.06323.39321.67116.87616.2026.5175.469
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Totale Risultato prima Risultato netto delle Risultato netto Risultato netto
Milioni ricavidelle impostecontinuing operationdi Gruppodi terzi
di euro2024202320242023202420232024202320242023
Societ\u00e0
controllate
Enel Am\u00e9ricas15.20213.4003.1081.6392.0568771.495504561373
Enel Chile3.8524.6782149961827489045692292
Endesa21.31525.4232.4308391.7735951.238402535193
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag891": { "value": "\n
36. Finanziamenti
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correnteCorrente
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Finanziamenti a lungo termine60.00061.0857.4 399.086
Finanziamenti a breve termine--3.6454.769
Totale60.00061.08511.08413.855
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Per maggiori dettagli sulla natura dei finanziamenti
\n
si rimanda alla nota 46.2 \u201cPassivit\u00e0 finanziarie per
\n
categoria\u201d.
\n

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

\n\n
46.3 Finanziamenti
\n
46.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse
\n
le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) \u2013
\n
Euro 67.439 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

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

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

\n\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quota con Quota con
scadenza scadenza Variazione
Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair saldo
Milioni di euronominalecontabile corrente mesivaluenominalecontabile corrente mesivaluecontabile
al 31.12.2024al 31.12.2023
Obbligazioni:
- tasso fisso quotate26.88526.6323.4582 3.17425.67029.53929.1634.68624.47727.885(2.531)
- tasso variabile quotate1.7701.7563151.4411.7582.6432.6226231.9992.641(866)
- tasso fisso non quotate19.07718.8811.44817.43318.45118.33618.1291.35716.77217.84 2752
- tasso variabile non quotate3313319723433942842897331456(97)
Totale obbligazioni48.06347.6005.31842.28246.21850.94650.3426.76343.57948.824(2.742)
Finanziamenti bancari:
- tasso fisso 3.4853.4652343.2313.4443.8743.8228532.9693.746(357)
- tasso variabile 13.05813.0141.50811.50613. 14212.66412.6291.13911.49012.892385
- uso linee di credito 1818-18224141-4141(23)
revolving
Totale finanziamenti bancari16.56116.4971.74214.75516.60816.57916.4921.99214.50016.6795
Leasing:
- tasso fisso 2.8922.8923062.5862.8922.8522.8522562.5962.85240
- tasso variabile 39391227395353124153(14)
Totale leasing2.9312.9313182.6132.9312.9052.9052682.6372.90526
Altri finanziamenti non bancari:
- tasso fisso 41141161350411 42642663363426 (15)
- tasso variabile -----66-66(6)
Totale altri finanziamenti 4114116135041143243263369432(21)
non bancari
Totale finanziamenti a tasso 52.75052.2815.50746.77450.86855.02754.3927. 21547. 17752.751(2.111)
fisso
Totale finanziamenti a tasso 15.21615.1581.93213.22615.30015.83515.7791.87113.90816.089(621)
variabile
TOTALE67.96667.4397.43960.0006 6.16870.86270.1719.08661.08568.840(2.732)
\n\n\n\n\n
\n
Nella tabella seguente sono riportati i finanziamenti 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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tasso Tasso di Tasso Tasso di
medio di interesse medio di interesse
Saldo Valore Saldo Valore interesse in effettivo in interesse in effettivo in
Milioni di eurocontabilenominalecontabilenominalevigorevigorevigorevigore
al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Euro34.34934.51235.86536.1662,6%2,8%2,5%2,8%
Dollaro statunitense25.10325.34324.60124.8475,0%5,1%4,9%5,2%
Sterlina inglese3.8193.9194.6124.7204,3%4,5%4,6%4,8%
Peso colombiano2.0052.0091.8841.88811,8%11,8%13,5%13,5%
Real brasiliano1.4651.4822.2292.2559,8%9,9%10,5%10,6%
Franco svizzero1381383823824,0%4,0%1,8%1,8%
Peso cileno/UF4654675105145,2%5,2%5,1%5,2%
Altre valute95968890
Totale valute non euro33.09033.45434.30634.696
TOTALE67.43967.96670.17170.862
\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n\n
I finanziamenti a lungo termine espressi in divise diverse
\n
dall\u2019euro hanno sub\u00edto un decremento di 1.216 milioni
\n
di euro, attribuibile principalmente alle movimentazioni
\n
dei finanziamenti in sterlina inglese e real brasiliano.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza
\n
nei 12 mesi successivi)
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Variaz.
Valore perimetro di Nuove Diff. Valore
Milioni di euronominaleRimborsiconsolid.emissionidi cambionominale
al 31.12.2023al 31.12.2024
Obbligazioni50.946(7.779)-3.6351.26148.063
Finanziamenti19.916(2.651)2052.3825119.903
- di cui leasing2.905(422)(7)419362.931
Totale finanziamenti a lungo termine70.862(10.430)2056.0171.31267.966
\n\n\n\n\n
\n
Il valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine, pari
\n
a 67.966 milioni di euro al 31 dicembre 2024, registra
\n
un decremento di 2.896 milioni di euro rispetto al 31 di-
\n
cembre 2023; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da
\n
rimborsi pari a 10.430 milioni di euro a fronte di nuove
\n
emissioni pari a 6.017 milioni di euro, differenze negative
\n
dei cambi pari a 1.312 milioni di euro e riclassifica da \u201cat-
\n
tivit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d com-
\n
plessivamente per 205 milioni di euro; si evidenzia che
\n
quest\u2019ultima voce include 192 milioni di euro relativi a un
\n
finanziamento di 3SUN rimborsato nel corso del 2024.
\n
I rimborsi effettuati nel 2024 sono relativi a prestiti obbli-
\n
gazionari per un importo pari a 7.779 milioni di euro e a
\n
finanziamenti per un importo pari a 2.651 milioni di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati
\n
nel corso del 2024 si segnalano:
\n
\u2022 100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel Finance Inter-
\n
national, scaduto a febbraio 2024;
\n
\u2022 398 milioni di real brasiliani (equivalenti a 62 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a marzo 2024;
\n
\u2022 400 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 386
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Generaci\u00f3n Chile, scaduto ad aprile 2024;
\n
\u2022 51 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel, scaduto a
\n
maggio 2024;
\n
\u2022 750 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel, scaduto a mag-
\n
gio 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel Finance Interna-
\n
tional, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 500 milioni di real brasiliani (equivalenti a 78 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 350 milioni di real brasiliani (equivalenti a 55 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 370 milioni di real brasiliani (equivalenti a 58 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 850 milioni di sterline inglesi (equivalenti a 1.028 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 250.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti
\n
a 55 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Colombia, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 225 milioni di franchi svizzeri (equivalenti a 240 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.500 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
1.449 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un
\n
prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.250 milioni di euro relativi a un prestito obbliga-
\n
zionario a tasso fisso emesso da Enel Finance In-
\n
ternational e garantito da Enel, scaduto a settem-
\n
bre 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
966 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Finance America a ottobre 2022 con scadenza
\n
ottobre 2027, ripagato anticipatamente nel mese di
\n
dicembre 2024.
\n

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

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

\n\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati
\n
nell\u2019esercizio si evidenziano:
\n
\u2022 200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving
\n
sostenibile a tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 625 milioni di euro di finanziamenti, di cui 391 milioni
\n
di euro relativi a finanziamenti sostenibili, da parte di
\n
societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 871 milioni di euro relativi a finanziamenti di Ende-
\n
sa, di cui 679 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili;
\n
\u2022 un controvalore di 572 milioni di euro relativo a fi-
\n
nanziamenti bancari relativi a societ\u00e0 sudamerica-
\n
ne, di cui 93 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2024 sono relati-
\n
ve a prestiti obbligazionari per un importo di 3.635 mi-
\n
lioni di euro e a finanziamenti per 2.382 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche delle principali operazioni
\n
finanziarie effettuate nel corso del 2024 e convertite in
\n
euro al cambio del 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Importo
Data di in milioni Valuta di Tasso Tipologia
Emittenteemissionedi euroemissionedi interessetassoScadenza
Obbligazioni
Enel Finance 23/01/2024750EUR3,38%Tasso fisso 23/07/2028
International
Enel Finance 23/01/20241.000EUR3,88%Tasso fisso 23/01/2035
International
Enel Finance 26/06/20241.207USD 5,13%Tasso fisso 26/06/2029
International
Enel Finance 26/06/2024724USD 5,50%Tasso fisso 26/06/2034
International
Totale obbligazioni3.681
Finanziamenti bancari
Enel Italia26/04/2024100EUR3,36%Tasso fisso 26/04/2039
e-distribuzione19/12/2024250EUR2,92%Tasso fisso 19/12/2039
Endesa29/10/2024125EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Endesa29/10/2024250EUREuribor 6M + 0,52%Tasso variabile31/10/2039
Endesa29/10/2024200EUREuribor 6M + 0,506%Tasso variabile31/10/2039
Endesa17/12/2024225EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Enel Chile31/05/2024277USDSOFR 3M + 0,75%Tasso variabile04/12/2037
Enel 13/05/202470USD5,28%Tasso fisso 13/05/2039
Distribui\u00e7\u00e3o
S\u00e3o Paulo
Enel Colombia19/02/202488COPIBR 1M + 2,96%Tasso variabile19/02/2031
Enel Colombia27/11/2024102COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Enel Colombia27/11/2024130COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Totale 1.817
finanziamenti
bancari
\n\n\n\n\n
\n
Struttura del valore nominale dei finanziamenti
\n
a lungo termine post-copertura
\n
La seguente tabella mostra gli effetti sulla struttura del
\n
valore nominale dei finanziamenti a lungo termine a
\n
valle delle coperture per la gestione del rischio di tasso
\n
di cambio:
\n

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

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

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Val ore Impatto Valore Valore Impatto Valore
Saldo nominale antecopertura nominale post-Saldo nominale antecopertura nominale post-
Milioni di eurocontabilecoperturadel debitocoperturacontabilecoperturadel debitocopertura
Euro34.34934.51250,8%22.44356.95583,8%35.86536.16651,0%21.86258.02881,9%
Dollaro 25.10325.34337, 3%(19.122)6.2219,2%24.60124.84735,1%(17.850)6.9979,9%
statunitense
Sterlina inglese3.8193.9195,8%(3.919)--4.6124.7206,7%(4.720)--
Peso colombiano2.0052.0093,0%-2.0093,0%1.8841.8882,7%-1.8882,7%
Real brasiliano1.4651.4822,2%8702.3523,5%2.2292.2553,2%1.0473.3024,7%
Franco svizzero1381380,1%(138)--3823820,5%(382)--
Peso cileno/UF4654670,7%(170)2970,4%5105140,7%-5140,7%
Altre valute95960,1%361320,1%88900,1%431330,2%
Totale valute non 33.09033.45449,2%(22.443)11.01116,2%34.30634.69649,0%(21.862)12.83418,1%
euro
TOTALE67.43967.966100,0%-67.966100,0%70.17170.862100,0%-70.862100,0%
\n\n\n\n\n
\n
L\u2019ammontare dei finanziamenti a tasso variabile che
\n
non \u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di in-
\n
teresse rappresenta il principale elemento di rischio
\n
a causa del potenziale impatto negativo sul Conto
\n
economico, in termini di maggiori oneri finanziari,
\n
nel caso di un eventuale aumento del livello dei tassi
\n
di interesse di mercato. La seguente tabella mostra
\n
gli effetti sulla struttura del valore nominale dei finan-
\n
ziamenti a lungo termine a valle delle coperture per la
\n
gestione del rischio di tasso di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Valore Valore Valore Valore
nominale nominale nominale nominale
antepost-antepost-
Milioni di eurocopertura%copertura%copertura%copertura%
Tasso variabile15.21622,4%10.73215,8%15.83522,3%12.47217,6 %
Tasso fisso52.75077,6%57. 23484,2%55.02777,7%58.39082,4%
Totale6 7.96667.96670.86270.862
\n\n\n\n\n
\n
Al 31 dicembre 2024 il 22,4% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (22,3% al 31 dicembre 2023). Tenuto conto delle
\n
operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse
\n
in hedge accounting, risultate efficaci in base a quan-
\n
to previsto dagli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso
\n
di interesse al 31 dicembre 2024 risulta pari a 15,8%
\n
del valore nominale di finanziamenti a lungo termine
\n
(17,6% al 31 dicembre 2023).
\n
L\u2019esposizione del valore nominale dei finanziamenti al
\n
lungo termine al rischio tasso di cambio e di interesse
\n
post-copertura \u00e8 in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine -
\n
Principali covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazio-
\n
nale. Tali debiti sono rappresentati, in particolare, dal-
\n
le emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei
\n
programmi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle
\n
emissioni di strumenti obbligazionari non convertibili,
\n
subordinati ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanzia-
\n
menti concessi dalle banche e da altri istituti finanziari
\n
(tra cui la Banca Europea per gli Investimenti e Cassa
\n
Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligaziona-
\n
rie effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro
\n
Medium Term Notes di Enel ed Enel Finance Internatio-
\n
nal NV (inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance Inter-
\n
national NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finan-
\n
ziare i c.d. \u201celigible green projects\u201d del Gruppo) e quelli
\n
relativi ai prestiti obbligazionari emessi da Enel Finance
\n
International NV sul mercato americano, garantiti da
\n
Enel SpA, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019e-
\n
mittente e il garante non possono creare o mante-
\n
nere in essere ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti
\n

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

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

\n\n
o parte dei propri beni o ricavi, a garanzia di deter-
\n
minati indebitamenti finanziari, a meno che gli stessi
\n
vincoli non siano estesi pariteticamente o pro quota
\n
ai prestiti obbligazionari in questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbli-
\n
gazionari e le relative garanzie costituiscono diretto,
\n
incondizionato e non garantito obbligo dell\u2019emitten-
\n
te e del garante, sono senza preferenza tra loro e
\n
sono almeno allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli al-
\n
tri prestiti, non subordinati e non garantiti, presenti
\n
e futuri, dell\u2019emittente e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un evento di inadempimento (superiore a
\n
specifiche soglie di rilevanza) su un determinato in-
\n
debitamento finanziario dell\u2019emittente o del garante
\n
e, in alcuni casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un
\n
inadempimento anche sui prestiti in questione che
\n
possono diventare immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019 Enel Finance International NV ha
\n
emesso sul mercato europeo (nell\u2019ambito del pro-
\n
gramma di emissioni obbligazionarie Euro Medium
\n
Term Notes - EMTN) e sul mercato americano alcuni
\n
prestiti obbligazionari \u201csostenibili\u201d, garantiti da Enel
\n
SpA, legati al raggiungimento di alcuni degli Obiettivi
\n
di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che
\n
contengono gli stessi covenant degli altri prestiti ob-
\n
bligazionari della stessa tipologia.
\n
Inoltre, Enel Finance America LLC detiene un prestito
\n
obbligazionario \u201csostenibile\u201d sul mercato americano,
\n
garantito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, in-
\n
clusi i Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo
\n
di rimborso solo in caso di scioglimento o liquidazione
\n
della Societ\u00e0, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascu-
\n
no strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a
\n
tutte le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente
\n
e ha un livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri
\n
strumenti finanziari ibridi emessi e superiore a quel-
\n
lo degli strumenti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di
\n
vendita o locazione di tutti o di una parte sostan-
\n
ziale dei propri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che
\n
quest\u2019ultima non subentri in tutte le obbligazioni in
\n
essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanzia-
\n
mento di Enel SpA ed Enel Finance International NV e
\n
delle altre societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainabili-
\n
ty-Linked Loan\u201d facility agreement sottoscritti da Enel
\n
SpA, possono essere riassunti come segue
\n
113
\n
:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il de-
\n
bitore e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a li-
\n
mitazioni in merito alla creazione di diritti reali di ga-
\n
ranzia o altri vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni
\n
o attivit\u00e0, fatta eccezione per i vincoli espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante non possono compie-
\n
re atti di disposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per gli atti di disposizione espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni
\n
di pagamento del debitore hanno lo stesso livello di
\n
\u201cseniority\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non
\n
garantiti e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in al-
\n
cuni casi, del garante, che potrebbero dare luogo
\n
alla rinegoziazione dei termini e delle condizioni dei
\n
finanziamenti o al rimborso anticipato obbligatorio
\n
dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento
\n
del rating del debitore o del garante al di sopra di
\n
determinati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un inadempimento (superiore a specifi-
\n
che soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario del debitore o, in alcuni casi, del
\n
garante, si verifica anche un inadempimento sui
\n
finanziamenti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche
\n
a carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 control-
\n
late dei soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti fi-
\n
nanziari presi in considerazione prevedono gli \u201cevents
\n
of default\u201d tipici della prassi internazionale, quali, per
\n
esempio, insolvenza, procedure concorsuali e cessa-
\n
zione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel
\n
nell\u2019interesse di e-distribuzione SpA, in relazione ad
\n
113. Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore
\n
e da Enel SpA (in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency (in seguito confluita in Export and Investment Fund of Denmark,
\n
\u201cEIFO\u201d) 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
\n
essa assunto e il pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali 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\n

\n\n
alcuni contratti di finanziamento stipulati tra la stessa
\n
e-distribuzione SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA,
\n
prevedono che, al termine di ogni periodo semestrale
\n
di misurazione, l\u2019indebitamento finanziario netto con-
\n
solidato di Enel non ecceda 4,5 volte l\u2019EBITDA consoli-
\n
dato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA,
\n
Enel Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0
\n
controllate spagnole e latinoamericane (in particolare
\n
Enel Generaci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli
\n
\u201cevents of default\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
46.3.2 Finanziamenti a breve termine
\n
\u2013 Euro 3.645 milioni
\n
Al 31 dicembre 2024 i finanziamenti a breve termi-
\n
ne ammontano complessivamente a 3.645 milioni di
\n
euro, registrando un decremento di 1.124 milioni di
\n
euro rispetto al 31 dicembre 2023, e sono dettagliati
\n
nella tabella che segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Debiti verso banche a breve termine344393(49)
Commercial paper2.4062.499(93)
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati7321.383(651)
Altri finanziamenti a breve termine163494(331)
Totale finanziamenti a breve termine3.6454.769(1.124)
\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.406
\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 8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a
\n
4.829 milioni di euro al 31 dicembre 2024, di Enel
\n
Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019intero ammontare delle com-
\n
mercial paper \u00e8 legato a obiettivi di sostenibilit\u00e0.
\n
Finanza con banche di sviluppo e agenzie
\n
di credito all\u2019esportazione (ACE)
\n
La finanza sostenibile si distingue per la sinergia fra
\n
capitale pubblico e privato. L\u2019integrazione di queste
\n
due fonti di finanziamento permette di sviluppare so-
\n
luzioni scalabili in grado di generare un valore econo-
\n
mico significativo, soprattutto nei Paesi in via di svilup-
\n
po e nei mercati emergenti.
\n
Enel ha ottenuto nuove forme di finanziamento con
\n
banche di sviluppo e agenzie di credito all\u2019esportazio-
\n
ne (ACE) attraverso transazioni che ambiscono a mo-
\n
bilitare capitale privato per lo sviluppo sostenibile, il cui
\n
valore complessivo ammonta a circa 10.000 milioni di
\n
euro, di cui circa il 50% nella forma sustainability-lin-
\n
ked. Pi\u00f9 in particolare, nel corso del 2024 il Gruppo
\n
ha siglato prestiti di tale natura per un totale di cir-
\n
ca 1.000 milioni di euro. Tra le principali operazioni si
\n
evidenzia il finanziamento General Corporate Purpose
\n
e Sustainability-Linked per complessivi 286 milioni di
\n
dollari statunitensi, firmato con una agenzia di credito
\n
all\u2019esportazione in favore di Enel Chile.
\n
Finanza Green
\n
Nel periodo 2017-2019, il Gruppo Enel ha emesso pre-
\n
stiti obbligazionari nella forma di Green Bond per un
\n
valore nozionale complessivo di 3.500 milioni di euro,
\n
dei quali 2.249 milioni di euro in essere al 31 dicembre
\n
2024.
\n

\n

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

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag893": { "value": "\n
37. Benef\u00edci ai dipendenti \u2013
\n
Euro 1.614 milioni
\n
Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benef\u00edci
\n
individuati nelle prestazioni connesse a \u201ctrattamen-
\n
to di fine rapporto\u201d di lavoro, mensilit\u00e0 aggiuntive per
\n
raggiunti limiti di et\u00e0 o per maturazione del diritto alla
\n
pensione di anzianit\u00e0, premi di fedelt\u00e0 per il raggiun-
\n
gimento di determinati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda,
\n
previdenza e assistenza sanitaria integrativa, sconti sul
\n
prezzo di fornitura dell\u2019energia elettrica consumata a
\n
uso domestico e altre prestazioni simili. In particolare:
\n
\u2022 la voce \u201cBenef\u00edci pensionistici\u201d accoglie, per quanto
\n
riguarda l\u2019Italia, la stima degli accantonamenti desti-
\n
nati a coprire i benef\u00edci relativi al trattamento di pre-
\n
videnza integrativa dei dirigenti in quiescenza e le
\n
indennit\u00e0 spettanti al personale, in forza di legge o di
\n
contratto, al momento della cessazione del rapporto
\n
di lavoro. Per quanto riguarda le societ\u00e0 estere tale
\n
voce si riferisce invece ai benef\u00edci dovuti successi-
\n
vamente alla conclusione del rapporto di lavoro, tra
\n
cui si segnalano per significativit\u00e0 i piani per benef\u00edci
\n
pensionistici di Endesa, in Spagna, che si distinguo-
\n
no in tre tipologie diverse a seconda dell\u2019anzianit\u00e0
\n
del dipendente e della sua provenienza. In generale,
\n
a seguito dell\u2019accordo quadro del 25 ottobre 2000, i
\n
dipendenti partecipano a un piano dedicato a con-
\n
tribuzione definita per le prestazioni pensionistiche
\n
e a un piano a benef\u00edci definiti per quanto riguarda
\n
i casi di invalidit\u00e0 e di morte di dipendenti in servi-
\n
zio, per la copertura dei quali sono operanti idonee
\n
polizze assicurative. Si aggiungono, poi, due piani
\n
diversi e a numero chiuso (i) per i dipendenti Endesa,
\n
in servizio e non, per i quali si applicava il contrat-
\n
to collettivo dei lavoratori del settore elettrico ante
\n
modifica dell\u2019accordo quadro sopra citato e (ii) per i
\n
dipendenti provenienti dalle societ\u00e0 catalane incor-
\n
porate in passato (Fecsa/Enher/HidroEmpord\u00e0). En-
\n
trambi i piani sono a benef\u00edci definiti e le prestazioni
\n

\n

\n\n\n\n\n\n
previste sono integralmente assicurate, eccezion
\n
fatta nel primo per le prestazioni in caso di morte di
\n
personale gi\u00e0 in pensione. Infine, sono presenti al-
\n
cuni piani pensionistici a benef\u00edci definiti in vigore
\n
presso le societ\u00e0 che operano in Brasile;
\n
\u2022 la voce \u201cSconto energia\u201d accoglie benef\u00edci relativi
\n
alla fornitura di energia elettrica, in particolare per i
\n
dipendenti di talune societ\u00e0 estere;
\n
\u2022 la voce \u201cAssistenza sanitaria\u201d accoglie le prestazio-
\n
ni garantite a dipendenti o ex dipendenti a fronte di
\n
spese mediche da essi sostenute;
\n
\u2022 la voce \u201cAltri benef\u00edci\u201d accoglie principalmente
\n
premi fedelt\u00e0, diffusi in vari Paesi e che per quan-
\n
to riguarda l\u2019Italia sono relativi alla stima degli oneri
\n
destinati alla copertura del beneficio che spetta al
\n
personale cui viene applicato il CCNL elettrico, al
\n
raggiungimento di determinati requisiti di anzianit\u00e0
\n
in azienda (25\u00b0 e 35\u00b0 anno di servizio), nonch\u00e9 altri
\n
piani di incentivazione che prevedono l\u2019assegnazio-
\n
ne, in favore di alcuni dirigenti della Societ\u00e0, del di-
\n
ritto a un controvalore monetario, a titolo di premio,
\n
previa verifica di determinate condizioni.
\n
La tabella di seguito riportata evidenzia la variazione delle
\n
passivit\u00e0 per benef\u00edci definiti dopo la cessazione del rap
\n
-
\n
porto di lavoro e per altri benef\u00edci a lungo termine, rispettiva-
\n
mente, al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023 nonch\u00e9
\n
la riconciliazione di tale passivit\u00e0 con la passivit\u00e0 attuariale.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Benef\u00edci Sconto Piani Altri Benef\u00edci Sconto Piani Altri
Milioni di europensionisticienergiamedicibenef\u00edciTotalepensionisticienergiamedicibenef\u00edciTotale
VARIAZIONI NELLA PASSIVIT\u00c0
ATTUARIALE
Variazione passivit\u00e0 attuariale 61(2)(3)2-----
esercizio precedente
Passivit\u00e0 attuariale a 4.0852161761024.5793.7652241621184.269
inizio esercizio
Costo di servizio914418913(1)12
Oneri finanziari318796340336894357
(Utili)/Perdite da cambiamenti (3)---(3)---22
nelle assunzioni demografiche
(Utili)/Perdite da cambiamenti (481)(15)(8)(1)(505)224863241
nelle assunzioni finanziarie
(Utili)/Perdite derivanti28317(6)(6)288(43)(12)61(48)
dall\u2019esperienza
Costo relativo a prestazioni 4---4-----
di lavoro passate
(Utili)/Perdite derivanti da(114)---(114)-----
settlement
(Utili)/Perdite su cambi(497)(1)(8)(1)(507)14514(4)146
Erogazioni(451)(13)(14)(13)(491)(393)(14)(14)(17)(438)
Altri movimenti---(2)(2)-----
Riclassifica nell\u2019attivo di bilancio30---3041---41
Variazioni nell\u2019area di 2---21--(4)(3)
consolidamento/passivit\u00e0
classificate per la vendita
Passivit\u00e0 attuariale a fine 3.191213151863.6414.0852161761024.579
esercizio (A)
VARIAZIONI NELLE ATTIVIT\u00c0
AL SERVIZIO DEI PIANI
Fair value dei plan asset 2.299---2.2992.124---2.124
a inizio esercizio
Proventi finanziari204---204200---200
Rendimento atteso delle attivit\u00e0 a 66---66(52)---(52)
servizio dei piani escluso quanto
riportato nei proventi finanziari
(Utili)/Perdite su cambi(332)---(332)89---89
Contributi versati dalla Societ\u00e0483131411521331141411370
Erogazioni(451)(13)(14)(11)(489)(393)(14)(14)(11)(432)
Altri pagamenti(114)---(114)-----
Fair value dei plan asset 2.155---2.1552.299---2.299
a fine esercizio (B)
EFFETTO DELL\u2019ASSET CEILING
Asset ceiling a inizio esercizio40---4057---57
Proventi finanziari4---46---6
Cambi nell\u2019asset ceiling99---99(26)---(26)
(Utili)/Perdite su cambi(15)---(15)3---3
Asset ceiling a fine esercizio (C)128---12840---40
Passivit\u00e0 riconosciuta 1.164213151861.6141.8262161761022.320
in bilancio (A-B+C)
\n\n\n
\n
\n

\n\n\n\n\n\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio si attesta, per il
\n
2024, a 1.614 milioni di euro, in diminuzione di 706
\n
milioni di euro rispetto al 2023, che risente prevalen-
\n
temente degli adeguamenti di valore connessi ai cam-
\n
biamenti di assunzioni finanziarie e all\u2019andamento dei
\n
tassi di cambio. Oltre alla normale movimentazione
\n
annuale, in Spagna, la valutazione attuariale di un pia-
\n
no di alcune societ\u00e0 del Gruppo Endesa \u00e8 risultata in
\n
attivo rispetto alla obbligazione assunta dalla societ\u00e0 e
\n
per questo motivo \u00e8 stata riclassificata in una apposita
\n
voce dell\u2019attivo dello Stato patrimoniale.
\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 2.155 milioni di euro al 31 dicembre 2024.
\n
Di seguito le principali variazioni intervenute a Conto
\n
economico durante l\u2019esercizio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro20242023
(Utili)/Perdite a Conto economico
Costo normale e costo relativo a prestazioni di lavoro passate2217
Oneri finanziari netti140163
(Utili)/Perdite derivanti da settlement2-
(Utili)/Perdite derivanti da altri benef\u00edci a lungo termine-(5)
Altri movimenti(7)5
Totale157180
\n\n\n
\n
La variazione nel costo rilevato a Conto economico
\n
risulta in diminuzione di 23 milioni di euro, prevalen-
\n
temente per la diminuzione degli oneri finanziari netti.
\n
La seguente tabella riporta le variazioni rilevate duran-
\n
te l\u2019esercizio e direttamente confluite in OCI.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro20242023
Variazione negli (utili)/perdite in OCI
Rendimento atteso delle attivit\u00e0 a servizio dei piani escluso quanto riportato (66)52
nei proventi finanziari
(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti(213)190
Variazioni nell\u2019asset ceiling escluso quanto riportato nei proventi finanziari99(26)
Altri movimenti31
Totale(177)217
\n\n\n
\n
La voce \u201c(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti\u201d ri-
\n
sulta in diminuzione rispetto allo scorso anno con-
\n
nessa, come detto, ai cambiamenti delle assunzioni
\n
finanziarie.
\n
La composizione di tali attivit\u00e0, totalmente concentra-
\n
ta in Spagna e Brasile, \u00e8 sintetizzabile come di seguito
\n
riportato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
%20242023
Investimenti quotati in mercati attivi
Azioni44
Titoli a reddito fisso7673
Investimenti immobiliari23
Altro1420
Investimenti non quotati
Asset detenuti da compagnie assicurative--
Altro4-
Totale100100
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attua-
\n
riale delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai dipendenti e delle
\n
attivit\u00e0 al servizio dei piani, determinate in coerenza
\n
con l\u2019esercizio precedente, sono evidenziate nella se-
\n
guente tabella.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
America AltriAmerica Altri
ItaliaIberiaLatina PaesiItaliaIberiaLatinaPaesi
20242023
Tasso di attualizzazione2,75%-3,04%-5,10%- 6,75%-3,30%-3,14%-5,31%-0,072
3,20%3,50%12,95%6,80%3,40%3,47%10,09%
Tasso di inflazione2,00%2,09%3,00%- 2,30%2,57%3,00%-
5, 17%7,58%
Tasso di incremento 2,00%-1,59%3,80%- 13%-2,30%-2,57%4,55%-0,1
delle retribuzioni4,00%5,55%10%4,30%10,00%
Tasso di incremento 3,00%4,18%7,63%-3,30%4,77%7,63%-
costo spese sanitarie10,00%10,00%
Tasso di rendimento atteso delle -3,30%-5,10%- -3,22%-9,99%-
attivit\u00e0 al servizio del piano3,47%12,95%3,31%10,09%
\n\n\n
\n
Di seguito si riporta un\u2019analisi di sensitivit\u00e0 che illustra
\n
gli effetti sulla passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti
\n
a seguito di variazioni, ragionevolmente possibili alla
\n
fine dell\u2019esercizio, di ciascuna singola ipotesi attuaria-
\n
le rilevante adottata nella stima della gi\u00e0 menzionata
\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Benef\u00edci Sconto Piani Altri Benef\u00edci Sconto Piani Altri
pensionisticienergiamedicibenef\u00edcipensionisticienergiamedicibenef\u00edci
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Decremento 0,5% (5)118(3)14785(6)
tasso di attualizzazione
Incremento 0,5% tasso di (88)(13)(8)(9)(188)(14)(9)(12)
attualizzazione
Incremento 0,5% (56)(2)(9)(8)(49)(4)(9)(12)
tasso di inflazione
Decremento 0,5% (36)(2)5(3)(30)(4)5(6)
tasso di inflazione
Incremento 0,5% (137)(2)(2)(3)(28)(4)(19)18
delle retribuzioni
Incremento 0,5% delle pensioni in (56)(2)(2)(6)(28)(4)(19)11
corso di erogazione
Incremento 1% costi assistenza --17---(164)-
sanitaria
Incremento di 1 anno (297)3(1)(6)162(15)12
dell\u2019aspettativa di vita dipendenti in
forza e pensionati
\n\n\n
\n
L\u2019analisi di sensitivit\u00e0 sopra indicata \u00e8 stata determina-
\n
ta applicando una metodologia che estrapola l\u2019effetto
\n
sulla passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti, a seguito
\n
della variazione ragionevole di una singola assunzione,
\n
lasciando invariate le altre.
\n
L\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare
\n
relativamente ai piani a benef\u00edci definiti nell\u2019esercizio
\n
successivo ammonta a 203 milioni di euro.
\n
Di seguito si illustrano i pagamenti dei benef\u00edci attesi
\n
nei prossimi esercizi per piani a benef\u00edci definiti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Entro 1 anno351447
Tra 1 e 2 anni308407
Tra 2 e 5 anni9211.120
Oltre 5 anni1.7161.739
\n\n\n
\n

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\n\n
38. Fondi rischi e oneri - Euro 7.834 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Milioni di euroNon correnteCorrenteTotaleNon correnteCorrenteTotale
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
- decommissioning nucleare688-688571-571
- smantellamento, rimozione e bonifica del sito2.4472702.7172.5171602.677
- contenzioso legale6435369666339702
- oneri per certificati ambientali-200200-250250
- oneri su imposte e tasse2341825229519314
- assicurativi 457132589366129495
- altri1.1343241.458687296983
Totale5.6039976.6005.0998935.992
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo 13090220154128282
e altri piani di ristrutturazione
Fondo per programmi di ristrutturazione 7682461.0147652731.038
legati alla transizione energetica
TOTALE6.5011.3337.8346.0181.2947.312
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Accantonamenti Riclassifica
per fondi \u201cPassivit\u00e0
smantella-possedute
al Accanto-Attualiz-mento Differenze Altri per al
Milioni di euro31.12.2023namentiRilasciUtilizzizazionee ripristinocambiomovimentila vendita\u201d31.12.2024
Fondo contenzioso,
rischi e oneri diversi:
- decommissioning 571---1799-1-688
nucleare
- smantellamento, 2.67757(33)(151)76100(4)-(5)2.717
rimozione e
bonifica del sito
- contenzioso legale702236(100)(123)55-(62)(12)-696
- oneri per certificati 250222(86)(182)---(4)-200
ambientali
- oneri su imposte 31421(21)(6)(8)-(18)(30)-252
e tasse
- assicurativi 495108-(20)---7(1)589
- altri983735(96)(224)40104(24)(65)51.458
Totale5.9921.379(336)(706)180303(108)(103)(1)6.600
Fondo oneri per28277(16)(129)7--(1)-220
incentivi all\u2019esodo
e altri piani di
ristrutturazione
Fondo per1.038261(85)(225)28-(1)(2)-1.014
programmi di
ristrutturazione
legati alla transizione
energetica
TOTALE7.3121.717(437)(1.060)215303(109)(106)(1)7. 834
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Fondo per decommissioning nucleare
\n
Al 31 dicembre 2024 il fondo accoglie esclusivamente
\n
gli oneri che verranno sostenuti al momento della di-
\n
smissione degli impianti nucleari da parte di Enresa, so-
\n
ciet\u00e0 pubblica spagnola incaricata di tale attivit\u00e0 in forza
\n
del Regio Decreto 1349/2003 e della Legge n. 24/2005.
\n
La quantificazione degli oneri si basa su quanto ripor-
\n
tato nel Contratto tipo tra Enresa e le societ\u00e0 elettri-
\n
che, approvato dal Ministero dell\u2019Economia, che regola
\n
l\u2019iter di smantellamento e chiusura degli impianti di
\n
generazione nucleari. L\u2019orizzonte temporale coperto
\n
corrisponde al periodo compreso (tre anni) tra l\u2019inter-
\n
ruzione della produzione e il passaggio a Enresa della
\n
gestione dell\u2019impianto (c.d. \u201cpost-operational costs\u201d) e
\n
tiene conto, tra le varie assunzioni utilizzate per sti-
\n
marne l\u2019ammontare, del quantitativo di combustibile
\n
nucleare non consumato previsto alla data di chiusura
\n
di ciascuna delle centrali nucleari spagnole in base a
\n
quanto previsto dal contratto di concessione.
\n
Fondo smantellamento e ripristino
\n
impianti
\n
Il fondo \u201csmantellamento e ripristino impianti\u201d acco-
\n
glie il valore attuale del costo stimato per lo smantel-
\n
lamento e la rimozione degli impianti non nucleari in
\n
presenza di obbligazioni legali o implicite. Il fondo \u00e8
\n
riconducibile prevalentemente al Gruppo Endesa, alle
\n
societ\u00e0 possedute dalla controllante Enel Cile e a Enel
\n
Produzione.
\n
La quantificazione degli oneri per il fondo di decom-
\n
missioning e ripristino viene effettuata attraverso un
\n
processo di Activity Based Costing (ABC), che identi-
\n
fica e quantifica i costi di ogni attivit\u00e0 necessaria per
\n
lo smantellamento e il ripristino del sito.
\n
Si riporta di seguito la tabella riepilogativa della riparti-
\n
zione temporale dei pagamenti relativi al fondo sman-
\n
tellamento e ripristino impianti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Stratificazione temporale Valore
Milioni di europagamenti (valore nominale) attualizzato
Entro 1 anno 274268
Oltre un anno ed entro i 5 anni 1.1841.066
Oltre i 5 anni 1.9961.383
Totale3.4542.717
\n\n
\n
Fondo contenzioso legale
\n
Il fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le
\n
passivit\u00e0 che potrebbero derivare da vertenze giudi-
\n
ziali e da altro contenzioso e include la stima dell\u2019onere
\n
a fronte dei contenziosi sorti nell\u2019esercizio, oltre all\u2019ag-
\n
giornamento delle stime sulle posizioni sorte negli eser-
\n
cizi precedenti, in base alle indicazioni dei legali interni
\n
ed esterni. Il saldo dei contenziosi legali \u00e8 prevalente-
\n
mente riconducibile alle societ\u00e0 del Gruppo localizzate
\n
in America Latina (398 milioni di euro), in Spagna (150
\n
milioni di euro) e in Italia (116 milioni di euro).
\n
L\u2019ammontare del fondo \u00e8 rimasto sostanzialmente im-
\n
mutato rispetto al precedente esercizio in quanto la
\n
movimentazione negativa per maggiori utilizzi e rilasci
\n
in Brasile \u00e8 stata compensata da nuovi accantonamenti.
\n
Fondo certificati ambientali
\n
Relativamente al fondo \u201ccertificati ambientali\u201d si riman-
\n
da a quanto commentato nella nota 56 \u201cProgrammi
\n
ambientali\u201d.
\n
Fondo oneri su imposte e tasse
\n
Il fondo \u201coneri su imposte e tasse\u201d accoglie la stima di
\n
passivit\u00e0 derivanti da contenziosi di natura tributaria
\n
relativi a imposte dirette e indirette.
\n
Si precisa che il saldo del fondo accoglie, tra gli altri,
\n
l\u2019accantonamento relativo al contenzioso esistente e a
\n
quello potenziale in materia di Imposta Comunale sugli
\n
Immobili (ICI) e di Imposta Municipale Unica (IMU).
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n
Fondo assicurativo
\n
La voce accoglie gli accantonamenti ai fondi per in-
\n
dennizzi assicurativi effettuati dalla societ\u00e0 Enel Rein-
\n
surance e la movimentazione \u00e8 dovuta principalmente
\n
ai nuovi accantonamenti effettuati nell\u2019anno per 108
\n
milioni di euro.
\n\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia na-
\n
tura, connessi principalmente a controversie di carat-
\n
tere regolatorio, a contenziosi con enti locali per tribu-
\n
ti e canoni od oneri di varia natura.
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile agli accantonamenti effettuati per prov-
\n
vedimenti regolatori, eventi atmosferici e guasti.
\n

\n\n\n\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri
\n
piani di ristrutturazione
\n
Il \u201cFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di ri-
\n
strutturazione\u201d accoglie la stima degli oneri connessi
\n
alle offerte per risoluzioni consensuali anticipate del
\n
rapporto di lavoro derivanti da esigenze organizzative.
\n
La riduzione dell\u2019anno, pari a 62 milioni di euro, risente
\n
prevalentemente degli utilizzi riferiti ai fondi di incen-
\n
tivazione istituiti negli esercizi precedenti in Spagna
\n
e in Italia per far fronte alla risoluzione anticipata del
\n
rapporto di lavoro di alcuni dipendenti.
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione
\n
legati alla transizione energetica
\n
Enel, nel suo ruolo di leader nella transizione energeti-
\n
ca, ha posto al centro della propria strategia la decar-
\n
bonizzazione e la crescita delle rinnovabili nel mondo.
\n
In tale contesto, Enel ha avviato la ristrutturazione delle
\n
attivit\u00e0 derivanti dal processo di transizione energeti-
\n
ca che coinvolge gli impianti di generazione da fonti
\n
termiche nelle geografie in cui il Gruppo opera.
\n
La conseguente revisione dei processi e dei modelli
\n
operativi richiede cambiamenti di ruoli e competenze
\n
dei dipendenti che il Gruppo intende attuare con piani
\n
altamente sostenibili basati su programmi di redeploy-
\n
ment, con importanti piani di upskilling e reskilling e
\n
con il raggiungimento di accordi volontari individua-
\n
li di prepensionamento. La transizione energetica si
\n
basa inoltre su un progressivo e significativo svilup-
\n
po di strumenti digitali in quanto la digitalizzazione \u00e8
\n
fondamentale per fornire risposte alle molteplici forze
\n
esterne e assumere decisioni consapevoli e ben pon-
\n
derate a ogni livello nell\u2019ambito dell\u2019organizzazione del
\n
Gruppo.
\n
A tal proposito \u00e8 stato quindi costituito nel corso del
\n
2020 un fondo per programmi di ristrutturazione, che
\n
al 31 dicembre 2024 ammonta a 1.014 milioni di euro,
\n
riconducibile prevalentemente a Spagna e Italia, e
\n
accoglie la stima dei costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a
\n
seguito dell\u2019accelerazione della transizione energeti-
\n
ca, per tutte le attivit\u00e0, dirette e indirette, legate alla
\n
revisione dei processi e dei modelli operativi oltrech\u00e9
\n
dei ruoli e delle competenze dei dipendenti. Nel corso
\n
del 2024 sono stati effettuati nuovi accantonamenti
\n
principalmente in Italia per programmi ex art. 4 per
\n
un importo complessivo di 220 milioni di euro e in
\n
Spagna a seguito dell\u2019adeguamento, per 38 milioni di
\n
euro, del fondo relativo al piano AVS (Acuerdo Volun-
\n
tario de Salida).
\n

\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag903": { "value": "\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia na-
\n
tura, connessi principalmente a controversie di carat-
\n
tere regolatorio, a contenziosi con enti locali per tribu-
\n
ti e canoni od oneri di varia natura.
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile agli accantonamenti effettuati per prov-
\n
vedimenti regolatori, eventi atmosferici e guasti.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherProvisionsContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag904": { "value": "\n
39. Debiti commerciali \u2013
\n
Euro 13.693 milioni
\n
La voce, pari a 13.693 milioni di euro (15.821 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023), accoglie i debiti per for-
\n
niture di energia, combustibili, materiali, apparecchi
\n
relativi ad appalti e prestazioni diverse.
\n
Nello specifico, i debiti commerciali con scadenza in-
\n
feriore a 12 mesi ammontano a 12.721 milioni di euro
\n
(15.487 milioni di euro al 31 dicembre 2023) mentre
\n
quelli con scadenza superiore a 12 mesi sono pari a
\n
972 milioni di euro (334 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2023).
\n
39.1 Supplier finance arrangement
\n
Il Gruppo ha implementato programmi di supplier fi-
\n
nance arrangement con lo scopo principale di ottimiz-
\n
zare la gestione dei pagamenti delle fatture ai fornitori,
\n
la cui partecipazione ai programmi \u00e8 volontaria.
\n
Gli accordi stipulati dal Gruppo presentano i seguenti
\n
termini e condizioni principali:
\n
\u2022 i fornitori possono scegliere di ricevere il pagamen-
\n
to anticipato delle loro fatture dalle banche, le quali
\n
accettano di pagare gli importi dovuti dal Gruppo
\n
prima della data di scadenza originaria della fattura;
\n

\n\n\n\n
\u2022 le banche accettano di pagare gli importi dovuti ai
\n
fornitori che ne fanno richiesta in relazione alle fat-
\n
ture dovute dal Gruppo, alla data di scadenza della
\n
fattura, e il Gruppo paga la banca che effettua servi-
\n
zio di pagamento.
\n
Tali programmi non estendono significativamente i ter-
\n
mini di pagamento oltre i normali termini concordati
\n
con gli altri fornitori che scelgono di non partecipare
\n
all\u2019iniziativa. Inoltre, il Gruppo non incorre in alcun inte-
\n
resse aggiuntivo nei confronti della banca sugli importi
\n
dovuti ai fornitori in quanto le banche svolgono esclu-
\n
sivamente servizi di pagamento nei confronti di Enel.
\n
Considerando che la sottoscrizione di questi accordi
\n
non determina n\u00e9 l\u2019estinzione legale, n\u00e9 modifiche so-
\n
stanziali alle passivit\u00e0 originarie, i debiti commerciali
\n
relativi a tali accordi non sono stati cancellati o riclas-
\n
sificati diversamente dal Gruppo e pertanto gli stessi
\n
sono rilevati tra i debiti commerciali perch\u00e9 la relativa
\n
natura e funzione rimane invariata rispetto a quella de-
\n
gli altri debiti commerciali.
\n
Ulteriori informazioni sui supplier finance arrangement
\n
del Gruppo sono fornite nella tabella seguente.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Valore dei debiti parte degli accordi
Presentato nella linea dei debiti commerciali:341344
- di cui fornitori pagati da istituti finanziari309344
- per i quali l\u2019acquirente ha ottenuto un posticipo di pagamento32-
Presentato nella linea dei debiti finanziari:--
- di cui fornitori pagati da istituti finanziari--
- per i quali l\u2019acquirente ha ottenuto un posticipo di pagamento--
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag906": { "value": "\n
40. Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti \u2013 Euro 205 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Altri debiti finanziari non correnti inclusi 64856-
nell\u2019indebitamento finanziario netto
Risconti passivi finanziari non correnti14113386,0%
Totale2051416445,4%
\n\n
\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non
\n
correnti\u201d \u00e8 riconducibile prevalentemente all\u2019incre-
\n
mento degli altri debiti finanziari non correnti inclusi
\n
nell\u2019indebitamento finanziario netto che accolgono
\n
le passivit\u00e0 per il deficit del sistema elettrico spa-
\n
gnolo.
\n
41. Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti \u2013 Euro 845 milioni
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Ratei e risconti finanziari passivi correnti678734(56)-7,6 %
Altri debiti finanziari correnti inclusi 14113-
nell\u2019indebitamento finanziario netto
Altri debiti153174(21)-12,1%
Totale845909(64)-7,0 %
\n\n
\n
La riduzione delle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d \u00e8
\n
attribuibile al decremento dei ratei finanziari passivi e
\n
ai debiti per interessi maturati non ancora liquidati, in-
\n
clusi nella voce \u201cAltri debiti\u201d. Tale effetto \u00e8 parzialmente
\n
compensato dall\u2019incremento degli altri debiti finanziari
\n
non correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario net-
\n
to che accolgono le passivit\u00e0 per il deficit del sistema
\n
elettrico spagnolo.
\n

\n\n\n\n
46.2 Passivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascu-
\n
na categoria delle passivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019I-
\n
FRS 9, distinte tra passivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti, esponendo separatamente i derivati di co-
\n
pertura e i derivati misurati al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato46.2.161.33361.73433.70239.784
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
a Conto economico
Derivati passivi al FVTPL 46.41332042.8484.485
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato 1332042.8484.485
a Conto economico
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
Derivati di fair value hedge 46.428105-17
Derivati di cash flow hedge 46.42.7543.0647361.959
Totale derivati passivi designati come strumenti 2.7823.1697361.976
di copertura
TOTALE64.24865.10737. 28646.245
\n\n\n\n\n
\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 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value
\n
si prega di far riferimento alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e passi-
\n
vit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n
46.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le passivit\u00e0 finanziarie va-
\n
lutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
\n
passivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Finanziamenti a lungo termine46.360.00061.08546.37.4 399.086
Finanziamenti a breve termine--46.33.6454.769
Debiti commerciali399723343912.72115.487
Altri debiti finanziari3613159.89710.442
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42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 3.287 milioni
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
2024-2023
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Ratei e risconti passivi operativi401464(63)-13,6%
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Debiti verso casse conguaglio - gestori di 297307(10)-3,3%
mercato e di servizi energetici
Debiti per tax partnership >12 mesi1.0011.262(261)-20,7%
Acconti diversi non correnti4243487621,8%
Altre partite1.1641.722(558)-32,4%
Totale3.2874.103(816)-19,9%
\n\n
\n
Le altre passivit\u00e0 non correnti si riducono di 816 milio-
\n
ni di euro, prevalentemente per minori debiti per ac-
\n
cordi da tax partnership per 261 milioni di euro negli
\n
Stati Uniti e per la variazione delle \u201cAltre partite\u201d per
\n
558 milioni di euro, principalmente per la variazione
\n
della passivit\u00e0 connessa al contenzioso PIS/COFINS in
\n
Brasile e per l\u2019impatto delle differenze cambio in Ame-
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rica Latina.
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43. Altre passivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 15.087 milioni
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
2024-2023
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Debiti diversi verso clienti1.6791.882(203)-10,8%
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Debiti verso operatori istituzionali di mercato5.2815.479(198)-3,6%
Debiti verso il personale514503112,2%
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Debiti tributari diversi1.2891.03425524,7%
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Debiti verso istituti di previdenza24423593,8%
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Ratei e risconti passivi correnti53731422371,0%
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Debiti per derivati scaduti su commodity 246437(191)-43,7%
energetiche <12 mesi
Debiti per dividendi2.5232.470532,1%
Debiti per tax partnership <12 mesi3622719133,6%
Acconti diversi correnti635144491-
Altri debiti1.7771.991(214)-10,7%
Totale15.08714.7603272,2%
\n\n
\n
La variazione in aumento delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d
\n
\u00e8 essenzialmente dovuta:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli \u201cAcconti diversi correnti\u201d relativi
\n
a e-distribuzione e riferiti agli acconti per contributi
\n
in conto impianti da enti pubblici per effetto degli
\n
incassi ricevuti nel 2024;
\n

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\u2022 all\u2019incremento dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovu-
\n
to principalmente alla Spagna per l\u2019incremento dei
\n
debiti inerenti alle tasse sulla produzione di energia
\n
nonch\u00e9 ai debiti per l\u2019imposta sul valore aggiunto
\n
dell\u2019Italia;
\n
\n\n
\u2022 all\u2019incremento dei \u201cRatei e risconti passivi correnti\u201d
\n
dovuto principalmente a Enel Reinsurance.
\n\n
Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi
\n
cauzionali da clienti in linea con il decremento del
\n
numero di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato,
\n
compensata dall\u2019incremento dei crediti commerciali
\n
in seguito al ripristino degli oneri di sistema della di-
\n
stribuzione;
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\n
\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali
\n
di mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in parti-
\n
colar modo a Servizio Elettrico Nazionale per la ridu-
\n
zione dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici
\n
e Ambientali rispetto all\u2019anno precedente e alla Spa-
\n
gna in particolare a Endesa Distribuci\u00f3n, parzialmen-
\n
te compensata in e-distribuzione dall\u2019incremento
\n
del debito per le componenti e gli oneri di sistema
\n
in seguito all\u2019aumento delle tariffe della componen-
\n
te Asos e Arim previsto dalle delibere dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) n.
\n
633/2023, n. 113/2024, n. 263/2024 e n. 384/2024;
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti per derivati scaduti su
\n
commodity energetiche <12 mesi\u201d.
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42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 3.287 milioni
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
2024-2023
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Ratei e risconti passivi operativi401464(63)-13,6%
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Le altre passivit\u00e0 non correnti si riducono di 816 milio-
\n
ni di euro, prevalentemente per minori debiti per ac-
\n
cordi da tax partnership per 261 milioni di euro negli
\n
Stati Uniti e per la variazione delle \u201cAltre partite\u201d per
\n
558 milioni di euro, principalmente per la variazione
\n
della passivit\u00e0 connessa al contenzioso PIS/COFINS in
\n
Brasile e per l\u2019impatto delle differenze cambio in Ame-
\n
rica Latina.
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
2024-2023
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Ratei e risconti passivi operativi401464(63)-13,6%
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Debiti verso casse conguaglio - gestori di 297307(10)-3,3%
mercato e di servizi energetici
Debiti per tax partnership >12 mesi1.0011.262(261)-20,7%
Acconti diversi non correnti4243487621,8%
Altre partite1.1641.722(558)-32,4%
Totale3.2874.103(816)-19,9%
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Le altre passivit\u00e0 non correnti si riducono di 816 milio-
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ni di euro, prevalentemente per minori debiti per ac-
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cordi da tax partnership per 261 milioni di euro negli
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Stati Uniti e per la variazione delle \u201cAltre partite\u201d per
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558 milioni di euro, principalmente per la variazione
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della passivit\u00e0 connessa al contenzioso PIS/COFINS in
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Brasile e per l\u2019impatto delle differenze cambio in Ame-
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rica Latina.
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43. Altre passivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 15.087 milioni
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
2024-2023
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Debiti diversi verso clienti1.6791.882(203)-10,8%
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Debiti verso operatori istituzionali di mercato5.2815.479(198)-3,6%
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Debiti per derivati scaduti su commodity 246437(191)-43,7%
energetiche <12 mesi
Debiti per dividendi2.5232.470532,1%
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Totale15.08714.7603272,2%
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La variazione in aumento delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d
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\u00e8 essenzialmente dovuta:
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\u2022 all\u2019incremento degli \u201cAcconti diversi correnti\u201d relativi
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incassi ricevuti nel 2024;
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\u2022 all\u2019incremento dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovu-
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to principalmente alla Spagna per l\u2019incremento dei
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debiti inerenti alle tasse sulla produzione di energia
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nonch\u00e9 ai debiti per l\u2019imposta sul valore aggiunto
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dell\u2019Italia;
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\u2022 all\u2019incremento dei \u201cRatei e risconti passivi correnti\u201d
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dovuto principalmente a Enel Reinsurance.
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Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati:
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\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
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principalmente la variazione in Italia dei depositi
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cauzionali da clienti in linea con il decremento del
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numero di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato,
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compensata dall\u2019incremento dei crediti commerciali
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in seguito al ripristino degli oneri di sistema della di-
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stribuzione;
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\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali
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di mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in parti-
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colar modo a Servizio Elettrico Nazionale per la ridu-
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zione dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici
\n
e Ambientali rispetto all\u2019anno precedente e alla Spa-
\n
gna in particolare a Endesa Distribuci\u00f3n, parzialmen-
\n
te compensata in e-distribuzione dall\u2019incremento
\n
del debito per le componenti e gli oneri di sistema
\n
in seguito all\u2019aumento delle tariffe della componen-
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te Asos e Arim previsto dalle delibere dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) n.
\n
633/2023, n. 113/2024, n. 263/2024 e n. 384/2024;
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Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
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Debiti per derivati scaduti su commodity 246437(191)-43,7%
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Debiti per tax partnership <12 mesi3622719133,6%
Acconti diversi correnti635144491-
Altri debiti1.7771.991(214)-10,7%
Totale15.08714.7603272,2%
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La variazione in aumento delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d
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\u00e8 essenzialmente dovuta:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli \u201cAcconti diversi correnti\u201d relativi
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a e-distribuzione e riferiti agli acconti per contributi
\n
in conto impianti da enti pubblici per effetto degli
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incassi ricevuti nel 2024;
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\u2022 all\u2019incremento dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovu-
\n
to principalmente alla Spagna per l\u2019incremento dei
\n
debiti inerenti alle tasse sulla produzione di energia
\n
nonch\u00e9 ai debiti per l\u2019imposta sul valore aggiunto
\n
dell\u2019Italia;
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\u2022 all\u2019incremento dei \u201cRatei e risconti passivi correnti\u201d
\n
dovuto principalmente a Enel Reinsurance.
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Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi
\n
cauzionali da clienti in linea con il decremento del
\n
numero di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato,
\n
compensata dall\u2019incremento dei crediti commerciali
\n
in seguito al ripristino degli oneri di sistema della di-
\n
stribuzione;
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\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali
\n
di mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in parti-
\n
colar modo a Servizio Elettrico Nazionale per la ridu-
\n
zione dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici
\n
e Ambientali rispetto all\u2019anno precedente e alla Spa-
\n
gna in particolare a Endesa Distribuci\u00f3n, parzialmen-
\n
te compensata in e-distribuzione dall\u2019incremento
\n
del debito per le componenti e gli oneri di sistema
\n
in seguito all\u2019aumento delle tariffe della componen-
\n
te Asos e Arim previsto dalle delibere dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) n.
\n
633/2023, n. 113/2024, n. 263/2024 e n. 384/2024;
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\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti per derivati scaduti su
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commodity energetiche <12 mesi\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag912": { "value": "\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Debiti diversi verso clienti1.6791.882(203)-10,8%
\n\n
\n

\n\n\n\n
Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi
\n
cauzionali da clienti in linea con il decremento del
\n
numero di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato,
\n
compensata dall\u2019incremento dei crediti commerciali
\n
in seguito al ripristino degli oneri di sistema della di-
\n
stribuzione;
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepositsFromCustomersExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag64": { "value": "\n
44. Flussi finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti all\u2019inizio dell\u2019esercizio(1)7.14311.543(4.400)
Cash flow da attivit\u00e0 operativa13.22314.620(1.397)
di cui discontinued operation-132
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento(4.108)(10.610)6.502
di cui discontinued operation-(442)
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento(7.989)(8.361)372
di cui discontinued operation-(16)
Effetto variazione cambi su disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti (74)(49)(25)
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti alla fine dell\u2019esercizio(2)8.1957. 1431.052
\n\n\n
\n
(1) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 6.801 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (11.041 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023), \u201cTitoli a
\n
breve\u201d pari a 81 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (78 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0
\n
possedute per la vendita\u201d pari a 261 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (98 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi
\n
equivalenti\u201d delle \u201cDiscontinued operation\u201d pari a 326 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023.
\n
(2) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 8.051 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (6.801 milioni di euro al 31 dicembre 2023), \u201cTitoli
\n
a breve\u201d pari a 138 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (81 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle
\n
\u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d pari a 6 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (261 milioni di euro al 31 dicembre 2023).
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 operativa nell\u2019esercizio 2024
\n
\u00e8 positivo per 13.223 milioni di euro, in riduzione di
\n
1.397 milioni di euro rispetto al valore dell\u2019esercizio
\n
precedente, prevalentemente per effetto del maggior
\n
fabbisogno connesso alla variazione del capitale cir-
\n
colante netto.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di investimento nell\u2019esercizio
\n
2024 ha assorbito liquidit\u00e0 per 4.108 milioni di euro,
\n
nel 2023 ne aveva assorbita per 10.610 milioni di euro.
\n
Gli investimenti in attivit\u00e0 materiali, immateriali e attivi-
\n
t\u00e0 derivanti da contratti con i clienti, pari a 11.010 mi-
\n
lioni di euro (13.563 milioni di euro nel 2023), di cui 189
\n
milioni di euro riferiti al perimetro classificato come
\n
disponibile per la vendita, sono stati contabilizzati al
\n
lordo dei contributi ricevuti (1.135 milioni di euro nel
\n
2024, 413 milioni di euro nel 2023).
\n
Le dismissioni di imprese o rami di imprese, espressi
\n
al netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
ceduti, sono pari a 5.622 milioni di euro e si riferiscono
\n
prevalentemente:
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power North
\n
America (EGPNA) dell\u2019intera quota detenuta in alcu-
\n
ne societ\u00e0 delle rinnovabili a fronte di un corrispet-
\n
tivo di 249 milioni di euro al netto della cassa ceduta
\n
di 4 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione della totalit\u00e0 delle partecipazioni dete-
\n
nute da Enel Per\u00fa SAC nelle societ\u00e0 di generazio-
\n
ne elettrica Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa SAA e Compa\u00f1\u00eda
\n
Energ\u00e9tica Veracruz SAC a Niagara Energy SAC per
\n
un corrispettivo totale di 1.100 milioni di euro al net-
\n
to della cassa ceduta di 98 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Per\u00fa SAC delle parteci-
\n
pazioni detenute nella societ\u00e0 Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa
\n
SAA e nella societ\u00e0 Enel X Per\u00fa SAC a North Lima
\n
Power Grid Holding SAC, a fronte di un corrispettivo
\n
totale di 2.865 milioni di euro al netto della cassa ce-
\n
duta di 15 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione della partecipazione detenuta in alcune
\n
societ\u00e0 statunitensi e canadesi operanti nella Linea di
\n
Business Enel X per un corrispettivo di 159 milioni di
\n
euro al netto della cassa ceduta di 1 milione di euro;
\n
\u2022 alla cessione, da parte della controllata e-distribu-
\n
zione SpA (e-distribuzione) ad A2A SpA (A2A), del
\n
90% del capitale sociale di Duereti Srl (Duereti), per
\n
un corrispettivo di circa 1.229 milioni di euro.
\n
Nel 2023 le dismissioni di imprese o rami di imprese,
\n
espresse al netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi
\n
equivalenti ceduti, risultavano pari a 2.083 milioni di
\n
euro e si riferivano prevalentemente:
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Argentina dell\u2019intera
\n
quota detenuta nella societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Co-
\n
stanera per un corrispettivo di 28 milioni di euro al
\n
netto della cassa ceduta di 14 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power India Pri-
\n
vate Limited dell\u2019intera partecipazione detenuta nel-
\n
la societ\u00e0 Khidrat Renewable Energy Private Limited
\n
per un corrispettivo di 4 milioni di euro;
\n

\n\n\n\n\n
\u2022 alla cessione a YPF e a Pan American Sur SA delle
\n
azioni detenute in Inversora Dock Sud SA e Central
\n
Dock Sud SA, per un corrispettivo complessivo di
\n
circa 29 milioni di euro al netto della cassa ceduta di
\n
19 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione dell\u201980% della partecipazione detenu-
\n
ta nella societ\u00e0 di bus colombiana Colombia ZE SAS
\n
per un corrispettivo di circa 6 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione del 50% delle due societ\u00e0 che pos-
\n
siedono tutte le attivit\u00e0 dedicate alle rinnovabili
\n
del Gruppo in Australia, nello specifico Enel Green
\n
Power Australia (Pty) Ltd ed Enel Green Power Au-
\n
stralia Trust, a INPEX Corporation, per un corrispet-
\n
tivo complessivo di 121 milioni di euro al netto della
\n
cassa ceduta di 21 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione delle partecipazioni detenute in Ro-
\n
mania per un corrispettivo complessivo di 1.013
\n
milioni di euro al netto della cassa ceduta di 228
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione della partecipazione detenuta in Tran-
\n
smisora de Energ\u00eda Renovable, in Guatemala, per
\n
un corrispettivo complessivo di 22 milioni di euro al
\n
netto della cassa ceduta di 11 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione della partecipazione detenuta da Enel
\n
Chile in Arcadia Generaci\u00f3n Solar SA a Sonnedix,
\n
per un corrispettivo complessivo di 533 milioni di
\n
euro al netto della cassa ceduta di 2 milioni di euro;
\n
\u2022 alla vendita del 50% di Enel Green Power Hellas, con-
\n
trollata al 100% da Enel Green Power per le rinnova-
\n
bili in Grecia, a Macquarie Asset Management, per
\n
un corrispettivo totale pari a 322 milioni di euro al
\n
netto della cassa ceduta di 29 milioni di euro.
\n
La liquidit\u00e0 generata dalle altre attivit\u00e0 di investimento/
\n
disinvestimento del 2024, pari a 145 milioni di euro, ac-
\n
coglie disinvestimenti minori in Italia, Iberia, Stati Uniti,
\n
Cile e Brasile mentre nel 2023 risultava pari a 474 mi-
\n
lioni di euro e si riferiva principalmente:
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in
\n
Tecnatom SA, per un corrispettivo complessivo di
\n
26 milioni di euro. L\u2019operazione non ha comportato
\n
impatti a Conto economico;
\n
\u2022 alla cessione della partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 Rusenergosbyt LLC per un corrispettivo di 83
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 a disinvestimenti minori prevalentemente in Italia,
\n
Iberia, Nord America e America Latina.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento ha assorbito
\n
liquidit\u00e0 per complessivi 7.989 milioni di euro, mentre
\n
nell\u2019esercizio 2023 ne aveva assorbita per 8.361 milioni
\n
di euro. Il flusso dell\u2019esercizio 2024 \u00e8 sostanzialmente
\n
relativo:
\n
\u2022 alla variazione dell\u2019indebitamento finanziario netto
\n
(quale saldo tra rimborsi, nuove accensioni e altri
\n
movimenti) per 5.104 milioni di euro;
\n
\u2022 al pagamento dei dividendi per 5.126 milioni di euro,
\n
cui si aggiungono 246 milioni di euro pagati a titolari
\n
di obbligazioni ibride perpetue;
\n
\u2022 alle emissioni di obbligazioni ibride per 889 milioni
\n
di euro e al relativo rimborso per 297 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Italia a Sosteneo Ener-
\n
gy Transition 1 di una quota di minoranza del 49%
\n
del capitale sociale detenuto in Enel Libra Flexsys Srl
\n
per un corrispettivo di 1.095 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione a Masdar della quota del 49,99% in
\n
Enel Green Power Espa\u00f1a Solar 1, societ\u00e0 che detie-
\n
ne impianti fotovoltaici in Endesa per un corrispetti-
\n
vo di 849 milioni di euro.
\n
Nel 2024 il cash flow legato all\u2019attivit\u00e0 di investimento
\n
per 4.108 milioni di euro e il cash flow da attivit\u00e0 di
\n
finanziamento pari a 7.989 milioni di euro hanno in
\n
parte assorbito il cash flow da attivit\u00e0 operativa, po-
\n
sitivo per 13.223 milioni di euro. La residua parte ha
\n
quindi determinato un incremento delle disponibilit\u00e0
\n
liquide e mezzi equivalenti, in aumento di 1.052 mi-
\n
lioni di euro (al netto dei 74 milioni di euro connessi
\n
all\u2019andamento negativo dei cambi delle diverse valute
\n
locali rispetto all\u2019euro).
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashFlowStatementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag770": { "value": "\n
45. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine \u2013
\n
Euro 55.767 milioni
\n
La tabella seguente mostra la ricostruzione della \u201cPo-
\n
sizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lun-
\n
go termine\u201d a partire dalle voci presenti nello schema
\n
di Stato patrimoniale consolidato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Finanziamenti a lungo termine3660.00061.085(1.085)-1,8%
Altri debiti finanziari non correnti inclusi 4064856-
nell\u2019indebitamento finanziario netto(1)
Finanziamenti a breve termine363.6454.769(1.124)-23,6%
Altri debiti finanziari correnti inclusi 4114113-
nell\u2019indebitamento finanziario netto(2)
Quote correnti dei finanziamenti a lungo 367.4 399.086(1.647)-18,1%
termine
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti 27. 1(2.676)(3.837)1.16130,3%
incluse nell\u2019indebitamento finanziario
netto
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse 28.1(4.668)(4.148)(520)-12,5%
nell\u2019indebitamento finanziario netto
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti33(8.051)(6.801)(1.250)-18,4%
Totale55.76760.163(4.396)-7,3 %
\n\n\n
\n
(1) La voce \u201cAltri debiti finanziari non correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d \u00e8 inclusa nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non cor-
\n
renti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) La voce \u201cAltri debiti finanziari correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d \u00e8 inclusa nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
Il prospetto della posizione finanziaria netta \u00e8 in
\n
linea con l\u2019Orientamento n. 39 emanato il 4 mar-
\n
zo 2021 dall\u2019ESMA, applicabile dal 5 maggio 2021,
\n
e con il Richiamo di Attenzione n. 5/2021 emesso
\n
dalla CONSOB il 29 aprile 2021, che ha sostituito
\n
i riferimenti alle raccomandazioni CESR e quelli
\n
presenti nella Comunicazione n. DEM/6064293 del
\n
28 luglio 2006 in materia di posizione finanziaria
\n
netta.
\n
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria net-
\n
ta, rispettivamente al 31 dicembre 2024 e al 31 dicem-
\n
bre 2023, riconciliata con l\u2019indebitamento finanziario
\n
netto predisposto secondo le modalit\u00e0 di rappresen-
\n
tazione del Gruppo Enel.
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Liquidit\u00e0
Denaro e valori in cassa33231043,5%
Depositi bancari e postali4.7624.664982,1%
Disponibilit\u00e0 liquide4.7954.6871082,3%
Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide3.2562.1141.14254,0%
Titoli138815770,4%
Crediti finanziari a breve termine2.3563.060(704)-23,0%
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine2 . 1741.0071.167-
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti4.6684.14852012,5%
Liquidit\u00e012.71910.9491.77016,2%
Indebitamento finanziario corrente
Debiti verso banche (344)(393)4912,5%
Commercial paper(2.406)(2.499)933,7%
Altri debiti finanziari correnti(1)(909)(1.878)96951,6%
Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti (3.659)(4.770)1.11123,3%
di debito)
Quota corrente di finanziamenti bancari(1.742)(1.992)25012,6%
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse(5.318)(6.763)1.44521,4%
Quota corrente debiti verso altri finanziatori(379)(331)(48)-14,5%
Quota corrente del debito finanziario non (7.439)(9.086)1.64718,1%
corrente
Indebitamento finanziario corrente(11.098)(13.856)2.75819,9%
Indebitamento finanziario corrente netto1.621(2.907)4.528-
Indebitamento finanziario non corrente
Debiti verso banche e istituti finanziatori(14.755)(14.500)(255)-1,8%
Debiti verso altri finanziatori(2)(3.027)(3.014)(13)-0,4%
Debito finanziario non corrente (esclusi la parte (17.782)(17.514)(268)-1,5%
corrente e gli strumenti di debito)
Obbligazioni(42.282)(43.579)1.2973,0%
Debiti commerciali e altri debiti non correnti ----
non remunerati che presentano una significativa
componente di finanziamento
Indebitamento finanziario non corrente(60.064)(61.093)1.0291,7%
Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 14262(248)-94,7%
classificate come possedute per la vendita\u201d
Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 (75)(1.150)1.07593,5%
incluse in gruppi in dismissione classificate
come possedute per la vendita\u201d
Totale indebitamento finanziario (58.504)(64.888)6.3849,8%
come da Comunicazione CONSOB
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo 2.6763.837(1.161)-30,3%
termine
( - ) Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 (14)(262)24894,7%
classificate come possedute per la vendita\u201d
( - ) Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 751.150(1.075)-93,5%
incluse in gruppi in dismissione classificate
come possedute per la vendita\u201d
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO(55.767)(60.163)4.3967, 3%
\n\n\n
\n
(1) Include gli \u201cAltri debiti finanziari correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
(2) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non
\n
correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n

\n\n\n\n\n\n
Si precisa che nella posizione netta ai fini CONSOB
\n
non sono inclusi n\u00e9 i derivati designati in hedge ac-
\n
counting n\u00e9 quelli di trading, negoziati con finalit\u00e0 di
\n
copertura gestionale.
\n
Al 31 dicembre 2024 tali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finan-
\n
ziarie sono esposte separatamente nello schema
\n
di Stato patrimoniale nelle seguenti voci: \u201cDerivati
\n
finanziari attivi non correnti\u201d per 2.003 milioni di
\n
euro (2.383 milioni di euro al 31 dicembre 2023),
\n
\u201cDerivati finanziari attivi correnti\u201d per 3.512 milioni
\n
di euro (6.407 milioni di euro al 31 dicembre 2023),
\n
\u201cDerivati finanziari passivi non correnti\u201d per 2.915
\n
milioni di euro (3.373 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2023) e \u201cDerivati finanziari passivi correnti\u201d per
\n
3.584 milioni di euro (6.461 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2023).
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a
\n
patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value a patrimonio netto (FVOCI) per natura, sud-
\n
divise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Partecipazioni altre imprese al FVOCI27587338--
Titoli FVOCI2 7. 157250528.113881
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate -39--
al FVOCI
Totale1.15988213881
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.2024338-
Acquisizioni--
Vendite--
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto109-
Altre variazioni140-
Saldo di chiusura al 31.12.2024587-
\n\n\n\n\n
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.202450581
Acquisizioni27111
Vendite(66)(61)
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto171
Riclassifiche(155)155
Altre variazioni-(49)
Saldo di chiusura al 31.12.2024572138
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDebtSecuritiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1027": { "value": "\n

\n
46. Strumenti finanziari per categoria
\n
Nella presente nota si forniscono le disclosure neces-
\n
sarie per la valutazione della significativit\u00e0 degli stru-
\n
menti finanziari per la posizione finanziaria e la perfor-
\n
mance del Gruppo.
\n\n

\n

\n
46.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di cia-
\n
scuna categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste
\n
dall\u2019IFRS 9, distinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e
\n
non correnti, esponendo separatamente i derivati di
\n
copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato46.1.15.1005.70927. 32 128.495
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI46.1.21.15988213881
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
a Conto economico
Derivati attivi al FVTPL 46.1.31262062.7934.443
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL46.1.34.0364.341200219
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato 4.1624.5472.9934.662
a Conto economico
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
Derivati di fair value hedge 46.1.410311318-
Derivati di cash flow hedge 46.1.41 .7742.0647011.964
Totale derivati attivi designati come strumenti 1.8772.1777191.964
di copertura
TOTALE12.29813.31531.17135.202
\n\n\n\n\n\n
\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 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair va-
\n
lue, si prega di far riferimento alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n\n
46.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie va-
\n
lutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
\n
attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

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

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

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

\n\n

\n\n

\n

\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti--338.0226.772
Crediti commerciali322.3331.7263213.60816.047
Quota corrente di crediti finanziari --28.12 . 1741.007
a lungo termine
Cash collateral --28.11.9822.899
Altri crediti finanziari27. 12.1013.33228.120330
\n\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi 27262310281214
in concessione al costo ammortizzato
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 4043411.3201.726
ammortizzato
Totale5.1005.70927. 32 128.495
\n\n\n
\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
ammontano a 32.421 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2024 (34.204 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e
\n
sono rilevate al netto del fondo perdite attese, pari a
\n
4.152 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (4.098 milio-
\n
ni di euro alla fine dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie
\n
di attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e
\n
sottoposte a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti sia-
\n
no state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9,
\n
la perdita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calco-
\n
lata utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita
\n
in caso di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso
\n
di default (EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanzia-
\n
ri dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi
\n
(comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il
\n
tasso di interesse effettivo originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi
\n
approcci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie di-
\n
verse da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing. Tale me-
\n
todo si applica verificando se vi \u00e8 stato un incremen-
\n
to significativo del rischio di credito rispetto all\u2019iscri-
\n
zione iniziale, mediante confronto tra la probabilit\u00e0
\n
di default all\u2019origination e la probabilit\u00e0 di default alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo
\n
perdite attese, calcolato in base alle perdite attese
\n
previste per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o
\n
lungo tutta la vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201csta-
\n
ging\u201d):
\n
\u2022 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che
\n
non hanno sub\u00edto un incremento significativo
\n
del rischio di credito rispetto alla rilevazione
\n
iniziale;
\n
\u2022 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito o che risultano deteriorate (ovvero, in
\n
default sulla base di informazioni relative allo sca-
\n
duto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing con o senza componente finanziaria signi-
\n
ficativa, in base alla ECL Lifetime senza tracciare le
\n
variazioni del rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata
\n
considerando informazioni qualitative e quantitative al
\n
fine di riflettere eventi e scenari macroeconomici futu-
\n
ri che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o
\n
dello strumento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle in-
\n
formazioni disponibili sul rischio di credito, la verifica
\n
dell\u2019incremento significativo del rischio di credito pu\u00f2
\n
essere effettuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmen-
\n
te significativi e per tutti i crediti che sono verificati
\n
singolarmente ai fini dell\u2019impairment in base a infor-
\n
mazioni ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazio-
\n
ni ragionevoli e supportabili per verificare le perdi-
\n
te attese su base individuale richiederebbe costi o
\n
sforzi eccessivi.
\n

\n

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

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

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

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

\n\n

\n\n

\n\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recu-
\n
perare un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzial-
\n
mente, si proceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo va-
\n
lore contabile lordo. L\u2019eliminazione contabile (ovvero,
\n
write-off) costituisce un evento di derecognition (per
\n

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

\n\n
esempio, estinzione, trasferimento o scadenza del
\n
diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La tabella che
\n
segue indica le perdite attese rilevate per le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie valutate al costo ammortizzato in base all\u2019ap-
\n
proccio generale e semplificato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Importo Fondo perdite Importo Fondo perdite
Milioni di eurolordoatteseTotalelordoatteseTotale
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti8.022-8.0226.772-6.772
Crediti commerciali19.7043.76315.94121.5483.77517.7 7 3
Crediti finanziari6.7763166.4607.5793117. 2 68
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 2.071731.9982.403122.391
ammortizzato
Totale36.5734.15232.42138.3024.09834.204
\n\n\n\n\n\n
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clien-
\n
ti basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indi-
\n
viduale (per esempio, pubbliche amministrazioni, autori-
\n
t\u00e0, controparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e
\n
grandi societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per esempio, clienti al
\n
dettaglio). In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 otte-
\n
nuta prevalentemente da provider esterni. Diversamen-
\n
te, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti com-
\n
merciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto,
\n
considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio
\n
locale, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti,
\n
anche in termini di tassi di default e recupero (com-
\n
prese le aspettative di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di
\n
default basata su uno scaduto di 180 giorni e pertan-
\n
to, oltre tale termine, si presume che i crediti com-
\n
merciali siano deteriorati (ovvero, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli spe-
\n
cifici mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti pre-
\n
sentano sostanzialmente le stesse caratteristiche di
\n
rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie
\n
contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su
\n
base collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti, il Gruppo considera le seguenti as-
\n
sunzioni riguardo ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 cal-
\n
colata per cluster e considerando dati storici di al-
\n
meno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun
\n
cluster, attualizzata in base al tasso di interesse ef-
\n
fettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di
\n
riferimento del bilancio al netto dei depositi di cas-
\n
sa, comprese le fatture emesse ma non scadute e le
\n
fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fon-
\n
do perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019ap-
\n
proccio generale).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese 12 mesiFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202329219
Accantonamenti-36
Utilizzi-11
Rilasci a Conto economico(32)(6)
Altre variazioni459
Saldo di chiusura al 31.12.202342269
Saldo di apertura al 01.01.202442269
Accantonamenti-87
Utilizzi-(22)
Rilasci a Conto economico(9)(6)
Altre variazioni86(131)
Saldo di chiusura al 31.12.2024119197
\n\n\n\n\n\n
\n

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

\n\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 tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Saldo di apertura al 01.01.20233.783
Accantonamenti1.384
Utilizzi(1.136)
Rilasci a Conto economico(210)
Altre variazioni(46)
Saldo di chiusura al 31.12.20233.775
Saldo di apertura al 01.01.20243.775
Accantonamenti1.337
Utilizzi(937)
Rilasci a Conto economico(244)
Altre variazioni(168)
Saldo di chiusura al 31.12.20243.763
\n\n\n\n\n\n
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202356
Accantonamenti149
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(1)
Altre variazioni(192)
Saldo di chiusura al 31.12.202312
Saldo di apertura al 01.01.202412
Accantonamenti227
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(4)
Altre variazioni(162)
Saldo di chiusura al 31.12.202473
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Si precisa che nella nota 47 \u201cRisk management\u201d
\n
sono fornite informazioni aggiuntive relativamen-
\n
te all\u2019esposizione al rischio di credito e alle perdite
\n
attese.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a
\n
patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value a patrimonio netto (FVOCI) per natura, sud-
\n
divise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Partecipazioni altre imprese al FVOCI27587338--
Titoli FVOCI2 7. 157250528.113881
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate -39--
al FVOCI
Totale1.15988213881
\n\n\n\n\n\n
\n

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

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

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

\n\n

\n

\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.2024338-
Acquisizioni--
Vendite--
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto109-
Altre variazioni140-
Saldo di chiusura al 31.12.2024587-
\n\n\n\n\n
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNon correntiCorrenti
Saldo di apertura al 01.01.202450581
Acquisizioni27111
Vendite(66)(61)
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto171
Riclassifiche(155)155
Altre variazioni-(49)
Saldo di chiusura al 31.12.2024572138
\n\n\n\n\n
\n

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

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

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

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

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

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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.1.4 Derivati attivi designati come strumenti
\n
di copertura
\n
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far ri-
\n
ferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

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

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

\n

\n\n
46.2 Passivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascu-
\n
na categoria delle passivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019I-
\n
FRS 9, distinte tra passivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti, esponendo separatamente i derivati di co-
\n
pertura e i derivati misurati al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato46.2.161.33361.73433.70239.784
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
a Conto economico
Derivati passivi al FVTPL 46.41332042.8484.485
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato 1332042.8484.485
a Conto economico
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
Derivati di fair value hedge 46.428105-17
Derivati di cash flow hedge 46.42.7543.0647361.959
Totale derivati passivi designati come strumenti 2.7823.1697361.976
di copertura
TOTALE64.24865.10737. 28646.245
\n\n\n\n\n
\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 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value
\n
si prega di far riferimento alla nota 50 \u201cAttivit\u00e0 e passi-
\n
vit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n
46.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le passivit\u00e0 finanziarie va-
\n
lutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
\n
passivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Finanziamenti a lungo termine46.360.00061.08546.37.4 399.086
Finanziamenti a breve termine--46.33.6454.769
Debiti commerciali399723343912.72115.487
Altri debiti finanziari3613159.89710.442
Totale61.33361.73433.70239.784
\n\n\n\n\n
\n

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

\n\n
46.3 Finanziamenti
\n
46.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse
\n
le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) \u2013
\n
Euro 67.439 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

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

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

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

\n\n

\n\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quota con Quota con
scadenza scadenza Variazione
Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair saldo
Milioni di euronominalecontabile corrente mesivaluenominalecontabile corrente mesivaluecontabile
al 31.12.2024al 31.12.2023
Obbligazioni:
- tasso fisso quotate26.88526.6323.4582 3.17425.67029.53929.1634.68624.47727.885(2.531)
- tasso variabile quotate1.7701.7563151.4411.7582.6432.6226231.9992.641(866)
- tasso fisso non quotate19.07718.8811.44817.43318.45118.33618.1291.35716.77217.84 2752
- tasso variabile non quotate3313319723433942842897331456(97)
Totale obbligazioni48.06347.6005.31842.28246.21850.94650.3426.76343.57948.824(2.742)
Finanziamenti bancari:
- tasso fisso 3.4853.4652343.2313.4443.8743.8228532.9693.746(357)
- tasso variabile 13.05813.0141.50811.50613. 14212.66412.6291.13911.49012.892385
- uso linee di credito 1818-18224141-4141(23)
revolving
Totale finanziamenti bancari16.56116.4971.74214.75516.60816.57916.4921.99214.50016.6795
Leasing:
- tasso fisso 2.8922.8923062.5862.8922.8522.8522562.5962.85240
- tasso variabile 39391227395353124153(14)
Totale leasing2.9312.9313182.6132.9312.9052.9052682.6372.90526
Altri finanziamenti non bancari:
- tasso fisso 41141161350411 42642663363426 (15)
- tasso variabile -----66-66(6)
Totale altri finanziamenti 4114116135041143243263369432(21)
non bancari
Totale finanziamenti a tasso 52.75052.2815.50746.77450.86855.02754.3927. 21547. 17752.751(2.111)
fisso
Totale finanziamenti a tasso 15.21615.1581.93213.22615.30015.83515.7791.87113.90816.089(621)
variabile
TOTALE67.96667.4397.43960.0006 6.16870.86270.1719.08661.08568.840(2.732)
\n\n\n\n\n
\n
Nella tabella seguente sono riportati i finanziamenti 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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tasso Tasso di Tasso Tasso di
medio di interesse medio di interesse
Saldo Valore Saldo Valore interesse in effettivo in interesse in effettivo in
Milioni di eurocontabilenominalecontabilenominalevigorevigorevigorevigore
al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Euro34.34934.51235.86536.1662,6%2,8%2,5%2,8%
Dollaro statunitense25.10325.34324.60124.8475,0%5,1%4,9%5,2%
Sterlina inglese3.8193.9194.6124.7204,3%4,5%4,6%4,8%
Peso colombiano2.0052.0091.8841.88811,8%11,8%13,5%13,5%
Real brasiliano1.4651.4822.2292.2559,8%9,9%10,5%10,6%
Franco svizzero1381383823824,0%4,0%1,8%1,8%
Peso cileno/UF4654675105145,2%5,2%5,1%5,2%
Altre valute95968890
Totale valute non euro33.09033.45434.30634.696
TOTALE67.43967.96670.17170.862
\n\n\n\n\n
\n

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

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

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

\n\n

\n\n
I finanziamenti a lungo termine espressi in divise diverse
\n
dall\u2019euro hanno sub\u00edto un decremento di 1.216 milioni
\n
di euro, attribuibile principalmente alle movimentazioni
\n
dei finanziamenti in sterlina inglese e real brasiliano.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza
\n
nei 12 mesi successivi)
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Variaz.
Valore perimetro di Nuove Diff. Valore
Milioni di euronominaleRimborsiconsolid.emissionidi cambionominale
al 31.12.2023al 31.12.2024
Obbligazioni50.946(7.779)-3.6351.26148.063
Finanziamenti19.916(2.651)2052.3825119.903
- di cui leasing2.905(422)(7)419362.931
Totale finanziamenti a lungo termine70.862(10.430)2056.0171.31267.966
\n\n\n\n\n
\n
Il valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine, pari
\n
a 67.966 milioni di euro al 31 dicembre 2024, registra
\n
un decremento di 2.896 milioni di euro rispetto al 31 di-
\n
cembre 2023; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da
\n
rimborsi pari a 10.430 milioni di euro a fronte di nuove
\n
emissioni pari a 6.017 milioni di euro, differenze negative
\n
dei cambi pari a 1.312 milioni di euro e riclassifica da \u201cat-
\n
tivit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d com-
\n
plessivamente per 205 milioni di euro; si evidenzia che
\n
quest\u2019ultima voce include 192 milioni di euro relativi a un
\n
finanziamento di 3SUN rimborsato nel corso del 2024.
\n
I rimborsi effettuati nel 2024 sono relativi a prestiti obbli-
\n
gazionari per un importo pari a 7.779 milioni di euro e a
\n
finanziamenti per un importo pari a 2.651 milioni di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati
\n
nel corso del 2024 si segnalano:
\n
\u2022 100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel Finance Inter-
\n
national, scaduto a febbraio 2024;
\n
\u2022 398 milioni di real brasiliani (equivalenti a 62 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a marzo 2024;
\n
\u2022 400 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 386
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Generaci\u00f3n Chile, scaduto ad aprile 2024;
\n
\u2022 51 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel, scaduto a
\n
maggio 2024;
\n
\u2022 750 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel, scaduto a mag-
\n
gio 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel Finance Interna-
\n
tional, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 500 milioni di real brasiliani (equivalenti a 78 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 350 milioni di real brasiliani (equivalenti a 55 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 370 milioni di real brasiliani (equivalenti a 58 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 850 milioni di sterline inglesi (equivalenti a 1.028 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 250.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti
\n
a 55 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Colombia, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 225 milioni di franchi svizzeri (equivalenti a 240 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.500 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
1.449 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un
\n
prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.250 milioni di euro relativi a un prestito obbliga-
\n
zionario a tasso fisso emesso da Enel Finance In-
\n
ternational e garantito da Enel, scaduto a settem-
\n
bre 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
966 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Finance America a ottobre 2022 con scadenza
\n
ottobre 2027, ripagato anticipatamente nel mese di
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\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 i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati
\n
nell\u2019esercizio si evidenziano:
\n
\u2022 200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving
\n
sostenibile a tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 625 milioni di euro di finanziamenti, di cui 391 milioni
\n
di euro relativi a finanziamenti sostenibili, da parte di
\n
societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 871 milioni di euro relativi a finanziamenti di Ende-
\n
sa, di cui 679 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili;
\n
\u2022 un controvalore di 572 milioni di euro relativo a fi-
\n
nanziamenti bancari relativi a societ\u00e0 sudamerica-
\n
ne, di cui 93 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2024 sono relati-
\n
ve a prestiti obbligazionari per un importo di 3.635 mi-
\n
lioni di euro e a finanziamenti per 2.382 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche delle principali operazioni
\n
finanziarie effettuate nel corso del 2024 e convertite in
\n
euro al cambio del 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Importo
Data di in milioni Valuta di Tasso Tipologia
Emittenteemissionedi euroemissionedi interessetassoScadenza
Obbligazioni
Enel Finance 23/01/2024750EUR3,38%Tasso fisso 23/07/2028
International
Enel Finance 23/01/20241.000EUR3,88%Tasso fisso 23/01/2035
International
Enel Finance 26/06/20241.207USD 5,13%Tasso fisso 26/06/2029
International
Enel Finance 26/06/2024724USD 5,50%Tasso fisso 26/06/2034
International
Totale obbligazioni3.681
Finanziamenti bancari
Enel Italia26/04/2024100EUR3,36%Tasso fisso 26/04/2039
e-distribuzione19/12/2024250EUR2,92%Tasso fisso 19/12/2039
Endesa29/10/2024125EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Endesa29/10/2024250EUREuribor 6M + 0,52%Tasso variabile31/10/2039
Endesa29/10/2024200EUREuribor 6M + 0,506%Tasso variabile31/10/2039
Endesa17/12/2024225EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Enel Chile31/05/2024277USDSOFR 3M + 0,75%Tasso variabile04/12/2037
Enel 13/05/202470USD5,28%Tasso fisso 13/05/2039
Distribui\u00e7\u00e3o
S\u00e3o Paulo
Enel Colombia19/02/202488COPIBR 1M + 2,96%Tasso variabile19/02/2031
Enel Colombia27/11/2024102COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Enel Colombia27/11/2024130COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Totale 1.817
finanziamenti
bancari
\n\n\n\n\n
\n
Struttura del valore nominale dei finanziamenti
\n
a lungo termine post-copertura
\n
La seguente tabella mostra gli effetti sulla struttura del
\n
valore nominale dei finanziamenti a lungo termine a
\n
valle delle coperture per la gestione del rischio di tasso
\n
di cambio:
\n

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

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

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

\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Val ore Impatto Valore Valore Impatto Valore
Saldo nominale antecopertura nominale post-Saldo nominale antecopertura nominale post-
Milioni di eurocontabilecoperturadel debitocoperturacontabilecoperturadel debitocopertura
Euro34.34934.51250,8%22.44356.95583,8%35.86536.16651,0%21.86258.02881,9%
Dollaro 25.10325.34337, 3%(19.122)6.2219,2%24.60124.84735,1%(17.850)6.9979,9%
statunitense
Sterlina inglese3.8193.9195,8%(3.919)--4.6124.7206,7%(4.720)--
Peso colombiano2.0052.0093,0%-2.0093,0%1.8841.8882,7%-1.8882,7%
Real brasiliano1.4651.4822,2%8702.3523,5%2.2292.2553,2%1.0473.3024,7%
Franco svizzero1381380,1%(138)--3823820,5%(382)--
Peso cileno/UF4654670,7%(170)2970,4%5105140,7%-5140,7%
Altre valute95960,1%361320,1%88900,1%431330,2%
Totale valute non 33.09033.45449,2%(22.443)11.01116,2%34.30634.69649,0%(21.862)12.83418,1%
euro
TOTALE67.43967.966100,0%-67.966100,0%70.17170.862100,0%-70.862100,0%
\n\n\n\n\n
\n
L\u2019ammontare dei finanziamenti a tasso variabile che
\n
non \u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di in-
\n
teresse rappresenta il principale elemento di rischio
\n
a causa del potenziale impatto negativo sul Conto
\n
economico, in termini di maggiori oneri finanziari,
\n
nel caso di un eventuale aumento del livello dei tassi
\n
di interesse di mercato. La seguente tabella mostra
\n
gli effetti sulla struttura del valore nominale dei finan-
\n
ziamenti a lungo termine a valle delle coperture per la
\n
gestione del rischio di tasso di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Valore Valore Valore Valore
nominale nominale nominale nominale
antepost-antepost-
Milioni di eurocopertura%copertura%copertura%copertura%
Tasso variabile15.21622,4%10.73215,8%15.83522,3%12.47217,6 %
Tasso fisso52.75077,6%57. 23484,2%55.02777,7%58.39082,4%
Totale6 7.96667.96670.86270.862
\n\n\n\n\n
\n
Al 31 dicembre 2024 il 22,4% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (22,3% al 31 dicembre 2023). Tenuto conto delle
\n
operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse
\n
in hedge accounting, risultate efficaci in base a quan-
\n
to previsto dagli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso
\n
di interesse al 31 dicembre 2024 risulta pari a 15,8%
\n
del valore nominale di finanziamenti a lungo termine
\n
(17,6% al 31 dicembre 2023).
\n
L\u2019esposizione del valore nominale dei finanziamenti al
\n
lungo termine al rischio tasso di cambio e di interesse
\n
post-copertura \u00e8 in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine -
\n
Principali covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazio-
\n
nale. Tali debiti sono rappresentati, in particolare, dal-
\n
le emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei
\n
programmi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle
\n
emissioni di strumenti obbligazionari non convertibili,
\n
subordinati ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanzia-
\n
menti concessi dalle banche e da altri istituti finanziari
\n
(tra cui la Banca Europea per gli Investimenti e Cassa
\n
Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligaziona-
\n
rie effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro
\n
Medium Term Notes di Enel ed Enel Finance Internatio-
\n
nal NV (inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance Inter-
\n
national NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finan-
\n
ziare i c.d. \u201celigible green projects\u201d del Gruppo) e quelli
\n
relativi ai prestiti obbligazionari emessi da Enel Finance
\n
International NV sul mercato americano, garantiti da
\n
Enel SpA, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019e-
\n
mittente e il garante non possono creare o mante-
\n
nere in essere ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti
\n

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

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

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

\n\n

\n\n
o parte dei propri beni o ricavi, a garanzia di deter-
\n
minati indebitamenti finanziari, a meno che gli stessi
\n
vincoli non siano estesi pariteticamente o pro quota
\n
ai prestiti obbligazionari in questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbli-
\n
gazionari e le relative garanzie costituiscono diretto,
\n
incondizionato e non garantito obbligo dell\u2019emitten-
\n
te e del garante, sono senza preferenza tra loro e
\n
sono almeno allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli al-
\n
tri prestiti, non subordinati e non garantiti, presenti
\n
e futuri, dell\u2019emittente e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un evento di inadempimento (superiore a
\n
specifiche soglie di rilevanza) su un determinato in-
\n
debitamento finanziario dell\u2019emittente o del garante
\n
e, in alcuni casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un
\n
inadempimento anche sui prestiti in questione che
\n
possono diventare immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019 Enel Finance International NV ha
\n
emesso sul mercato europeo (nell\u2019ambito del pro-
\n
gramma di emissioni obbligazionarie Euro Medium
\n
Term Notes - EMTN) e sul mercato americano alcuni
\n
prestiti obbligazionari \u201csostenibili\u201d, garantiti da Enel
\n
SpA, legati al raggiungimento di alcuni degli Obiettivi
\n
di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che
\n
contengono gli stessi covenant degli altri prestiti ob-
\n
bligazionari della stessa tipologia.
\n
Inoltre, Enel Finance America LLC detiene un prestito
\n
obbligazionario \u201csostenibile\u201d sul mercato americano,
\n
garantito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, in-
\n
clusi i Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo
\n
di rimborso solo in caso di scioglimento o liquidazione
\n
della Societ\u00e0, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascu-
\n
no strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a
\n
tutte le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente
\n
e ha un livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri
\n
strumenti finanziari ibridi emessi e superiore a quel-
\n
lo degli strumenti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di
\n
vendita o locazione di tutti o di una parte sostan-
\n
ziale dei propri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che
\n
quest\u2019ultima non subentri in tutte le obbligazioni in
\n
essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanzia-
\n
mento di Enel SpA ed Enel Finance International NV e
\n
delle altre societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainabili-
\n
ty-Linked Loan\u201d facility agreement sottoscritti da Enel
\n
SpA, possono essere riassunti come segue
\n
113
\n
:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il de-
\n
bitore e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a li-
\n
mitazioni in merito alla creazione di diritti reali di ga-
\n
ranzia o altri vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni
\n
o attivit\u00e0, fatta eccezione per i vincoli espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante non possono compie-
\n
re atti di disposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per gli atti di disposizione espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni
\n
di pagamento del debitore hanno lo stesso livello di
\n
\u201cseniority\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non
\n
garantiti e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in al-
\n
cuni casi, del garante, che potrebbero dare luogo
\n
alla rinegoziazione dei termini e delle condizioni dei
\n
finanziamenti o al rimborso anticipato obbligatorio
\n
dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento
\n
del rating del debitore o del garante al di sopra di
\n
determinati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un inadempimento (superiore a specifi-
\n
che soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario del debitore o, in alcuni casi, del
\n
garante, si verifica anche un inadempimento sui
\n
finanziamenti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche
\n
a carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 control-
\n
late dei soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti fi-
\n
nanziari presi in considerazione prevedono gli \u201cevents
\n
of default\u201d tipici della prassi internazionale, quali, per
\n
esempio, insolvenza, procedure concorsuali e cessa-
\n
zione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel
\n
nell\u2019interesse di e-distribuzione SpA, in relazione ad
\n
113. Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore
\n
e da Enel SpA (in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency (in seguito confluita in Export and Investment Fund of Denmark,
\n
\u201cEIFO\u201d) 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
\n
essa assunto e il pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali 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\n

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

\n

\n\n

\n\n
alcuni contratti di finanziamento stipulati tra la stessa
\n
e-distribuzione SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA,
\n
prevedono che, al termine di ogni periodo semestrale
\n
di misurazione, l\u2019indebitamento finanziario netto con-
\n
solidato di Enel non ecceda 4,5 volte l\u2019EBITDA consoli-
\n
dato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA,
\n
Enel Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0
\n
controllate spagnole e latinoamericane (in particolare
\n
Enel Generaci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli
\n
\u201cevents of default\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
46.3.2 Finanziamenti a breve termine
\n
\u2013 Euro 3.645 milioni
\n
Al 31 dicembre 2024 i finanziamenti a breve termi-
\n
ne ammontano complessivamente a 3.645 milioni di
\n
euro, registrando un decremento di 1.124 milioni di
\n
euro rispetto al 31 dicembre 2023, e sono dettagliati
\n
nella tabella che segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Debiti verso banche a breve termine344393(49)
Commercial paper2.4062.499(93)
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati7321.383(651)
Altri finanziamenti a breve termine163494(331)
Totale finanziamenti a breve termine3.6454.769(1.124)
\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.406
\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 8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a
\n
4.829 milioni di euro al 31 dicembre 2024, di Enel
\n
Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019intero ammontare delle com-
\n
mercial paper \u00e8 legato a obiettivi di sostenibilit\u00e0.
\n
Finanza con banche di sviluppo e agenzie
\n
di credito all\u2019esportazione (ACE)
\n
La finanza sostenibile si distingue per la sinergia fra
\n
capitale pubblico e privato. L\u2019integrazione di queste
\n
due fonti di finanziamento permette di sviluppare so-
\n
luzioni scalabili in grado di generare un valore econo-
\n
mico significativo, soprattutto nei Paesi in via di svilup-
\n
po e nei mercati emergenti.
\n
Enel ha ottenuto nuove forme di finanziamento con
\n
banche di sviluppo e agenzie di credito all\u2019esportazio-
\n
ne (ACE) attraverso transazioni che ambiscono a mo-
\n
bilitare capitale privato per lo sviluppo sostenibile, il cui
\n
valore complessivo ammonta a circa 10.000 milioni di
\n
euro, di cui circa il 50% nella forma sustainability-lin-
\n
ked. Pi\u00f9 in particolare, nel corso del 2024 il Gruppo
\n
ha siglato prestiti di tale natura per un totale di cir-
\n
ca 1.000 milioni di euro. Tra le principali operazioni si
\n
evidenzia il finanziamento General Corporate Purpose
\n
e Sustainability-Linked per complessivi 286 milioni di
\n
dollari statunitensi, firmato con una agenzia di credito
\n
all\u2019esportazione in favore di Enel Chile.
\n
Finanza Green
\n
Nel periodo 2017-2019, il Gruppo Enel ha emesso pre-
\n
stiti obbligazionari nella forma di Green Bond per un
\n
valore nozionale complessivo di 3.500 milioni di euro,
\n
dei quali 2.249 milioni di euro in essere al 31 dicembre
\n
2024.
\n

\n

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

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.4 Derivati passivi
\n
Per maggiori dettagli sui derivati passivi si prega di
\n
far riferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
46.5 Utili/(Perdite) netti
\n
La tabella seguente presenta gli utili e le perdite netti divisi per categoria di strumento finanziario, a esclusione dei
\n
derivati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
di cui: di cui:
(Impairment)/(Impairment)/
Utili/(Perdite) Ripristini di Utili/(Perdite) Ripristini di
Milioni di euronettiimpairmentnettiimpairment
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato(1.128)(1.388)(1.112)(1.320)
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
Partecipazioni al FVOCI----
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI19-15-
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI19-15-
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL(23)-6-
Attivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option)----
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL(23)-6-
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato (4.891)-(2.759)-
Passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
Passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione----
Passivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option)----
Totale passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL----
\n\n
\n
Per maggiori dettagli sugli utili/(perdite) netti sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 12 \u201cProventi/(Oneri)
\n
finanziari netti da contratti derivati\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1044": { "value": "\n
46.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie va-
\n
lutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
\n
attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n

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

\n

\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti--338.0226.772
Crediti commerciali322.3331.7263213.60816.047
Quota corrente di crediti finanziari --28.12 . 1741.007
a lungo termine
Cash collateral --28.11.9822.899
Altri crediti finanziari27. 12.1013.33228.120330
\n\n\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi 27262310281214
in concessione al costo ammortizzato
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 4043411.3201.726
ammortizzato
Totale5.1005.70927. 32 128.495
\n\n\n
\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
ammontano a 32.421 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2024 (34.204 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e
\n
sono rilevate al netto del fondo perdite attese, pari a
\n
4.152 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (4.098 milio-
\n
ni di euro alla fine dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie
\n
di attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e
\n
sottoposte a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti sia-
\n
no state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9,
\n
la perdita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calco-
\n
lata utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita
\n
in caso di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso
\n
di default (EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanzia-
\n
ri dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi
\n
(comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il
\n
tasso di interesse effettivo originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi
\n
approcci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie di-
\n
verse da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing. Tale me-
\n
todo si applica verificando se vi \u00e8 stato un incremen-
\n
to significativo del rischio di credito rispetto all\u2019iscri-
\n
zione iniziale, mediante confronto tra la probabilit\u00e0
\n
di default all\u2019origination e la probabilit\u00e0 di default alla
\n
data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo
\n
perdite attese, calcolato in base alle perdite attese
\n
previste per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o
\n
lungo tutta la vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201csta-
\n
ging\u201d):
\n
\u2022 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che
\n
non hanno sub\u00edto un incremento significativo
\n
del rischio di credito rispetto alla rilevazione
\n
iniziale;
\n
\u2022 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito o che risultano deteriorate (ovvero, in
\n
default sulla base di informazioni relative allo sca-
\n
duto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing con o senza componente finanziaria signi-
\n
ficativa, in base alla ECL Lifetime senza tracciare le
\n
variazioni del rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata
\n
considerando informazioni qualitative e quantitative al
\n
fine di riflettere eventi e scenari macroeconomici futu-
\n
ri che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o
\n
dello strumento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle in-
\n
formazioni disponibili sul rischio di credito, la verifica
\n
dell\u2019incremento significativo del rischio di credito pu\u00f2
\n
essere effettuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmen-
\n
te significativi e per tutti i crediti che sono verificati
\n
singolarmente ai fini dell\u2019impairment in base a infor-
\n
mazioni ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazio-
\n
ni ragionevoli e supportabili per verificare le perdi-
\n
te attese su base individuale richiederebbe costi o
\n
sforzi eccessivi.
\n

\n

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

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

\n\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recu-
\n
perare un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzial-
\n
mente, si proceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo va-
\n
lore contabile lordo. L\u2019eliminazione contabile (ovvero,
\n
write-off) costituisce un evento di derecognition (per
\n

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

\n\n
esempio, estinzione, trasferimento o scadenza del
\n
diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La tabella che
\n
segue indica le perdite attese rilevate per le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie valutate al costo ammortizzato in base all\u2019ap-
\n
proccio generale e semplificato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Importo Fondo perdite Importo Fondo perdite
Milioni di eurolordoatteseTotalelordoatteseTotale
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti8.022-8.0226.772-6.772
Crediti commerciali19.7043.76315.94121.5483.77517.7 7 3
Crediti finanziari6.7763166.4607.5793117. 2 68
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo 2.071731.9982.403122.391
ammortizzato
Totale36.5734.15232.42138.3024.09834.204
\n\n\n\n\n\n
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clien-
\n
ti basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indi-
\n
viduale (per esempio, pubbliche amministrazioni, autori-
\n
t\u00e0, controparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e
\n
grandi societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per esempio, clienti al
\n
dettaglio). In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 otte-
\n
nuta prevalentemente da provider esterni. Diversamen-
\n
te, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti com-
\n
merciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto,
\n
considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio
\n
locale, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti,
\n
anche in termini di tassi di default e recupero (com-
\n
prese le aspettative di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di
\n
default basata su uno scaduto di 180 giorni e pertan-
\n
to, oltre tale termine, si presume che i crediti com-
\n
merciali siano deteriorati (ovvero, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli spe-
\n
cifici mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti pre-
\n
sentano sostanzialmente le stesse caratteristiche di
\n
rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie
\n
contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su
\n
base collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti, il Gruppo considera le seguenti as-
\n
sunzioni riguardo ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 cal-
\n
colata per cluster e considerando dati storici di al-
\n
meno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun
\n
cluster, attualizzata in base al tasso di interesse ef-
\n
fettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di
\n
riferimento del bilancio al netto dei depositi di cas-
\n
sa, comprese le fatture emesse ma non scadute e le
\n
fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fon-
\n
do perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019ap-
\n
proccio generale).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese 12 mesiFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202329219
Accantonamenti-36
Utilizzi-11
Rilasci a Conto economico(32)(6)
Altre variazioni459
Saldo di chiusura al 31.12.202342269
Saldo di apertura al 01.01.202442269
Accantonamenti-87
Utilizzi-(22)
Rilasci a Conto economico(9)(6)
Altre variazioni86(131)
Saldo di chiusura al 31.12.2024119197
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Saldo di apertura al 01.01.20233.783
Accantonamenti1.384
Utilizzi(1.136)
Rilasci a Conto economico(210)
Altre variazioni(46)
Saldo di chiusura al 31.12.20233.775
Saldo di apertura al 01.01.20243.775
Accantonamenti1.337
Utilizzi(937)
Rilasci a Conto economico(244)
Altre variazioni(168)
Saldo di chiusura al 31.12.20243.763
\n\n\n\n\n\n
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFondo perdite attese Lifetime
Saldo di apertura al 01.01.202356
Accantonamenti149
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(1)
Altre variazioni(192)
Saldo di chiusura al 31.12.202312
Saldo di apertura al 01.01.202412
Accantonamenti227
Utilizzi-
Rilasci a Conto economico(4)
Altre variazioni(162)
Saldo di chiusura al 31.12.202473
\n\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Si precisa che nella nota 47 \u201cRisk management\u201d
\n
sono fornite informazioni aggiuntive relativamen-
\n
te all\u2019esposizione al rischio di credito e alle perdite
\n
attese.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAllowanceForCreditLossesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1055": { "value": "\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

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

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

\n\n\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:DisclosureOfFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1056": { "value": "\n

\n\n

\n\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

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

\n\n\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:DisclosureOfFinancialInstrumentsDesignatedAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1058": { "value": "\n

\n\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\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:DisclosureOfFinancialInstrumentsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1059": { "value": "\n
46.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al
\n
fair value rilevato a Conto economico (FVTPL) per
\n
natura, suddivise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non
\n
correnti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Non correntiCorrenti
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2023Noteal 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati al FVTPL49126206492.7934.443
Investimenti in attivit\u00e0 liquide --332929
Titoli e investimenti finanziari in fondi o 27. 13---
gestioni patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL2788--
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in 273.9304.080--
concessione al FVTPL
Crediti finanziari da contratti JDA al FVTPL95123--
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL -13028, 28.1171190
Totale4.1624.5472.9934.662
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialAssetsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1069": { "value": "\n
46.3 Finanziamenti
\n
46.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse
\n
le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) \u2013
\n
Euro 67.439 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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quota con Quota con
scadenza scadenza Variazione
Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair Valore Saldo Quota oltre i 12 Fair saldo
Milioni di euronominalecontabile corrente mesivaluenominalecontabile corrente mesivaluecontabile
al 31.12.2024al 31.12.2023
Obbligazioni:
- tasso fisso quotate26.88526.6323.4582 3.17425.67029.53929.1634.68624.47727.885(2.531)
- tasso variabile quotate1.7701.7563151.4411.7582.6432.6226231.9992.641(866)
- tasso fisso non quotate19.07718.8811.44817.43318.45118.33618.1291.35716.77217.84 2752
- tasso variabile non quotate3313319723433942842897331456(97)
Totale obbligazioni48.06347.6005.31842.28246.21850.94650.3426.76343.57948.824(2.742)
Finanziamenti bancari:
- tasso fisso 3.4853.4652343.2313.4443.8743.8228532.9693.746(357)
- tasso variabile 13.05813.0141.50811.50613. 14212.66412.6291.13911.49012.892385
- uso linee di credito 1818-18224141-4141(23)
revolving
Totale finanziamenti bancari16.56116.4971.74214.75516.60816.57916.4921.99214.50016.6795
Leasing:
- tasso fisso 2.8922.8923062.5862.8922.8522.8522562.5962.85240
- tasso variabile 39391227395353124153(14)
Totale leasing2.9312.9313182.6132.9312.9052.9052682.6372.90526
Altri finanziamenti non bancari:
- tasso fisso 41141161350411 42642663363426 (15)
- tasso variabile -----66-66(6)
Totale altri finanziamenti 4114116135041143243263369432(21)
non bancari
Totale finanziamenti a tasso 52.75052.2815.50746.77450.86855.02754.3927. 21547. 17752.751(2.111)
fisso
Totale finanziamenti a tasso 15.21615.1581.93213.22615.30015.83515.7791.87113.90816.089(621)
variabile
TOTALE67.96667.4397.43960.0006 6.16870.86270.1719.08661.08568.840(2.732)
\n\n\n\n\n
\n
Nella tabella seguente sono riportati i finanziamenti 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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tasso Tasso di Tasso Tasso di
medio di interesse medio di interesse
Saldo Valore Saldo Valore interesse in effettivo in interesse in effettivo in
Milioni di eurocontabilenominalecontabilenominalevigorevigorevigorevigore
al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Euro34.34934.51235.86536.1662,6%2,8%2,5%2,8%
Dollaro statunitense25.10325.34324.60124.8475,0%5,1%4,9%5,2%
Sterlina inglese3.8193.9194.6124.7204,3%4,5%4,6%4,8%
Peso colombiano2.0052.0091.8841.88811,8%11,8%13,5%13,5%
Real brasiliano1.4651.4822.2292.2559,8%9,9%10,5%10,6%
Franco svizzero1381383823824,0%4,0%1,8%1,8%
Peso cileno/UF4654675105145,2%5,2%5,1%5,2%
Altre valute95968890
Totale valute non euro33.09033.45434.30634.696
TOTALE67.43967.96670.17170.862
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I finanziamenti a lungo termine espressi in divise diverse
\n
dall\u2019euro hanno sub\u00edto un decremento di 1.216 milioni
\n
di euro, attribuibile principalmente alle movimentazioni
\n
dei finanziamenti in sterlina inglese e real brasiliano.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza
\n
nei 12 mesi successivi)
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Variaz.
Valore perimetro di Nuove Diff. Valore
Milioni di euronominaleRimborsiconsolid.emissionidi cambionominale
al 31.12.2023al 31.12.2024
Obbligazioni50.946(7.779)-3.6351.26148.063
Finanziamenti19.916(2.651)2052.3825119.903
- di cui leasing2.905(422)(7)419362.931
Totale finanziamenti a lungo termine70.862(10.430)2056.0171.31267.966
\n\n\n\n\n
\n
Il valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine, pari
\n
a 67.966 milioni di euro al 31 dicembre 2024, registra
\n
un decremento di 2.896 milioni di euro rispetto al 31 di-
\n
cembre 2023; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da
\n
rimborsi pari a 10.430 milioni di euro a fronte di nuove
\n
emissioni pari a 6.017 milioni di euro, differenze negative
\n
dei cambi pari a 1.312 milioni di euro e riclassifica da \u201cat-
\n
tivit\u00e0 classificate come possedute per la vendita\u201d com-
\n
plessivamente per 205 milioni di euro; si evidenzia che
\n
quest\u2019ultima voce include 192 milioni di euro relativi a un
\n
finanziamento di 3SUN rimborsato nel corso del 2024.
\n
I rimborsi effettuati nel 2024 sono relativi a prestiti obbli-
\n
gazionari per un importo pari a 7.779 milioni di euro e a
\n
finanziamenti per un importo pari a 2.651 milioni di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati
\n
nel corso del 2024 si segnalano:
\n
\u2022 100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel Finance Inter-
\n
national, scaduto a febbraio 2024;
\n
\u2022 398 milioni di real brasiliani (equivalenti a 62 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a marzo 2024;
\n
\u2022 400 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 386
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Generaci\u00f3n Chile, scaduto ad aprile 2024;
\n
\u2022 51 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso variabile emesso da Enel, scaduto a
\n
maggio 2024;
\n
\u2022 750 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel, scaduto a mag-
\n
gio 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di euro relativi a un prestito obbligazio-
\n
nario a tasso fisso emesso da Enel Finance Interna-
\n
tional, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 500 milioni di real brasiliani (equivalenti a 78 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 350 milioni di real brasiliani (equivalenti a 55 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a maggio 2024;
\n
\u2022 370 milioni di real brasiliani (equivalenti a 58 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2024), relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, scaduto a giugno 2024;
\n
\u2022 850 milioni di sterline inglesi (equivalenti a 1.028 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 250.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti
\n
a 55 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Colombia, scaduto ad agosto 2024;
\n
\u2022 225 milioni di franchi svizzeri (equivalenti a 240 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.500 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
1.449 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a un
\n
prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel
\n
Finance International, scaduto a settembre 2024;
\n
\u2022 1.250 milioni di euro relativi a un prestito obbliga-
\n
zionario a tasso fisso emesso da Enel Finance In-
\n
ternational e garantito da Enel, scaduto a settem-
\n
bre 2024;
\n
\u2022 1.000 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a
\n
966 milioni di euro al 31 dicembre 2024) relativi a
\n
un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da
\n
Enel Finance America a ottobre 2022 con scadenza
\n
ottobre 2027, ripagato anticipatamente nel mese di
\n
dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati
\n
nell\u2019esercizio si evidenziano:
\n
\u2022 200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving
\n
sostenibile a tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 625 milioni di euro di finanziamenti, di cui 391 milioni
\n
di euro relativi a finanziamenti sostenibili, da parte di
\n
societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 871 milioni di euro relativi a finanziamenti di Ende-
\n
sa, di cui 679 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili;
\n
\u2022 un controvalore di 572 milioni di euro relativo a fi-
\n
nanziamenti bancari relativi a societ\u00e0 sudamerica-
\n
ne, di cui 93 milioni di euro relativi a finanziamenti
\n
sostenibili.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2024 sono relati-
\n
ve a prestiti obbligazionari per un importo di 3.635 mi-
\n
lioni di euro e a finanziamenti per 2.382 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche delle principali operazioni
\n
finanziarie effettuate nel corso del 2024 e convertite in
\n
euro al cambio del 31 dicembre 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Importo
Data di in milioni Valuta di Tasso Tipologia
Emittenteemissionedi euroemissionedi interessetassoScadenza
Obbligazioni
Enel Finance 23/01/2024750EUR3,38%Tasso fisso 23/07/2028
International
Enel Finance 23/01/20241.000EUR3,88%Tasso fisso 23/01/2035
International
Enel Finance 26/06/20241.207USD 5,13%Tasso fisso 26/06/2029
International
Enel Finance 26/06/2024724USD 5,50%Tasso fisso 26/06/2034
International
Totale obbligazioni3.681
Finanziamenti bancari
Enel Italia26/04/2024100EUR3,36%Tasso fisso 26/04/2039
e-distribuzione19/12/2024250EUR2,92%Tasso fisso 19/12/2039
Endesa29/10/2024125EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Endesa29/10/2024250EUREuribor 6M + 0,52%Tasso variabile31/10/2039
Endesa29/10/2024200EUREuribor 6M + 0,506%Tasso variabile31/10/2039
Endesa17/12/2024225EUREuribor 6M + 0,4%Tasso variabile17/12/2027
Enel Chile31/05/2024277USDSOFR 3M + 0,75%Tasso variabile04/12/2037
Enel 13/05/202470USD5,28%Tasso fisso 13/05/2039
Distribui\u00e7\u00e3o
S\u00e3o Paulo
Enel Colombia19/02/202488COPIBR 1M + 2,96%Tasso variabile19/02/2031
Enel Colombia27/11/2024102COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Enel Colombia27/11/2024130COPIBR O/N + 1,79%Tasso variabile28/11/2033
Totale 1.817
finanziamenti
bancari
\n\n\n\n\n
\n
Struttura del valore nominale dei finanziamenti
\n
a lungo termine post-copertura
\n
La seguente tabella mostra gli effetti sulla struttura del
\n
valore nominale dei finanziamenti a lungo termine a
\n
valle delle coperture per la gestione del rischio di tasso
\n
di cambio:
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Val ore Impatto Valore Valore Impatto Valore
Saldo nominale antecopertura nominale post-Saldo nominale antecopertura nominale post-
Milioni di eurocontabilecoperturadel debitocoperturacontabilecoperturadel debitocopertura
Euro34.34934.51250,8%22.44356.95583,8%35.86536.16651,0%21.86258.02881,9%
Dollaro 25.10325.34337, 3%(19.122)6.2219,2%24.60124.84735,1%(17.850)6.9979,9%
statunitense
Sterlina inglese3.8193.9195,8%(3.919)--4.6124.7206,7%(4.720)--
Peso colombiano2.0052.0093,0%-2.0093,0%1.8841.8882,7%-1.8882,7%
Real brasiliano1.4651.4822,2%8702.3523,5%2.2292.2553,2%1.0473.3024,7%
Franco svizzero1381380,1%(138)--3823820,5%(382)--
Peso cileno/UF4654670,7%(170)2970,4%5105140,7%-5140,7%
Altre valute95960,1%361320,1%88900,1%431330,2%
Totale valute non 33.09033.45449,2%(22.443)11.01116,2%34.30634.69649,0%(21.862)12.83418,1%
euro
TOTALE67.43967.966100,0%-67.966100,0%70.17170.862100,0%-70.862100,0%
\n\n\n\n\n
\n
L\u2019ammontare dei finanziamenti a tasso variabile che
\n
non \u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di in-
\n
teresse rappresenta il principale elemento di rischio
\n
a causa del potenziale impatto negativo sul Conto
\n
economico, in termini di maggiori oneri finanziari,
\n
nel caso di un eventuale aumento del livello dei tassi
\n
di interesse di mercato. La seguente tabella mostra
\n
gli effetti sulla struttura del valore nominale dei finan-
\n
ziamenti a lungo termine a valle delle coperture per la
\n
gestione del rischio di tasso di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Valore Valore Valore Valore
nominale nominale nominale nominale
antepost-antepost-
Milioni di eurocopertura%copertura%copertura%copertura%
Tasso variabile15.21622,4%10.73215,8%15.83522,3%12.47217,6 %
Tasso fisso52.75077,6%57. 23484,2%55.02777,7%58.39082,4%
Totale6 7.96667.96670.86270.862
\n\n\n\n\n
\n
Al 31 dicembre 2024 il 22,4% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (22,3% al 31 dicembre 2023). Tenuto conto delle
\n
operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse
\n
in hedge accounting, risultate efficaci in base a quan-
\n
to previsto dagli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso
\n
di interesse al 31 dicembre 2024 risulta pari a 15,8%
\n
del valore nominale di finanziamenti a lungo termine
\n
(17,6% al 31 dicembre 2023).
\n
L\u2019esposizione del valore nominale dei finanziamenti al
\n
lungo termine al rischio tasso di cambio e di interesse
\n
post-copertura \u00e8 in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine -
\n
Principali covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazio-
\n
nale. Tali debiti sono rappresentati, in particolare, dal-
\n
le emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei
\n
programmi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle
\n
emissioni di strumenti obbligazionari non convertibili,
\n
subordinati ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanzia-
\n
menti concessi dalle banche e da altri istituti finanziari
\n
(tra cui la Banca Europea per gli Investimenti e Cassa
\n
Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligaziona-
\n
rie effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro
\n
Medium Term Notes di Enel ed Enel Finance Internatio-
\n
nal NV (inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance Inter-
\n
national NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finan-
\n
ziare i c.d. \u201celigible green projects\u201d del Gruppo) e quelli
\n
relativi ai prestiti obbligazionari emessi da Enel Finance
\n
International NV sul mercato americano, garantiti da
\n
Enel SpA, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019e-
\n
mittente e il garante non possono creare o mante-
\n
nere in essere ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
o parte dei propri beni o ricavi, a garanzia di deter-
\n
minati indebitamenti finanziari, a meno che gli stessi
\n
vincoli non siano estesi pariteticamente o pro quota
\n
ai prestiti obbligazionari in questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbli-
\n
gazionari e le relative garanzie costituiscono diretto,
\n
incondizionato e non garantito obbligo dell\u2019emitten-
\n
te e del garante, sono senza preferenza tra loro e
\n
sono almeno allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli al-
\n
tri prestiti, non subordinati e non garantiti, presenti
\n
e futuri, dell\u2019emittente e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un evento di inadempimento (superiore a
\n
specifiche soglie di rilevanza) su un determinato in-
\n
debitamento finanziario dell\u2019emittente o del garante
\n
e, in alcuni casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un
\n
inadempimento anche sui prestiti in questione che
\n
possono diventare immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019 Enel Finance International NV ha
\n
emesso sul mercato europeo (nell\u2019ambito del pro-
\n
gramma di emissioni obbligazionarie Euro Medium
\n
Term Notes - EMTN) e sul mercato americano alcuni
\n
prestiti obbligazionari \u201csostenibili\u201d, garantiti da Enel
\n
SpA, legati al raggiungimento di alcuni degli Obiettivi
\n
di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che
\n
contengono gli stessi covenant degli altri prestiti ob-
\n
bligazionari della stessa tipologia.
\n
Inoltre, Enel Finance America LLC detiene un prestito
\n
obbligazionario \u201csostenibile\u201d sul mercato americano,
\n
garantito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, in-
\n
clusi i Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo
\n
di rimborso solo in caso di scioglimento o liquidazione
\n
della Societ\u00e0, possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascu-
\n
no strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a
\n
tutte le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente
\n
e ha un livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri
\n
strumenti finanziari ibridi emessi e superiore a quel-
\n
lo degli strumenti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di
\n
vendita o locazione di tutti o di una parte sostan-
\n
ziale dei propri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che
\n
quest\u2019ultima non subentri in tutte le obbligazioni in
\n
essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanzia-
\n
mento di Enel SpA ed Enel Finance International NV e
\n
delle altre societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainabili-
\n
ty-Linked Loan\u201d facility agreement sottoscritti da Enel
\n
SpA, possono essere riassunti come segue
\n
113
\n
:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il de-
\n
bitore e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a li-
\n
mitazioni in merito alla creazione di diritti reali di ga-
\n
ranzia o altri vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni
\n
o attivit\u00e0, fatta eccezione per i vincoli espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante non possono compie-
\n
re atti di disposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per gli atti di disposizione espressamente
\n
ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni
\n
di pagamento del debitore hanno lo stesso livello di
\n
\u201cseniority\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non
\n
garantiti e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in al-
\n
cuni casi, del garante, che potrebbero dare luogo
\n
alla rinegoziazione dei termini e delle condizioni dei
\n
finanziamenti o al rimborso anticipato obbligatorio
\n
dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento
\n
del rating del debitore o del garante al di sopra di
\n
determinati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso
\n
si verifichi un inadempimento (superiore a specifi-
\n
che soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario del debitore o, in alcuni casi, del
\n
garante, si verifica anche un inadempimento sui
\n
finanziamenti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche
\n
a carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 control-
\n
late dei soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti fi-
\n
nanziari presi in considerazione prevedono gli \u201cevents
\n
of default\u201d tipici della prassi internazionale, quali, per
\n
esempio, insolvenza, procedure concorsuali e cessa-
\n
zione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel
\n
nell\u2019interesse di e-distribuzione SpA, in relazione ad
\n
113. Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore
\n
e da Enel SpA (in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency (in seguito confluita in Export and Investment Fund of Denmark,
\n
\u201cEIFO\u201d) 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
\n
essa assunto e il pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali 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
alcuni contratti di finanziamento stipulati tra la stessa
\n
e-distribuzione SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA,
\n
prevedono che, al termine di ogni periodo semestrale
\n
di misurazione, l\u2019indebitamento finanziario netto con-
\n
solidato di Enel non ecceda 4,5 volte l\u2019EBITDA consoli-
\n
dato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA,
\n
Enel Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0
\n
controllate spagnole e latinoamericane (in particolare
\n
Enel Generaci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli
\n
\u201cevents of default\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
46.3.2 Finanziamenti a breve termine
\n
\u2013 Euro 3.645 milioni
\n
Al 31 dicembre 2024 i finanziamenti a breve termi-
\n
ne ammontano complessivamente a 3.645 milioni di
\n
euro, registrando un decremento di 1.124 milioni di
\n
euro rispetto al 31 dicembre 2023, e sono dettagliati
\n
nella tabella che segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Debiti verso banche a breve termine344393(49)
Commercial paper2.4062.499(93)
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati7321.383(651)
Altri finanziamenti a breve termine163494(331)
Totale finanziamenti a breve termine3.6454.769(1.124)
\n\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.406
\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 8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a
\n
4.829 milioni di euro al 31 dicembre 2024, di Enel
\n
Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2024 l\u2019intero ammontare delle com-
\n
mercial paper \u00e8 legato a obiettivi di sostenibilit\u00e0.
\n
Finanza con banche di sviluppo e agenzie
\n
di credito all\u2019esportazione (ACE)
\n
La finanza sostenibile si distingue per la sinergia fra
\n
capitale pubblico e privato. L\u2019integrazione di queste
\n
due fonti di finanziamento permette di sviluppare so-
\n
luzioni scalabili in grado di generare un valore econo-
\n
mico significativo, soprattutto nei Paesi in via di svilup-
\n
po e nei mercati emergenti.
\n
Enel ha ottenuto nuove forme di finanziamento con
\n
banche di sviluppo e agenzie di credito all\u2019esportazio-
\n
ne (ACE) attraverso transazioni che ambiscono a mo-
\n
bilitare capitale privato per lo sviluppo sostenibile, il cui
\n
valore complessivo ammonta a circa 10.000 milioni di
\n
euro, di cui circa il 50% nella forma sustainability-lin-
\n
ked. Pi\u00f9 in particolare, nel corso del 2024 il Gruppo
\n
ha siglato prestiti di tale natura per un totale di cir-
\n
ca 1.000 milioni di euro. Tra le principali operazioni si
\n
evidenzia il finanziamento General Corporate Purpose
\n
e Sustainability-Linked per complessivi 286 milioni di
\n
dollari statunitensi, firmato con una agenzia di credito
\n
all\u2019esportazione in favore di Enel Chile.
\n
Finanza Green
\n
Nel periodo 2017-2019, il Gruppo Enel ha emesso pre-
\n
stiti obbligazionari nella forma di Green Bond per un
\n
valore nozionale complessivo di 3.500 milioni di euro,
\n
dei quali 2.249 milioni di euro in essere al 31 dicembre
\n
2024.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSubordinatedLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1004": { "value": "\n

\n
47. Risk management
\n
Governance e obiettivi di gestione
\n
dei rischi finanziari
\n
Il Gruppo Enel, nello svolgimento della propria attivit\u00e0
\n
industriale, \u00e8 esposto a rischi di natura finanziaria quali
\n
il rischio di tasso di interesse, di commodity, di tasso di
\n
cambio, credito e controparte e di liquidit\u00e0.
\n
Come riportato nel capitolo \u201cRisk Management\u201d della
\n
Relazione sulla gestione, la governance adottata dal
\n
Gruppo per i rischi finanziari prevede la presenza di
\n
comitati di rischio, l\u2019impiego di policy dedicate, metri-
\n
che di misurazione e limiti operativi.
\n
L\u2019obiettivo primario di Enel \u00e8 quello di mitigare oppor-
\n
tunamente i rischi finanziari, affinch\u00e9 questi non com-
\n
portino variazioni inattese dei risultati economici.
\n
Nei paragrafi successivi verranno dettagliati i rischi di
\n
natura finanziaria sopra menzionati.
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
Il rischio di tasso di interesse deriva principalmen-
\n
te dall\u2019impiego di strumenti finanziari e si manifesta
\n
principalmente come variazione inattesa degli oneri
\n
relativi alle passivit\u00e0 finanziarie, se indicizzati a tasso
\n
variabile e/o soggetti all\u2019incertezza delle condizioni
\n
economiche nella negoziazione dei nuovi strumenti di
\n
debito, nonch\u00e9 come variazione inattesa del valore di
\n
strumenti finanziari valutati al fair value (quali il debito
\n
a tasso fisso).
\n
Le principali passivit\u00e0 finanziarie detenute dal Gruppo
\n
comprendono prestiti obbligazionari, finanziamenti
\n
bancari, debiti verso altri finanziatori, commercial pa-
\n
per, derivati, depositi in denaro ricevuti a garanzia di
\n
contratti commerciali o derivati (garanzie passive, cash
\n
collateral).
\n
Il Gruppo gestisce il rischio di tasso di interesse princi-
\n
palmente attraverso la definizione di una struttura finan-
\n
ziaria ottimale con il duplice obiettivo di stabilizzazione
\n

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

\n
degli oneri e di contenimento del costo della provvista.
\n
Tale obiettivo viene raggiunto sia attraverso la diver-
\n
sificazione del portafoglio di passivit\u00e0 finanziarie, per
\n
tipologia contrattuale, durata e condizioni, sia modifi-
\n
cando il profilo di rischio di specifiche esposizioni at-
\n
traverso la stipula di contratti finanziari derivati OTC,
\n
principalmente interest rate swap e interest rate op-
\n
tion. La scadenza del contratto derivato non eccede la
\n
scadenza della passivit\u00e0 finanziaria sottostante cosic-
\n
ch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei flussi di cassa
\n
attesi dell\u2019uno bilancia la corrispondente variazione del
\n
fair value e/o dei flussi di cassa attesi dell\u2019altra.
\n
In alcuni casi residuali possono essere adottate tecni-
\n
che di proxy hedging, qualora gli strumenti di copertu-
\n
ra relativi ai fattori di rischio nativi non siano disponibili
\n
sul mercato o non siano sufficientemente liquidi.
\n
Attraverso i contratti di interest rate swap, Enel con-
\n
corda con la controparte di scambiare periodica-
\n
mente i flussi di cassa relativi agli interessi a tasso
\n
variabile con quelli relativi agli interessi a tasso fisso,
\n
entrambi calcolati sul medesimo capitale nozionale di
\n
riferimento.
\n
Nella tabella seguente viene fornito, alla data del 31 di-
\n
cembre 2024 e del 31 dicembre 2023 il nozionale dei
\n
contratti derivati su tasso di interesse suddiviso per
\n
tipologia contrattuale:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionale
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Da variabile a fisso interest rate swap6.8755.996
Da fisso a variabile interest rate swap8281.386
Da variabile a variabile interest rate swap556644
Totale8.2598.026
\n\n\n
\n
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse
\n
si prega di far riferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed he-
\n
dge accounting\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2024 il 22,4% (22,3% al 31 dicembre
\n
2023) del valore nominale dei finanziamenti a lungo
\n
termine \u00e8 espresso a tassi variabili. Tenuto conto delle
\n
efficaci relazioni di copertura dei flussi finanziari con-
\n
nessi al rischio di tasso di interesse (in base a quanto
\n
previsto dagli IFRS-EU), il valore nozionale dei finanzia-
\n
menti a lungo termine esposto al rischio tasso di inte-
\n
resse risulta pari al 15,8% al 31 dicembre 2024 (17,6% al
\n
31 dicembre 2023).
\n
Includendo i derivati su tassi di interesse trattati come
\n
coperture economiche non ammissibili all\u2019hedge ac-
\n
counting, la percentuale del valore nominale dei finan-
\n
ziamenti a lungo termine esposto al rischio legato a
\n
tassi variabili rimane invariata.
\n
Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del tasso di interesse
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima
\n
degli effetti sul valore delle poste di bilancio relative al
\n
portafoglio in strumenti finanziari derivanti da variazio-
\n
ni nel livello dei tassi di interesse.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale
\n
impatto sul Conto economico e sul patrimonio netto
\n
di diversi scenari di mercato che determinerebbero la
\n
variazione del fair value degli strumenti finanziari de-
\n
rivati e la variazione degli oneri finanziari relativi alla
\n
quota di indebitamento lordo non coperto.
\n
Tali scenari di mercato sono ottenuti mediante la tra-
\n
slazione parallela, in aumento e in diminuzione di 25
\n
punti base, della curva dei tassi di interesse di riferi-
\n
mento alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9
\n
delle assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 ri-
\n
spetto al periodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato
\n
prima delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel li-
\n
vello dei tassi di interesse come segue.
\n

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

\n

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Impatto a Conto economicoImpatto a patrimonio netto
(al lordo delle imposte)(al lordo delle imposte)
Incremento Decremento Incremento Decremento
Milioni di euroPunti basepunti basepunti basepunti basepunti base
Variazione degli oneri finanziari sul valore nozionale 2527(27)
dei finanziamenti a lungo termine a tasso variabile
dopo le coperture
Variazione del fair value degli strumenti finanziari 253(3)
derivati classificati non di copertura
Variazione del fair value degli strumenti finanziari
derivati designati come strumenti di copertura
Cash flow hedge2556(56)
Fair value hedge25(4)4
\n\n\n
\n\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmen-
\n
te come variazioni inattese delle poste di bilancio de-
\n
rivanti da transazioni denominate in una valuta diversa
\n
dalla valuta di conto. Il Bilancio consolidato del Gruppo
\n
\u00e8 inoltre soggetto al rischio traslativo come conse-
\n
guenza della conversione dei bilanci delle controllate
\n
estere, denominati in valuta locale, in euro quale valuta
\n
di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio
\n
\u00e8 legata in particolare alle operazioni di compravendita
\n
di combustibili ed energia, agli investimenti (flussi di
\n
cassa per costi capitalizzati), ai dividendi e alla com-
\n
pravendita di partecipazioni, ai rapporti commerciali e
\n
alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di
\n
cambio prevedono la mitigazione degli effetti sul risul-
\n
tato economico delle variazioni del livello dei tassi di
\n
cambio, con l\u2019esclusione degli effetti traslativi connessi
\n
al consolidamento contabile.
\n
Al fine di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di
\n
cambio, Enel adotta strategie di diversificazione geo-
\n
grafica delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule
\n
di indicizzazione nei contratti commerciali, e stipula
\n
diverse tipologie di contratti derivati, tipicamente sul
\n
mercato Over the Counter (OTC).
\n
I contratti derivati presenti nel portafoglio di strumenti
\n
finanziari del Gruppo sono cross currency interest rate
\n
swap, currency forward e currency swap. La scadenza
\n
di tali contratti non eccede la scadenza dello strumen-
\n
to sottostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value
\n
e/o dei flussi di cassa attesi degli uni bilancia le corri-
\n
spondenti variazioni del fair value e/o dei flussi di cassa
\n
attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di tra-
\n
sformare una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, de-
\n
nominata in una divisa diversa da quella di conto, in
\n
un\u2019equivalente passivit\u00e0 finanziaria denominata nella
\n
divisa di conto.
\n
I currency forward sono contratti con i quali le con-
\n
troparti concordano lo scambio bidirezionale di ca-
\n
pitali denominati in divise diverse, a una determinata
\n
data futura e a un certo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d).
\n
Tali contratti possono prevedere la consegna effetti-
\n
va del capitale scambiato (deliverable forward) o la
\n
corresponsione del differenziale generato dalla disu-
\n
guaglianza tra il tasso di cambio strike e il livello del
\n
cambio prevalente sul mercato alla data di scadenza
\n
(non-deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il tasso
\n
di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono
\n
essere determinati come medie dei tassi osservati in
\n
un determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le contro-
\n
parti concordano due operazioni di segno opposto a
\n
differenti date future (tipicamente una a pronti e una a
\n
termine) che prevedono lo scambio di capitali denomi-
\n
nati in divise diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31
\n
dicembre 2024 e del 31 dicembre 2023, il nozionale
\n
delle operazioni in essere suddivise per tipologia di
\n
posta coperta.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionale
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 25.72025.890
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity3.7956.496
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro1.8183.134
Altri contratti forward 292602
Totale31.62536.122
\n\n\n
\n

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

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

\n

\n\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
25.720 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento contratto in va-
\n
luta (25.890 milioni di euro al 31 dicembre 2023);
\n
\u2022 contratti currency forward e cross currency swap
\n
con un ammontare nozionale complessivo di 5.613
\n
milioni di euro utilizzati per coprire il rischio cam-
\n
bio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di commodity
\n
energetiche e metallifere, e ai flussi attesi in valute
\n
diverse dall\u2019euro (9.630 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2023).
\n
Nella voce \u201cAltri contratti forward\u201d sono ricomprese le
\n
operazioni in derivati OTC posti in essere al fine di miti-
\n
gare il rischio di cambio relativo ai flussi attesi in valute
\n
diverse dalla moneta di conto. Questi contratti riguarda-
\n
no principalmente l\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento,
\n
principalmente nel settore della generazione, nonch\u00e9 i
\n
costi operativi legati alla fornitura di servizi cloud.
\n
Al 31 dicembre 2024 si rileva che il 49,2% (49,0% al 31
\n
dicembre 2023) del valore nominale dei finanziamenti
\n
a lungo termine del Gruppo \u00e8 espresso in divise diver-
\n
se dall\u2019euro.
\n
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di
\n
tasso di cambio, la percentuale del valore nominale di
\n
tali finanziamenti non coperta da tale rischio si attesta al
\n
16,2% al 31 dicembre 2024 (18,1% al 31 dicembre 2023).
\n
Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso
\n
di cambio
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima
\n
degli effetti sul valore delle poste di bilancio relative al
\n
portafoglio in strumenti finanziari derivanti da variazio-
\n
ni nel livello dei tassi di cambio.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale
\n
impatto sul Conto economico e sul patrimonio netto
\n
di diversi scenari di mercato che determinerebbero la
\n
variazione del fair value degli strumenti finanziari de-
\n
rivati e la variazione degli oneri finanziari relativi alla
\n
quota di indebitamento lordo di medio-lungo termine
\n
non coperto.
\n
Tali scenari sono ottenuti mediante l\u2019apprezzamento e
\n
il deprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso
\n
il dollaro del 10% rispetto al valore rilevato alla data di
\n
bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9
\n
delle assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 ri-
\n
spetto al periodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato
\n
prima delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel li-
\n
vello dei tassi di cambio come segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Incr./Decr.Impatto a Conto economicoImpatto a patrimonio netto
Euro/Dollaro (al lordo delle imposte)(al lordo delle imposte)
Milioni di euroUSAAppr. EuroDepr. EuroAppr. EuroDepr. Euro
Variazione del fair value degli strumenti finanziari 10%412(503)
derivati classificati non di copertura
Variazione del fair value degli strumenti finanziari
derivati designati come strumenti di copertura
Cash flow hedge10%(2.728)3.332
Fair value hedge10%(48)58
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Rischio di prezzo delle commodity
\n
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity
\n
energetiche, quali energia elettrica, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
ecc. e delle materie prime, quali minerali e metalli, \u00e8
\n
generato dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazio-
\n
ni strutturali tra essi esistenti, che rendono incerto il
\n
margine derivante dalle operazioni di compravendita
\n
di energia, combustibili e materiali a prezzo variabile
\n
(per esempio, contratti bilaterali indicizzati, operazioni
\n
sul mercato spot ecc.).
\n
Nel 2024, i prezzi delle commodity power e gas in
\n
Europa hanno avuto un andamento crescente con
\n
il perdurare dei conflitti russo-ucraino e israelo-pa-
\n
lestinese. Ci\u00f2 nonostante, l\u2019adozione di strategie
\n
globali e locali per la gestione del rischio, quali per
\n
esempio contrattualizzazione anticipata, elasticit\u00e0
\n
nelle clausole contrattuali e tecniche di proxy hed-
\n
ging (nel caso in cui gli strumenti derivati di coper-
\n
tura non siano disponibili sul mercato o non siano
\n
sufficientemente liquidi), ha consentito di ottimizzare
\n
i risultati anche in un contesto di mercato altamente
\n
dinamico.
\n
Enel ha registrato nel corso dell\u2019anno qualche supera-
\n
mento locale dei limiti di rischio per le commodity ener-
\n
getiche, che ha tempestivamente contenuto grazie a
\n
un\u2019attenta attivit\u00e0 di gestione e mitigazione del rischio.
\n
Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati sono
\n

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

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

\n\n
determinate attraverso la scomposizione delle formule
\n
contrattuali nei fattori di rischio sottostanti.
\n
Per contenere gli effetti delle oscillazioni e stabilizzare
\n
il margine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operati-
\n
vi definiti dalla governance di Gruppo, garantendo un
\n
adeguato margine di flessibilit\u00e0 per cogliere eventuali
\n
opportunit\u00e0 nel breve termine, Enel elabora e pianifica
\n
sia strategie che intervengono nelle varie fasi del pro-
\n
cesso industriale legato alla produzione e vendita di
\n
energia e di gas (quali l\u2019approvvigionamento anticipato
\n
e gli accordi commerciali a lungo termine), sia piani e
\n
tecniche di mitigazione del rischio tramite l\u2019utilizzo di
\n
contratti derivati (hedging).
\n
In relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre pre-
\n
valentemente alla stipula di contratti a prezzo fisso,
\n
attraverso accordi bilaterali fisici (per esempio, Power
\n
Purchase Agreement (PPA) ecc.) e contratti finanziari
\n
(per esempio, contratti per differenza, Virtual Power
\n
Purchase Agreement (VPP) ecc.) nei quali le differen-
\n
ze sono regolate a favore della controparte, nel caso il
\n
prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e
\n
a favore di Enel, nel caso contrario.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le principali ca-
\n
ratteristiche dei contratti PPA e VPP al 31 dicembre
\n
2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Al 31.12.2024
Termini Volume di energia
Tipologia di contrattuali di contrattata Durata Trattamento
PaesecontrattoSell/Buyprezzo(GWh)(anni)contabile
ItaliaPPABuyprezzo fisso460,61-3FVTPL
ItaliaPPABuyprezzo variabile722,51-3FVTPL
ItaliaPPABuyprezzo fisso363,910Own Use Exemption
ItaliaVPPASellprezzo fisso1.350,03CFH
ItaliaVPPASellprezzo fisso600,03CFH
IberiaVPPABuyprezzo fisso22,09FVTPL
IberiaVPPABuyprezzo fisso20.926,015CFH
IberiaVPPASellprezzo fisso15.860,018CFH
GermaniaVPPABuyprezzo variabile119,21-2FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso59,410-22CFH
Stati UnitiVPPABuyprezzo fisso18,08-12FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso19,18-15FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso2,112-20Own Use Exemption
Stati UnitiPPASellprezzo fisso0,612CFH
Stati UnitiPPASellprezzo fisso5,712FVTPL
Stati UnitiPPASellprezzo fisso168,610-30Own Use Exemption
Stati UnitiPPASellprezzo variabile5,319Own Use Exemption
SudafricaPPASellprezzo fisso0,510-21Own Use Exemption
BrasilePPASellprezzo fisso76.048,01-20Own Use Exemption
BrasilePPABuyprezzo fisso56.351,01-15Own Use Exemption
CilePPASellprezzo fisso287.797, 05-15Own Use Exemption
CileVPPASellprezzo fisso29.379,14-10Own Use Exemption
CileVPPABuyprezzo fisso34.527,05-15Own Use Exemption
ColombiaPPASellprezzo fisso34.572,21-15Own Use Exemption
ColombiaPPASellprezzo variabile315,31-9Own Use Exemption
ColombiaPPABuyprezzo fisso57.586,01-14Own Use Exemption
GuatemalaVPPASellprezzo fisso2.836,31-7Own Use Exemption
GuatemalaVPPASellprezzo variabile651,21Own Use Exemption
PanamaPPASellprezzo fisso4.206,93-7Own Use Exemption
PanamaPPABuyprezzo fisso100,73-7Own Use Exemption
Costa RicaPPASellprezzo fisso313,43-6Own Use Exemption
\n\n\n
\n

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

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

\n

\n\n
L\u2019esposizione residua, derivante dalle vendite di ener-
\n
gia sul mercato spot, non coperte dai suddetti con-
\n
tratti, \u00e8 aggregata per fattori di rischio omogenei che
\n
possono essere gestiti attraverso operazioni di coper-
\n
tura sul mercato. Per i portafogli industriali sono adot-
\n
tate tecniche di proxy hedging qualora gli strumenti
\n
di copertura relativi ai particolari fattori di rischio che
\n
generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul mer-
\n
cato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel
\n
applica tecniche di portfolio hedging per valutare op-
\n
portunit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono
\n
prevalentemente contratti derivati plain vanilla (in parti-
\n
colare, forward, swap, future e contratti per differenza).
\n
Alcuni di questi prodotti possono essere indicizzati a
\n
sottostanti diversi (prevalentemente energia elettri-
\n
ca gas, petrolio e CO
\n
2
\n
) e le formule possono essere
\n
studiate e adattate a seconda delle esigenze specifi-
\n
che. Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading
\n
con l\u2019obiettivo di presidiare i mercati delle commodity
\n
energetiche di riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0
\n
consiste nell\u2019assunzione di esposizioni sulle commo-
\n
dity energetiche (prodotti petroliferi, gas, certificati
\n
CO
\n
2
\n
ed energia elettrica) attraverso strumenti finan-
\n
ziari derivati e contratti fisici scambiati su mercati re-
\n
golamentati e Over the Counter (OTC), ottimizzando il
\n
profitto grazie a operazioni effettuate sulla base delle
\n
aspettative di evoluzione dei mercati, sempre rispet-
\n
tando i limiti prefissati dalle analisi di rischiosit\u00e0 del
\n
portafoglio.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle
\n
transazioni outstanding al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023, suddiviso per tipologia di strumento.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionale
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Contratti forward e future48.60844.307
Swap6.0247.694
Opzioni1.4641.407
Totale56.09653.408
\n\n\n
\n
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla
\n
nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo
\n
delle commodity
\n
La seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a
\n
cambiamenti ragionevolmente possibili nei prezzi
\n
delle commodity sottostanti il modello di valutazione
\n
considerati nello scenario alla stessa data, mantenen-
\n
do tutte le altre variabili costanti.
\n
L\u2019impatto sul risultato prima delle imposte, in caso di
\n
un incremento del 15% e di un decremento del 15%
\n
dei prezzi delle commodity principali che compon-
\n
gono gli scenari dei combustibili e il paniere delle for-
\n
mule utilizzate nei contratti, \u00e8 dovuto principalmente
\n
alla variazione del prezzo dell\u2019energia, dei prodotti
\n
petroliferi e del gas. L\u2019impatto sul patrimonio netto,
\n
applicando gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 do-
\n
vuto principalmente alla variazione del prezzo dell\u2019e-
\n
nergia elettrica e del gas. L\u2019esposizione del Gruppo
\n
a variazioni dei prezzi delle altre commodity non \u00e8
\n
materiale.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Impatto a Conto economico Impatto a patrimonio netto
Prezzo (al lordo delle imposte)(al lordo delle imposte)
Milioni di eurocommodityIncrementoDecrementoIncrementoDecremento
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity 15%(156)178--
di trading
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity 15%(16)9(249)257
designati come strumenti di copertura
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Credito e Controparte
\n
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura
\n
finanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito,
\n
ovvero all\u2019eventualit\u00e0 che un peggioramento del meri-
\n
to creditizio delle controparti o l\u2019inadempimento degli
\n
obblighi contrattuali di pagamento determini l\u2019interru-
\n
zione dei flussi di cassa in entrata e l\u2019aumento dei costi
\n
di incasso (rischio di regolamento), nonch\u00e9 minori flus-
\n
si di ricavi dovuti alla sostituzione di operazioni origi-
\n

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

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

\n\n
narie con analoghe negoziate a condizioni di mercato
\n
sfavorevoli (rischio di sostituzione). Si pu\u00f2 incorrere
\n
inoltre in rischi reputazionali ed economici derivanti da
\n
un\u2019esposizione significativa verso una singola contro-
\n
parte, gruppi di clienti correlati o controparti operan-
\n
ti nello stesso settore ovvero appartenenti alla stessa
\n
area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e contro-
\n
parte \u00e8 riconducibile alle seguenti tipologie di opera-
\n
tivit\u00e0:
\n
\u2022 vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e
\n
servizi (crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scam-
\n
bio fisico od operazioni su strumenti finanziari (por-
\n
tafoglio commodity);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depo-
\n
siti bancari e pi\u00f9 in generale di strumenti finanziari
\n
(portafoglio finanziario).
\n
Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio
\n
di credito e controparte, la gestione e il controllo del-
\n
le esposizioni creditizie vengono effettuati a livello di
\n
Regione, Paese e Linea di Business Globale da unit\u00e0
\n
organizzative diverse, assicurando in tal modo la ne-
\n
cessaria segregazione tra attivit\u00e0 di gestione e di con-
\n
trollo del rischio. Il monitoraggio dell\u2019esposizione con-
\n
solidata viene assicurato dalla Holding.
\n
Inoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tutte le princi-
\n
pali Regioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello
\n
consolidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la
\n
misurazione, il monitoraggio e il controllo delle esposi-
\n
zioni creditizie commerciali, al fine di identificare tem-
\n
pestivamente i fenomeni degenerativi della qualit\u00e0 dei
\n
crediti in essere e delle eventuali azioni di mitigazione
\n
da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e contro-
\n
parte derivante da attivit\u00e0 commerciali, prevede la va-
\n
lutazione preliminare del merito creditizio delle con-
\n
troparti e l\u2019adozione di strumenti di mitigazione quali
\n
l\u2019acquisizione di garanzie reali o personali.
\n
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di ces-
\n
sione dei crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno
\n
luogo all\u2019integrale eliminazione dal bilancio delle cor-
\n
rispondenti attivit\u00e0 oggetto di cessione, essendo stati
\n
ritenuti trasferiti i rischi e i benef\u00edci a esse connessi.
\n
Con riferimento all\u2019operativit\u00e0 finanziaria e su commo-
\n
dity, la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita attraverso
\n
un sistema di valutazione delle controparti omogeneo
\n
a livello di Gruppo, implementato anche a livello di Re-
\n
gione/Paese/Linea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019ado-
\n
zione di specifici framework contrattuali standardiz-
\n
zati che prevedono clausole di mitigazione del rischio
\n
(per esempio, netting) ed eventualmente lo scambio di
\n
cash collateral.
\n
Nel corso del 2024, dopo un peggioramento nei pri-
\n
mi mesi delle curve di incasso su alcuni segmenti di
\n
clientela, si \u00e8 registrato un progressivo recupero con
\n
un graduale allineamento all\u2019anno precedente. Il por-
\n
tafoglio di Gruppo ha dimostrato, anche questo anno,
\n
resilienza al contesto macroeconomico anche grazie
\n
a un rafforzamento dei processi di collection (digita-
\n
lizzazione canali di incasso, digitalizzazione notifiche,
\n
concessione di piani di rientro) e a una diversificazione
\n
della customer base.
\n
Crediti finanziari
\n
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Milioni di euroal 31.12.2024
Base per la rilevazione del Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Stagingfondo perdite attese (PD*LGD) lordo attese Valore netto
Performing 12 m ECL 4,7%6.2402925.948
Underperforming Lifetime ECL 1,2%1662164
Non-performing Lifetime ECL 5,9%37022348
Totale6.776 3166.460
\n\n\n
\n

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

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

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti-98-98
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti0,5%6.654 316.623
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni1,4%218 3 215
- 31-60 giorni12,7%63 8 55
- 61-90 giorni2,2%45 1 44
- 91-120 giorni4,4%45 2 43
- 121-150 giorni7,4%272 25
- 151-180 giorni12,1%33 4 29
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)86,8%1.4241.236 188
Totale crediti commerciali8.509 1.287 7.222
Altri crediti
Altri crediti non scaduti2,3%1.663 38 1.625
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni-2 -2
- 31-60 giorni-1 -1
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni-7 2 5
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)28,8%104 30 74
Totale altri crediti 1.777 70 1.707
TOTALE10.384 1.357 9.027
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2023
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti-83 -83
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti0,5%6.225 32 6.193
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni2,0%350 7 343
- 31-60 giorni1,9%1032 101
- 61-90 giorni5,3%38 2 36
- 91-120 giorni12,2%41 5 36
- 121-150 giorni13,2%53 7 46
- 151-180 giorni8,2%49 4 45
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)83,9%1.4741.236 238
Totale crediti commerciali8.333 1.295 7.038
Altri crediti
Altri crediti non scaduti0,4%1.690 7 1.683
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni-25 -25
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni-2 -2
- 151-180 giorni----
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)2,7%752 73
Totale altri crediti 1.7929 1.783
TOTALE10.208 1.304 8.904
\n\n\n
\n

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

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

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti2,2%1393 136
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti3,1%6.064 190 5.874
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni4,1%801 33 768
- 31-60 giorni22,5%18742 145
- 61-90 giorni35,7%115 4174
- 91-120 giorni40,7%118 48 70
- 121-150 giorni30,6%85 26 59
- 151-180 giorni48,4%9546 49
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)55,0%3.730 2.050 1.680
Totale crediti commerciali11.195 2.4768.719
Altri crediti
Altri crediti non scaduti0,4%260 1 259
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni3,0%33 1 32
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni----
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)100,0%1 1 -
Totale altri crediti 294 3 291
TOTALE11.628 2.482 9.146
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2023
Loss rate medioValore contabileFondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti1,3%1502148
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti2,9%8.3222398.083
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni2,6%80221781
- 31-60 giorni44,3%703139
- 61-90 giorni19,5%21041169
- 91-120 giorni25,8%1323498
- 121-150 giorni50,8%1326765
- 151-180 giorni52,9%1196356
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)57,9%3.4281.9841.444
Totale crediti commerciali13.2152.48010.735
Altri crediti
Altri crediti non scaduti-604-604
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni66,7%321
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni-2-2
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)50,0%211
Totale altri crediti 6113608
TOTALE13.9762.48511.491
\n\n\n
\n

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

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

\n\n
Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come incertezza sulla
\n
capacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbli-
\n
gazioni, associate a passivit\u00e0 finanziarie che sono re-
\n
golate tramite la cassa o altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
La politica di gestione del rischio di liquidit\u00e0 di Enel \u00e8
\n
finalizzata al mantenimento di disponibilit\u00e0 liquide suf-
\n
ficienti a fronteggiare gli impegni attesi per un deter-
\n
minato orizzonte temporale senza far ricorso a ulte-
\n
riori fonti di finanziamento, nonch\u00e9 al mantenimento
\n
di una riserva prudenziale di liquidit\u00e0, sufficiente a far
\n
fronte a eventuali impegni inattesi.
\n
Inoltre, al fine di rispettare gli impegni di medio e lun-
\n
go termine, Enel persegue una strategia di gestione
\n
dell\u2019indebitamento che prevede una struttura diver-
\n
sificata delle fonti di finanziamento, cui ricorre per la
\n
copertura dei propri fabbisogni finanziari, e un profilo
\n
di scadenze equilibrato.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un adeguato livello di risorse incondizionatamen-
\n
te disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i
\n
depositi a breve termine, le linee di credito committed
\n
disponibili e il portafoglio di attivit\u00e0 altamente liquide.
\n
Nel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato ga-
\n
rantendo un profilo equilibrato di scadenze del debito
\n
e l\u2019accesso a diverse fonti di finanziamento in termini
\n
di mercati, valute e controparti.
\n
La mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al
\n
Gruppo di mantenere un profilo di merito creditizio
\n
che garantisce l\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti
\n
il costo delle fonti di finanziamento, con conseguenti
\n
effetti positivi sulla sua situazione economica, patri-
\n
moniale e finanziaria. Nel corso del 2024 il profilo di
\n
rischio di Enel ha sub\u00edto variazioni rispetto a dicembre
\n
2023: per Moody\u2019s passando da \u201cBaa1\u201d con outlook
\n
negativo a \u201cBaa1\u201d con outlook stabile, mentre si con-
\n
ferma Fitch a \u201cBBB+\u201d con outlook stabile e Standard &
\n
Poor\u2019s a \u201cBBB\u201d con outlook stabile.
\n
Infine, per garantire una efficiente gestione della liqui-
\n
dit\u00e0, l\u2019attivit\u00e0 di tesoreria \u00e8 in larga parte accentrata a
\n
livello di Holding, provvedendo al fabbisogno di liqui-
\n
dit\u00e0 primariamente con i flussi di cassa generati dalla
\n
gestione ordinaria e assicurando un\u2019opportuna gestio-
\n
ne delle eventuali eccedenze.
\n
Per far fronte a esigenze di liquidit\u00e0, il Gruppo ha a di-
\n
sposizione le seguenti linee di credito e commercial
\n
paper non utilizzate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Con scadenza Con scadenza Con scadenza Con scadenza
Milioni di euroentro un annooltre un annoentro un annooltre un anno
Linee di credito committed 37419.38682319.040
Linee di credito uncommitted941-734-
Commercial paper15.423-15.027-
Totale16.73819.38616.58419.040
\n\n\n
\n

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

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

\n\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del
\n
piano di rimborsi dell\u2019indebitamento finanziario lordo
\n
a lungo e a breve termine del Gruppo al 31 dicembre
\n
2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quota con scadenza nel
Meno di tre Tra tre mesi
Milioni di euromesie un anno2026202720282029Oltre
Indebitamento finanziario lordo a lungo termine
Obbligazioni:
- tasso fisso quotate9832.4753.9133.8181.7542.90710.782
- tasso variabile quotate-315368203105290475
- tasso fisso non quotate-1.4481.2081.6592.1691.96210.435
- tasso variabile non quotate-979797--40
Totale obbligazioni9834.3355.5865.7774.0285.15921.732
Finanziamenti bancari:
- tasso fisso 591754177551.023129907
- tasso variabile 1851.3232.5501.4231.5539085.072
- uso linee di credito revolving ----18--
Totale finanziamenti bancari2441.4982.9672.1782.5941.0375.979
Leasing:
- tasso fisso 932 132872301821391 .748
- tasso variabile 3993357
Totale leasing962222962331851441.755
Altri finanziamenti non bancari(1):
- tasso fisso 194266381415217
- tasso variabile --131713813
Totale altri finanziamenti non bancari194279552723230
Totale indebitamento finanziario lordo a lungo 1.3426.0978.9288.2436.8346.36329.696
termine
Indebitamento finanziario lordo a breve termine
Debiti verso banche a breve termine61283-----
Commercial paper2.406------
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti732------
Altri debiti finanziari a breve termine(2)16215-----
Totale indebitamento finanziario lordo a breve 3.361298-----
termine
TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO4.7036.3958.9288.2436.8346.36329.696
\n\n\n
\n
(1) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non
\n
correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) Include gli \u201cAltri debiti finanziari correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n

\n\n\n\n\n\n
Impegni per l\u2019acquisto delle commodity
\n
Nel corso dello svolgimento del proprio business il
\n
Gruppo Enel ha sottoscritto contratti per l\u2019acquisto di
\n
una specifica quantit\u00e0 di commodity a una certa data
\n
futura ma aventi le caratteristiche di uso proprio per
\n
poter rientrare nella cosiddetta \u201cown use exemption\u201d
\n
prevista dall\u2019IFRS 9.
\n
La seguente tabella riporta l\u2019analisi dei flussi di cassa
\n
non attualizzati in relazione agli impegni outstanding
\n
al 31 dicembre 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.20242024-20272028-20322033-2037Oltre
Impegni per acquisti di commodity:
- energia elettrica56.43818.94715.28912.4789.724
- combustibili44.00823.98412.7066.2971.021
Totale100.44642.93127.99518.77510.745
\n\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialRiskManagementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1015": { "value": "\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmen-
\n
te come variazioni inattese delle poste di bilancio de-
\n
rivanti da transazioni denominate in una valuta diversa
\n
dalla valuta di conto. Il Bilancio consolidato del Gruppo
\n
\u00e8 inoltre soggetto al rischio traslativo come conse-
\n
guenza della conversione dei bilanci delle controllate
\n
estere, denominati in valuta locale, in euro quale valuta
\n
di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio
\n
\u00e8 legata in particolare alle operazioni di compravendita
\n
di combustibili ed energia, agli investimenti (flussi di
\n
cassa per costi capitalizzati), ai dividendi e alla com-
\n
pravendita di partecipazioni, ai rapporti commerciali e
\n
alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di
\n
cambio prevedono la mitigazione degli effetti sul risul-
\n
tato economico delle variazioni del livello dei tassi di
\n
cambio, con l\u2019esclusione degli effetti traslativi connessi
\n
al consolidamento contabile.
\n
Al fine di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di
\n
cambio, Enel adotta strategie di diversificazione geo-
\n
grafica delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule
\n
di indicizzazione nei contratti commerciali, e stipula
\n
diverse tipologie di contratti derivati, tipicamente sul
\n
mercato Over the Counter (OTC).
\n
I contratti derivati presenti nel portafoglio di strumenti
\n
finanziari del Gruppo sono cross currency interest rate
\n
swap, currency forward e currency swap. La scadenza
\n
di tali contratti non eccede la scadenza dello strumen-
\n
to sottostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value
\n
e/o dei flussi di cassa attesi degli uni bilancia le corri-
\n
spondenti variazioni del fair value e/o dei flussi di cassa
\n
attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di tra-
\n
sformare una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, de-
\n
nominata in una divisa diversa da quella di conto, in
\n
un\u2019equivalente passivit\u00e0 finanziaria denominata nella
\n
divisa di conto.
\n
I currency forward sono contratti con i quali le con-
\n
troparti concordano lo scambio bidirezionale di ca-
\n
pitali denominati in divise diverse, a una determinata
\n
data futura e a un certo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d).
\n
Tali contratti possono prevedere la consegna effetti-
\n
va del capitale scambiato (deliverable forward) o la
\n
corresponsione del differenziale generato dalla disu-
\n
guaglianza tra il tasso di cambio strike e il livello del
\n
cambio prevalente sul mercato alla data di scadenza
\n
(non-deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il tasso
\n
di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono
\n
essere determinati come medie dei tassi osservati in
\n
un determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le contro-
\n
parti concordano due operazioni di segno opposto a
\n
differenti date future (tipicamente una a pronti e una a
\n
termine) che prevedono lo scambio di capitali denomi-
\n
nati in divise diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31
\n
dicembre 2024 e del 31 dicembre 2023, il nozionale
\n
delle operazioni in essere suddivise per tipologia di
\n
posta coperta.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionale
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 25.72025.890
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity3.7956.496
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro1.8183.134
Altri contratti forward 292602
Totale31.62536.122
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
25.720 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento contratto in va-
\n
luta (25.890 milioni di euro al 31 dicembre 2023);
\n
\u2022 contratti currency forward e cross currency swap
\n
con un ammontare nozionale complessivo di 5.613
\n
milioni di euro utilizzati per coprire il rischio cam-
\n
bio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di commodity
\n
energetiche e metallifere, e ai flussi attesi in valute
\n
diverse dall\u2019euro (9.630 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2023).
\n
Nella voce \u201cAltri contratti forward\u201d sono ricomprese le
\n
operazioni in derivati OTC posti in essere al fine di miti-
\n
gare il rischio di cambio relativo ai flussi attesi in valute
\n
diverse dalla moneta di conto. Questi contratti riguarda-
\n
no principalmente l\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento,
\n
principalmente nel settore della generazione, nonch\u00e9 i
\n
costi operativi legati alla fornitura di servizi cloud.
\n
Al 31 dicembre 2024 si rileva che il 49,2% (49,0% al 31
\n
dicembre 2023) del valore nominale dei finanziamenti
\n
a lungo termine del Gruppo \u00e8 espresso in divise diver-
\n
se dall\u2019euro.
\n
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di
\n
tasso di cambio, la percentuale del valore nominale di
\n
tali finanziamenti non coperta da tale rischio si attesta al
\n
16,2% al 31 dicembre 2024 (18,1% al 31 dicembre 2023).
\n
Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy
\n
di risk management.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso
\n
di cambio
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima
\n
degli effetti sul valore delle poste di bilancio relative al
\n
portafoglio in strumenti finanziari derivanti da variazio-
\n
ni nel livello dei tassi di cambio.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale
\n
impatto sul Conto economico e sul patrimonio netto
\n
di diversi scenari di mercato che determinerebbero la
\n
variazione del fair value degli strumenti finanziari de-
\n
rivati e la variazione degli oneri finanziari relativi alla
\n
quota di indebitamento lordo di medio-lungo termine
\n
non coperto.
\n
Tali scenari sono ottenuti mediante l\u2019apprezzamento e
\n
il deprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso
\n
il dollaro del 10% rispetto al valore rilevato alla data di
\n
bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9
\n
delle assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 ri-
\n
spetto al periodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato
\n
prima delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel li-
\n
vello dei tassi di cambio come segue.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Incr./Decr.Impatto a Conto economicoImpatto a patrimonio netto
Euro/Dollaro (al lordo delle imposte)(al lordo delle imposte)
Milioni di euroUSAAppr. EuroDepr. EuroAppr. EuroDepr. Euro
Variazione del fair value degli strumenti finanziari 10%412(503)
derivati classificati non di copertura
Variazione del fair value degli strumenti finanziari
derivati designati come strumenti di copertura
Cash flow hedge10%(2.728)3.332
Fair value hedge10%(48)58
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del
\n
valore nozionale e relativo tasso di cambio medio con-
\n
trattuale degli strumenti di copertura sul rischio di tas-
\n
so di cambio per le principali valute delle transazioni
\n
in essere al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS2.6991.3043.2152.1733.09713.26425.752
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2. 1711.2072.4212. 1731.9849.65819.614
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,071,181,091,181,111,14
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP--605-9072.4063.918
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,90 0,840,81
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF---139--139
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL24697---479822
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,225,304,27
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL216-50---266
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward2.89092035---3.845
Valore nozionale - currency forward EUR/USD2.60292035---3.557
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,121,12
Valore nozionale - currency forward USD/COP200-----200
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.243,18
Valore nozionale - currency forward USD/MXN47-----47
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/MXN21,13
Valore nozionale - currency forward CLF/USD12-----12
Tasso di cambio contrattuale medio forward - CLF/USD39,59
Valore nozionale - currency forward EUR/CNY11-----11
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNY7,7 0
\n\n
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS4.5622.5771.2222.3372.03713.38626.121
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2.2132.0361.1321.5602.0379.10218.080
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,131,071,071,101,181,15
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP981--577-3.8565.414
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,880,90 0,82
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF242--140--382
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,071,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL27923191--387988
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,505,225,304,13
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL445231-60--736
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,256,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward4.6161.186507---6.309
Valore nozionale - currency forward EUR/USD3.1441.042507---4.693
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,111,13
Valore nozionale - currency forward USD/BRL938141----1.079
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL873,05885,2239
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH175-----175
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH7,8 1
Valore nozionale - currency forward USD/CLP130-----130
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP4,95
Valore nozionale - currency forward USD/COP1222----124
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.498,974.597,37
\n\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio di tasso
\n
di cambio delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per tipologia di
\n
elemento coperto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueNozionaleFair valueNozionale
Strumento di coperturaStrumento copertoAttivit\u00e0Passivit\u00e0Attivit\u00e0Passivit\u00e0
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni 67(12)1.14112(78)1.019
(CCIRS)in valuta estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Finanziamenti in valuta estera ------
(CCIRS)a tasso variabile
Cash flow hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 115(4)61267(36)754
(CCIRS)estera a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 39(70)1.4555(220)2.104
(CCIRS)estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 8(2)20256-250
(CCIRS)a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 1.223(1.625)22.310965(1.724)21.763
(CCIRS)a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Flussi di cassa futuri in valuta-(7)32-(43)231
(CCIRS)
Currency forwardFlussi di cassa futuri in valuta1-392(1)117
Currency forwardAcquisti futuri di commodity 181(3)3.52754(126)5.666
in valuta
Currency forwardAcquisti di beni di investimento 10(1)2793(12)526
e altro in valuta
Totale1.644(1.724)29.5971.164(2.240)32.430
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair
\n
value hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
24.906 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso
\n
contratto in valuta diversa dall\u2019euro e un fair value
\n
negativo pari a 378 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
846 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso variabi-
\n
le contratto in valuta e un fair value positivo pari a
\n
110 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare no-
\n
zionale complessivo di 3.566 milioni di euro utilizzati
\n
per coprire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di
\n
acquisto di commodity energetiche e metallifere e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair
\n
value positivo complessivo pari a 179 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozio-
\n
nale di 279 milioni di euro e un fair value positivo pari
\n
a 9 milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC
\n
posti in essere al fine di mitigare il rischio di cambio
\n
relativo ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta
\n
di conto, connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investi-
\n
mento nel settore della generazione di energia, ai
\n
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
\n
value dei derivati di copertura del rischio di cambio al
\n
31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per
\n
tipologia di relazione di copertura.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Derivatial 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
CCIRS536906712605929(12)(78)
Totale536906712605929(12)(78)
Cash flow hedge
Currency forward3.6091.979192592364.330(4)(140)
CCIRS14.26513.4741.3851.09310.34611.628(1.708)(2.022)
Totale17. 87415.4531.5771.15210.58215.958(1.712)(2.162)
TOTALE DERIVATI 18.41015.5431.6441.16411.18716.887(1.724)(2.240)
SUL TASSO DI
CAMBIO
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n
Al 31 dicembre 2024, il valore nozionale dei Cross Cur-
\n
rency Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 25.752
\n
milioni di euro, evidenziando una diminuzione di 369
\n
milioni di euro rispetto ai 26.121 milioni di euro regi-
\n
strati al 31 dicembre 2023. In particolare:
\n
\u2022 si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale
\n
di 3.707 milioni di euro;
\n
\u2022 sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 2.188 milioni di euro;
\n
\u2022 si registra un incremento del valore nozionale per
\n
1.150 milioni di euro, determinato dall\u2019andamento
\n
del cambio dell\u2019euro rispetto alle principali divise e
\n
solo in piccola parte compensato dall\u2019effetto delle
\n
quote di ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicem-
\n
bre 2024, pari a 3.845 milioni di euro (6.309 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023), evidenzia un decremento
\n
di 2.464 milioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cam-
\n
bio, in particolare al dollaro statunitense, deriva prin-
\n
cipalmente dalle attivit\u00e0 di acquisto di commodity
\n
energetiche e metallifere e da flussi di cassa relativi a
\n
investimenti.
\n
La consistente riduzione del valore nominale di tali
\n
derivati nel corso del 2024 \u00e8 principalmente attri-
\n
buibile alla sensibile riduzione delle coperture va-
\n
lutarie legate all\u2019acquisto di combustibile fossile. Il
\n
miglioramento del fair value netto pari a 268 milioni
\n
di euro \u00e8 dovuto all\u2019andamento favorevole dei tas-
\n
si di cambio, in particolare del cambio euro/dollaro
\n
statunitense.
\n

\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1017": { "value": "\n
Rischio di prezzo delle commodity
\n
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity
\n
energetiche, quali energia elettrica, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
ecc. e delle materie prime, quali minerali e metalli, \u00e8
\n
generato dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazio-
\n
ni strutturali tra essi esistenti, che rendono incerto il
\n
margine derivante dalle operazioni di compravendita
\n
di energia, combustibili e materiali a prezzo variabile
\n
(per esempio, contratti bilaterali indicizzati, operazioni
\n
sul mercato spot ecc.).
\n
Nel 2024, i prezzi delle commodity power e gas in
\n
Europa hanno avuto un andamento crescente con
\n
il perdurare dei conflitti russo-ucraino e israelo-pa-
\n
lestinese. Ci\u00f2 nonostante, l\u2019adozione di strategie
\n
globali e locali per la gestione del rischio, quali per
\n
esempio contrattualizzazione anticipata, elasticit\u00e0
\n
nelle clausole contrattuali e tecniche di proxy hed-
\n
ging (nel caso in cui gli strumenti derivati di coper-
\n
tura non siano disponibili sul mercato o non siano
\n
sufficientemente liquidi), ha consentito di ottimizzare
\n
i risultati anche in un contesto di mercato altamente
\n
dinamico.
\n
Enel ha registrato nel corso dell\u2019anno qualche supera-
\n
mento locale dei limiti di rischio per le commodity ener-
\n
getiche, che ha tempestivamente contenuto grazie a
\n
un\u2019attenta attivit\u00e0 di gestione e mitigazione del rischio.
\n
Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati sono
\n

\n\n\n\n\n\n
determinate attraverso la scomposizione delle formule
\n
contrattuali nei fattori di rischio sottostanti.
\n
Per contenere gli effetti delle oscillazioni e stabilizzare
\n
il margine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operati-
\n
vi definiti dalla governance di Gruppo, garantendo un
\n
adeguato margine di flessibilit\u00e0 per cogliere eventuali
\n
opportunit\u00e0 nel breve termine, Enel elabora e pianifica
\n
sia strategie che intervengono nelle varie fasi del pro-
\n
cesso industriale legato alla produzione e vendita di
\n
energia e di gas (quali l\u2019approvvigionamento anticipato
\n
e gli accordi commerciali a lungo termine), sia piani e
\n
tecniche di mitigazione del rischio tramite l\u2019utilizzo di
\n
contratti derivati (hedging).
\n
In relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre pre-
\n
valentemente alla stipula di contratti a prezzo fisso,
\n
attraverso accordi bilaterali fisici (per esempio, Power
\n
Purchase Agreement (PPA) ecc.) e contratti finanziari
\n
(per esempio, contratti per differenza, Virtual Power
\n
Purchase Agreement (VPP) ecc.) nei quali le differen-
\n
ze sono regolate a favore della controparte, nel caso il
\n
prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e
\n
a favore di Enel, nel caso contrario.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le principali ca-
\n
ratteristiche dei contratti PPA e VPP al 31 dicembre
\n
2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Al 31.12.2024
Termini Volume di energia
Tipologia di contrattuali di contrattata Durata Trattamento
PaesecontrattoSell/Buyprezzo(GWh)(anni)contabile
ItaliaPPABuyprezzo fisso460,61-3FVTPL
ItaliaPPABuyprezzo variabile722,51-3FVTPL
ItaliaPPABuyprezzo fisso363,910Own Use Exemption
ItaliaVPPASellprezzo fisso1.350,03CFH
ItaliaVPPASellprezzo fisso600,03CFH
IberiaVPPABuyprezzo fisso22,09FVTPL
IberiaVPPABuyprezzo fisso20.926,015CFH
IberiaVPPASellprezzo fisso15.860,018CFH
GermaniaVPPABuyprezzo variabile119,21-2FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso59,410-22CFH
Stati UnitiVPPABuyprezzo fisso18,08-12FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso19,18-15FVTPL
Stati UnitiVPPASellprezzo fisso2,112-20Own Use Exemption
Stati UnitiPPASellprezzo fisso0,612CFH
Stati UnitiPPASellprezzo fisso5,712FVTPL
Stati UnitiPPASellprezzo fisso168,610-30Own Use Exemption
Stati UnitiPPASellprezzo variabile5,319Own Use Exemption
SudafricaPPASellprezzo fisso0,510-21Own Use Exemption
BrasilePPASellprezzo fisso76.048,01-20Own Use Exemption
BrasilePPABuyprezzo fisso56.351,01-15Own Use Exemption
CilePPASellprezzo fisso287.797, 05-15Own Use Exemption
CileVPPASellprezzo fisso29.379,14-10Own Use Exemption
CileVPPABuyprezzo fisso34.527,05-15Own Use Exemption
ColombiaPPASellprezzo fisso34.572,21-15Own Use Exemption
ColombiaPPASellprezzo variabile315,31-9Own Use Exemption
ColombiaPPABuyprezzo fisso57.586,01-14Own Use Exemption
GuatemalaVPPASellprezzo fisso2.836,31-7Own Use Exemption
GuatemalaVPPASellprezzo variabile651,21Own Use Exemption
PanamaPPASellprezzo fisso4.206,93-7Own Use Exemption
PanamaPPABuyprezzo fisso100,73-7Own Use Exemption
Costa RicaPPASellprezzo fisso313,43-6Own Use Exemption
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
L\u2019esposizione residua, derivante dalle vendite di ener-
\n
gia sul mercato spot, non coperte dai suddetti con-
\n
tratti, \u00e8 aggregata per fattori di rischio omogenei che
\n
possono essere gestiti attraverso operazioni di coper-
\n
tura sul mercato. Per i portafogli industriali sono adot-
\n
tate tecniche di proxy hedging qualora gli strumenti
\n
di copertura relativi ai particolari fattori di rischio che
\n
generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul mer-
\n
cato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel
\n
applica tecniche di portfolio hedging per valutare op-
\n
portunit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono
\n
prevalentemente contratti derivati plain vanilla (in parti-
\n
colare, forward, swap, future e contratti per differenza).
\n
Alcuni di questi prodotti possono essere indicizzati a
\n
sottostanti diversi (prevalentemente energia elettri-
\n
ca gas, petrolio e CO
\n
2
\n
) e le formule possono essere
\n
studiate e adattate a seconda delle esigenze specifi-
\n
che. Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading
\n
con l\u2019obiettivo di presidiare i mercati delle commodity
\n
energetiche di riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0
\n
consiste nell\u2019assunzione di esposizioni sulle commo-
\n
dity energetiche (prodotti petroliferi, gas, certificati
\n
CO
\n
2
\n
ed energia elettrica) attraverso strumenti finan-
\n
ziari derivati e contratti fisici scambiati su mercati re-
\n
golamentati e Over the Counter (OTC), ottimizzando il
\n
profitto grazie a operazioni effettuate sulla base delle
\n
aspettative di evoluzione dei mercati, sempre rispet-
\n
tando i limiti prefissati dalle analisi di rischiosit\u00e0 del
\n
portafoglio.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle
\n
transazioni outstanding al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023, suddiviso per tipologia di strumento.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Valore nozionale
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Contratti forward e future48.60844.307
Swap6.0247.694
Opzioni1.4641.407
Totale56.09653.408
\n\n\n
\n
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla
\n
nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo
\n
delle commodity
\n
La seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a
\n
cambiamenti ragionevolmente possibili nei prezzi
\n
delle commodity sottostanti il modello di valutazione
\n
considerati nello scenario alla stessa data, mantenen-
\n
do tutte le altre variabili costanti.
\n
L\u2019impatto sul risultato prima delle imposte, in caso di
\n
un incremento del 15% e di un decremento del 15%
\n
dei prezzi delle commodity principali che compon-
\n
gono gli scenari dei combustibili e il paniere delle for-
\n
mule utilizzate nei contratti, \u00e8 dovuto principalmente
\n
alla variazione del prezzo dell\u2019energia, dei prodotti
\n
petroliferi e del gas. L\u2019impatto sul patrimonio netto,
\n
applicando gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 do-
\n
vuto principalmente alla variazione del prezzo dell\u2019e-
\n
nergia elettrica e del gas. L\u2019esposizione del Gruppo
\n
a variazioni dei prezzi delle altre commodity non \u00e8
\n
materiale.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
2024
Impatto a Conto economico Impatto a patrimonio netto
Prezzo (al lordo delle imposte)(al lordo delle imposte)
Milioni di eurocommodityIncrementoDecrementoIncrementoDecremento
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity 15%(156)178--
di trading
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity 15%(16)9(249)257
designati come strumenti di copertura
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfMarketRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1020": { "value": "\n
Credito e Controparte
\n
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura
\n
finanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito,
\n
ovvero all\u2019eventualit\u00e0 che un peggioramento del meri-
\n
to creditizio delle controparti o l\u2019inadempimento degli
\n
obblighi contrattuali di pagamento determini l\u2019interru-
\n
zione dei flussi di cassa in entrata e l\u2019aumento dei costi
\n
di incasso (rischio di regolamento), nonch\u00e9 minori flus-
\n
si di ricavi dovuti alla sostituzione di operazioni origi-
\n

\n\n\n\n\n\n
narie con analoghe negoziate a condizioni di mercato
\n
sfavorevoli (rischio di sostituzione). Si pu\u00f2 incorrere
\n
inoltre in rischi reputazionali ed economici derivanti da
\n
un\u2019esposizione significativa verso una singola contro-
\n
parte, gruppi di clienti correlati o controparti operan-
\n
ti nello stesso settore ovvero appartenenti alla stessa
\n
area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e contro-
\n
parte \u00e8 riconducibile alle seguenti tipologie di opera-
\n
tivit\u00e0:
\n
\u2022 vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e
\n
servizi (crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scam-
\n
bio fisico od operazioni su strumenti finanziari (por-
\n
tafoglio commodity);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depo-
\n
siti bancari e pi\u00f9 in generale di strumenti finanziari
\n
(portafoglio finanziario).
\n
Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio
\n
di credito e controparte, la gestione e il controllo del-
\n
le esposizioni creditizie vengono effettuati a livello di
\n
Regione, Paese e Linea di Business Globale da unit\u00e0
\n
organizzative diverse, assicurando in tal modo la ne-
\n
cessaria segregazione tra attivit\u00e0 di gestione e di con-
\n
trollo del rischio. Il monitoraggio dell\u2019esposizione con-
\n
solidata viene assicurato dalla Holding.
\n
Inoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tutte le princi-
\n
pali Regioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello
\n
consolidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la
\n
misurazione, il monitoraggio e il controllo delle esposi-
\n
zioni creditizie commerciali, al fine di identificare tem-
\n
pestivamente i fenomeni degenerativi della qualit\u00e0 dei
\n
crediti in essere e delle eventuali azioni di mitigazione
\n
da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e contro-
\n
parte derivante da attivit\u00e0 commerciali, prevede la va-
\n
lutazione preliminare del merito creditizio delle con-
\n
troparti e l\u2019adozione di strumenti di mitigazione quali
\n
l\u2019acquisizione di garanzie reali o personali.
\n
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di ces-
\n
sione dei crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno
\n
luogo all\u2019integrale eliminazione dal bilancio delle cor-
\n
rispondenti attivit\u00e0 oggetto di cessione, essendo stati
\n
ritenuti trasferiti i rischi e i benef\u00edci a esse connessi.
\n
Con riferimento all\u2019operativit\u00e0 finanziaria e su commo-
\n
dity, la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita attraverso
\n
un sistema di valutazione delle controparti omogeneo
\n
a livello di Gruppo, implementato anche a livello di Re-
\n
gione/Paese/Linea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019ado-
\n
zione di specifici framework contrattuali standardiz-
\n
zati che prevedono clausole di mitigazione del rischio
\n
(per esempio, netting) ed eventualmente lo scambio di
\n
cash collateral.
\n
Nel corso del 2024, dopo un peggioramento nei pri-
\n
mi mesi delle curve di incasso su alcuni segmenti di
\n
clientela, si \u00e8 registrato un progressivo recupero con
\n
un graduale allineamento all\u2019anno precedente. Il por-
\n
tafoglio di Gruppo ha dimostrato, anche questo anno,
\n
resilienza al contesto macroeconomico anche grazie
\n
a un rafforzamento dei processi di collection (digita-
\n
lizzazione canali di incasso, digitalizzazione notifiche,
\n
concessione di piani di rientro) e a una diversificazione
\n
della customer base.
\n
Crediti finanziari
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024
Base per la rilevazione del Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Stagingfondo perdite attese (PD*LGD) lordo attese Valore netto
Performing 12 m ECL 4,7%6.2402925.948
Underperforming Lifetime ECL 1,2%1662164
Non-performing Lifetime ECL 5,9%37022348
Totale6.776 3166.460
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti-98-98
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti0,5%6.654 316.623
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni1,4%218 3 215
- 31-60 giorni12,7%63 8 55
- 61-90 giorni2,2%45 1 44
- 91-120 giorni4,4%45 2 43
- 121-150 giorni7,4%272 25
- 151-180 giorni12,1%33 4 29
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)86,8%1.4241.236 188
Totale crediti commerciali8.509 1.287 7.222
Altri crediti
Altri crediti non scaduti2,3%1.663 38 1.625
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni-2 -2
- 31-60 giorni-1 -1
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni-7 2 5
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)28,8%104 30 74
Totale altri crediti 1.777 70 1.707
TOTALE10.384 1.357 9.027
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2023
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti-83 -83
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti0,5%6.225 32 6.193
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni2,0%350 7 343
- 31-60 giorni1,9%1032 101
- 61-90 giorni5,3%38 2 36
- 91-120 giorni12,2%41 5 36
- 121-150 giorni13,2%53 7 46
- 151-180 giorni8,2%49 4 45
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)83,9%1.4741.236 238
Totale crediti commerciali8.333 1.295 7.038
Altri crediti
Altri crediti non scaduti0,4%1.690 7 1.683
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni-25 -25
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni-2 -2
- 151-180 giorni----
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)2,7%752 73
Totale altri crediti 1.7929 1.783
TOTALE10.208 1.304 8.904
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024
Loss rate medio Valore contabile Fondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti2,2%1393 136
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti3,1%6.064 190 5.874
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni4,1%801 33 768
- 31-60 giorni22,5%18742 145
- 61-90 giorni35,7%115 4174
- 91-120 giorni40,7%118 48 70
- 121-150 giorni30,6%85 26 59
- 151-180 giorni48,4%9546 49
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)55,0%3.730 2.050 1.680
Totale crediti commerciali11.195 2.4768.719
Altri crediti
Altri crediti non scaduti0,4%260 1 259
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni3,0%33 1 32
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni----
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)100,0%1 1 -
Totale altri crediti 294 3 291
TOTALE11.628 2.482 9.146
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2023
Loss rate medioValore contabileFondo perdite
Milioni di euro(PD*LGD)lordoatteseValore netto
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti1,3%1502148
Crediti commerciali
Crediti commerciali non scaduti2,9%8.3222398.083
Crediti commerciali scaduti:
- 1-30 giorni2,6%80221781
- 31-60 giorni44,3%703139
- 61-90 giorni19,5%21041169
- 91-120 giorni25,8%1323498
- 121-150 giorni50,8%1326765
- 151-180 giorni52,9%1196356
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)57,9%3.4281.9841.444
Totale crediti commerciali13.2152.48010.735
Altri crediti
Altri crediti non scaduti-604-604
Altri crediti scaduti:
- 1-30 giorni66,7%321
- 31-60 giorni----
- 61-90 giorni----
- 91-120 giorni----
- 121-150 giorni----
- 151-180 giorni-2-2
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired)50,0%211
Totale altri crediti 6113608
TOTALE13.9762.48511.491
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1024": { "value": "\n
Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come incertezza sulla
\n
capacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbli-
\n
gazioni, associate a passivit\u00e0 finanziarie che sono re-
\n
golate tramite la cassa o altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
La politica di gestione del rischio di liquidit\u00e0 di Enel \u00e8
\n
finalizzata al mantenimento di disponibilit\u00e0 liquide suf-
\n
ficienti a fronteggiare gli impegni attesi per un deter-
\n
minato orizzonte temporale senza far ricorso a ulte-
\n
riori fonti di finanziamento, nonch\u00e9 al mantenimento
\n
di una riserva prudenziale di liquidit\u00e0, sufficiente a far
\n
fronte a eventuali impegni inattesi.
\n
Inoltre, al fine di rispettare gli impegni di medio e lun-
\n
go termine, Enel persegue una strategia di gestione
\n
dell\u2019indebitamento che prevede una struttura diver-
\n
sificata delle fonti di finanziamento, cui ricorre per la
\n
copertura dei propri fabbisogni finanziari, e un profilo
\n
di scadenze equilibrato.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un adeguato livello di risorse incondizionatamen-
\n
te disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i
\n
depositi a breve termine, le linee di credito committed
\n
disponibili e il portafoglio di attivit\u00e0 altamente liquide.
\n
Nel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato ga-
\n
rantendo un profilo equilibrato di scadenze del debito
\n
e l\u2019accesso a diverse fonti di finanziamento in termini
\n
di mercati, valute e controparti.
\n
La mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al
\n
Gruppo di mantenere un profilo di merito creditizio
\n
che garantisce l\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti
\n
il costo delle fonti di finanziamento, con conseguenti
\n
effetti positivi sulla sua situazione economica, patri-
\n
moniale e finanziaria. Nel corso del 2024 il profilo di
\n
rischio di Enel ha sub\u00edto variazioni rispetto a dicembre
\n
2023: per Moody\u2019s passando da \u201cBaa1\u201d con outlook
\n
negativo a \u201cBaa1\u201d con outlook stabile, mentre si con-
\n
ferma Fitch a \u201cBBB+\u201d con outlook stabile e Standard &
\n
Poor\u2019s a \u201cBBB\u201d con outlook stabile.
\n
Infine, per garantire una efficiente gestione della liqui-
\n
dit\u00e0, l\u2019attivit\u00e0 di tesoreria \u00e8 in larga parte accentrata a
\n
livello di Holding, provvedendo al fabbisogno di liqui-
\n
dit\u00e0 primariamente con i flussi di cassa generati dalla
\n
gestione ordinaria e assicurando un\u2019opportuna gestio-
\n
ne delle eventuali eccedenze.
\n
Per far fronte a esigenze di liquidit\u00e0, il Gruppo ha a di-
\n
sposizione le seguenti linee di credito e commercial
\n
paper non utilizzate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Con scadenza Con scadenza Con scadenza Con scadenza
Milioni di euroentro un annooltre un annoentro un annooltre un anno
Linee di credito committed 37419.38682319.040
Linee di credito uncommitted941-734-
Commercial paper15.423-15.027-
Totale16.73819.38616.58419.040
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del
\n
piano di rimborsi dell\u2019indebitamento finanziario lordo
\n
a lungo e a breve termine del Gruppo al 31 dicembre
\n
2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quota con scadenza nel
Meno di tre Tra tre mesi
Milioni di euromesie un anno2026202720282029Oltre
Indebitamento finanziario lordo a lungo termine
Obbligazioni:
- tasso fisso quotate9832.4753.9133.8181.7542.90710.782
- tasso variabile quotate-315368203105290475
- tasso fisso non quotate-1.4481.2081.6592.1691.96210.435
- tasso variabile non quotate-979797--40
Totale obbligazioni9834.3355.5865.7774.0285.15921.732
Finanziamenti bancari:
- tasso fisso 591754177551.023129907
- tasso variabile 1851.3232.5501.4231.5539085.072
- uso linee di credito revolving ----18--
Totale finanziamenti bancari2441.4982.9672.1782.5941.0375.979
Leasing:
- tasso fisso 932 132872301821391 .748
- tasso variabile 3993357
Totale leasing962222962331851441.755
Altri finanziamenti non bancari(1):
- tasso fisso 194266381415217
- tasso variabile --131713813
Totale altri finanziamenti non bancari194279552723230
Totale indebitamento finanziario lordo a lungo 1.3426.0978.9288.2436.8346.36329.696
termine
Indebitamento finanziario lordo a breve termine
Debiti verso banche a breve termine61283-----
Commercial paper2.406------
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti732------
Altri debiti finanziari a breve termine(2)16215-----
Totale indebitamento finanziario lordo a breve 3.361298-----
termine
TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO4.7036.3958.9288.2436.8346.36329.696
\n\n\n
\n
(1) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non
\n
correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) Include gli \u201cAltri debiti finanziari correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLiquidityRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag773": { "value": "\n
48. Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Si fa presente che al 31 dicembre 2024 non sono pre-
\n
senti posizioni compensate tra le attivit\u00e0 e le passivi-
\n
t\u00e0 iscritte in bilancio in quanto la policy adottata dal
\n
Gruppo Enel non prevede la regolazione netta delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOffsettingOfFinancialAssetsAndFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag781": { "value": "\n
49.1 Derivati designati come strumenti
\n
di copertura
\n
I contratti derivati sono inizialmente rilevati al fair
\n
value alla data di stipula e successivamente aggior-
\n
nati al fair value in ogni chiusura di bilancio. Il trat-
\n
tamento contabile degli utili e delle perdite dipende
\n
dalla designazione del derivato come strumento di
\n
copertura e, in tal caso, dalla natura dell\u2019elemento
\n
coperto.
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati utilizzati per
\n
la gestione dei rischi di tasso di interesse, cambio e
\n
prezzo delle commodity (inclusi i Virtual PPA) se soddi-
\n
sfano tutti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9.
\n
Alla data di avvio della copertura (inception), il Gruppo
\n
documenta la relazione di copertura, specificando gli
\n
strumenti di copertura, gli elementi coperti, la strate-
\n
gia e gli obiettivi di risk management. Il Gruppo valuta
\n
e documenta regolarmente l\u2019efficacia della copertura,
\n
assicurandosi che gli strumenti utilizzati compensino
\n
adeguatamente le variazioni di fair value e dei flussi di
\n
cassa degli elementi coperti.
\n
Per le transazioni altamente probabili designate in una
\n
relazione di cash flow hedge, il Gruppo verifica e docu-
\n
menta la probabilit\u00e0 dell\u2019operazione e il relativo impat-
\n
to sul Conto economico.
\n
In base al rischio da coprire, il Gruppo designa i deriva-
\n
ti nelle seguenti relazioni di copertura:
\n
\u2022 fair value hedge;
\n
\u2022 cash flow hedge.
\n
Per ulteriori dettagli sui rischi finanziari connessi agli
\n
strumenti derivati, si rimanda alla nota 47 \u201cRisk mana-
\n
gement\u201d.
\n
Affinch\u00e9 una copertura sia considerata efficace, devo-
\n
no essere soddisfatti i seguenti requisiti:
\n
\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo stru-
\n
mento di copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022 il rischio di credito delle controparti non deve
\n
prevalere sulle variazioni di valore della relazione
\n
economica;
\n
\u2022 l\u2019hedge ratio al momento della designazione deve
\n
essere coerente con quello utilizzato per la gestione
\n
del rischio, ossia riflettere la quantit\u00e0 dell\u2019elemento
\n
coperto effettivamente coperta e la quantit\u00e0 dello
\n
strumento di copertura utilizzato.
\n
Il Gruppo verifica l\u2019esistenza di una relazione econo-
\n
mica tra strumento di copertura ed elemento coperto
\n
attraverso:
\n
\u2022 analisi qualitativa, se il rischio sottostante \u00e8 lo stesso
\n
per entrambi;
\n

\n\n\n\n
\u2022 analisi quantitativa (per esempio, regressione linea-
\n
re), se il rischio sottostante differisce, per dimostrare
\n
l\u2019efficacia della copertura.
\n
Per le coperture su commodity, la relazione econo-
\n
mica \u00e8 valutata mediante una matrice di ranking, che
\n
classifica i derivati standard disponibili in base alla loro
\n
efficacia nel ridurre il rischio di prezzo.
\n
Per mitigare il rischio di credito, il Gruppo valuta l\u2019esi-
\n
stenza di strumenti di protezione come garanzie, clau-
\n
sole di break-up e master netting agreement.
\n
Il Gruppo ha adottato un hedge ratio di 1:1 per tutte le
\n
coperture, inclusi i derivati su commodity, garanten-
\n
do che il rischio sottostante del derivato di copertura
\n
coincida con quello dell\u2019elemento coperto, minimiz-
\n
zando l\u2019inefficacia.
\n
L\u2019inefficacia della copertura \u00e8 valutata mediante:
\n
\u2022 analisi qualitativa, se i termini chiave dell\u2019elemento
\n
coperto e dello strumento di copertura coincidono
\n
e non emergono altre fonti di inefficacia, incluso il
\n
credit risk adjustment del derivato;
\n
\u2022 analisi quantitativa (metodo del dollar offset), se esi-
\n
stono discrepanze nei termini contrattuali o altre
\n
fonti di inefficacia. Questo metodo confronta le va-
\n
riazioni di fair value dello strumento di copertura e di
\n
un derivato ipotetico dal momento della designazio-
\n
ne fino alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le principali cause di inefficacia includono:
\n
\u2022 differenze di base, se i flussi di cassa o il fair value
\n
dell\u2019elemento coperto dipendono da variabili diverse
\n
rispetto allo strumento di copertura;
\n
\u2022 differenze di timing, se la copertura e l\u2019elemento co-
\n
perto hanno scadenze diverse;
\n
\u2022 disallineamento quantitativo, se le quantit\u00e0 o il valo-
\n
re nozionale dello strumento di copertura e dell\u2019ele-
\n
mento coperto non coincidono;
\n
\u2022 esposizione a rischi non coperti, se la variazione del
\n
fair value di uno dei due elementi dipende da un ri-
\n
schio diverso;
\n
\u2022 rischio di credito, se il rischio di credito della con-
\n
troparte incide in modo differente sul valore degli
\n
strumenti coinvolti.
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 utilizzato per coprire le variazioni
\n
del valore di attivit\u00e0 o passivit\u00e0 derivanti da un rischio
\n
specifico che impatta il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value dei derivati designati come
\n
strumenti di copertura sono contabilizzate a Conto
\n
economico, coerentemente con quelle dell\u2019elemento
\n
coperto attribuibili al rischio designato.
\n
Se la copertura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019hedge
\n
accounting, l\u2019adeguamento del valore dell\u2019elemento
\n
coperto \u00e8 ammortizzato lungo la sua vita residua me-
\n
diante il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Cash flow hedge
\n
Il cash flow hedge protegge il Gruppo dal rischio di va-
\n
riazione dei flussi finanziari attesi derivanti da un\u2019attivi-
\n
t\u00e0, passivit\u00e0 o transazione prevista altamente probabi-
\n
le che pu\u00f2 impattare il Conto economico.
\n
La parte efficace delle variazioni di fair value dei de-
\n
rivati designati \u00e8 rilevata tra le altre componenti del
\n
Conto economico complessivo (OCI).
\n
La parte inefficace \u00e8 riconosciuta immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Gli importi accumulati nel patrimonio netto sono rila-
\n
sciati a Conto economico nel periodo in cui l\u2019elemento
\n
coperto genera impatti finanziari.
\n
Se l\u2019elemento coperto \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non fi-
\n
nanziaria, l\u2019ammontare cumulato nel patrimonio netto
\n
\u00e8 incluso nel valore contabile dell\u2019elemento stesso tra-
\n
mite un basis adjustment.
\n
Se lo strumento di copertura scade, \u00e8 venduto o non
\n
soddisfa pi\u00f9 i criteri dell\u2019hedge accounting, gli utili e le
\n
perdite cumulati nel patrimonio netto restano sospe-
\n
si fino alla realizzazione dell\u2019operazione coperta. Se la
\n
transazione prevista non si verifica pi\u00f9, gli importi sono
\n
trasferiti immediatamente a Conto economico.
\n
Per le coperture con forward, la contabilizzazione dei
\n
punti forward (OCI o Conto economico) \u00e8 valutata
\n
caso per caso.
\n
Nel caso di cross currency interest rate swap, il Gruppo
\n
separa i basis spread della valuta estera, registrandoli
\n
in OCI come costs of hedging.
\n
Il Gruppo applica un approccio dinamico all\u2019hedge
\n
accounting sulle commodity basato sulla liquidit\u00e0 del
\n
mercato (Liquidity-Based Approach).
\n
Le coperture sono effettuate utilizzando derivati liquidi
\n
disponibili sul mercato.
\n
\u00c8 possibile il roll-over dei derivati nel corso della re-
\n
lazione di copertura, sostituendoli con strumenti pi\u00f9
\n
efficaci, purch\u00e9 rispettino criteri di proxy effectiveness
\n
e liquidit\u00e0.
\n
La verifica della liquidit\u00e0 dei derivati utilizzati \u00e8 effet-
\n
tuata trimestralmente.
\n
Alla data del roll-over, la copertura non viene interrot-
\n
ta e il nuovo derivato continua a essere contabilizzato
\n
a OCI, mentre il vecchio derivato \u00e8 rilevato a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n
49.1.1 Relazione di copertura per tipologia
\n
di rischio coperto
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il
\n
tasso di interesse medio degli strumenti di copertura
\n
sul rischio di tasso di interesse per le principali valute
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023 distinti per scadenza.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Interest rate swap
Totale valore nozionale8168021.978152124.3268.149
Valore nozionale relativo a IRS in EUR5505901.505152123.5466.418
Tasso di interesse medio IRS in EUR1,93 2,02 3,26 0,86 4,122,13
Valore nozionale relativo a IRS in USD--473--416889
Tasso di interesse medio IRS in USD3,284,35
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Interest rate swap
Totale valore nozionale7085648791.975193.7817. 9 2 6
Valore nozionale relativo a IRS in EUR6085646361.532193.1416.500
Tasso di interesse medio IRS in EUR4,56 1,92 2,123,380,862,37
Valore nozionale relativo a IRS in USD46--444-210700
Tasso di interesse medio IRS in USD0,703,28 5,05
\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio di tasso
\n
di interesse, delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2024 e al 31 dicembre 2023, suddivisi per tipologia di
\n
elemento coperto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueNozionaleFair valueNozionale
Strumento Attivit\u00e0Passivit\u00e0Attivit\u00e0Passivit\u00e0
di coperturaElemento copertoal 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Interest rate swapFinanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile52-45698-544
Interest rate swapFinanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso2(16)6873(44)1.241
Cash flow hedge
Interest rate swapObbligazioni a tasso variabile5(45)94012(49)1.040
Interest rate swapCrediti finanziari a tasso variabile-(8)141-(7)145
Interest rate swapFinanziamenti a tasso variabile105(63)5.925163(35)4.956
Totale164(132)8.149276(135)7.926
\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value dei derivati di copertura del rischio di tasso di
\n
interesse al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023
\n
suddivisi per tipologia di relazione di copertura.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Derivatial 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Interest rate swap468556541016751.229(16)(44)
Totale468556541016751.229(16)(44)
Cash flow hedge
Interest rate swap4.0014.1441101753.0051.997(116)(91)
Totale4.0014.1441101753.0051.997(116)(91)
TOTALE DERIVATI SUL 4.4694.7001642763.6803.226(132)(135)
TASSO DI INTERESSE
\n\n
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati
\n
classificati come strumenti di copertura, risulta al 31
\n
dicembre 2024 pari a 8.149 milioni di euro e il corri-
\n
spondente fair value positivo \u00e8 pari a 32 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2023 il valore nozionale evi-
\n
denzia un incremento di 223 milioni di euro, conse-
\n
guente principalmente:
\n
\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 708
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 alla chiusura anticipata di strumenti interest rate
\n
swap per un valore di 65 milioni di euro, in seguito al
\n
rimborso anticipato del relativo sottostante;
\n
\u2022 a nuovi interest rate swap per 1.380 milioni di euro;
\n
\u2022 alla riduzione del nozionale degli interest rate swap
\n
di tipo amortizing per un ammontare pari a 370 mi-
\n
lioni di euro.
\n
Il peggioramento del fair value rispetto al precedente
\n
esercizio, pari a 109 milioni di euro, \u00e8 dovuto principal-
\n
mente alla riduzione delle curve dei tassi di interesse,
\n
verificatasi nel corso del 2024.
\n
Questo fenomeno \u00e8 in gran parte attribuibile al pro-
\n
gressivo allentamento, soprattutto nella seconda met\u00e0
\n
del 2024, delle politiche monetarie restrittive che han-
\n
no caratterizzato questi ultimi anni.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette
\n
rilevati a Conto economico, relativi ai derivati di fair
\n
value hedge e all\u2019elemento coperto attribuibili al ri-
\n
schio di tasso di interesse sia per il 2024 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Milioni di euroUtili/(Perdite) nettiUtili/(Perdite) netti
Strumenti di copertura su tassi di interesse(5)125
Elemento coperto15(132)
Inefficacia10(7)
\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair
\n
value hedge su tasso di interesse nello Stato patrimo-
\n
niale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value utilizzato Fair value utilizzato
per la misurazione per la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia del Valore Valore dell\u2019inefficacia del
Milioni di euronozionalecontabileperiodonozionalecontabileperiodo
Interest rate swap 1.14338381.7855757
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento
\n
coperto delle relazioni di fair value hedge nello Stato
\n
patrimoniale al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre
\n
2023.
\n

\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
di cui: di cui:
Adeguamento Fair value Adeguamento Fair value
cumulato utilizzato per cumulato utilizzato per
del fair value la misurazione del fair value la misurazione
Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia
Milioni di eurocontabilecopertodel periodocontabilecopertodel periodo
Finanziamenti a tasso fisso661(14)141.186(43)44
Obbligazioni a tasso fisso142(2)142(2)
Obbligazioni a tasso variabile522(31)(53)67141(107)
Totale1.197(43)(41)1.871-(65)
\n\n
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge
\n
sul rischio di tasso di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
al 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su tasso di interesse
Derivati attivi (fair value positivo)110492318121018
Derivati passivi (fair value negativo)(116)(13)(30)(24)(19)(19)(26)
\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Interest rate swap 7.006(6)(6)6.1418484
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
dell\u2019elemento Fair value a Quota dell\u2019elemento Fair value a Quota
coperto P&L di derivati inefficace coperto P&L di derivati inefficace
utilizzato per designati in CFH del valore utilizzato per designati in CFH del valore
la misurazione successivamente Riserva Riserva contabile la misurazione successivamente Riserva Riserva contabile
dell\u2019inefficacia alla rilevazione cash flow costi di dei derivati dell\u2019inefficacia alla rilevazione cash flow costi di dei derivati
Milioni di eurodel periodoinizialehedgehedging di CFHdel periodoinizialehedgehedging di CFH
Obbligazioni a 40-(40)--37-(37)--
tasso variabile
Crediti 8-(8)--7-(7)--
finanziari a
tasso variabile
Finanziamenti (54)(14)54-2(149)(20)149-(1)
a tasso
variabile
Totale(6)(14)6-2(105)(20)105-(1)
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del
\n
valore nozionale e relativo tasso di cambio medio con-
\n
trattuale degli strumenti di copertura sul rischio di tas-
\n
so di cambio per le principali valute delle transazioni
\n
in essere al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS2.6991.3043.2152.1733.09713.26425.752
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2. 1711.2072.4212. 1731.9849.65819.614
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,071,181,091,181,111,14
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP--605-9072.4063.918
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,90 0,840,81
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF---139--139
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL24697---479822
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,225,304,27
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL216-50---266
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward2.89092035---3.845
Valore nozionale - currency forward EUR/USD2.60292035---3.557
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,121,12
Valore nozionale - currency forward USD/COP200-----200
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.243,18
Valore nozionale - currency forward USD/MXN47-----47
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/MXN21,13
Valore nozionale - currency forward CLF/USD12-----12
Tasso di cambio contrattuale medio forward - CLF/USD39,59
Valore nozionale - currency forward EUR/CNY11-----11
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNY7,7 0
\n\n
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Cross currency interest rate swap
Totale valore nozionale CCIRS4.5622.5771.2222.3372.03713.38626.121
Valore nozionale CCIRS EUR/USD2.2132.0361.1321.5602.0379.10218.080
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD1,131,071,071,101,181,15
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP981--577-3.8565.414
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP0,880,90 0,82
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF242--140--382
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF1,071,21
Valore nozionale CCIRS USD/BRL27923191--387988
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL5,505,225,304,13
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL445231-60--736
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL6,256,053,92
Currency forward
Totale valore nozionale forward4.6161.186507---6.309
Valore nozionale - currency forward EUR/USD3.1441.042507---4.693
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD1,101,111,13
Valore nozionale - currency forward USD/BRL938141----1.079
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL873,05885,2239
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH175-----175
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH7,8 1
Valore nozionale - currency forward USD/CLP130-----130
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP4,95
Valore nozionale - currency forward USD/COP1222----124
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP4.498,974.597,37
\n\n\n
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio di tasso
\n
di cambio delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per tipologia di
\n
elemento coperto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueNozionaleFair valueNozionale
Strumento di coperturaStrumento copertoAttivit\u00e0Passivit\u00e0Attivit\u00e0Passivit\u00e0
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni 67(12)1.14112(78)1.019
(CCIRS)in valuta estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Finanziamenti in valuta estera ------
(CCIRS)a tasso variabile
Cash flow hedge
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 115(4)61267(36)754
(CCIRS)estera a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Finanziamenti/Crediti in valuta 39(70)1.4555(220)2.104
(CCIRS)estera a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 8(2)20256-250
(CCIRS)a tasso variabile
Cross currency interest rate swap Obbligazioni in valuta estera 1.223(1.625)22.310965(1.724)21.763
(CCIRS)a tasso fisso
Cross currency interest rate swap Flussi di cassa futuri in valuta-(7)32-(43)231
(CCIRS)
Currency forwardFlussi di cassa futuri in valuta1-392(1)117
Currency forwardAcquisti futuri di commodity 181(3)3.52754(126)5.666
in valuta
Currency forwardAcquisti di beni di investimento 10(1)2793(12)526
e altro in valuta
Totale1.644(1.724)29.5971.164(2.240)32.430
\n\n\n
\n

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

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

\n

\n\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair
\n
value hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
24.906 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso
\n
contratto in valuta diversa dall\u2019euro e un fair value
\n
negativo pari a 378 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di
\n
846 milioni di euro volti alla copertura del rischio
\n
cambio collegato all\u2019indebitamento a tasso variabi-
\n
le contratto in valuta e un fair value positivo pari a
\n
110 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare no-
\n
zionale complessivo di 3.566 milioni di euro utilizzati
\n
per coprire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di
\n
acquisto di commodity energetiche e metallifere e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair
\n
value positivo complessivo pari a 179 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozio-
\n
nale di 279 milioni di euro e un fair value positivo pari
\n
a 9 milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC
\n
posti in essere al fine di mitigare il rischio di cambio
\n
relativo ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta
\n
di conto, connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investi-
\n
mento nel settore della generazione di energia, ai
\n
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
\n
value dei derivati di copertura del rischio di cambio al
\n
31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023 suddivisi per
\n
tipologia di relazione di copertura.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroNozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Derivatial 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value hedge
CCIRS536906712605929(12)(78)
Totale536906712605929(12)(78)
Cash flow hedge
Currency forward3.6091.979192592364.330(4)(140)
CCIRS14.26513.4741.3851.09310.34611.628(1.708)(2.022)
Totale17. 87415.4531.5771.15210.58215.958(1.712)(2.162)
TOTALE DERIVATI 18.41015.5431.6441.16411.18716.887(1.724)(2.240)
SUL TASSO DI
CAMBIO
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Al 31 dicembre 2024, il valore nozionale dei Cross Cur-
\n
rency Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 25.752
\n
milioni di euro, evidenziando una diminuzione di 369
\n
milioni di euro rispetto ai 26.121 milioni di euro regi-
\n
strati al 31 dicembre 2023. In particolare:
\n
\u2022 si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale
\n
di 3.707 milioni di euro;
\n
\u2022 sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 2.188 milioni di euro;
\n
\u2022 si registra un incremento del valore nozionale per
\n
1.150 milioni di euro, determinato dall\u2019andamento
\n
del cambio dell\u2019euro rispetto alle principali divise e
\n
solo in piccola parte compensato dall\u2019effetto delle
\n
quote di ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicem-
\n
bre 2024, pari a 3.845 milioni di euro (6.309 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023), evidenzia un decremento
\n
di 2.464 milioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cam-
\n
bio, in particolare al dollaro statunitense, deriva prin-
\n
cipalmente dalle attivit\u00e0 di acquisto di commodity
\n
energetiche e metallifere e da flussi di cassa relativi a
\n
investimenti.
\n
La consistente riduzione del valore nominale di tali
\n
derivati nel corso del 2024 \u00e8 principalmente attri-
\n
buibile alla sensibile riduzione delle coperture va-
\n
lutarie legate all\u2019acquisto di combustibile fossile. Il
\n
miglioramento del fair value netto pari a 268 milioni
\n
di euro \u00e8 dovuto all\u2019andamento favorevole dei tas-
\n
si di cambio, in particolare del cambio euro/dollaro
\n
statunitense.
\n

\n

\n\n\n\n\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite netti
\n
rilevati a Conto economico, relativi alle variazioni di fair
\n
value dei derivati di fair value hedge e all\u2019elemento co-
\n
perto attribuibili al rischio di tasso di cambio sia per il
\n
2024 sia per l\u2019anno precedente.
\n

\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Milioni di euroUtili/(Perdite) nettiUtili/(Perdite) netti
Strumenti di copertura su tassi di cambio12920
Elemento coperto (135)(12)
Inefficacia(6)8
\n\n\n
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair value hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Cross currency interest rate 1.14155531.019(66)(68)
swap (CCIRS)
\n\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patrimo-
\n
niale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
di cui: di cui:
Adeguamento Fair value Adeguamento Fair value
cumulato utilizzato per cumulato utilizzato per
del fair value la misurazione del fair value la misurazione
Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia Valore dell\u2019elemento dell\u2019inefficacia
Milioni di eurocontabilecopertodel periodocontabilecopertodel periodo
Obbligazioni in valuta 534(71)14500(77)48
estera a tasso fisso
Finanziamenti in valuta 515(22)(72)434(7)24
estera a tasso fisso
Totale1.049(93)(58)934(84)72
\n\n\n
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge
\n
sul rischio di tasso di cambio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
Milioni di euroal 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
Derivati attivi (fair value positivo)1.5774844213204272491.921
Derivati passivi (fair value negativo)(1.712)(76)24163953308
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabiledel periodo
Cross currency interest 24.611(323)(586)25.102(930)(919)
rate swap (CCIRS)
Currency forward3.8451881946.309(80)(73)
Totale28.456(135)(392)31.411(1.010)(992)
\n\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
dell\u2019elemento Quota dell\u2019elemento Quota
coperto inefficace coperto inefficace
utilizzato per del valore utilizzato per del valore
la misurazione Riserva Riserva contabile la misurazione Riserva Riserva contabile
dell\u2019inefficacia cash flow costi di dei derivati Altri dell\u2019inefficacia cash flow costi di dei derivati Altri
Milioni di eurodel periodohedgehedging di CFHeffetti(1)del periodohedgehedging di CFHeffetti(1)
Finanziamenti in valuta (112)112-(1)-(31)31---
estera a tasso variabile
Finanziamenti in valuta 31(31)(1)1-219(219)4--
estera a tasso fisso
Obbligazioni in valuta (6)6---(56)56---
estera a tasso variabile
Obbligazioni in valuta 797(797)2642128861(861)(15)-118
estera a tasso fisso
Flussi di cassa futuri in 7(7)---43(43)---
valuta (coperti con CCIRS)
Flussi di cassa futuri (1)1---(1)1---
in valuta (coperti con
forward)
Acquisti futuri di (179)179---72(72)(1)--
commodity in valuta
Acquisti di beni di (14)14(5)--3(3)(6)--
investimento e altro in
valuta
Totale523(523)25821281.110(1.110)(18)-118
\n\n\n
\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 eroga-
\n
zione del prestito.
\n

\n\n\n\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20252026202720282029OltreTotale
Al 31.12.2024
Commodity swap
Valore nozionale su energia2852072011501486001.591
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh)62,755,55 3,633,533,232,8
Valore nozionale su gas1.718453252221282.267
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh)35,139,54,34,13,93,4
Valore nozionale su petrolio55512----567
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl)37,628,226,8---
Commodity forward/future
Valore nozionale su energia2.6074312831691624904.142
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh)79,123,917, 816,215,616,5
Valore nozionale su gas2.5389921---3.531
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh)36,931,027,4---
Valore nozionale su CO249547----542
Prezzo medio - commodity forward/future su CO2 (\u20ac/t)82,569,3----
Valore nozionale su petrolio357-----357
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl)71,0-----
Commodity option
Valore nozionale su energia66---3547
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh)3,73,7---13,4
\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maturity
Milioni di euro20242025202620272028OltreTotale
Al 31.12.2023
Commodity swap
Valore nozionale su energia12810610028491286995
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh)87,044,037,059,632,034,0
Valore nozionale su gas1.5511 .747296--1253.719
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh)41,840,427, 0--7, 0
Valore nozionale su petrolio1.01610610---1.132
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl)86,078,069,0---
Commodity forward/future
Valore nozionale su energia2.5063882972581516064.206
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh)114,918,018,016,018,016,0
Valore nozionale su carbone/shipping38-----38
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/175,0-----
shipping ($/t)
Valore nozionale su gas4.432377626---5.435
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh)71,448,932,0---
Valore nozionale su CO266233621---1.019
Prezzo medio - commodity forward/future su CO2 (\u20ac/t)91,993,084,0---
Valore nozionale su petrolio354-----354
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl)74,6-----
Commodity option
Valore nozionale su energia2439443939342527
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh)27,530,030,534,034,034,0
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair
\n
value degli strumenti di copertura sul rischio prezzo
\n
delle commodity in essere al 31 dicembre 2024 e al 31
\n
dicembre 2023 suddivisi per tipologia di commodity e
\n
di contratto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
NozionaleFair value attivit\u00e0NozionaleFair value passivit\u00e0
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Derivati
Cash flow hedge
Derivati su energia:
- swap4776842103571.114311(166)(233)
- forward/future1.3991.636621622 .7432 .570(748)(763)
- opzioni475272593--(5)(62)
Totale derivati su 1.9232.8472976123.8572.881(919)(1.058)
energia
Derivati su
carbone/shipping:
- forward/future-----38-(17)
Totale derivati su -----38-(17)
carbone/shipping
Derivati su gas e petrolio:
- swap5122.785536232.3222.066(421)(468)
- forward/future2.3953.3823611.3751.4932.407(299)(1.198)
Totale derivati su gas 2.9076.1674141.9983.8154.473(720)(1.666)
e petrolio
Derivati su CO2:
- forward/future4206407791122379(23)(29)
Totale derivati su CO24206407791122379(23)(29)
TOTALE DERIVATI 5.2509.6547882.7017.79 47.77 1(1.662)(2.770)
SU COMMODITY
\n\n\n
\n
Le coperture riguardano principalmente il rischio
\n
prezzo delle commodity power e gas. Nella categoria
\n
power rientrano principalmente operazioni di hedging
\n
di lungo termine utilizzate nel perimetro Spagna e
\n
Nord America. Nella categoria gas rientrano operazio-
\n
ni di copertura del rischio di oscillazione del prezzo del
\n
gas naturale sia in approvvigionamento sia in vendita,
\n
effettuate su commodity petrolifere e su prodotti gas.
\n
In misura minoritaria, nella categoria CO
\n
2
\n
rientrano
\n
principalmente operazioni di copertura per la com-
\n
pliance del Gruppo Enel.
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa at-
\n
tesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow
\n
hedge sul rischio di prezzo su commodity.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fair valueDistribuzione dei flussi di cassa attesi
Milioni di euroal 31.12.202420252026202720282029Oltre
Derivati di cash flow hedge su commodity
Derivati attivi (fair value positivo)7885058242363786
Derivati passivi (fair value negativo)(1.662)(764)(337)(211)(114)(89)(147)
\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Fair value
utilizzato per utilizzato per
la misurazione la misurazione
Valore Valore dell\u2019inefficacia Valore Valore dell\u2019inefficacia del
Milioni di euronozionalecontabiledel periodonozionalecontabileperiodo
Swap su energia1.5914442995124126
Swap su gas e petrolio2.834(368)(368)4.850155155
Forward/future su energia4.142(686)(724)4.206(602)(638)
Forward/future su carbone/shipping---38(17)(17)
Forward/future su gas e petrolio3.88862745.78917892
Forward/future su CO254254541.0196262
Option su energia4720205283131
Totale13.044(874)(902)17.425(69)(189)
\n\n
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento
\n
coperto delle relazioni di cash flow hedge nello Sta-
\n
to patrimoniale al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre
\n
2023.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023
Fair value Quota Fair value Quota
dell\u2019elemento inefficace dell\u2019elemento inefficace
coperto del valore coperto del valore
utilizzato per Riserva contabile utilizzato per Riserva contabile
la misurazione cash Riserva dei la misurazione cash Riserva dei
dell\u2019inefficacia flow costi di derivati di dell\u2019inefficacia flow costi di derivati di
Milioni di eurodel periodohedgehedgingCFHdel periodohedgehedgingCFH
Transazioni future su energia689(689)1750491(491)12(59)
Transazioni future ----17(17)--
di carbone/shipping
Transazioni future di gas 317(317)-(17)(422)422-(118)
e petrolio
Transazioni future di CO2(54)54--(62)62--
Totale952(952)173324(24)12(177)
\n\n
\n

\n\n\n\n
L\u2019ammontare della riserva di cash flow hedge \u00e8 de-
\n
stinato soprattutto a copertura di future vendite di
\n
energia e di acquisti e vendite future di gas. Lato
\n
energia ci si riferisce principalmente a operazioni
\n
di hedging di lungo termine della generazione de-
\n
gli impianti nel perimetro Spagna e Nord America.
\n
Lato gas invece si fa riferimento a operazioni di bre-
\n
ve-medio termine principalmente dell\u2019area Italia e
\n
Spagna. Le operazioni su energia per il loro orizzon-
\n
te temporale di riferimento hanno risentito meno
\n
della volatilit\u00e0 dei prezzi, al contrario di quanto os-
\n
servato per le operazioni su gas. L\u2019inefficacia rile-
\n
vata a Conto economico nel 2024 sulle transazioni
\n
future di gas \u00e8 afferente principalmente a operazio-
\n
ni di proxy hedging sul perimetro Spagna, mentre
\n
quella rilevata sulle transazioni future di energia \u00e8
\n
attribuibile principalmente all\u2019attivit\u00e0 di proxy hed-
\n
ging svolta in Nord America.
\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag80": { "value": "\n

\n
Valutazione al fair value
\n\n
50. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS
\n
13 ogni volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richie-
\n
sto dai princ\u00edpi contabili internazionali.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe
\n
per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe
\n
per il trasferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una
\n
transazione ordinaria posta in essere tra operatori di
\n
mercato, alla data 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 effetti-
\n
vamente negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classifi-
\n
cato in una gerarchia del fair value che prevede tre
\n
diversi livelli, definiti come segue, in base agli input
\n
e alle tecniche di valutazione utilizzati per valutare il
\n
fair value:
\n
\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati
\n
attivi per attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0
\n
pu\u00f2 accedere alla data di valutazione;
\n
\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livel-
\n
lo 1 che sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivi-
\n
t\u00e0, sia direttamente (come i prezzi) sia indirettamen-
\n
te (derivati da prezzi);
\n
\u2022 Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati
\n
su dati osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di det-
\n
taglio inerenti alle tecniche di valutazione e gli input
\n
utilizzati per elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permetto-
\n
no nello Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
\n
\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o per-
\n
mettono nello Stato patrimoniale in particolari cir-
\n
costanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabiliz-
\n
zazioni relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2
\n
\u201cPrinc\u00edpi contabili\u201d.
\n
50.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe
\n
di attivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimonia-
\n
le, su base ricorrente e non ricorrente, le valutazioni
\n
al fair value alla fine del periodo e il livello nella gerar-
\n
chia del fair value in cui \u00e8 stata classificata la specifica
\n
attivit\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Partecipazioni in altre 27587353531----
imprese FVOCI
Titoli FVOCI27.1, 28.1572572--138138--
Titoli e investimenti 27. 133------
finanziari in fondi o gestioni
patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre 278--8----
imprese FVTPL
Attivit\u00e0 finanziarie da 273.930-3.930-----
accordi per servizi in
concessione FVTPL
Crediti finanziari - 95--95----
contratti JDA - FVTPL
Crediti e altre attivit\u00e0 ----171171--
finanziarie valutate al FVTPL
Contributi non monetari ----9-27
relativi a certificati
ambientali
Rimanenze valutate 494848--7777--
al fair value
Corrispettivi potenziali 5--5----
(contingent consideration)
Derivati di fair value hedge:
- tassi4954-54----
- cambi4949-49-18-18
Derivati di cash flow hedge:
- tassi49107-107-3-3-
- cambi491.331-1.331-246-246-
- commodity49336339121245237676-
Derivati di trading:
- tassi49--------
- cambi49--------
- commodity491243687-2.7702.099671-
- altro2--2----
\n\n
\n

\n\n\n\n
Il fair value delle \u201cPartecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d
\n
\u00e8 stato determinato per le imprese quotate sulla base
\n
del prezzo di negoziazione fissato alla data di chiusura
\n
dell\u2019esercizio, mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla
\n
base di una valutazione, ritenuta attendibile, degli ele-
\n
menti patrimoniali rilevanti.
\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in con-
\n
cessione FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribu-
\n
zione di energia elettrica sul mercato brasiliano da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro,
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo. In particolare, si riferiscono al valore dei beni
\n
al termine della concessione valutato al fair value. Il
\n
fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del repla-
\n
cement cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe di-
\n
sponibili e sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato
\n
brasiliano. Per maggiori dettagli su tali concessioni,
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12, si rimanda alla
\n
nota 18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
al FVTPL\u201d accoglie principalmente nel Livello 1 depositi
\n
di natura finanziaria detenuti da societ\u00e0 dell\u2019America
\n
Latina.
\n
Per quanto concerne i contratti derivati; il fair value \u00e8
\n
determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli
\n
strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair va-
\n
lue degli strumenti non quotati in mercati regolamen-
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
tati, \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione
\n
appropriati per ciascuna categoria di strumento finan-
\n
ziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data
\n
di chiusura dell\u2019esercizio contabile (quali tassi di inte-
\n
resse, tassi di cambio, volatilit\u00e0) attualizzando i flussi
\n
di cassa attesi in base alle curve dei tassi di interesse
\n
e convertendo in euro gli importi espressi in divise di-
\n
verse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forniti da
\n
World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano in-
\n
tegralmente nella casistica di Livello 2.
\n
Relativamente ai derivati su commodity, la valutazione
\n
del fair value, si configura in larghissima misura nelle
\n
casistiche di Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su
\n
input di mercato, trattandosi di contratti stipulati verso
\n
controparti di Borsa, principali operatori del settore od
\n
operatori finanziari.
\n
Alcuni contratti finanziari a lungo termine relativi al pe-
\n
rimetro Spagna (VPPA - per i quali si \u00e8 in parte usufru-
\n
ito anche di modelli di valutazione interna, necessari
\n
per valorizzare tali strumenti sugli orizzonti temporali
\n
pi\u00f9 lontani, data la scarsa liquidit\u00e0 delle variabili sotto-
\n
stanti) rientrano invece nella classificazione di Livello 3.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il
\n
Gruppo valuta il rischio di credito, sia della controparte
\n
(Credit Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (De-
\n
bit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effet-
\n
tuare l\u2019aggiustamento del fair value per la corrispon-
\n
dente misura del rischio controparte ove necessario.
\n
In particolare, il Gruppo misura il CVA/DVA utilizzando
\n
la tecnica di valutazione basata sulla Potential Future
\n
Exposure dell\u2019esposizione netta di controparte e allo-
\n
cando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui singoli
\n
strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica
\n
si avvale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
La categoria dei derivati su altro include il fair value del
\n
meccanismo delle opzioni put/call sulla partecipazione
\n
residua del 10% in Duereti, detenuta da e-distribuzio-
\n
ne, e rientra nella casistica di Livello 3.
\n
50.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di attivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente
\n
ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair
\n
value alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del
\n
fair value in cui \u00e8 stata classificata tale valutazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Investimenti immobiliari209114-77----
Rimanenze 31----43--43
\n\n
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari
\n
e rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente
\n
per 91 milioni di euro e per 43 milioni di euro. Tali importi
\n
sono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-
\n
denti che hanno utilizzato differenti tecniche di valuta-
\n
zione a seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n
50.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di passivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimo-
\n
niale, su base ricorrente e non ricorrente, la valuta-
\n
zione al fair value alla fine del periodo e il livello nella
\n
gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata classificata la
\n
specifica 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 non correntiPassivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Derivati di fair value hedge:
- tassi4916-16-----
- cambi4912-12-----
Derivati di cash flow hedge:
- tassi49116-116-----
- cambi491.607-1.607-105-105-
- commodity491.0319984389631224407-
Derivati di trading:
- tassi49----29-29-
- cambi49----36-36-
- commodity4913323110-2.7831.947836-
Corrispettivi potenziali 39--3921-21-
(contingent consideration)
\n\n
\n
I \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fanno riferimento prevalen-
\n
temente ad alcune partecipazioni detenute dal Grup-
\n
po in Nord America e il fair value \u00e8 stato determinato
\n
sulla base delle condizioni contrattuali presenti negli
\n
accordi tra le parti.
\n
50.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di passivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patri-
\n
moniale, ma per la quale il fair value deve essere in-
\n
dicato, il fair value alla fine del periodo e il livello nella
\n
gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata classificata tale
\n
valutazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueLivello 1Livello 2Livello 3
al 31.12.2024
Obbligazioni:
- a tasso fisso44.121 42.042 2.079-
- a tasso variabile2.097 672.030 -
Finanziamenti bancari:
- a tasso fisso3.444 -3.444 -
- a tasso variabile13.164 -13.164 -
Debiti verso altri finanziatori:
- a tasso fisso3.303 -3.303 -
- a tasso variabile39 -39 -
Totale66.168 42.109 24.059 -
\n\n
\n
Per gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 de-
\n
terminato utilizzando le quotazioni ufficiali, mentre per
\n
quelli non quotati \u00e8 determinato mediante modelli di
\n
valutazione appropriati per ciascuna categoria di stru-
\n
mento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread
\n
creditizi di Enel.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag84": { "value": "\n
50. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS
\n
13 ogni volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richie-
\n
sto dai princ\u00edpi contabili internazionali.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe
\n
per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe
\n
per il trasferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una
\n
transazione ordinaria posta in essere tra operatori di
\n
mercato, alla data 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 effetti-
\n
vamente negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classifi-
\n
cato in una gerarchia del fair value che prevede tre
\n
diversi livelli, definiti come segue, in base agli input
\n
e alle tecniche di valutazione utilizzati per valutare il
\n
fair value:
\n
\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati
\n
attivi per attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0
\n
pu\u00f2 accedere alla data di valutazione;
\n
\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livel-
\n
lo 1 che sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivi-
\n
t\u00e0, sia direttamente (come i prezzi) sia indirettamen-
\n
te (derivati da prezzi);
\n
\u2022 Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati
\n
su dati osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di det-
\n
taglio inerenti alle tecniche di valutazione e gli input
\n
utilizzati per elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permetto-
\n
no nello Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
\n
\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o per-
\n
mettono nello Stato patrimoniale in particolari cir-
\n
costanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabiliz-
\n
zazioni relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2
\n
\u201cPrinc\u00edpi contabili\u201d.
\n
50.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe
\n
di attivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimonia-
\n
le, su base ricorrente e non ricorrente, le valutazioni
\n
al fair value alla fine del periodo e il livello nella gerar-
\n
chia del fair value in cui \u00e8 stata classificata la specifica
\n
attivit\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Partecipazioni in altre 27587353531----
imprese FVOCI
Titoli FVOCI27.1, 28.1572572--138138--
Titoli e investimenti 27. 133------
finanziari in fondi o gestioni
patrimoniali al FVTPL
Partecipazioni in altre 278--8----
imprese FVTPL
Attivit\u00e0 finanziarie da 273.930-3.930-----
accordi per servizi in
concessione FVTPL
Crediti finanziari - 95--95----
contratti JDA - FVTPL
Crediti e altre attivit\u00e0 ----171171--
finanziarie valutate al FVTPL
Contributi non monetari ----9-27
relativi a certificati
ambientali
Rimanenze valutate 494848--7777--
al fair value
Corrispettivi potenziali 5--5----
(contingent consideration)
Derivati di fair value hedge:
- tassi4954-54----
- cambi4949-49-18-18
Derivati di cash flow hedge:
- tassi49107-107-3-3-
- cambi491.331-1.331-246-246-
- commodity49336339121245237676-
Derivati di trading:
- tassi49--------
- cambi49--------
- commodity491243687-2.7702.099671-
- altro2--2----
\n\n
\n

\n\n\n\n
Il fair value delle \u201cPartecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d
\n
\u00e8 stato determinato per le imprese quotate sulla base
\n
del prezzo di negoziazione fissato alla data di chiusura
\n
dell\u2019esercizio, mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla
\n
base di una valutazione, ritenuta attendibile, degli ele-
\n
menti patrimoniali rilevanti.
\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in con-
\n
cessione FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribu-
\n
zione di energia elettrica sul mercato brasiliano da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro,
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo. In particolare, si riferiscono al valore dei beni
\n
al termine della concessione valutato al fair value. Il
\n
fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del repla-
\n
cement cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe di-
\n
sponibili e sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato
\n
brasiliano. Per maggiori dettagli su tali concessioni,
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12, si rimanda alla
\n
nota 18 \u201cAccordi per servizi in concessione\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
al FVTPL\u201d accoglie principalmente nel Livello 1 depositi
\n
di natura finanziaria detenuti da societ\u00e0 dell\u2019America
\n
Latina.
\n
Per quanto concerne i contratti derivati; il fair value \u00e8
\n
determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli
\n
strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair va-
\n
lue degli strumenti non quotati in mercati regolamen-
\n

\n\n\n\n
tati, \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione
\n
appropriati per ciascuna categoria di strumento finan-
\n
ziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data
\n
di chiusura dell\u2019esercizio contabile (quali tassi di inte-
\n
resse, tassi di cambio, volatilit\u00e0) attualizzando i flussi
\n
di cassa attesi in base alle curve dei tassi di interesse
\n
e convertendo in euro gli importi espressi in divise di-
\n
verse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forniti da
\n
World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano in-
\n
tegralmente nella casistica di Livello 2.
\n
Relativamente ai derivati su commodity, la valutazione
\n
del fair value, si configura in larghissima misura nelle
\n
casistiche di Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su
\n
input di mercato, trattandosi di contratti stipulati verso
\n
controparti di Borsa, principali operatori del settore od
\n
operatori finanziari.
\n
Alcuni contratti finanziari a lungo termine relativi al pe-
\n
rimetro Spagna (VPPA - per i quali si \u00e8 in parte usufru-
\n
ito anche di modelli di valutazione interna, necessari
\n
per valorizzare tali strumenti sugli orizzonti temporali
\n
pi\u00f9 lontani, data la scarsa liquidit\u00e0 delle variabili sotto-
\n
stanti) rientrano invece nella classificazione di Livello 3.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il
\n
Gruppo valuta il rischio di credito, sia della controparte
\n
(Credit Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (De-
\n
bit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effet-
\n
tuare l\u2019aggiustamento del fair value per la corrispon-
\n
dente misura del rischio controparte ove necessario.
\n
In particolare, il Gruppo misura il CVA/DVA utilizzando
\n
la tecnica di valutazione basata sulla Potential Future
\n
Exposure dell\u2019esposizione netta di controparte e allo-
\n
cando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui singoli
\n
strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica
\n
si avvale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
La categoria dei derivati su altro include il fair value del
\n
meccanismo delle opzioni put/call sulla partecipazione
\n
residua del 10% in Duereti, detenuta da e-distribuzio-
\n
ne, e rientra nella casistica di Livello 3.
\n
50.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di attivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente
\n
ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair
\n
value alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del
\n
fair value in cui \u00e8 stata classificata tale valutazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 non correntiAttivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Investimenti immobiliari209114-77----
Rimanenze 31----43--43
\n\n
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari
\n
e rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente
\n
per 91 milioni di euro e per 43 milioni di euro. Tali importi
\n
sono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-
\n
denti che hanno utilizzato differenti tecniche di valuta-
\n
zione a seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n
50.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di passivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimo-
\n
niale, su base ricorrente e non ricorrente, la valuta-
\n
zione al fair value alla fine del periodo e il livello nella
\n
gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata classificata la
\n
specifica 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 non correntiPassivit\u00e0 correnti
Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3Fair valueLivello 1 Livello 2Livello 3
Milioni di euroNoteal 31.12.2024al 31.12.2024
Derivati di fair value hedge:
- tassi4916-16-----
- cambi4912-12-----
Derivati di cash flow hedge:
- tassi49116-116-----
- cambi491.607-1.607-105-105-
- commodity491.0319984389631224407-
Derivati di trading:
- tassi49----29-29-
- cambi49----36-36-
- commodity4913323110-2.7831.947836-
Corrispettivi potenziali 39--3921-21-
(contingent consideration)
\n\n
\n
I \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fanno riferimento prevalen-
\n
temente ad alcune partecipazioni detenute dal Grup-
\n
po in Nord America e il fair value \u00e8 stato determinato
\n
sulla base delle condizioni contrattuali presenti negli
\n
accordi tra le parti.
\n
50.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe
\n
di passivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patri-
\n
moniale, ma per la quale il fair value deve essere in-
\n
dicato, il fair value alla fine del periodo e il livello nella
\n
gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata classificata tale
\n
valutazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroFair valueLivello 1Livello 2Livello 3
al 31.12.2024
Obbligazioni:
- a tasso fisso44.121 42.042 2.079-
- a tasso variabile2.097 672.030 -
Finanziamenti bancari:
- a tasso fisso3.444 -3.444 -
- a tasso variabile13.164 -13.164 -
Debiti verso altri finanziatori:
- a tasso fisso3.303 -3.303 -
- a tasso variabile39 -39 -
Totale66.168 42.109 24.059 -
\n\n
\n
Per gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 de-
\n
terminato utilizzando le quotazioni ufficiali, mentre per
\n
quelli non quotati \u00e8 determinato mediante modelli di
\n
valutazione appropriati per ciascuna categoria di stru-
\n
mento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread
\n
creditizi di Enel.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1248": { "value": "\n
51. Pagamenti basati su azioni
\n
A partire dall\u2019esercizio 2019, l\u2019Assemblea degli azio-
\n
nisti di Enel SpA (\u201cEnel\u201d o la \u201cSociet\u00e0\u201d) ha deliberato
\n
con cadenza annuale l\u2019adozione di piani di incentiva-
\n
zione di lungo termine su base azionaria destinati al
\n
management della stessa Enel e/o di societ\u00e0 da que-
\n
sta controllate ai sensi dell\u2019art. 2359 del codice civi-
\n
le; in particolare, ciascuno dei piani di incentivazione
\n
approvati (ovvero, Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2019; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2020; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2021; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2022; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2023; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2024, di seguito, rispettivamente \u201cPia-
\n
no LTI 2019\u201d, \u201cPiano LTI 2020\u201d, \u201cPiano LTI 2021\u201d, \u201cPiano
\n
LTI 2022\u201d, \u201cPiano LTI 2023\u201d, \u201cPiano LTI 2024\u201d e, con-
\n
giuntamente, i \u201cPiani\u201d) prevede, subordinatamente al
\n
raggiungimento di specifici obiettivi di performance,
\n
l\u2019assegnazione di azioni ordinarie della Societ\u00e0 (\u201cAzio-
\n
ni\u201d) ai rispettivi beneficiari.
\n
Nello specifico, i Piani approvati sono rivolti all\u2019Am-
\n
ministratore Delegato/Direttore Generale di Enel e ai
\n
manager del Gruppo Enel che occupano le posizioni
\n
pi\u00f9 direttamente responsabili dei risultati aziendali o
\n
considerate di interesse strategico e prevedono l\u2019as-
\n
segnazione ai destinatari di un incentivo rappresenta-
\n
to da una componente di natura monetaria e da una
\n
componente azionaria. Il suddetto incentivo \u2013 deter-
\n
minato, al momento dell\u2019assegnazione, in un valore
\n
base calcolato in rapporto alla remunerazione fissa del
\n
singolo destinatario \u2013 pu\u00f2 variare, in funzione del li-
\n
vello di raggiungimento di ciascuno degli obiettivi di
\n
performance triennali previsti dai Piani, da zero fino a
\n
un massimo del 280% ovvero del 180% del valore base
\n
nel caso, rispettivamente, dell\u2019Amministratore Delega-
\n
to/Direttore Generale ovvero degli altri destinatari.
\n
Tali Piani prevedono inoltre che, rispetto al totale
\n
dell\u2019incentivo effettivamente maturato, il premio sia
\n
interamente corrisposto in Azioni: (a) con riguardo ai
\n
Piani LTI 2019, 2020, 2021 e 2022 (i) per l\u2019Amministrato-
\n
re Delegato/Direttore Generale, fino al 100% del valore
\n
base assegnato (ovvero fino al 130% relativamente al
\n
Piano LTI 2022), e (ii) per gli altri destinatari, fino al 50%
\n
del valore base assegnato (ovvero fino al 65% relativa-
\n
mente al Piano LTI 2022); (b) con riguardo ai Piani LTI
\n
2023 e 2024 (i) per l\u2019Amministratore Delegato/Diretto-
\n
re Generale, fino al 150% del valore base assegnato, (ii)
\n
per i primi riporti dell\u2019Amministratore Delegato/Diret-
\n
tore Generale, ivi inclusi i dirigenti con responsabilit\u00e0
\n
strategiche, fino al 100% del valore base assegnato e
\n
(iii) per gli altri destinatari, diversi da quelli indicati sub
\n
(i) e (ii), fino al 65% del valore base assegnato.
\n
L\u2019erogazione dell\u2019incentivo previsto dai singoli Piani \u00e8
\n
subordinata al raggiungimento di specifici obiettivi di
\n
performance nel corso del triennio di riferimento (c.d.
\n
\u201cperformance period\u201d). Qualora tali obiettivi siano rag-
\n
giunti, l\u2019incentivo maturato viene erogato ai destina-
\n
tari \u2013 sia per la componente azionaria sia per quella
\n
monetaria \u2013 per il 30% nel primo esercizio successivo
\n
al termine del performance period triennale e per il re-
\n
stante 70% nel secondo esercizio successivo al termi-
\n
ne del performance period triennale. L\u2019erogazione di
\n
una porzione rilevante della remunerazione variabile
\n
di lungo termine (pari al 70% del totale) risulta quin-
\n
di differita al secondo esercizio successivo rispetto al
\n
triennio di riferimento degli obiettivi di performance
\n
dei singoli Piani (c.d. \u201cdeferred payment\u201d).
\n
Nella tabella di seguito rappresentata vengono ripor-
\n
tate alcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al
\n
Piano LTI 2020, al Piano LTI 2021, al Piano LTI 2022, al
\n
Piano LTI 2023 e al Piano LTI 2024.
\n
Per ulteriori informazioni sulle caratteristiche dei Piani
\n
si rinvia ai rispettivi Documenti informativi, predisposti
\n
ai sensi dell\u2019art. 84 bis del Regolamento adottato dal-
\n
la CONSOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971
\n
(\u201cRegolamento Emittenti\u201d) e messi a disposizione del
\n
pubblico nella sezione del sito internet della Societ\u00e0
\n
(www.enel.com) dedicata alle Assemblee degli azionisti
\n
di riferimento, svoltesi rispettivamente in data 16 mag-
\n
gio 2019, 14 maggio 2020, 20 maggio 2021,19 maggio
\n
2022, 10 maggio 2023 e 23 maggio 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Data di assegnazione Performance Verifica raggiungimento Erogazione
delle Azioniperiodobiettivi dell\u2019incentivo
Piano LTI 201912/11/20191142019-202120221152022-2023116
Piano LTI 202017/09/20201172020-202220231182023-2024119
Piano LTI 202116/09/20211202021-202320241212024-2025122
Piano LTI 202221/09/20221232022-202420251242025-2026
Piano LTI 202305/10/20231252023-202520261262026-2027
Piano LTI 202419/09/20241272024-202620271282027-2028
\n\n\n\n\n\n\n\n
\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
\n
19 settembre 2019, 29 luglio 2020, 17 giugno 2021, 16
\n
giugno 2022, 5 ottobre 2023 e 25 luglio 2024 \u2013 l\u2019avvio
\n
di programmi di acquisto di Azioni proprie a servizio ri-
\n
spettivamente del Piano LTI 2019, del Piano LTI 2020, del
\n
Piano LTI 2021, del Piano LTI 2022, del Piano LTI 2023 e
\n
del Piano LTI 2024. Il numero di Azioni il cui acquisto \u00e8
\n
stato autorizzato dal Consiglio di Amministrazione per
\n
ciascun Piano, l\u2019effettivo numero di Azioni acquistate, il
\n
relativo prezzo medio ponderato e il controvalore com-
\n
plessivo sono di seguito rappresentati.
\n
\n
\n
\n
114. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2019 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u201911 novembre 2019).
\n
115. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2021, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2019.
\n
116. In data 5 settembre 2022 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai destinatari del
\n
Piano LTI 2019, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano. La restante parte della componente
\n
azionaria del premio spettante ai destinatari del Piano LTI 2019 \u00e8 stata erogata in data 5 settembre 2023.
\n
117. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2020 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 16 settembre 2020).
\n
118. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2020.
\n
119. In data 5 settembre 2023 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai destinatari del
\n
Piano LTI 2020, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano. La restante parte della componen-
\n
te azionaria del premio spettante ai destinatari del Piano LTI 2020 \u00e8 stata erogata in data 5 settembre 2024.
\n
120. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 9 giugno 2021).
\n
121. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2023, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2021.
\n
122. In data 5 settembre 2024 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai destinatari del
\n
Piano LTI 2021, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano.
\n
123. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u20198 giugno 2022).
\n
124. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2022.
\n
125. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2023 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 4 ottobre 2023).
\n
126. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2025, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2023.
\n
127. La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2024 ai
\n
destinatari (tenuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 24 luglio 2024).
\n
128. In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2026, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla
\n
verifica del livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Acquisti autorizzati dal Consiglio di AmministrazioneAcquisti effettuatiControvalore
Numero di Prezzo medio ponderato complessivo
Numero di Azioni Azioni(euro per azione)(euro)
Piano LTI 2019Numero non superiore a 2.500.000 per un corrispettivo 1.549.1521296,7779 10.499.999
massimo di 10.500.000 milioni di euro
Piano LTI 20201.720.0001.720.000 1307,4366 12.790.870
Piano LTI 20211.620.0001.620.000 1317,8737 12.755.459
Piano LTI 20222.700.0002.700.000 1325,1951 14.026.715
Piano LTI 20234.200.0004.200.000 1336,314526.520.849
Piano LTI 20242.900.0002.900.000 1347,021020.360.977
\n\n\n\n\n\n
\n
Per effetto degli acquisti effettuati a servizio dei Piani
\n
e delle erogazioni di Azioni intervenute nel settembre
\n
2022, 2023 e 2024 ai destinatari dei Piani LTI 2019,
\n
2020 e 2021, secondo quanto previsto dal Regola-
\n
mento dei Piani stessi, per complessive n. 2.609.482
\n
Azioni, al 31 dicembre 2024 Enel detiene complessi-
\n
vamente n. 12.079.670 Azioni proprie, pari allo 0,1188%
\n
circa del capitale sociale.
\n
Le seguenti informazioni riguardano gli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale assegnati durante gli esercizi
\n
2019, 2020, 2021, 2022, 2023 e 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
20242023
Numero Fair value Numero di azioni Numero Numero di azioni Numero
azioni assegnate per azione potenzialmente di azioni erogate potenzialmente di azioni erogate
alla data di alla data di erogabili per il Piano per il Piano LTI di erogabili per il Piano per il Piano LTI di
assegnazioneassegnazioneLTI di riferimentoriferimentoLTI di riferimentoriferimento
Piano LTI 20191.538.547 6,9830 00956.562135
Piano LTI 20201.638.775 7,3800708.456136728.265312.127137
Piano LTI 20211.577.773 7,0010443.608196.9801381.375.671-
Piano LTI 20222.398.143 4,84951.858.051- 2.023.677-
Piano LTI 20234.040.8205,55403.804.244 - 4.040.820-
Piano LTI 20242 . 877.7 146,97302 .877.7 14- - -
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
Il fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale \u00e8 misurato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla
\n
data di assegnazione
\n
129. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 23 settembre e il 2 dicembre 2019, equivalenti allo 0,015% circa del capitale sociale.
\n
130. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 3 settembre e il 28 ottobre 2020, equivalenti allo 0,017% circa del capitale sociale.
\n
131. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 18 giugno e il 21 luglio 2021, equivalenti allo 0,016% circa del capitale sociale.
\n
132. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 17 giugno e il 20 luglio 2022, equivalenti allo 0,026% circa del capitale sociale.
\n
133. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 16 ottobre 2023 e il 18 gennaio 2024, equivalenti allo 0,041% circa del capitale sociale.
\n
134. Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 16 settembre e l\u20198 novembre 2024, equivalenti allo 0,028% circa del capitale sociale.
\n
135. 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
\n
restante della componente azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di perfor-
\n
mance del Piano stesso.
\n
136. Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2024, ai destinatari del Piano LTI 2020 e che costituiscono la parte
\n
restante della componente azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di perfor-
\n
mance del Piano stesso.
\n
137. 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
\n
componente azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di performance del Piano
\n
stesso. La restante parte della componente azionaria del premio, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al Regolamento di attuazione di cui al
\n
Regolamento del Piano LTI 2020, \u00e8 stata erogata il 5 settembre 2024.
\n
138. Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2024, ai destinatari del Piano LTI 2021 e che costituiscono parte della
\n
componente azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di performance del Piano
\n
stesso. Per la restante parte della componente azionaria del premio \u00e8 previsto un differimento al 2025, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al
\n
Regolamento di attuazione del Piano LTI 2021.
\n
139. Con riferimento al Piano LTI 2019, la data di assegnazione si riferisce al 12 novembre 2019, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di
\n
Amministrazione 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
\n
Amministrazione 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
\n
Amministrazione 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
\n
Amministrazione 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 Am-
\n
ministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2023 ai destinatari.
\n
Con riferimento al Piano LTI 2024, la data di assegnazione si riferisce al 19 settembre 2024, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di
\n
Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2024 ai destinatari.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Il costo relativo alla componente azionaria \u00e8 determi-
\n
nato con riferimento al fair value degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale assegnati ed \u00e8 rilevato lungo la
\n
durata del vesting period in contropartita alle riserve di
\n
patrimonio netto.
\n
I costi totali del Gruppo rilevati a Conto economico
\n
ammontano a 10 milioni di euro nell\u2019esercizio 2024 (6
\n
milioni di euro nel 2023).
\n
Non ci sono state cancellazioni o modifiche che hanno
\n
interessato i Piani approvati.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSharebasedPaymentArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1252": { "value": "\n
52. Informativa sulle parti correlate
\n
Le parti correlate sono state individuate sulla base di
\n
quanto disposto dai princ\u00edpi contabili internazionali e
\n
dalle disposizioni CONSOB emanate in materia.
\n
In quanto operatore nel campo della produzione, della
\n
distribuzione, del trasporto e della vendita di energia
\n
elettrica, nonch\u00e9 della vendita di gas naturale, Enel
\n
effettua transazioni con un certo numero di societ\u00e0
\n
controllate direttamente o indirettamente dallo Stato
\n
italiano, azionista di riferimento del Gruppo.
\n
La tabella sottostante riepiloga le principali transazioni
\n
intrattenute con tali controparti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Parte correlata RapportoNatura delle principali transazioni
Acquirente UnicoInteramente controllata indirettamente dal Acquisto di energia elettrica destinata
Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze al mercato di maggior tutela
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti Controllata direttamente dal Ministero Vendita di energia elettrica sul Mercato
dell\u2019Economia e delle Finanze dei Servizi di Dispacciamento (Terna)
Vendita di servizi di trasporto di
energia elettrica (Gruppo Eni)
Acquisto di servizi di trasporto,
dispacciamento e misura (Terna)
Acquisto di servizi di postalizzazione
(Poste Italiane)
Acquisto di combustibili per gli
impianti di generazione, di servizi di
stoccaggio e distribuzione del gas
naturale (Gruppo Eni)
GSE \u2013 Gestore dei Servizi Energetici Interamente controllata direttamente dal Vendita di energia elettrica incentivata
Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze Versamento della componente A3 per
incentivazione fonti rinnovabili
GME \u2013 Gestore dei Mercati EnergeticiInteramente controllata indirettamente dal Vendita di energia elettrica in Borsa
Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (GME)
Acquisto di energia elettrica in Borsa
per pompaggi e programmazione
impianti (GME)
Gruppo LeonardoControllata direttamente dal Ministero Acquisto di servizi informatici e
dell\u2019Economia e delle Finanze fornitura di beni
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Inoltre, il Gruppo intrattiene rapporti di natura preva-
\n
lentemente commerciale nei confronti delle societ\u00e0
\n
collegate o partecipate con quote di minoranza.
\n
Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e
\n
FONDENEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore,
\n
societ\u00e0 Onlus di Enel operante nell\u2019ambito dell\u2019assi-
\n
stenza sociale e socio-sanitaria, rapporti istituzionali e
\n
di finalit\u00e0 sociale.
\n
Tutte le transazioni con parti correlate sono state con-
\n
cluse alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi
\n
determinate dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia
\n
Reti e Ambiente.
\n
Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti
\n
sopra descritti nonch\u00e9 dei rapporti economici e patri-
\n
moniali con parti correlate, societ\u00e0 collegate e a con-
\n
trollo congiunto rispettivamente in essere al 31 dicem-
\n
bre 2024 e 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Acquirente Gruppo Cassa
Milioni di euroUnicoGMEGSEDepositi e Prestiti(1)Altre
Rapporti economici
Ricavi delle vendite e delle prestazioni-2.726782.079256
Altri proventi--47183
Altri proventi finanziari-----
Energia elettrica, gas e combustibile1.0526.275401.2101
Servizi e altri materiali-4433.37564
Altri costi operativi101444511
Risultati netti da contratti su commodity ---2-
Altri oneri finanziari11-18-
\n\n\n\n\n\n\n
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(1) Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n

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Acquirente Gruppo Cassa
Milioni di euroUnicoGMEGSEDepositi e Prestiti(1)Altre
Rapporti patrimoniali
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti---31
Derivati finanziari attivi non correnti-----
Altre attivit\u00e0 non correnti---3-
Crediti commerciali-13351.14438
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti---7832
Altre attivit\u00e0 correnti--59192
Finanziamenti a lungo termine---369-
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non ---116
correnti
Derivati finanziari passivi non correnti-----
Finanziamenti a breve termine---2-
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine---89-
Debiti commerciali2542983811.7016
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti-----
Derivati finanziari passivi correnti-----
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti correnti---2512
Altre passivit\u00e0 correnti----39
Altre informazioni
Garanzie rilasciate---1026
Garanzie ricevute---136-
Impegni---25-
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(1) Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
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Societ\u00e0 collegate e a Totale generale Totale voce di Di cui parti correlate
Totale 2024controllo congiunto2024bilancioIncidenza %non eligibili
5.1391895.32873.9147,2%4.461
6814825.0331,6%64
-2092092.4098,7%-
8.5781368.71430.28228,8%7. 835
3.4863343.82019.24019,9%3.086
21022123.9405,4%207
2134770,6%2
20801007.8281,3%2
\n\n\n\n\n\n\n
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Totale al Societ\u00e0 collegate e a Totale generale al Totale voce di
31.12.2024controllo congiunto31.12.2024bilancioIncidenza %
48608647.60711,4%
-222.0030,1%
3-31.9370,2%
1.3201661.48615.9419,3%
7851.1791.9644.85440,5%
80221023.8912,6%
36928265160.0001,1%
17-175.6820,3%
-882.9150,3%
2793.6450,2%
89221117.4391,5%
2.640962.73613.69320,0%
-118450,1%
-663.5840,2%
37-372.4481,5%
3934215.0870,3%
36-36
136-136
25-25
\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Acquirente Gruppo Cassa
Milioni di euroUnicoGMEGSEDepositi e Prestiti(1)Altre
Rapporti economici
Ricavi delle vendite e delle prestazioni-3.172143.626224
Altri proventi---103
Altri proventi finanziari---2-
Energia elettrica, gas e combustibile2.0357.098112.3042
Servizi e altri materiali-6322.75172
Altri costi operativi11201355512
Risultati netti da contratti su commodity -----
Altri oneri finanziari1--29-
\n\n\n\n\n\n
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(1) Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n

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Acquirente Gruppo Cassa
Milioni di euroUnicoGMEGSEDepositi e Prestiti(1)Altre
Rapporti patrimoniali
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti----1
Derivati finanziari attivi non correnti-----
Crediti commerciali-84794059
Derivati finanziari attivi correnti-----
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti---51
Altre attivit\u00e0 correnti--17233
Finanziamenti a lungo termine---357-
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti ---117
non correnti
Derivati finanziari passivi non correnti-----
Finanziamenti a breve termine-----
Quote correnti dei finanziamenti a lungo ---89-
termine
Debiti commerciali4972013781.6168
Derivati finanziari passivi correnti-----
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti ---3122
correnti
Altre passivit\u00e0 correnti---334
Altre informazioni
Garanzie rilasciate---1060
Garanzie ricevute---13636
Impegni---23-
\n\n\n\n\n\n\n
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(1) Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 collegate e a Totale generale Totale voce di Di cui parti correlate
Totale 2023controllo congiunto2023bilancioIncidenza %non eligibili
7. 0362247.26092.8827,8%5.455
135182.6830,7%10
22372392.9168,2%-
11.45012811.57846.27025,0%10.214
2.8884633.35118.30418,3%2.673
620-6206.12510,1%612
-(7)(7)(2.966)0,2%-
3059895.9661,5%3
\n\n\n\n\n\n
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Totale al Societ\u00e0 collegate e aTotale generale alTotale voce di
31.12.2023controllo congiunto31.12.2023bilancioIncidenza %
11.9291.9308.75022,1%
-442.3830,2%
1.0901761.26617.7737,1%
---6.407-
61681744.3294,0%
4349924.0992,2%
35730265961.0851,1%
18-185.7430,3%
-883.3730,2%
-334.7690,1%
89221119.0861,2%
2.7001292.82915.82117,9%
-15156.4610,2%
53-532.1262,5%
3734014.7600,3%
70-70
172-172
23-23
\n\n\n\n\n\n
\n

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

\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione dei compo-
\n
nenti del Consiglio di Amministrazione, del Collegio
\n
Sindacale, del Direttore Generale e dei dirigenti con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo IAS 24, si ri-
\n
manda alle seguenti tabelle.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione e del
Collegio Sindacale, al Direttore Generale
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti55--
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro-5(5)-
Pagamenti basati su azioni11--
Totale611(5)-45,5%
\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti78(1)-12,5%
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro-4(4)-
Pagamenti basati su azioni11--
Totale813(5)-38,5%
\n\n
\n
Si ricorda infine che, nell\u2019ambito delle regole di cor-
\n
porate governance di cui si \u00e8 dotato il Gruppo Enel,
\n
descritte dettagliatamente nella Relazione sul governo
\n
societario e gli assetti proprietari disponibile sul sito
\n
internet della Societ\u00e0 (www.enel.com), sono state pre-
\n
viste le condizioni per assicurare che le operazioni con
\n
parti correlate vengano effettuate nel rispetto di criteri
\n
di trasparenza nonch\u00e9 di correttezza procedurale e
\n
sostanziale.
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di
\n
Amministrazione di Enel SpA ha approvato una proce-
\n
dura che disciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle
\n
operazioni con parti correlate poste in essere da Enel
\n
SpA, direttamente ovvero per il tramite di societ\u00e0 con-
\n
trollate (la \u201cProcedura OPC Enel\u201d), da ultimo aggior-
\n
nata nel mese di giugno 2021. Tale procedura (repe-
\n
ribile all\u2019indirizzo https://www.enel.com/it/investitori/
\n
governance/statuto-regolamenti-politiche) individua
\n
una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza
\n
e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, del-
\n
le operazioni con parti correlate ed \u00e8 stata adottata
\n
in attuazione di quanto disposto dall\u2019art. 2391 bis del
\n
codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dal-
\n
la CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12 marzo
\n
2010, come successivamente modificato (il \u201cRegola-
\n
mento CONSOB OPC\u201d). Si segnala che nel corso dell\u2019e-
\n
sercizio 2024 non sono state realizzate operazioni con
\n
parti correlate per le quali fosse necessario procedere
\n
all\u2019inserimento in bilancio dell\u2019informativa richiesta dal
\n
Regolamento CONSOB OPC.
\n

\n\n\n\n\n

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53. 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.
\n
124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono
\n
indicate le informazioni in merito alle erogazioni ri-
\n
cevute da enti e amministrazioni pubbliche italiane,
\n
nonch\u00e9 le erogazioni concesse da Enel SpA e dalle
\n
societ\u00e0 controllate consolidate integralmente a im-
\n
prese, persone ed enti pubblici e privati. L\u2019informativa
\n
tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da sogget-
\n
ti pubblici/entit\u00e0 statali italiani; e (ii) delle erogazioni
\n
concesse da parte di Enel SpA e delle controllate del
\n
Gruppo a soggetti pubblici o privati residenti o sta-
\n
biliti in Italia.
\n
L\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni
\n
di importo superiore a 10.000 euro, effettuate dal me-
\n
desimo soggetto erogante nel corso del 2024, anche
\n
tramite una pluralit\u00e0 di transazioni economiche. Il crite-
\n
rio di rilevazione utilizzato \u00e8 quello cosiddetto \u201cdi cassa\u201d.
\n
Ai sensi delle disposizioni dell\u2019art. 3 quater del decreto
\n
legge 14 dicembre 2018, n. 135, convertito dalla leg-
\n
ge 11 febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si
\n
rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale
\n
degli Aiuti di Stato di cui all\u2019art. 52 della legge 24 di-
\n
cembre 2012, n. 234.
\n

\n\n\n\n
Erogazioni ricevute in milioni di euro
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Istituto finanziario/
Ente erogatoreSociet\u00e0 beneficiaria Importo Note
MUREnel X Srl0,23 Tranche di contributo a fondo perduto sul progetto SE4I per il SAL
n. 7, 8, 9, 10 e 11. Progetto finanziato nell\u2019ambito del PON MIUR R&I
PNR 2015-2020, Avviso Pubblico MIUR n. 1735 del 13 luglio 2017
MIMITEnel X Srl1,70 Tranche di contributo a fondo perduto sul progetto IPCEI Summer
per il SAL n. 1 e 2. Progetto finanziato nell\u2019ambito del Fondo IPCEI,
Avviso Pubblico decreto MISE del 7 luglio 2021
MUREnel X Srl0,02 Tranche di contributo a fondo perduto a saldo del progetto
WINSIC4AP. Progetto finanziato nell\u2019ambito del Programma
cooperazione internazionale ECSEL 2016, ex art. 18 decreto
ministeriale n. 593 del 26 luglio 2016
Regione SiciliaEnel X Way Italia Srl0,81 Tranche di contributo per il progetto Sicilia Smart Charging,
finanziato nell\u2019ambito del PNIRE Regione Sicilia
Regione SiciliaEnel X Way Italia Srl0,25 Tranche di contributo a saldo per il progetto Sicilia Smart Charging,
finanziato nell\u2019ambito del PNIRE Regione Sicilia
Invitalia_MIMIT3SUN Srl48,49 Tranche di contributo sul primo SAL del Contratto di Sviluppo TANGO
ITaliAN PV Giga factOry, per la costruzione della gigafactory per la
produzione di moduli fotovoltaici innovativi nello stabilimento di Catania
Parco del Pollinoe-distribuzione SpA0,05 Parco del Pollino liquidazione 1a tranche
MASEe-distribuzione SpA896,24 Progetti PNRR \u201cRafforzamento Smart Grid\u201d e \u201cIncremento Resilienza\u201d
MIMITe-distribuzione SpA18,65 Progetti PON I&C 2014-2020 bando 2017
MIMITe-distribuzione SpA47,70 Progetti PON I&C 2014-2020 bando 2019
Regione Siciliae-distribuzione SpA11,18 Progetti POR SICILIA \u201cPO FESR 2014/2020\u201d
Regione Basilicatae-distribuzione SpA4,33 Progetti POR BASILICATA \u201cPO FESR 2014/2020\u201d
Regione Pugliae-distribuzione SpA13,72 Progetti POR PUGLIA \u201cPO FESR 2014/2020\u201d
Universit\u00e0 degli studi e-distribuzione SpA0,05 Progetto LIFE Safe For Vulture
di Sassari
CINEAe-distribuzione SpA0,09 Progetto LIFE Egyptian Vulture
ISPRAe-distribuzione SpA0,12 Progetto LIFE Abilas
Commissione Europeae-distribuzione SpA0,02 Progetto FLEXPLAN
MASEe-distribuzione SpA0,01 Progetto FLOW
Commissione Europeae-distribuzione SpA0,01 Progetto BEFLEXIBLE
MURe-distribuzione SpA0,11 Progetto COMESTO
MURe-distribuzione SpA0,05 Progetto RAFAEL
MURe-distribuzione SpA0,04 Progetto EEB
1.043,87 Totale
\n
\n

\n\n\n\n
Erogazioni concesse in milioni di euro
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 eroganteSociet\u00e0/Ente beneficiario Importo Note
Enel SpAMAXXI0,60 Erogazione per promuovere e sensibilizzare l\u2019arte,
la ricerca e l\u2019innovazione in campo artistico
Enel X SrlEnel Cuore Onlus0,04 Contributo liberale anno 2024
Enel EnergiaEnel Cuore Onlus2,12 Contributo 2023-2024
Enel EnergiaFondazione Centro Studi Enel 1,94 Contributo 2023-2024
Enel Global Services SrlAmedeo Martusciello0,01 Sussidio straordinario A. Martusciello
Enel Global Services SrlIQT Consulting SpA0,01 Contributo liberale formazione e consulenza BIM
Enel Global Services SrlSering Italia Srl0,01 Contributo liberale formazione e consulenza BIM
Enel Global Services SrlSperi Societ\u00e0 di Ing. e Architettura SpA0,01 Contributo liberale formazione e consulenza BIM
Enel Global TradingEnel Cuore Onlus0,04 Erogazione liberale a favore di progetti individuati
nel corso del 2024
Enel Global TradingEnel Cuore Onlus0,76 Erogazione liberale saldo 2023
Enel Italia SpAFondazione Nazionale Accademia 0,60 Donazione modale Enel Italia anno 2024 a sostengo
Santa Cecilia delle attivit\u00e0 culturali della Fondazione
Enel Italia SpAFondazione Teatro alla Scala di Milano0,60 Donazione anno 2024 a sostegno della promozione
e sviluppo della cultura e dell\u2019educazione musicale
della collettivit\u00e0
Enel Italia SpAFondazione AIRC0,01 Erogazione liberale a sostegno della ricerca,
del progresso, della scienza per un futuro migliore
Enel Italia SpAFondazione Banco dell\u2019Energia0,05 Donazione per progetto Tutor Efficienza Domestica
Enel Italia SpASpazio Teatro No\u2019hma Teresa 0,02 Erogazione liberale a sostegno delle attivit\u00e0 culturali
Pomodoro promosse dal teatro
Enel Italia SpAFondazione Policlinico Universitario 0,08 Donazione mascherine FFP2
Agostino Gemelli IRCCS
Enel Green Power ItaliaUnione dei Comuni Montani Amiata 0,04 Donazione 2024
Grossetana
e-distribuzione SpAEnel Cuore Onlus1,30 80% a saldo contributo liberale 2023
e-distribuzione SpAEnel Cuore Onlus0,26 20% del contributo liberale 2024
e-distribuzione SpAFondazione Centro Studi0,88 50% a saldo contributo liberale 2023
e-distribuzione SpAFondazione Centro Studi0,78 50% del contributo liberale 2024
e-distribuzione SpAParco del Pollino0,06 Messa in sicurezza linee per la tutela della biodiversit\u00e0
e-distribuzione SpAMinistero dell\u2019Ambiente0,16 Messa in sicurezza linee per la tutela in Sardegna
dell\u2019Aquila del Bonelli (Fondazione Segr\u00e9)
e-distribuzione SpAFederpark0,02 Ripartizione del contributo percepito a titolo
di Final Payment per il Progetto LIFE Egyptian Vulture
Life 16 NAT/IT/000659
e-distribuzione SpAISPRA0,29 Ripartizione del contributo percepito a titolo
di Final Payment per il Progetto LIFE Egyptian Vulture
Life 16 NAT/IT/000659
Enel Produzione SpAFondazione Centro Studi Enel0,59 Prima tranche 2024 Enel Foundation
Enel Produzione SpAEnel Cuore Onlus0,20 Prima tranche 2024
Enel Produzione SpAFondazione Centro Studi Enel0,41 Seconda tranche 2023 Enel Foundation
Enel Produzione SpAEnel Cuore Onlus0,60 Seconda tranche 2023
Enel Produzione SpAEnel Cuore Onlus0,04 Quota associativa 2024
Enel Produzione SpAProcura Generale della 0,02 Donazione di pannelli fotovoltaici destinati
Congregazione delle Missionarie alla Comunit\u00e0 alloggio Emmaus di Elmas con sede
Figlie di San Girolamo Emiliani in Cagliari
(Santa Gilla)
Enel Produzione SpADiocesi di Civitavecchia Tarquinia0,02 Erogazione liberale di una statua in bronzo raffigurante
Papa Giovanni Paolo II da installare nella aiuola
antistante la cattedrale San Francesco di Civitavecchia
12,57 Totale
\n
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGovernmentGrantsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag793": { "value": "\n

\n\n
54. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le garanzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi3.3003.407(107)
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica56.43863.422(6.984)
- acquisti di combustibili44.00847.666(3.658)
- forniture varie3.6143.017597
- appalti5.6086.982(1.374)
- altre tipologie6.7576.483274
Totale116.425127.570(11.145)
TOTALE119.725130.977(11.252)
\n
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2023, la va-
\n
riazione in diminuzione degli impegni assunti per gli
\n
\u201cacquisti di energia elettrica\u201d, pari a 6.984 milioni di
\n
euro, \u00e8 riferibile essenzialmente all\u2019avanzamento dei
\n
contratti, all\u2019andamento del prezzo dell\u2019energia elettri-
\n
ca e alla cessione di Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa.
\n
La variazione in diminuzione degli impegni per gli
\n
\u201cacquisti di combustibili\u201d, pari a 3.658 milioni di euro,
\n
\u00e8 riferita principalmente alla contrazione degli ac-
\n
quisti di combustibile e alla contrazione dei prezzi
\n
del gas.
\n
Il decremento degli impegni per \u201cappalti\u201d, pari a 1.374
\n
milioni di euro, \u00e8 riferito principalmente alla naturale
\n
scadenza dei contratti, principalmente in Italia.
\n
Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e
\n
delle garanzie, si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019ac-
\n
quisto delle commodity\u201d contenuto nella nota 47.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCommitmentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag794": { "value": "\n
54. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le garanzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.20232024-2023
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi3.3003.407(107)
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica56.43863.422(6.984)
- acquisti di combustibili44.00847.666(3.658)
- forniture varie3.6143.017597
- appalti5.6086.982(1.374)
- altre tipologie6.7576.483274
Totale116.425127.570(11.145)
TOTALE119.725130.977(11.252)
\n
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2023, la va-
\n
riazione in diminuzione degli impegni assunti per gli
\n
\u201cacquisti di energia elettrica\u201d, pari a 6.984 milioni di
\n
euro, \u00e8 riferibile essenzialmente all\u2019avanzamento dei
\n
contratti, all\u2019andamento del prezzo dell\u2019energia elettri-
\n
ca e alla cessione di Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa.
\n
La variazione in diminuzione degli impegni per gli
\n
\u201cacquisti di combustibili\u201d, pari a 3.658 milioni di euro,
\n
\u00e8 riferita principalmente alla contrazione degli ac-
\n
quisti di combustibile e alla contrazione dei prezzi
\n
del gas.
\n
Il decremento degli impegni per \u201cappalti\u201d, pari a 1.374
\n
milioni di euro, \u00e8 riferito principalmente alla naturale
\n
scadenza dei contratti, principalmente in Italia.
\n
Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e
\n
delle garanzie, si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019ac-
\n
quisto delle commodity\u201d contenuto nella nota 47.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCommitmentsAndContingentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag795": { "value": "\n
55. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
Di seguito sono riportate le principali attivit\u00e0 e passi-
\n
vit\u00e0 potenziali al 31 dicembre 2024, alcune delle quali
\n
parzialmente accantonate in bilancio per la parte la cui
\n
soccombenza \u00e8 ritenuta probabile, in base ai presup-
\n
posti previsti dal principio di riferimento IAS 37.
\n
Grandi concessioni idroelettriche - Italia
\n
La disciplina nazionale delle concessioni idroelettri-
\n
che di grande derivazione, come da ultimo modifica-
\n
ta dal decreto legge n. 135/2018 convertito in legge
\n
n. 12/2019, ha anche introdotto alcune modifiche in
\n
materia di canoni concessori, introducendo la quota
\n
variabile del canone (che si aggiunge alla quota fissa),
\n
nonch\u00e9 l\u2019obbligo di fornire energia gratuita a favore
\n
di enti pubblici (220 kWh di energia per ogni kW di
\n
potenza nominale media di concessione). In attuazio-
\n
ne di tale legge statale, a oggi le regioni (Lombardia,
\n
Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Pro-
\n
vincia di Trento, Veneto, Calabria, Basilicata, Abruzzo,
\n
Lazio, Umbria e Toscana) hanno emanato leggi regio-
\n
nali di attuazione di detta normativa statale, e hanno
\n
richiesto il pagamento sia del canone binomio (che
\n
si compone della quota fissa e della quota variabile),
\n
sia dell\u2019equivalente monetario della fornitura gratu-
\n
ita di energia elettrica. Enel Produzione SpA ed Enel
\n
Green Power Italia Srl (le \u201cSociet\u00e0\u201d) hanno impugnato
\n
gli atti attuativi delle leggi regionali e tutti i successivi
\n
avvisi di pagamento del canone binomio e della mo-
\n
netizzazione della fornitura di energia gratuita avanti
\n
al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche (\u201cTSAP\u201d),
\n
chiedendone l\u2019annullamento e sollevando la questio-
\n
ne di illegittimit\u00e0 costituzionale sia della legge statale
\n
sia delle leggi regionali. In tali giudizi le Societ\u00e0 hanno
\n
lamentato che gli atti attuativi regionali \u2013 cos\u00ec come la
\n
disciplina regionale di cui costituiscono attuazione \u2013
\n
presentano forti profili di illegittimit\u00e0 costituzionale, in
\n
primis per violazione dei princ\u00edpi fondamentali conte-
\n
nuti nella normativa statale e di diversi princ\u00edpi di ran-
\n
go primario tutelati sia dalla Costituzione italiana sia
\n
dall\u2019ordinamento euro-unitario in materia di legittimo
\n

\n\n\n
affidamento, tutela della propriet\u00e0, ragionevolezza, ini-
\n
ziativa privata, concessioni, laddove:
\n
\u2022 prevedono l\u2019applicazione retroattiva anche alle con-
\n
cessioni di grande derivazione in corso di validit\u00e0
\n
della disciplina del canone binomio e dell\u2019obbligo di
\n
fornitura gratuita di energia o del suo controvalore
\n
economico;
\n
\u2022 dispongono la monetizzazione dell\u2019obbligo di for-
\n
nitura gratuita di energia, non prevista dalla norma
\n
statale.
\n
Inoltre, l\u2019introduzione da parte delle Regioni di detti
\n
nuovi obblighi di corrispondere il canone binomio e
\n
di fornire gratuitamente un certo quantitativo an-
\n
nuale di energia, in termini di corresponsione del
\n
relativo controvalore monetario, a carico anche dei
\n
titolari di concessioni in corso di validit\u00e0 e non anco-
\n
ra scadute, determina un imprevisto e irragionevole
\n
squilibrio economico dei rapporti concessori. Tale
\n
circostanza si pone in evidente contrasto con i prin-
\n
c\u00edpi di ragionevolezza, proporzionalit\u00e0 e legittimo
\n
affidamento degli oneri concessori, il cui rispetto \u00e8
\n
richiesto dalla giurisprudenza costituzionale qualo-
\n
ra siano introdotte, nell\u2019ambito di rapporti di durata,
\n
modifiche peggiorative.
\n
A partire dal mese di settembre 2024, il TSAP ha emes-
\n
so sentenza nei giudizi avverso i provvedimenti emessi
\n
dalle regioni Lombardia, Piemonte e Abruzzo, riget-
\n
tando i detti ricorsi.
\n
Le Societ\u00e0 stanno impugnando tali sentenze dinanzi
\n
alla Corte di Cassazione. Avverso la prima sentenza
\n
resa dal TSAP \u00e8 stata altres\u00ec presentata istanza di so-
\n
spensione cautelare dell\u2019esecuzione; l\u2019udienza per la
\n
discussione dell\u2019istanza cautelare \u00e8 stata fissata per
\n
il 26 marzo 2025. I rimanenti giudizi davanti al TSAP
\n
sono ancora pendenti in fase istruttoria.
\n
Dinanzi al Tribunale Regionale delle Acque Pubbli-
\n
che (TRAP) sono state impugnate altres\u00ec le ordinan-
\n
ze-ingiunzione di pagamento emesse dalla Regione
\n
Emilia-Romagna e dalla Regione Veneto a fronte del
\n
mancato pagamento degli importi di cui agli avvisi di
\n
pagamento. Detti giudizi sono stati sospesi in attesa
\n
della decisione del TSAP.
\n
Concessioni idroelettriche Sardegna - Italia
\n
Nell\u2019ottobre del 2018, la Regione Autonoma della Sar-
\n
degna (RAS), con tre delibere di Giunta (e provvedi-
\n
menti connessi), ha disposto che le tre concessioni di
\n
grandi derivazioni idroelettriche in Sardegna, Coghi-
\n
nas, Flumendosa e Taloro (centrali, dighe e condotte)
\n
facenti capo a Enel Produzione (EP) con scadenza nel
\n
2029 fossero affidate in gestione all\u2019Enas, Ente pub-
\n
blico della Regione Sardegna, a far data dal 1\u00b0 gen-
\n
naio 2019.
\n
EP ha impugnato davanti al Tribunale Superiore delle
\n
Acque Pubbliche (TSAP) tali provvedimenti ritenendo-
\n
li illegittimi e gravemente lesivi dei diritti quesiti di EP,
\n
in quanto palesemente in contrasto, tra l\u2019altro, con il
\n
decreto legislativo n. 79/1999 (c.d. \u201cDecreto Bersani\u201d),
\n
le disposizioni del Decreto Semplificazioni, nonch\u00e9 in
\n
aperta violazione con l\u2019art. 117 della Costituzione e di
\n
diversi princ\u00edpi fondamentali tutelati dalla Costituzione
\n
italiana, dalla Convenzione Europea dei Diritti dell\u2019Uo-
\n
mo e dalla Carta dei Diritti Fondamentali dell\u2019UE, quali la
\n
tutela della propriet\u00e0 privata, della concorrenza, della
\n
certezza del diritto e della libert\u00e0 di iniziativa economi-
\n
ca privata.
\n
Nel corso del giudizio, il TSAP ha dapprima disposto la
\n
sospensiva dell\u2019efficacia dei provvedimenti impugnati
\n
e successivamente, nel 2023, ha annullato le delibere
\n
della Regione Sardegna per un vizio procedimentale
\n
(mancata comunicazione dell\u2019avvio del procedimento),
\n
dichiarando assorbiti gli altri motivi di ricorso di EP.
\n
La Regione Sardegna ha impugnato la decisione di-
\n
nanzi alla Corte di Cassazione e con ricorso alla Corte
\n
Costituzionale per conflitto di attribuzione. EP si \u00e8 co-
\n
stituita in entrambi i giudizi.
\n
Con ordinanza del 28 dicembre 2024, la Corte di Cassa-
\n
zione ha accolto il ricorso della Regione Sardegna e ha
\n
cassato con rinvio la sentenza del TSAP. EP ha riassun-
\n
to il giudizio dinanzi al TSAP per il prosieguo e l\u2019esame
\n
dei restanti motivi di ricorso, promuovendo contestuale
\n
istanza di sospensione di provvedimenti impugnati che
\n
sar\u00e0 discussa all\u2019udienza del 19 marzo 2025.
\n
Il procedimento davanti alla Corte Costituzionale per
\n
conflitto di attribuzione \u00e8 destinato a essere dichiarato
\n
improcedibile dato che la sentenza del TSAP \u00e8 stata
\n
annullata.
\n
Procedimento Antitrust 12461 EE \u2013
\n
Rinnovi contrattuali - 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
\n
(Hera, A2A, Acea, Eni Plenitude, Engie, Edison), l\u2019avvio
\n
di un procedimento per pratiche commerciali scor-
\n
rette contestando alle stesse la violazione di alcune
\n
disposizioni del Codice del Consumo e dell\u2019art. 3 del
\n
decreto legge n. 115/2022 (c.d. \u201cDecreto Aiuti bis\u201d).
\n
In particolare, l\u2019AGCM, tra l\u2019altro, ha contestato a EE di
\n

\n\n\n
avere inviato ai propri clienti, nel periodo da maggio
\n
a ottobre 2022, comunicazioni di modifica del prez-
\n
zo che, da un lato, avrebbero un contenuto generico
\n
e omissivo nella misura in cui non precisano la data
\n
di scadenza delle condizioni economiche oggetto di
\n
rinnovo e, dall\u2019altro, costituirebbero esercizio di ius
\n
variandi in quanto dirette a preannunciare la modifica
\n
delle condizioni economiche del rapporto di fornitura,
\n
in contrasto con quanto previsto dal citato art. 3 del
\n
Decreto Aiuti bis.
\n
Con provvedimento di avvio del procedimento, l\u2019AGCM
\n
ha contestualmente inibito in via cautelare l\u2019invio di
\n
nuove comunicazioni di modifica del prezzo e imposto
\n
la rettifica di quelle gi\u00e0 inviate.
\n
Tutti gli operatori destinatari di detto ordine, compresa
\n
EE, hanno impugnato il provvedimento che si basava
\n
sull\u2019assunto che qualsiasi modifica di prezzo fosse sta-
\n
ta vietata ai fornitori nel periodo indicato dal Decreto
\n
Aiuti bis (10 agosto - 30 aprile, termine poi prorogato
\n
dal decreto legge n. 198/2022, c.d. \u201cDecreto Millepro-
\n
roghe\u201d, fino al 30 giugno 2023).
\n
In seguito all\u2019ordinanza del Consiglio di Stato del 22
\n
dicembre 2022 e al Decreto Milleproroghe del 29 di-
\n
cembre 2022, con i quali \u00e8 stata esclusa l\u2019applicabilit\u00e0
\n
dell\u2019art. 3 del citato decreto legge per i rinnovi con-
\n
trattuali (delle offerte in scadenza) effettuati nel rispet-
\n
to dei termini di preavviso contrattualmente previsti e
\n
fermo restando il diritto di recesso della controparte,
\n
che sono stati cos\u00ec distinti dallo ius variandi, l\u2019AGCM,
\n
con provvedimento cautelare del 29 dicembre 2022,
\n
ha confermato parzialmente l\u2019originario provvedimen-
\n
to cautelare, confermando l\u2019inibitoria delle variazioni
\n
o rinnovi delle condizioni economiche dei contratti in
\n
scadenza per i quali non era specificamente individua-
\n
ta o comunque predeterminabile la data di scadenza
\n
nella comunicazione inviata al cliente. EE ha presen-
\n
tato ricorso per motivi aggiunti contro questo prov-
\n
vedimento.
\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 e il 29 dicembre 2022. Sia
\n
l\u2019AGCM che EE hanno impugnato la sentenza del TAR
\n
Lazio innanzi al Consiglio di Stato il quale, con senten-
\n
za del 10 dicembre 2024, ha dichiarato improcedibile
\n
l\u2019appello proposto dall\u2019AGCM ritenendo che i provvedi-
\n
menti cautelari emessi nel contesto del procedimento
\n
fossero stati superati dal provvedimento sanzionatorio
\n
nel frattempo adottato dalla medesima AGCM.
\n
Nel frattempo, infatti, in data 15 novembre 2023 l\u2019A-
\n
GCM, in relazione al procedimento per pratiche com-
\n
merciali scorrette, ha notificato un provvedimento con
\n
cui ha accertato la violazione degli artt. 24 e 25 del Co-
\n
dice del Consumo, irrogando a EE una sanzione pari a
\n
10 milioni di euro, il cui importo \u00e8 stato pagato da EE
\n
il 15 dicembre 2023. In data 15 gennaio 2024, EE ha
\n
presentato ricorso al TAR Lazio per l\u2019annullamento di
\n
tale provvedimento sanzionatorio, annullamento che \u00e8
\n
stato poi dichiarato dal TAR Lazio con sentenza pub-
\n
blicata in data 18 novembre 2024. In data 11 febbraio
\n
2025, l\u2019AGCM ha impugnato tale decisione dinanzi al
\n
Consiglio di Stato.
\n
Procedimento penale avviato nei confronti
\n
di e-distribuzione in relazione a un evento
\n
infortunistico \u2013 Italia
\n
Il 1\u00b0 luglio 2021 e-distribuzione SpA ha avuto notizia
\n
di un procedimento a carico di alcuni suoi dipendenti
\n
e manager, e della stessa e-distribuzione ai sensi del
\n
decreto legislativo n. 231/2001, avviato dalla Procura
\n
della Repubblica di Taranto, a seguito dell\u2019evento in-
\n
fortunistico verificatosi la notte tra il 27 e il 28 giugno
\n
2021 ai danni di un dipendente di una ditta appaltatri-
\n
ce, successivamente defunto.
\n
Nella fase di indagini \u00e8 stato disposto un accertamento
\n
tecnico irripetibile e la relazione del Consulente tecni-
\n
co del Pubblico Ministero, datata 15 dicembre 2021, \u00e8
\n
stata depositata e acquisita al fascicolo del PM.
\n
Nei confronti di alcuni indagati, nonch\u00e9 nei confronti
\n
della ditta appaltatrice presso la quale l\u2019infortunato era
\n
distaccato, \u00e8 stato notificato provvedimento di archi-
\n
viazione. Verso i restanti indagati e verso la societ\u00e0 \u00e8
\n
stato notificato l\u2019avviso di conclusione delle indagini
\n
preliminari ex art. 415 bis c.p.p. e, successivamente, in
\n
data 17 aprile 2023 \u00e8 stato notificato l\u2019avviso di fissazio-
\n
ne dell\u2019udienza preliminare dinanzi al Giudice per l\u2019U-
\n
dienza Preliminare del Tribunale di Taranto per la data
\n
del 23 maggio 2023. A seguito di rinvii, il prosieguo
\n
dell\u2019udienza preliminare era fissato al 20 febbraio 2024,
\n
data in cui si \u00e8 tenuta la discussione delle parti, ivi inclu-
\n
sa quella in merito alla richiesta di patteggiamento for-
\n
mulata da uno degli indagati. Alla successiva udienza
\n
del 21 maggio 2024, il Giudice ha accolto la richiesta di
\n
patteggiamento di un indagato persona fisica, dispo-
\n
nendo rinvio a giudizio per tutti gli altri indagati.
\n
Il dibattimento \u00e8 iniziato il 1\u00b0 ottobre 2024 e attualmen-
\n
te \u00e8 in corso l\u2019esame del teste dell\u2019accusa e il processo
\n
\u00e8 rinviato all\u2019udienza del 15 aprile 2025.
\n
Di concerto con la compagnia di assicurazione, si \u00e8
\n
definito l\u2019iter per addivenire a una transazione con gli
\n
eredi del defunto, a tacitazione delle pretese risarci-
\n
torie formulate dalle persone offese, pur senza rico-
\n
noscimento alcuno in ordine ai profili di responsabilit\u00e0.
\n

\n\n\n
Arbitrato Enel Produzione SpA - Italia
\n
Nell\u2019ultimo trimestre del 2023 un fornitore di carbone
\n
ha avviato un arbitrato nei confronti di Enel Produzione
\n
per richiedere l\u2019adempimento, da parte di quest\u2019ultima,
\n
di alcuni contratti di fornitura di carbone stipulati tra le
\n
parti nel corso del 2021, contratti il cui adempimento
\n
era stato sospeso da Enel Produzione nel marzo 2022
\n
in virt\u00f9 del regime sanzionatorio imposto dai Regola-
\n
menti UE n. 269/2014 e n. 833/2014. La domanda \u00e8
\n
stata presentata per circa 11,2 milioni di dollari statu-
\n
nitensi per forniture gi\u00e0 eseguite e circa 66,7 milioni di
\n
dollari statunitensi per forniture attese, pi\u00f9 interessi. Il
\n
procedimento arbitrale \u00e8 pendente; l\u2019udienza si terr\u00e0
\n
l\u2019ultima settimana di maggio 2025.
\n
Contenzioso Green Network - Italia
\n
Con atto di citazione dell\u20198 maggio 2019, Green
\n
Network SpA (GN) ha convenuto in giudizio Enel Ener-
\n
gia SpA (EE) dinanzi al Tribunale di Roma per far accer-
\n
tare presunte condotte anticoncorrenziali (tra le quali
\n
anche pratiche illecite di win-back) che EE avrebbe
\n
realizzato nel tentativo di recuperare la clientela che
\n
sarebbe passata al trader concorrente e, per l\u2019effetto,
\n
condannare EE al risarcimento del danno quantificato
\n
in 116.049.056 euro, oltre interessi e rivalutazione mo-
\n
netaria, in aggiunta alla pubblicazione della sentenza.
\n
EE si \u00e8 costituita ritualmente in giudizio contestando la
\n
fondatezza della pretesa avversaria in fatto e diritto e
\n
chiedendo il rigetto integrale delle domande, nonch\u00e9
\n
la condanna di parte attrice al risarcimento dei dan-
\n
ni per lite temeraria. Il 9 febbraio 2024, a conclusione
\n
della fase istruttoria, le parti hanno scambiato gli scritti
\n
conclusivi e la causa \u00e8 stata trattenuta in decisione.
\n
Procedimento sanzionatorio del Garante
\n
per la Protezione dei Dati Personali nei
\n
confronti di Enel Energia \u2013 Italia
\n
Il 29 febbraio 2024 \u00e8 stato notificato dall\u2019autorit\u00e0 Ga-
\n
rante per la Protezione dei Dati Personali (GPDP), un
\n
provvedimento sanzionatorio che ha comminato alla
\n
societ\u00e0 Enel Energia SpA (\u201cSociet\u00e0\u201d o \u201cEE\u201d) una sanzio-
\n
ne pecuniaria di 79.107.101 euro, oltre ad alcune misu-
\n
re prescrittive.
\n
Il provvedimento trae origine da un procedimento
\n
avviato dal GPDP nel luglio 2023, nel corso del quale
\n
\u00e8 stata contestata alla Societ\u00e0 la mancata adozione
\n
di un adeguato sistema di monitoraggio e controllo
\n
sull\u2019operato delle proprie agenzie, le quali, in un arco
\n
temporale che va dal 2015 al 2022, si sarebbero av-
\n
valse anche di operatori non ufficialmente incaricati, al
\n
solo fine di massimizzare i propri profitti, anche a dan-
\n
no della Societ\u00e0 stessa.
\n
Nel frattempo, la Societ\u00e0, a propria tutela, aveva gi\u00e0
\n
adottato nei confronti delle proprie agenzie, coinvolte
\n
nei fatti oggetto del provvedimento sanzionatorio, tut-
\n
te le misure contrattualmente previste e aveva altres\u00ec
\n
denunciato in sede penale gli operatori che hanno
\n
agito abusivamente.
\n
La Societ\u00e0, considerando infondate le contestazioni
\n
mosse dal GPDP, ha impugnato il provvedimento in-
\n
nanzi al Tribunale Civile di Roma, avanzando istanza di
\n
sospensiva, sia rispetto al pagamento della sanzione,
\n
sia rispetto alle misure prescrittive previste. Il 18 luglio
\n
2024, a scioglimento della riserva assunta nel corso
\n
dell\u2019udienza del 19 giugno 2024, il Giudice ha accol-
\n
to la richiesta di sospensiva dell\u2019efficacia esecutiva del
\n
provvedimento sanzionatorio con ordinanza non im-
\n
pugnabile, rinviando all\u2019udienza del 14 maggio 2025
\n
per la discussione del merito.
\n
Contenzioso BEG \u2013 Italia, Francia,
\n
Lussemburgo
\n
A conclusione di un procedimento arbitrale avviato
\n
in Italia dalla societ\u00e0 BEG SpA (BEG), Enelpower SpA
\n
(Enelpower) ha ottenuto nel 2002 un lodo favorevole,
\n
confermato nel 2010 dalla Corte di Cassazione, con cui
\n
\u00e8 stata integralmente rigettata la domanda risarcito-
\n
ria avversaria in relazione al presunto inadempimen-
\n
to di Enelpower di un accordo per la valutazione della
\n
costruzione di una centrale idroelettrica in Albania.
\n
Successivamente BEG, attraverso la propria controlla-
\n
ta Albania BEG Ambient Shpk (ABA), societ\u00e0 di diritto
\n
albanese, ha avviato in Albania un giudizio contro Enel-
\n
power ed Enel SpA (Enel), in relazione alla medesima
\n
questione, ottenendo dal Tribunale Distrettuale di Ti-
\n
rana, in data 24 marzo 2009, una decisione, confer-
\n
mata dalla Cassazione albanese, che ha condannato
\n
Enelpower ed Enel al risarcimento di un danno extra-
\n
contrattuale di circa 25 milioni di euro per il 2004 e di
\n
un ulteriore danno, non quantificato, per gli anni suc-
\n
cessivi. ABA, a seguito di tale decisione, ha chiesto il
\n
pagamento di oltre 430 milioni di euro.
\n
Nel novembre 2016, Enel ed Enelpower hanno pro-
\n
mosso un giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione
\n
albanese, chiedendo la revocazione della sentenza
\n
emessa dal Tribunale Distrettuale di Tirana in data 24
\n
marzo 2009. All\u2019esito dell\u2019udienza del 6 novembre 2024
\n

\n\n\n
la Corte Suprema albanese ha rigettato tale ricorso.
\n
Con sentenza della Corte d\u2019Appello di Roma del 7 mar-
\n
zo 2022, si \u00e8 concluso l\u2019ulteriore giudizio intrapreso da
\n
Enel ed Enelpower dinanzi al Tribunale di Roma, teso
\n
a ottenere l\u2019accertamento della responsabilit\u00e0 di BEG
\n
per avere aggirato il lodo arbitrale reso in Italia a favore
\n
di Enelpower mediante le predette iniziative assunte
\n
dalla controllata ABA. Con la suddetta sentenza la Cor-
\n
te d\u2019Appello di Roma ha confermato la sentenza di pri-
\n
mo grado resa dal Tribunale di Roma in data 16 giugno
\n
2015 che aveva rigettato la domanda in rito.
\n
In data 20 maggio 2021, inoltre, la Corte Europea dei
\n
Diritti dell\u2019Uomo (CEDU) ha emesso la sentenza con la
\n
quale ha deciso sul ricorso promosso da BEG contro lo
\n
Stato italiano per violazione dell\u2019art. 6.1 della Conven-
\n
zione Europea dei Diritti dell\u2019Uomo. Con tale decisione
\n
la Corte ha respinto la richiesta di BEG di riaprire il pro-
\n
cedimento arbitrale di cui sopra e ha, altres\u00ec, rigettato
\n
la domanda risarcitoria di BEG per danni patrimonia-
\n
li per circa 1,2 miliardi di euro, per insussistenza del
\n
nesso di causalit\u00e0 con la condotta contestata, ricono-
\n
scendo un risarcimento di 15.000 euro per danni non
\n
patrimoniali.
\n
Ciononostante, il 29 dicembre 2021, BEG, con un\u2019a-
\n
zione ritenuta dalla Societ\u00e0 e dai suoi legali infondata
\n
e pretestuosa, ha deciso di convenire in giudizio di-
\n
nanzi al Tribunale di Milano lo Stato italiano, per chie-
\n
dere, come conseguenza della sentenza della CEDU,
\n
il risarcimento a titolo di responsabilit\u00e0 extracontrat-
\n
tuale di un importo quantificato in circa 1,8 miliardi di
\n
euro. In tale giudizio BEG ha altres\u00ec convenuto, a titolo
\n
di responsabilit\u00e0 solidale, Enel ed Enelpower. Con or-
\n
dinanza del 14 giugno 2022, il Tribunale di Milano, in
\n
accoglimento dell\u2019eccezione di incompetenza territo-
\n
riale sollevata dall\u2019Avvocatura dello Stato, ha dichiarato
\n
la propria incompetenza a conoscere della controver-
\n
sia in favore del Tribunale di Roma, foro esclusivamen-
\n
te competente a conoscere delle cause nelle quali \u00e8
\n
coinvolto lo Stato italiano, condannando BEG al paga-
\n
mento delle spese processuali in favore dei convenuti.
\n
BEG non ha riassunto il giudizio dinanzi al Tribunale di
\n
Roma nel termine di legge del 14 ottobre 2022 e per-
\n
tanto il procedimento si \u00e8 estinto.
\n
Poco tempo dopo, in data 3 novembre 2022, BEG ha
\n
riproposto le medesime domande risarcitorie del pro-
\n
cedimento estinto, notificando un nuovo atto di cita-
\n
zione dinanzi al Tribunale di Milano nei confronti dei
\n
medesimi convenuti, a esclusione dello Stato italiano,
\n
che BEG ha dichiarato di non voler convenire in tale
\n
giudizio. Enel ed Enelpower si sono ritualmente costi-
\n
tuite in giudizio al fine di contestare la domanda, che
\n
si ritiene del tutto pretestuosa e infondata, al pari della
\n
precedente analoga iniziativa. All\u2019esito dell\u2019udienza di
\n
ammissione dei mezzi di prova, con ordinanza del 26
\n
ottobre 2023 il Giudice ha respinto le richieste istrut-
\n
torie della parte attrice e ha rinviato il giudizio per la
\n
precisazione delle conclusioni al 17 ottobre 2024 all\u2019e-
\n
sito della quale le parti hanno presentato i propri scritti
\n
conclusivi e si resta in attesa della decisione.
\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
\n
societ\u00e0 Albania BEG Ambient Shpk (ABA) ha promos-
\n
so dinanzi la Corte d\u2019Appello di Roma, nei confronti
\n
di Enel SpA ed Enelpower Srl, il procedimento volto a
\n
ottenere, ai sensi dell\u2019art. 67 della legge n. 218/1995, il
\n
riconoscimento e l\u2019esecuzione della sentenza del Tri-
\n
bunale di Tirana del 24 marzo 2009. Le due societ\u00e0 del
\n
Gruppo si sono costituite in giudizio contestando in-
\n
tegralmente la domanda di exequatur. All\u2019esito dell\u2019u-
\n
dienza di prima comparizione la Corte d\u2019Appello ha
\n
rinviato al 18 settembre 2025 per la discussione orale
\n
della causa.
\n
Francia
\n
Nel 2012, ABA ha convenuto Enel ed Enelpower da-
\n
vanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per
\n
ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in
\n
Francia.
\n
Il 29 gennaio 2018, il TGI ha rigettato la domanda di
\n
ABA. In particolare, il TGI ha statuito che: (i) la sentenza
\n
albanese contrasta con un giudicato preesistente (il
\n
lodo arbitrale del 2002) e (ii) la circostanza che BEG ab-
\n
bia cercato di ottenere in Albania ci\u00f2 che non \u00e8 riuscita
\n
a ottenere nel giudizio arbitrale italiano, riproponendo
\n
la medesima domanda tramite la sua controllata ABA,
\n
costituisce una frode alla legge.
\n
Successivamente, con sentenza del 4 maggio 2021,
\n
la Corte d\u2019Appello di Parigi ha rigettato integralmente
\n
l\u2019appello proposto da ABA, confermando la sentenza di
\n
primo grado e, in particolare, l\u2019inconciliabilit\u00e0 della sen-
\n
tenza albanese con il lodo arbitrale del 2002, e ha con-
\n
dannato ABA a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000
\n
euro ciascuna a titolo di spese legali.
\n
Con sentenza del 17 maggio 2023 la Corte di Cassa-
\n
zione francese ha respinto l\u2019ulteriore impugnazione
\n
di ABA rigettando cos\u00ec in via definitiva la domanda di
\n
exequatur di ABA.
\n

\n\n\n
In conseguenza della sentenza favorevole della Corte
\n
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
\n
16 giugno 2022, il Tribunale dell\u2019Esecuzione di Parigi ha
\n
ordinato il rilascio di tali sequestri, ordinando altres\u00ec ad
\n
ABA il pagamento in favore di Enel di una somma com-
\n
plessiva pari a circa 146.000 euro a titolo di risarcimen-
\n
to danni e spese legali. ABA ha impugnato la predetta
\n
ordinanza di rilascio, e l\u2019impugnazione \u00e8 stata accolta
\n
con sentenza del 17 maggio 2023 della Corte d\u2019Appel-
\n
lo di Parigi. In data 16 giugno 2023 Enel ha depositato
\n
avviso di impugnazione e in data 15 dicembre 2023 ha
\n
formalmente impugnato tale provvedimento dinanzi
\n
alla Corte di Cassazione francese. In data 18 aprile 2024,
\n
ABA si \u00e8 costituita in giudizio comunicando l\u2019avvenuto
\n
rilascio dei sequestri conservativi e chiedendo alla Cor-
\n
te di Cassazione l\u2019estinzione del giudizio per cessazione
\n
della materia del contendere. Enel si \u00e8 opposta alla ri-
\n
chiesta di estinzione del giudizio; si resta in attesa della
\n
decisione della Corte al riguardo.
\n
Olanda
\n
Nel 2014, ABA ha promosso dinanzi al Tribunale di
\n
Amsterdam un procedimento per ottenere il ricono-
\n
scimento e l\u2019esecuzione della decisione albanese in
\n
Olanda.
\n
In seguito a una sentenza di primo grado del 29 giu-
\n
gno 2016 favorevole ad ABA, con decisione del 17 lu-
\n
glio 2018 la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha accolto
\n
l\u2019appello proposto da Enel ed Enelpower e negato il
\n
riconoscimento e l\u2019esecuzione della sentenza albane-
\n
se in Olanda, in quanto arbitraria e manifestamente
\n
irragionevole, e pertanto contraria all\u2019ordine pubblico
\n
olandese. Successivamente, il procedimento dinanzi
\n
alla Corte d\u2019Appello \u00e8 proseguito relativamente alla do-
\n
manda subordinata avanzata da ABA per ottenere dalla
\n
corte olandese una decisione sul merito della contro-
\n
versia oggetto del contenzioso in Albania, e in parti-
\n
colare sull\u2019asserita responsabilit\u00e0 extracontrattuale di
\n
Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzione
\n
della centrale in Albania. Con sentenza definitiva del
\n
3 dicembre 2019, la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha
\n
rigettato ogni pretesa avanzata da ABA, confermando
\n
il diniego del riconoscimento e dell\u2019esecuzione della
\n
sentenza albanese in Olanda e riconoscendo l\u2019insus-
\n
sistenza di qualsiasi responsabilit\u00e0 extracontrattuale
\n
in capo a Enel ed Enelpower all\u2019esito di una rinnovata
\n
analisi del merito della causa ai sensi del diritto alba-
\n
nese. ABA \u00e8 stata altres\u00ec condannata a rimborsare alle
\n
societ\u00e0 i danni sofferti per aver sub\u00edto sequestri con-
\n
servativi illegittimi, da quantificarsi nell\u2019ambito di un
\n
apposito procedimento, e le spese del procedimento
\n
di primo e secondo grado.
\n
Con sentenza del 16 luglio 2021, la Corte Suprema
\n
olandese ha definitivamente rigettato le domande di
\n
ABA, condannandola altres\u00ec a rifondere le spese del
\n
giudizio.
\n
Lussemburgo
\n
In Lussemburgo, sempre su iniziativa di ABA, sono sta-
\n
ti notificati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni
\n
sequestri conservativi presso terzi di eventuali credi-
\n
ti vantati da entrambe le societ\u00e0 del Gruppo Enel nei
\n
confronti della banca e, parallelamente, ABA ha avviato
\n
un procedimento volto a riconoscere in Lussemburgo
\n
la sentenza del Tribunale di Tirana.
\n
Il procedimento, a causa di alcuni rallentamenti di ca-
\n
rattere procedurale, si trova ancora in primo grado e
\n
nessun provvedimento giudiziario \u00e8 stato ancora as-
\n
sunto. In particolare, a seguito di varie rinunce al man-
\n
dato da parte dei difensori di ABA, a settembre 2023 il
\n
Tribunale ha sospeso il procedimento.
\n
Stati Uniti e Irlanda
\n
Nel 2014 ABA aveva avviato due procedimenti di exe-
\n
quatur dinanzi ai tribunali dello Stato di New York e
\n
d\u2019Irlanda volti a ottenere il riconoscimento della sen-
\n
tenza albanese in tali Paesi. Entrambi i procedimenti si
\n
sono conclusi favorevolmente per Enel ed Enelpower,
\n
rispettivamente, in data 23 febbraio e 26 febbraio
\n
2018. Pertanto, non esistono procedimenti allo stato
\n
pendenti n\u00e9 in Irlanda, n\u00e9 nello Stato di New York.
\n
Comune di Alfedena \u2013 Canoni COSAP
\n
e CUP
\n
In data 26 settembre 2024, il Comune di Alfedena ha
\n
notificato a Enel Produzione un avviso di accertamento
\n
esecutivo per l\u2019importo di 207 milioni di euro a titolo di
\n
canoni per l\u2019occupazione di spazi e aree pubbliche rela-
\n
tivi al bacino idroelettrico denominato \u201cMontagna Spac-
\n
cata\u201d e relative strutture (COSAP) nonch\u00e9 per il canone
\n
unico patrimoniale (CUP) dall\u2019anno 2007 all\u2019anno 2024,
\n
e un verbale di contestazione di sanzione amministrati-
\n
va pecuniaria per circa 75,5 milioni di euro per l\u2019asserita
\n
occupazione illegittima dei suddetti spazi e aree.
\n
L\u2019avviso di accertamento e il verbale di contestazione
\n
emessi e notificati dal Comune a Enel Produzione muo-
\n
vono dal presupposto che i terreni occupati dal bacino
\n

\n\n\n
e dalle relative strutture devono ricondursi nell\u2019ambito
\n
di quelli appartenenti al suo patrimonio indisponibile
\n
per destinazione a uso civico, e dunque, sono assog-
\n
gettati al canone COSAP e, da ultimo, al CUP. Enel Pro-
\n
duzione ha impugnato in via giudiziale l\u2019avviso di accer-
\n
tamento del Comune, formulando al contempo istanza
\n
cautelare, e ha presentato scritti difensivi avverso il
\n
verbale di contestazione della sanzione amministrativa
\n
pecuniaria. All\u2019udienza del 22 gennaio 2025, il Tribuna-
\n
le di Sulmona ha disposto la sospensione dell\u2019efficacia
\n
esecutiva dell\u2019avviso di accertamento.
\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
\n
ha deciso sui ricorsi presentati da Endesa SA, Ende-
\n
sa Energ\u00eda SAU e Energ\u00eda XXI Comercializadora de
\n
Referencia SLU (Endesa) e da altre societ\u00e0 del setto-
\n
re energetico, contro il terzo regime di finanziamento
\n
del Bonus Sociale e di cofinanziamento con le Pub-
\n
bliche Amministrazioni della fornitura ai consumatori
\n
vulnerabili, previsto dall\u2019art. 45, comma 4, della Leg-
\n
ge 24/2013, del Settore Elettrico, dal Regio Decreto
\n
Legge 7/2016, del 23 dicembre, e dal Regio Decreto
\n
897/2017, del 6 ottobre.
\n
Con tale sentenza il Tribunal Supremo, accogliendo
\n
parzialmente i ricorsi, ha dichiarato (i) inapplicabile il
\n
predetto regime; (ii) inapplicabili e nulli gli articoli da 12 a
\n
17 del Regio Decreto 897/2017, e (iii) il diritto delle ricor-
\n
renti di essere indennizzate delle somme corrisposte a
\n
titolo di finanziamento del Bonus Sociale e di cofinan-
\n
ziamento con le Pubbliche Amministrazioni, e risarcite
\n
di tutti i costi sostenuti per adempiere alle obbligazioni
\n
previste da tale regime, deducendo gli importi even-
\n
tualmente trasferiti sui clienti, ove applicabile.
\n
In assenza di adempimento spontaneo da parte del-
\n
l\u2019Amministrazione, le societ\u00e0 hanno presentato istan-
\n
za di esecuzione forzata della sentenza richiedendo
\n
il pagamento immediato della parte non contestata
\n
pari a circa 152 milioni di euro, relativa ai costi di finan-
\n
ziamento del segmento regolamentato del mercato,
\n
nonch\u00e9 il pagamento degli ulteriori importi quantificati
\n
nelle perizie tecniche predisposte dalle societ\u00e0. Con
\n
ordinanza del 26 maggio 2023 il Tribunal Supremo ha
\n
ordinato (i) all\u2019Amministrazione di pagare in favore di
\n
Endesa la somma di 152.272.229,83 euro, oltre interes-
\n
si legali, e (ii) al Ministero per la Transizione Ecologica e
\n
la Sfida Demografica (MITECO) di quantificare, nel pi\u00f9
\n
breve tempo possibile, gli importi ulteriori da versare a
\n
Endesa, a titolo di (a) costi di finanziamento del Bonus
\n
Sociale relativi al segmento del mercato libero, dedot-
\n
to quanto eventualmente trasferito sui clienti, e (b) in-
\n
vestimenti effettuati per l\u2019attuazione del Bonus Sociale,
\n
e di pagare a Endesa tali importi entro due mesi, oltre
\n
agli interessi legali. Il 28 luglio 2023, la Segreteria di
\n
Stato per l\u2019Energia (MITECO) ha notificato una risolu-
\n
zione che riconosce a Endesa (i) un indennizzo di 171,6
\n
milioni di euro (inclusi interessi legali) per i costi di fi-
\n
nanziamento associati ai clienti del segmento regolato
\n
del mercato e (ii) un ulteriore indennizzo di 6,6 milioni
\n
di euro (inclusi interessi legali) per i costi sostenuti per
\n
l\u2019attuazione del Bonus Sociale. La suddetta risoluzio-
\n
ne, tuttavia, non ha riconosciuto alcun indennizzo per
\n
i costi di finanziamento del Bonus Sociale relativi al
\n
segmento del mercato libero. Pertanto, il 18 settembre
\n
2023 Endesa ha depositato presso il Tribunal Supremo
\n
alcune osservazioni supportate da perizie tecniche, al
\n
fine di dimostrare che Endesa ha diritto anche all\u2019in-
\n
dennizzo relativo al segmento del mercato libero. Nel
\n
febbraio 2024 \u00e8 stata presentata una mozione per av-
\n
viare la fase di assunzione delle prove peritali che \u00e8 ini-
\n
ziata nel maggio 2024 e si \u00e8 conclusa con un provve-
\n
dimento del 18 settembre 2024 del Tribunal Supremo
\n
con il quale lo stesso: (i) ha parzialmente annullato la
\n
risoluzione della Segreteria di Stato del 28 luglio 2023
\n
nella parte in cui non aveva riconosciuto l\u2019indennizzo
\n
per i costi di finanziamento del Bonus Sociale relativi al
\n
segmento del mercato libero; (ii) ha stabilito il diritto di
\n
Endesa a essere rimborsata dall\u2019Amministrazione della
\n
somma di 148 milioni di euro a titolo di importi pagati
\n
per finanziare il Bonus Sociale, oltre interessi calcolati
\n
a partire dalla data in cui il pagamento \u00e8 stato fatto e
\n
fino al suo effettivo rimborso; (iii) ha accertato il diritto
\n
di Endesa al rimborso di 6 milioni euro corrispondenti
\n
ai costi sostenuti per la gestione del Bonus Sociale nei
\n
confronti dei clienti al tempo in fornitura, oltre inte-
\n
ressi dalla data in cui il pagamento \u00e8 stato effettuato
\n
e fino alla data di rimborso; (iv) ha confermato che il
\n
costo del finanziamento del Bonus Sociale non ha
\n
avuto alcun impatto sulle offerte di mercato n\u00e9 sulle
\n
bollette dei clienti di Endesa Energ\u00eda SAU. Essendo gi\u00e0
\n
stati corrisposti dall\u2019Amministrazione tutti gli importi
\n
sostenuti per l\u2019implementazione della procedura di
\n
richiesta, verifica e gestione del Bonus Sociale (come
\n
indicato nel paragrafo (iii)), in data 13 dicembre 2024,
\n
Endesa ha presentato un\u2019istanza davanti al Tribunal
\n
Supremo informando che rimane ancora in sospeso
\n
il pagamento dell\u2019importo di 148 milioni di euro re-
\n
lativo agli importi versati a titolo di finanziamento e
\n
cofinanziamento associati ai consumatori in fornitura
\n
di Endesa Energ\u00eda SAU.
\n

\n\n\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SAU II -
\n
Spagna
\n
Nel mese di marzo 2023, una societ\u00e0 produttrice di gas
\n
naturale liquefatto (GNL) ha avviato un arbitrato contro
\n
Endesa Generaci\u00f3n SAU nel contesto di un processo
\n
per la revisione del prezzo di un contratto di forni-
\n
tura a lungo termine di GNL richiedendo la revisione
\n
del prezzo contrattuale di un importo pari a circa 700
\n
milioni di dollari statunitensi (inclusi interessi) aggior-
\n
nato al 30 settembre 2024. L\u2019arbitrato si \u00e8 concluso
\n
con emissione del lodo del 28 novembre 2024 che ha
\n
rigettato integralmente le domande della controparte,
\n
con condanna della stessa al pagamento delle spese
\n
legali in favore di Endesa.
\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SAU III \u2013
\n
Spagna
\n
Nel gennaio 2025, una societ\u00e0 produttrice di gas natu-
\n
rale liquefatto (GNL) ha avviato un arbitrato contro En-
\n
desa Generaci\u00f3n SAU per la revisione del prezzo di un
\n
contratto di fornitura di GNL a lungo termine. Sebbene
\n
la controparte non abbia ancora dettagliato la sua do-
\n
manda \u2013 riservandosi di farlo successivamente nel cor-
\n
so del procedimento \u2013 si segnala che nella precedente
\n
fase di negoziazione aveva richiesto un aumento del
\n
prezzo retroattivo che comporterebbe un potenziale
\n
esborso da parte di Endesa, laddove soccombente, sti-
\n
mato al 31 dicembre 2024 in circa 307,8 milioni di dol-
\n
lari statunitensi, comprensivo di interessi. Tale importo
\n
potrebbe variare nel corso del procedimento.
\n
Impugnazione autorizzazione unica
\n
impianto eolico \u201cPe\u00f1a del Gato\u201d \u2013 Spagna
\n
Il 7 febbraio 2024, l\u2019associazione \u201cPlataforma para la
\n
Defensa de la Cordillera Cant\u00e1brica\u201d ha presentato
\n
ricorso al Tribunale amministrativo di Le\u00f3n per im-
\n
pugnare l\u2019autorizzazione amministrativa e la dichia-
\n
razione di impatto ambientale per la costruzione ed
\n
esercizio del parco eolico Pe\u00f1a del Gato e la relativa
\n
infrastruttura di evacuazione, ottenute, da ultimo nel
\n
2022, dalla societ\u00e0 Energ\u00edas Especiales del Alto Ulla
\n
SAU (controllata al 100% da Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
SLU, di seguito la \u201cSociet\u00e0\u201d). Rispettivamente l\u201911 mar-
\n
zo e l\u201911 aprile 2024, la Junta de Castilla y Le\u00f3n e la
\n
Societ\u00e0 hanno presentato opposizione al ricorso pre-
\n
sentato dall\u2019associazione. In data 11 dicembre 2024 la
\n
Societ\u00e0 ha presentato le proprie conclusioni.
\n
Tractebel \u2013 Brasile
\n
Nel 1998 la societ\u00e0 brasiliana CIEN (oggi Enel CIEN) ha
\n
sottoscritto con Tractebel (oggi Engie Brasil Energia
\n
SA) un contratto per la messa a disposizione e forni-
\n
tura di energia elettrica proveniente dall\u2019Argentina at-
\n
traverso la linea di interconnessione Argentina-Brasile
\n
di cui \u00e8 proprietaria. A causa della regolamentazio-
\n
ne argentina emanata quale conseguenza della crisi
\n
economica del 2002, Enel CIEN si \u00e8 trovata impossi-
\n
bilitata a mettere a disposizione l\u2019energia a Tractebel.
\n
Nell\u2019ottobre 2009, Tractebel ha pertanto presentato
\n
una domanda giudiziale contro Enel CIEN per asserito
\n
inadempimento contrattuale. Enel CIEN ha contestato
\n
la pretesa invocando il caso di forza maggiore derivato
\n
dalla crisi argentina come argomento principale della
\n
sua difesa. Tractebel aveva altres\u00ec manifestato stragiu-
\n
dizialmente l\u2019intenzione di acquisire il 30% della linea
\n
di interconnessione interessata. Con sentenza del 16
\n
febbraio 2023 il Tribunale di primo grado ha rigettato
\n
nel merito le pretese avanzate da Tractebel nei con-
\n
fronti di Enel CIEN. In data 20 marzo 2023 Tractebel
\n
ha impugnato tale decisione e con sentenza del 29
\n
febbraio 2024 la Corte d\u2019Appello ha confermato la
\n
decisione di primo grado favorevole a Enel CIEN. Il 21
\n
marzo 2024, Tractebel ha presentato una mozione di
\n
chiarimento della decisione della Corte d\u2019Appello alla
\n
quale Enel CIEN ha replicato. Il 10 maggio 2024 tale
\n
mozione \u00e8 stata rigettata e Tractebel ha impugnato il
\n
rigetto dinanzi alle Corti Superiori. Enel CIEN si \u00e8 costi-
\n
tuita nel procedimento che \u00e8 attualmente pendente. Il
\n
valore stimato del contenzioso \u00e8 di circa 753 milioni di
\n
real brasiliani (circa 123 milioni di euro), oltre danni da
\n
quantificare.
\n
Per analoghe ragioni anche la societ\u00e0 Furnas, nel mag-
\n
gio 2010, aveva presentato una domanda giudiziale
\n
per la mancata consegna di energia elettrica da par-
\n
te di Enel CIEN, chiedendo la corresponsione di circa
\n
571,6 milioni di real brasiliani (circa 91 milioni di euro),
\n
oltre ai danni da quantificare, con la pretesa di acquisi-
\n
re la propriet\u00e0 di una parte (in tal caso il 70%) della linea
\n
di interconnessione. Il giudizio si \u00e8 concluso a favore
\n
di Enel CIEN con una sentenza emessa dal Tribunal de
\n
Justi\u00e7a, passata in giudicato il 18 ottobre 2019, che ha
\n
rigettato tutte le pretese di Furnas.
\n
Cibran - Brasile
\n
La societ\u00e0 Companhia Brasileira de Antibi\u00f3ticos (Ci-
\n
bran) ha avviato sei azioni giudiziali nei confronti della
\n
societ\u00e0 del Gruppo Enel Ampla Energia e Servi\u00e7os SA
\n

\n\n\n
(oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio) per ottenere il risarcimento
\n
di presunti danni subiti come conseguenza delle in-
\n
terruzioni nel servizio energetico fornito dalla societ\u00e0
\n
di distribuzione brasiliana tra il 1987 e il 2002, inclusi i
\n
danni morali. Il giudice ha disposto una perizia unica
\n
per i suddetti procedimenti, il cui esito \u00e8 stato in par-
\n
te sfavorevole a Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio. Quest\u2019ultima ha
\n
impugnato la consulenza richiedendo l\u2019espletamento
\n
di una nuova perizia che ha portato al rigetto di parte
\n
delle domande di Cibran, la quale ha successivamente
\n
impugnato tale nuova perizia, ma senza successo.
\n
La prima domanda, relativa agli anni dal 1995 al 1999,
\n
\u00e8 stata rigettata integralmente con decisione \u00e8 passa-
\n
ta in giudicato il 24 agosto 2020.
\n
In relazione alla seconda domanda, presentata nel
\n
2006 con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1\u00b0
\n
giugno 2015 \u00e8 stata emessa una sentenza che ha con-
\n
dannato Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio al pagamento di danni
\n
materiali quantificati in circa 96 milioni di real brasiliani
\n
(circa 23 milioni di euro), oltre interessi e a un risarci-
\n
mento pari a 80.000 real brasiliani (circa 19.000 euro)
\n
per danni morali. In data 6 novembre 2019 il Tribunal
\n
de Justi\u00e7a di Rio de Janeiro ha accolto l\u2019appello presen-
\n
tato da Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio, rigettando tutte le prete-
\n
se di Cibran. Successivamente, tutti i ricorsi presentati
\n
da Cibran tra il 2019 e il 2022 sono stati integralmente
\n
rigettati e pertanto la decisione del 6 novembre 2019
\n
favorevole a Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio \u00e8 passata in giudica-
\n
to in data 24 marzo 2023.
\n
I restanti quattro giudizi relativi agli anni 2001-2002,
\n
nei quali la domanda non \u00e8 ancora stata quantificata
\n
con perizia, inizialmente sospesi in attesa della predet-
\n
ta decisione, sono in attesa di riassunzione. L\u2019importo
\n
di tali giudizi \u00e8 indeterminato.
\n
Contenzioso con cooperative \u2013 Brasile
\n
Nell\u2019ambito del progetto di ampliamento della rete nel-
\n
le zone rurali del Brasile, la societ\u00e0 Coelce Companhia
\n
Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1),
\n
allora posseduta dallo Stato e oggi societ\u00e0 del Gruppo,
\n
aveva sottoscritto nel 1982 contratti per l\u2019utilizzo delle
\n
reti con alcune cooperative, create appositamente per
\n
realizzare il citato progetto. I contratti prevedevano il
\n
pagamento di un corrispettivo mensile da parte di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, che avrebbe dovuto inoltre prov-
\n
vedere alla manutenzione delle reti.
\n
Tali contratti, sottoscritti tra cooperative costituite in
\n
circostanze particolari, non identificavano con esat-
\n
tezza le reti oggetto dei contratti e ci\u00f2 ha portato al-
\n
cune di queste cooperative a promuovere azioni nei
\n
confronti di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 per chiedere, tra
\n
l\u2019altro, la revisione del canone pattuito.
\n
Tra questi procedimenti si evidenziano: (a) l\u2019azione di
\n
Cooperativa de Eletrifica\u00e7\u00e3o Rural do Vale do Acarau
\n
Ltda (COPERVA) con un valore di circa 533 milioni di
\n
real brasiliani (circa 83 milioni di euro): COPERVA ha
\n
chiesto la revisione del canone contrattuale pattuito
\n
per l\u2019utilizzo della rete di distribuzione che dovrebbe
\n
ammontare all\u20191,5% del valore dell\u2019asset locato. Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha ottenuto decisioni favorevoli in
\n
primo e secondo grado (che costituiscono un prece-
\n
dente favorevole anche per le altre cause del filone
\n
descritto); si sono susseguite numerose impugnazioni,
\n
l\u2019ultima delle quali, depositata a dicembre 2018 dinanzi
\n
al Tribunal Superior de Justi\u00e7a, \u00e8 attualmente penden-
\n
te (\u00e8 in fase di definizione un appello interno proce-
\n
durale presentato da COPERVA); e (b) l\u2019azione di Coo-
\n
perativa de Energia, Telefonia e Desenvolvimento Rural
\n
do Sert\u00e3o Central Ltda (COERCE) con un valore di circa
\n
319 milioni di real brasiliani (circa 50 milioni di euro):
\n
in questo procedimento COERCE ha richiesto una re-
\n
visione del canone pattuito per l\u2019utilizzo delle sue reti
\n
da calcolarsi sulla base del 2% del valore delle stesse;
\n
l\u2019istruttoria del giudizio di primo grado si \u00e8 conclusa
\n
recentemente con il deposito di una perizia tecnica
\n
favorevole a Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1.
\n
ANEEL - Brasile
\n
Nel 2014, Eletropaulo (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo)
\n
ha avviato dinanzi alla giustizia federale brasiliana un\u2019a-
\n
zione di annullamento del provvedimento amministra-
\n
tivo dell\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL)
\n
che, nel 2012, aveva introdotto retroattivamente un
\n
coefficiente negativo da applicarsi nella determina-
\n
zione delle tariffe del successivo periodo regolatorio
\n
(2011-2015). Con tale provvedimento, ANEEL dispone-
\n
va la restituzione del valore di alcune componenti della
\n
rete computate in tariffa perch\u00e9 ritenute inesistenti,
\n
nonch\u00e9 il rigetto della richiesta di Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo di includere nella tariffa ulteriori componenti. In
\n
data 9 settembre 2014 \u00e8 stata disposta in via cautelare
\n
la sospensione del provvedimento impugnato. Il pro-
\n
cedimento di primo grado si \u00e8 concluso con sentenza
\n
del 10 aprile 2024 che ha respinto le richieste di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo. Avverso tale decisione, la so-
\n
ciet\u00e0 ha proposto appello chiedendo altres\u00ec alla Corte
\n
d\u2019Appello di confermare la sospensione cautelare gi\u00e0
\n
disposta, che \u00e8 stata successivamente concessa in
\n
data 21 giugno 2024, fino alla decisione di merito di
\n
secondo grado. In data 5 agosto 2024, ANEEL ha im-
\n

\n\n\n
pugnato tale ultima decisione sulla sospensione dell\u2019e-
\n
secutivit\u00e0 del provvedimento e in data 9 settembre
\n
2024 Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo ha proposto contro-
\n
ricorso. Il valore della causa \u00e8 pari a circa 1,3 miliardi di
\n
real brasiliani (circa 219 milioni di euro).
\n
Endicon \u2013 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 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 in cui chiede un risarci-
\n
mento complessivo di circa 553 milioni di real brasiliani
\n
(circa 91 milioni di euro) per danni materiali e morali,
\n
che avrebbe sub\u00edto in conseguenza di alcuni eventi
\n
ed esercizio abusivo di diritti, asseritamente imputabili
\n
alle societ\u00e0 del Gruppo, verificatisi nel corso dell\u2019ese-
\n
cuzione dei contratti, che ne avrebbero determinato
\n
il disequilibrio finanziario. Dopo la revoca, il 10 maggio
\n
2022, di un provvedimento cautelare precedentemen-
\n
te emesso nei confronti delle societ\u00e0 del Gruppo, il 2\u00a0
\n
dicembre 2021, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio ed Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 hanno presentato, oltre alle loro difese nel
\n
merito, anche eccezioni preliminari su aspetti proce-
\n
durali che sono state rigettate dal Tribunale sia in pri-
\n
ma sia seconda istanza ed \u00e8 attualmente pendente un
\n
giudizio di riesame avverso quest\u2019ultima decisione. Nel
\n
merito, il giudizio prosegue in primo grado nella fase di
\n
istruzione probatoria. In data 19 marzo 2024, le societ\u00e0
\n
del Gruppo hanno chiesto al giudice di produrre perizie
\n
contabili e prove documentali integrative.
\n
Socrel \u2013 Brasile
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo \u00e8 stata convenuta in giu-
\n
dizio da Servi\u00e7os de Eletricidade e Telecomunica\u00e7\u00f5es
\n
Ltda (Socrel) con una richiesta di risarcimento dei
\n
presunti danni sofferti in conseguenza di una serie
\n
di eventi culminata nell\u2019asserita illegittima risoluzione
\n
contrattuale da parte della societ\u00e0 del Gruppo di vari
\n
contratti tra le parti, che avrebbe causato la crisi di
\n
liquidit\u00e0 di Socrel. All\u2019esito di una perizia emessa nel
\n
corso del giudizio, la domanda di Socrel \u00e8 stata quan-
\n
tificata in 321 milioni di real (circa 57 milioni di euro).
\n
Con sentenza del 27 marzo 2023 il Tribunal de Justi\u00e7a
\n
do Estado de S\u00e3o Paulo aveva rigettato nel merito la
\n
domanda di Socrel. In data 15 maggio 2023, Socrel ha
\n
impugnato la predetta sentenza che \u00e8 stata annullata
\n
con provvedimento dell\u20198 novembre 2023 con rinvio
\n
al giudice di primo grado per l\u2019assunzione delle prove
\n
orali non ammesse nel primo giudizio. Il 24 novembre
\n
2023, Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo ha presentato una
\n
mozione di chiarimento contro il provvedimento che
\n
ha annullato la sentenza di primo grado, respinta dalla
\n
Corte d\u2019Appello il 19 dicembre 2023. Contro tale ul-
\n
tima decisione, il 26 febbraio 2024, Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo ha presentato ricorso alla Corte Suprema e
\n
Socrel ha presentato controricorso in data 27 marzo
\n
2024; il relativo procedimento \u00e8 in corso.
\n
Revisione tariffaria straordinaria 2022
\n
(Cear\u00e1) \u2013 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
\n
2022 del servizio di distribuzione di energia elettrica
\n
effettuato da Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 (ED Cear\u00e1) nel-
\n
la percentuale media del 24,85%. Sia soggetti privati
\n
che istituzioni pubbliche hanno impugnato questa ri-
\n
soluzione dinanzi al Tribunale Regionale Federale del
\n
distretto di Cear\u00e1, per un totale di sei procedimenti,
\n
chiedendo, in via cautelare, la cancellazione degli ef-
\n
fetti della risoluzione e, nel merito, l\u2019annullamento della
\n
stessa sul presupposto che l\u2019aumento della tariffa sa-
\n
rebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, ED Cear\u00e1 ha
\n
contestato le domande delle controparti, insistendo
\n
per la legittimit\u00e0 dell\u2019adeguamento tariffario. In consi-
\n
derazione dell\u2019identit\u00e0 del petitum\u00a0e della causa pe-
\n
tendi, il 21 giugno 2022, il Tribunale Regionale Federale
\n
ha rigettato la domanda cautelare delle controparti e
\n
ha riunito i sei procedimenti in un unico giudizio. Il 23
\n
settembre 2022, ED Cear\u00e1 ha inoltre allegato in giu-
\n
dizio che, in conseguenza di alcuni interventi legisla-
\n
tivi successivi, il prezzo della tariffa si sarebbe ridotto
\n
a seguito di una revisione tariffaria straordinaria e di
\n
una riduzione delle imposte. Delle sei azioni, quattro si
\n
sono gi\u00e0 concluse con decisioni definitive favorevoli a
\n
Enel (per ragioni procedurali, senza dunque decidere
\n
sul merito) e l\u2019archiviazione dei giudizi. Una delle ulti-
\n
me due, dopo l\u2019accoglimento dell\u2019appello avversario
\n
sulla legittimazione ad agire, \u00e8 tornata in primo grado
\n
per l\u2019analisi del merito. Il valore della controversia \u00e8 allo
\n
stato indeterminato. L\u2019altra \u00e8 un\u2019azione che \u00e8 stata ri-
\n
messa al Tribunale Regionale Federale per ragioni di
\n
connessione con le altre in precedenza descritte, pro-
\n
mossa da una delle istituzioni pubbliche a protezione
\n
dei consumatori, volta a ottenere il risarcimento dei
\n
danni morali collettivi quantificati in circa 59 milioni di
\n
real (circa 10 milioni di euro) asseritamente sofferti per
\n
la scarsa qualit\u00e0 del servizio, nel contesto della quale \u00e8
\n
stata formulata anche la domanda relativa all\u2019aumen-
\n
\n\n
to tariffario in questione. Il 19 dicembre 2024 \u00e8 stata
\n
emessa una decisione di primo grado sfavorevole a ED
\n
Cear\u00e1 che condanna la societ\u00e0 al pagamento di danni
\n
morali collettivi per inadeguata qualit\u00e0 del servizio per
\n
circa 1 milione di euro. La decisione verr\u00e0 appellata da
\n
ED Cear\u00e1.
\n
CTEEP \u2013 Brasile
\n
Il 16 marzo 2021 Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo (gi\u00e0 Ele-
\n
tropaulo Metropolitana Eletricidade de S\u00e3o Paulo SA
\n
- Eletropaulo) ha promosso dinanzi al Tribunal de Ju-
\n
sti\u00e7a do Estado de S\u00e3o Paulo un\u2019azione di recupero
\n
del credito per un ammontare di circa 1,5 miliardi di
\n
real brasiliani (circa 250 milioni di euro) nei confronti
\n
dell\u2019operatore del sistema di trasmissione ISA CTE-
\n
EP \u2013 Companhia de Transmiss\u00e3o de Energia El\u00e9trica
\n
(CTEEP), quale debitore originario di un debito sorto
\n
prima della privatizzazione di Eletropaulo, nei con-
\n
fronti di Centrais El\u00e9tricas Brasileiras SA (Eletrobras) e
\n
a quest\u2019ultima inizialmente pagato da Eletropaulo nel
\n
contesto di un accordo transattivo.
\n
Con decisione del 26 settembre 2023, la corte d\u2019ap-
\n
pello competente ha confermato la sentenza di primo
\n
grado che aveva respinto la domanda di Enel Distri-
\n
bui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, quantificando altres\u00ec gli onorari di
\n
difesa dovuti per la soccombenza nella misura pari al
\n
13% del valore attualizzato della domanda, per un im-
\n
porto corrispondente, a settembre 2024, a circa 439
\n
milioni di real brasiliani (circa 70 milioni di euro). Con
\n
provvedimento del 12 gennaio 2024 la corte d\u2019appello
\n
ha rigettato il ricorso per revisione proposto avverso
\n
tale decisione da Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo. La so-
\n
ciet\u00e0 in data 23 febbraio 2024 ha impugnato dinanzi le
\n
corti superiori tale ultimo provvedimento, e il 25 marzo
\n
2024 CTEEP ha presentato le proprie difese in merito.
\n
Successivamente il giudizio \u00e8 stato sospeso in attesa
\n
della pronuncia del Tribunale Federale Superiore su
\n
questioni pregiudiziali rispetto al merito della vicenda.
\n
Black-out novembre 2023 San Paolo \u2013
\n
Brasile
\n
A seguito degli eventi atmosferici del 3 novembre
\n
2023 verificatisi sull\u2019area della concessione di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo (ED SP), al 31 dicembre 2024
\n
sono state proposte n. 528 azioni individuali e n. 7
\n
azioni collettive promosse da rappresentanti di Co-
\n
muni, sindacati, partiti politici, dal Pubblico Ministero e
\n
dal Difensore d\u2019Ufficio con le quali si chiede l\u2019emissio-
\n
ne di misure cautelari, la prestazione di servizi a opera
\n
di ED SP, la fornitura di informazioni e/o documenti, il
\n
mantenimento del livello del servizio di distribuzione,
\n
nonch\u00e9 la condanna al pagamento dei danni morali e
\n
materiali individuali e collettivi da determinarsi al mo-
\n
mento processuale opportuno. Al 31 dicembre 2024 il
\n
valore complessivo delle azioni individuali \u00e8 di circa 20
\n
milioni di real brasiliani (circa 3,1 milioni di euro) mentre
\n
il valore delle azioni collettive \u00e8 indeterminato.
\n
Black-out novembre 2023 Rio de Janeiro \u2013
\n
Brasile
\n
A seguito degli eventi atmosferici del 18 novembre
\n
2023 verificatisi sull\u2019area della concessione di Enel\u00a0
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio (EDR), al 31 dicembre 2024 sono sta-
\n
te proposte n. 3.481 azioni individuali e n. 19 azioni
\n
collettive promosse da rappresentanti dei Comuni,\u00a0
\n
dal Pubblico Ministero e dal Difensore d\u2019Ufficio con\u00a0
\n
le quali si chiede l\u2019emissione di misure cautelari, la\u00a0
\n
prestazione di servizi di assistenza a opera di EDR, la
\n
fornitura di informazioni, il mantenimento di misure
\n
di assistenza, nonch\u00e9 la condanna al pagamento dei
\n
danni morali e materiali individuali e collettivi da de-
\n
terminarsi al momento processuale opportuno. Al 31
\n
dicembre 2024 il valore complessivo delle azioni indi-
\n
viduali \u00e8 di circa 78 milioni di real brasiliani (circa 12,1
\n
milioni di euro) mentre il valore delle azioni collettive
\n
\u00e8 indeterminato.
\n
Black-out ottobre 2024 San Paolo \u2013 Brasile
\n
A seguito dell\u2019evento climatico dell\u201911 ottobre 2024
\n
verificatosi sull\u2019area della concessione di Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo (ED SP), al 31 dicembre 2024, ED SP ha
\n
ricevuto la notifica di n. 632 azioni individuali e di n. 6
\n
azioni collettive, promosse da rappresentanti dei Co-
\n
muni e dal Pubblico Ministero, da associazioni, partiti
\n
politici, dal Governo Federale, dallo Stato di San Paolo
\n
e in un caso da un singolo cittadino, per ottenere in via
\n
cautelare misure per il miglioramento della qualit\u00e0 del
\n
servizio e l\u2019intervento di ANEEL nel contratto di con-
\n
cessione. Nel merito, gli attori agiscono per il risarci-
\n
mento di danni materiali e morali (individuali e collettivi)
\n
e, in un caso, per ottenere l\u2019annullamento del contratto
\n
di concessione e l\u2019imposizione di sanzioni a carico di
\n
ED SP. Al 31 dicembre 2024, il valore complessivo delle
\n
azioni individuali \u00e8 di circa 10,3 milioni di real brasiliani
\n
(circa 1,6 milioni di euro) mentre il valore delle azioni
\n
collettive \u00e8 indeterminato.
\n
\n\n
IPEDEC - Brasile
\n
L\u2019Instituto de Defesa de Consumidores (IDEC) ha pro-
\n
mosso un giudizio nei confronti di Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Cear\u00e1 (ED Cear\u00e1) e dell\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia
\n
El\u00e9trica (ANEEL) per contestare l\u2019inclusione nella tariffa
\n
dei costi correlati ai furti di energia quali \u201cperdite non
\n
tecniche\u201d. Nel gennaio 2024 ED Cear\u00e1 ha impugnato la
\n
sentenza con cui il tribunale di primo grado aveva par-
\n
zialmente accolto la domanda avversaria dichiarando
\n
che l\u2019inclusione di tali costi tra le perdite non tecniche
\n
era nulla ma senza effetti retroattivi, solo a partire dal
\n
passaggio in giudicato della decisione. Il giudizio pro-
\n
segue in appello. Il valore della causa \u00e8 indeterminato.
\n
Ricalcolo tariffario Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo \u2013 Brasile
\n
Nel contesto di una class action promossa contro Ele-
\n
tropaulo (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, \u201cED SP\u201d) e
\n
l\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL) \u00e8 stato
\n
richiesto ad ANEEL di applicare nelle revisioni tariffarie
\n
effettuate a partire dal 2003 una componente negati-
\n
va per compensare il presunto beneficio fiscale di cui
\n
ED SP avrebbe goduto in relazione agli interessi cor-
\n
risposti sul capitale proprio e a ED SP di restituire in
\n
misura doppia tale beneficio ai consumatori. In primo
\n
grado \u00e8 stata emessa una sentenza favorevole a ED SP.
\n
Tuttavia, in data 3 aprile 2024 \u00e8 stata emessa senten-
\n
za di secondo grado sfavorevole a ED SP. Il 10 aprile
\n
2024, ED SP ha presentato istanza di chiarimento della
\n
decisione dinnanzi alla medesima Corte, che \u00e8 stata
\n
respinta il 27 agosto 2024. Avverso tale decisione ED
\n
SP, in data 19 settembre 2024, ha presentato sia un ri-
\n
corso speciale per violazione di legge, sia un ricorso
\n
straordinario per violazione di princ\u00edpi costituzionali,
\n
entrambi attualmente pendenti. Il valore della causa \u00e8
\n
indeterminato.
\n
Azione civile pubblica Comune di Paraty
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio - Brasile
\n
Il Comune di Paraty ha avviato contro Ampla (oggi Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio, \u201cEDR\u201d) un giudizio di esecuzione di
\n
una sentenza definitiva in cui si ordina a EDR di pro-
\n
muovere l\u2019ammodernamento della rete nel Comune
\n
fino alla scadenza del contratto di concessione. Il giu-
\n
dice ha nominato un consulente tecnico per la quan-
\n
tificazione e il giudizio risulta attualmente sospeso per
\n
trattative. L\u2019importo \u00e8 allo stato indeterminato.
\n
GasAtacama \u2013 Cile
\n
Nel gennaio 2020 si \u00e8 concluso il procedimento di
\n
impugnazione della sanzione amministrativa emessa
\n
nell\u2019agosto 2016 dalla Superintendencia de Electrici-
\n
dad y Combustibles (SEC) nei confronti di GasAtacama
\n
Chile (oggi Enel Generaci\u00f3n Chile), avente a oggetto le
\n
informazioni fornite al CDEC-SING (Centro de Despa-
\n
cho Econ\u00f3mico de Carga) relativamente alle variabili
\n
del Minimo Tecnico e del Tempo Minimo di Operazione
\n
nella centrale termica di Atacama. All\u2019esito del procedi-
\n
mento l\u2019importo della multa irrogata \u00e8 stato ridotto da
\n
circa 6 milioni di euro a circa 432.000 dollari statuni-
\n
tensi, e il relativo importo \u00e8 stato pagato dalla societ\u00e0.
\n
In conseguenza dei fatti oggetto del predetto proce-
\n
dimento sanzionatorio, alcuni operatori del Sistema
\n
Interconectado del Norte Grande (SING), tra i quali Aes
\n
Gener SA, El\u00e9ctrica Angamos SA ed Engie Energ\u00eda
\n
Chile SA, nel 2017 convenivano in giudizio GasAtaca-
\n
ma Chile al fine di ottenere il risarcimento dei danni
\n
asseritamente subiti, per un importo complessivo di
\n
circa 139,5 milioni di euro. In data 17 ottobre 2023 il
\n
Tribunale Civile di Santiago ha pronunciato la sentenza
\n
di primo grado con la quale ha accolto parzialmente le
\n
domande degli attori per un importo che dovr\u00e0 esse-
\n
re quantificato in una successiva fase del giudizio. In
\n
data 31 ottobre 2023 la sentenza \u00e8 stata impugnata
\n
da tutte le parti in causa, e il procedimento di appello \u00e8
\n
pendente. GasAtacama Chile e i suoi consulenti legali
\n
esterni ritengono che la probabilit\u00e0 che la domanda
\n
avversaria venga confermata in appello sia remota.
\n
Compa\u00f1\u00eda Minera Arbiodo - Cile
\n
Nel 2016 le societ\u00e0 Compa\u00f1\u00eda Minera Arbiodo e Inge-
\n
nieros Asesores Limitada hanno convenuto in giudi-
\n
zio il Ministerio de Bienes Nacionales, il Ministerio de
\n
Energ\u00eda, il Ministerio de Miner\u00eda (cumulativamente, il
\n
\u201cMinistero\u201d), il Servicio Nacional de Geolog\u00eda y Miner\u00eda
\n
(Sernageomin), Enel Green Power Chile (EGP Chile) e
\n
Parque E\u00f3lico Taltal SA (\u201cle Societ\u00e0\u201d) per ottenere il
\n
risarcimento dei danni asseritamente subiti in conse-
\n
guenza della presunta violazione dei diritti minerari di
\n
sfruttamento del suolo sottostante il terreno sul quale
\n
insiste il parco eolico Taltal, costruito su concessione
\n
ministeriale del 2012.
\n
Con sentenza del 6 dicembre 2023, il Tribunale Civile
\n
di Santiago ha ordinato a Parque E\u00f3lico Taltal ed EGP
\n
Chile, in via solidale con il Sernageomin, il pagamento
\n
di un importo di circa 346 miliardi di pesos cileni (pari a
\n
circa 334 milioni di euro) in favore delle societ\u00e0 attrici.
\n
\n\n
La sentenza \u00e8 stata impugnata dalle Societ\u00e0, dal Mini-
\n
stero, da Sernageomin, nonch\u00e9 da Arbiodo. Il 18 giu-
\n
gno 2024, il procedimento di appello \u00e8 stato sospeso
\n
in conseguenza dell\u2019impugnazione dinanzi alla Corte
\n
Costituzionale, da parte delle Societ\u00e0, di alcuni pre-
\n
supposti giuridici posti a fondamento della sentenza
\n
di primo grado. 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 \u2013 Colombia
\n
In relazione al Progetto El Quimbo per la costruzione
\n
da parte di Emgesa (oggi Enel Colombia) di un impianto
\n
idroelettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colom-
\n
bia), sono pendenti alcuni giudizi (acciones de grupo e\u00a0
\n
acciones populares)\u00a0avviati da abitanti/pescatori della
\n
zona. In particolare, una prima azione collettiva, che si
\n
trova nella fase istruttoria, \u00e8 stata avviata da circa 1.140
\n
residenti del municipio di Garz\u00f3n che lamentano che
\n
la costruzione della centrale ridurrebbe di circa 30%
\n
i ricavi delle loro attivit\u00e0. Un secondo procedimento,
\n
pendente in appello dopo una sentenza di primo grado
\n
favorevole, \u00e8 stato avviato da abitanti e societ\u00e0/asso-
\n
ciazioni dei cinque comuni del Huila per presunti danni
\n
in relazione alla chiusura di un ponte (Paso El Colegio)
\n
tra agosto 2011 e dicembre 2012. In relazione alle ac-
\n
ciones populares, nel 2008 alcuni abitanti della zona
\n
hanno avviato un procedimento per richiedere, tra l\u2019al-
\n
tro, la sospensione della licenza ambientale. Nell\u2019ambito
\n
di tale azione, l\u201911 settembre 2020, il Tribunale dell\u2019Huila
\n
ha emesso una sentenza parzialmente sfavorevole a
\n
Emgesa, nella quale quest\u2019ultima \u00e8 stata condannata
\n
ad adempiere agli obblighi previsti dalla licenza am-
\n
bientale. Sia l\u2019Autoridad Nacional de Licencias Am-
\n
bientales (ANLA) sia Emgesa hanno impugnato questa
\n
decisione dinanzi al Consiglio di Stato. Il 20 settembre
\n
2022, l\u2019appello di ANLA \u00e8 stato rigettato perch\u00e9 tardi-
\n
vo; il procedimento prosegue in relazione all\u2019appello di\u00a0
\n
Emgesa. Nel frattempo, in un diverso procedimento,
\n
nel corso dell\u2019ultimo trimestre del 2024 il Consiglio di
\n
Stato ha confermato in via definitiva la validit\u00e0 della li-
\n
cenza ambientale del progetto El Quimbo, ordinando
\n
all\u2019ANLA di rideterminare alcune obbligazioni di fare ivi
\n
previste che il Consiglio di Stato ha riconosciuto come
\n
inattuabili per fatto non imputabile a Emgesa.
\n
Un\u2019ulteriore acci\u00f3n popular\u00a0\u00e8 stata, inoltre, promossa
\n
da alcune societ\u00e0 di pescatori in relazione al presun-
\n
to impatto delle attivit\u00e0 di riempimento del bacino di El
\n
Quimbo sulla pesca nel bacino di Betania, a valle di El
\n
Quimbo. Dopo una serie di decisioni in sede cautelare,
\n
il giudice del Huila si \u00e8 pronunciato in data 22 febbraio
\n
2016 autorizzando provvisoriamente la produzione per
\n
un periodo di sei mesi e richiedendo a Emgesa la pre-
\n
disposizione di un progetto tecnico al fine di garantire il
\n
rispetto dei livelli di ossigeno e il rilascio di una garanzia
\n
di circa 20.000.000.000 di pesos colombiani (circa 5,5
\n
milioni di euro). Successivamente, il Tribunale del Huila
\n
ha disposto la proroga del termine di sei mesi, e per-
\n
tanto, in assenza di provvedimenti giudiziari contrari, la
\n
centrale di El Quimbo sta continuando a produrre ener-
\n
gia in quanto il sistema di ossigenazione implementato
\n
da Emgesa ha finora dimostrato di consentire il rag-
\n
giungimento dei livelli di ossigeno imposti dal Tribuna-
\n
le. Il 22 marzo 2018, l\u2019ANLA e la CAM hanno presentato
\n
congiuntamente la relazione finale sulle attivit\u00e0 di mo-
\n
nitoraggio della qualit\u00e0 dell\u2019acqua a valle della diga della
\n
centrale El Quimbo, con la quale entrambe le autorit\u00e0
\n
hanno confermato il rispetto dei livelli di ossigeno da
\n
parte di Emgesa. In data 12 gennaio 2021 si \u00e8 appresa
\n
la notizia dell\u2019emissione della sentenza di primo grado
\n
da parte del Tribunale del Huila la quale, pur ricono-
\n
scendo che il sistema di ossigenazione implementato
\n
da Emgesa avesse mitigato i rischi associati alla tutela
\n
della fauna nel bacino di Betania, ha imposto una se-
\n
rie di obblighi in capo alle autorit\u00e0 ambientali coinvolte,
\n
nonch\u00e9 alla stessa Emgesa. In particolare, quest\u2019ultima
\n
\u00e8 stata chiamata a implementare un progetto di de-
\n
contaminazione volto a garantire che l\u2019acqua del baci-
\n
no non generi rischi per la flora e la fauna del fiume e
\n
da sottoporre a verifica dell\u2019ANLA, nonch\u00e9 ad assicura-
\n
re, in maniera permanente, l\u2019operativit\u00e0 del sistema di
\n
ossigenazione gi\u00e0 implementato, adeguandolo ai pa-
\n
rametri richiesti dall\u2019ANLA. Il 4 marzo 2021, Emgesa ha
\n
impugnato questa decisione in appello dinanzi al Con-
\n
siglio di Stato. Il 31 dicembre 2021 il Consiglio di Stato
\n
ha dichiarato l\u2019impugnazione di Emgesa ammissibile; il
\n
procedimento prosegue in secondo grado.
\n
Procedimento utenti Nivel de Tensi\u00f3n Uno\u00a0
\n
- Colombia
\n
Si tratta di una acci\u00f3n de grupo\u00a0avviata dal Centro
\n
M\u00e9dico de la Sabana e altri soggetti nei confronti di
\n
Codensa (oggi Enel Colombia) per ricevere la restitu-
\n
zione di quanto sarebbe stato asseritamente pagato in
\n
eccesso in tariffa. L\u2019azione si fonda sull\u2019asserita manca-
\n
ta applicazione da parte di Codensa di una agevolazio-
\n
ne tariffaria cui avrebbero diritto gli attori in qualit\u00e0 di
\n
utenti appartenenti al livello di Tensione Uno (tensione
\n
minore di 1 kV) e proprietari delle infrastrutture, come\u00a0
\n
stabilito nella delibera n. 82 del 2002, successivamente
\n
\n\n
modificata dalla delibera n. 97 del 2008. La fase istrut-
\n
toria si \u00e8 conclusa e si \u00e8 in attesa della sentenza. Il va-
\n
lore stimato del procedimento \u00e8 di circa 337 miliardi di
\n
pesos colombiani (circa 73,5 milioni di euro).
\n
Azione di gruppo per l\u2019inondazione
\n
dei quartieri Bosa e Kennedy di Bogot\u00e0
\n
- Colombia
\n
Emgesa SA (oggi Enel Colombia SA) \u00e8 stata citata in
\n
giudizio mediante un\u2019azione di gruppo promossa dagli
\n
abitanti dei quartieri Bosa e Kennedy di Bogot\u00e0 (Colom-
\n
bia) al fine di ottenere il risarcimento per le inondazioni
\n
verificatesi nel 2010 e 2011 a causa dello straripamento
\n
del fiume Bogot\u00e0. Il giudizio si trova in fase istruttoria. Il
\n
valore complessivo della domanda ammonta a circa 2,2
\n
miliardi di pesos colombiani (circa 518 milioni di euro).
\n
Rimborso anni 1998-2004 servizio
\n
di illuminazione pubblica \u2013 Colombia
\n
All\u2019esito di un contenzioso tra l\u2019Autorit\u00e0 dei Servizi Pub-
\n
blici colombiana (UAESP) e Codensa (oggi Enel Co-
\n
lombia) conclusosi nel 2011 in senso sfavorevole per
\n
quest\u2019ultima, la UAESP ha iniziato un procedimento di
\n
riscossione coattiva per il recupero del credito vantato
\n
verso Enel Colombia per rimborsi da sovrafatturazione.
\n
Il provvedimento amministrativo di riscossione origi-
\n
nario \u00e8 impugnato in via giudiziale e il procedimento \u00e8
\n
attualmente pendente in appello. Con ulteriore provve-
\n
dimento amministrativo dello scorso 19 aprile 2024, la
\n
UAESP ha dato nuovo impulso alla procedura di riscos-
\n
sione, aggiornando successivamente la quantificazio-
\n
ne del credito in circa 82,2 milioni di euro, comprensivi
\n
di attualizzazione e interessi di mora. Il 10 luglio 2024,
\n
Enel Colombia ha impugnato anche tale provvedimen-
\n
to dinanzi alla medesima UAESP. All\u2019esito, la UAESP il 4
\n
settembre 2024 ha ridotto la liquidazione del proprio
\n
credito per un importo pari a circa 74,3 milioni di euro.
\n
Enel Colombia ha impugnato anche questo ulteriore\u00a0
\n
provvedimento il 23 dicembre 2024. Il procedimento di
\n
riscossione \u00e8 stato sospeso fino al 18 marzo 2025, data
\n
in cui si terr\u00e0 udienza di conciliazione stragiudiziale.
\n
Arbitrato Kino \u2013 Messico
\n
In data 16 settembre 2020 \u00e8 stata notificata a Kino Con-
\n
tractor SA de Cv (Kino Contractor), Kino Facilities Ma-
\n
nager SA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA (Enel) una
\n
domanda di arbitrato presentata da Parque Solar Don
\n
Jos\u00e9 SA de Cv, Villanueva Solar SA de Cv e Parque Solar
\n
Villanueva Tres SA de Cv (insieme, le \u201cSociet\u00e0 di Pro-
\n
getto\u201d), nella quale le Societ\u00e0 di Progetto lamentano la
\n
violazione (i) da parte di Kino Contractor di alcune pre-
\n
visioni dell\u2019EPC Contract e (ii) da parte di Kino Facilities
\n
di alcune previsioni dell\u2019Asset Management Agreement,
\n
entrambi contratti relativi ai progetti solari di propriet\u00e0
\n
delle tre societ\u00e0 attrici. Enel \u2013 garante delle obbligazio-
\n
ni assunte da Kino Contractor e Kino Facilities in for-
\n
za dei predetti contratti \u2013 \u00e8 stata chiamata in arbitrato,\u00a0
\n
ma senza che siano state avanzate, nei suoi confronti,
\n
specifiche domande. Le Societ\u00e0 di Progetto, nelle qua-
\n
li Enel Green Power SpA \u00e8 azionista minoritario, sono\u00a0
\n
controllate da CDPQ Infraestructura Participaci\u00f3n SA
\n
de Cv (controllata da Caisse de D\u00e9p\u00f4t et Placement du
\n
Qu\u00e9bec) e CKD Infraestructura M\u00e9xico SA de Cv.
\n
In data 4 agosto 2023, \u00e8 stato notificato il lodo finale
\n
con il quale il tribunale arbitrale ha dichiarato di non
\n
avere giurisdizione nei confronti di Enel SpA e, in par-
\n
ziale accoglimento delle domande delle Societ\u00e0 di Pro-
\n
getto, ha condannato Kino Contractor e Kino Facilities
\n
(ora Enel Services M\u00e9xico SA de Cv - \u201cEnel Services\u201d) al
\n
pagamento di penali contrattuali per un importo com-
\n
plessivo pari a circa 77 milioni di dollari statunitensi,
\n
oltre interessi al tasso del 6% annuo (Lodo). Succes-
\n
sivamente, Kino Contractor ed Enel Services hanno
\n
depositato istanza di correzione del Lodo che \u00e8 sta-
\n
ta parzialmente accolta e, in data 13 dicembre 2023,
\n
hanno proposto impugnazione per nullit\u00e0 del Lodo
\n
dinanzi alle Corti messicane. Successivamente, le So-
\n
ciet\u00e0 di Progetto hanno richiesto il riconoscimento e
\n
l\u2019esecuzione del Lodo nel medesimo procedimento. Il
\n
procedimento \u00e8 pendente.
\n
Nel dicembre 2023, inoltre, le Societ\u00e0 di Progetto han-
\n
no iniziato un giudizio dinanzi alla Supreme Court dello
\n
Stato di New York contro Enel, nella sua qualit\u00e0 di ga-
\n
rante delle obbligazioni di Kino Contractor, per richie-
\n
dere il pagamento di quanto dovuto da quest\u2019ultima
\n
societ\u00e0 ai sensi del Lodo. Tale giudizio si \u00e8 concluso
\n
con decisione favorevole del 3 dicembre 2024, che ha
\n
riconosciuto integralmente le difese di Enel. In data 17
\n
dicembre 2024 le Societ\u00e0 di Progetto hanno proposto
\n
istanza di appello ed Enel, in data 24 dicembre 2024,
\n
ha depositato istanza di appello incidentale condizio-
\n
nato. Il procedimento di appello \u00e8 pendente.
\n
Allianz \u2013 Nord America
\n
Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC
\n
(HiLo) \u00e8 stata convenuta in giudizio dinanzi alla New
\n
\n\n
York Supreme Court da parte di Allianz Risk Transfer
\n
Ltd (ART), per un ammontare di circa 203 milioni di dol-
\n
lari statunitensi, in merito all\u2019asserito debito maturato
\n
dalla societ\u00e0 a partire da febbraio 2021 in relazione a
\n
un Proxy Revenue Swap (PRS). La domanda \u00e8 conte-
\n
stata nella sua interezza. Il procedimento \u00e8 attualmen-
\n
te pendente dinanzi alla Southern District Court di New
\n
York che nel corso del 2024 ha stabilito la trattazione
\n
in arbitrato delle domande soggette alla giurisdizione
\n
arbitrale ai sensi del PRS, prevedendo la prosecuzione
\n
del giudizio per le restanti domande.
\n
Osage Wind \u2013 Nord America
\n
Nell\u2019ambito di un procedimento introdotto dagli Stati
\n
Uniti d\u2019America (in qualit\u00e0 di trustee della Osage Na-
\n
tion) e dall\u2019Osage Mineral Council contro Enel Green
\n
Power North America, Enel Kansas LLC e Osage Wind
\n
LLC, avente a oggetto la necessit\u00e0 per le societ\u00e0 con-
\n
venute di richiedere una preventiva autorizzazione per
\n
effettuare alcuni lavori di scavo connessi alla costru-
\n
zione dell\u2019impianto eolico Osage Wind (costituito da
\n
84 turbine eoliche per una capacit\u00e0 totale di 150 MW),
\n
iI 18 dicembre 2024 il Tribunale distrettuale federale
\n
del Nord Oklahoma ha emesso sentenza di primo gra-
\n
do con la quale ha confermato la rimozione dell\u2019im-
\n
pianto prevista nel provvedimento del 20 dicembre
\n
2023, assegnando a tal fine termine al 1\u00b0 dicembre
\n
2025, e ha condannato le societ\u00e0 a pagare un risar-
\n
cimento del danno limitatamente a un importo di cir-
\n
ca 300.000 dollari statunitensi e le spese legali. Tale
\n
decisione \u00e8 stata appellata dalle societ\u00e0 convenute e
\n
dagli Stati Uniti d\u2019America, e contestualmente \u00e8 stata
\n
presentata dalle medesime societ\u00e0 istanza di sospen-
\n
sione dell\u2019efficacia esecutiva della sentenza davanti al
\n
giudice che ha emesso la stessa che \u00e8 stata accolta
\n
il 3 marzo 2025. Il procedimento d\u2019appello \u00e8 in corso.
\n
Gastalsa \u2013 Per\u00f9
\n
Nel 2011 Empresa de Gas de Talara SA (Gastalsa) ini-
\n
ziava un giudizio dinanzi al Tribunale Civile di Talara
\n
contro l\u2019Organismo Superior de la Inversi\u00f3n en Energ\u00eda
\n
y Miner\u00eda (Osinergmin) e il Ministero dell\u2019Energia e del-
\n
le Miniere chiedendo l\u2019annullamento della revoca della
\n
sua concessione per rifornire di gas naturale l\u2019intera
\n
provincia di Talara, e il trasferimento in suo favore della
\n
propriet\u00e0 del gasdotto \u2013 di propriet\u00e0 di Enel Generaci\u00f3n
\n
Piura SA (EGPIURA) \u2013, invocando l\u2019applicazione di un re-
\n
golamento in base al quale i concessionari fornitori di
\n
gas, a certe condizioni, possono richiedere la propriet\u00e0\u00a0
\n
dei gasdotti esistenti nell\u2019area di concessione. EGPIURA
\n
non veniva citata a partecipare in questo giudizio.
\n
Nel 2017, Gastalsa otteneva una decisione di prima
\n
istanza favorevole che veniva impugnata da EGPIURA
\n
per violazione del contradditorio. Nel nuovo giudizio di
\n
primo grado con sentenza del 6 gennaio 2022 il Tri-
\n
bunale Civile di Talara (i) rigettava l\u2019eccezione di deca-
\n
denza della domanda di Gastalsa sollevata da un terzo
\n
interessato (Gasnorp) e (ii) accoglieva parzialmente la
\n
domanda di Gastalsa, emettendo una misura cautelare
\n
che ordinava agli enti pubblici interessati di (a) ripristi-
\n
nare la concessione di gas naturale in favore di Gastal-
\n
sa, e (b) procedere alla valorizzazione e al trasferimen-
\n
to del gasdotto da EGPIURA in suo favore. EGPIURA
\n
impugnava in appello e in data 2 agosto 2022, il giu-
\n
dice di appello annullava tale sentenza e rinviava nuo-
\n
vamente la causa al Tribunale di primo grado per una
\n
nuova decisione. Il Tribunale di primo grado revocava
\n
la misura cautelare e tratteneva la causa in decisione
\n
sul merito.
\n
Nel frattempo, nel marzo 2020 Gasnorp impugnava
\n
dinanzi al Tribunale Costituzionale il provvedimento
\n
con il quale il Tribunale di primo grado aveva rigetta-
\n
to la sua eccezione di decadenza della domanda di
\n
Gastalsa. Il Tribunale Costituzionale a luglio 2022 di-
\n
chiarava tardiva la domanda di Gastalsa e la decadenza
\n
di quest\u2019ultima dal diritto. Tale decisione \u00e8 passata in
\n
giudicato. A seguito di sentenza di appello che deci-
\n
deva in modo difforme dalla sentenza del Tribunale
\n
Costituzionale, l\u201911 luglio 2024, la Corte Costituzionale,
\n
nel nuovo giudizio promosso da Gasnorp, ordinava alla
\n
Corte d\u2019Appello di emettere una nuova sentenza acco-
\n
gliendo l\u2019eccezione di decadenza del ricorso originario
\n
proposto da Gastalsa. Il giudizio di primo grado di me-
\n
rito \u00e8 stato nel frattempo sospeso in attesa della deci-
\n
sione da parte della Corte d\u2019Appello su tale questione.
\n
Contenzioso Gab\u010d\u00edkovo \u2013 Slovacchia
\n
La societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (SE) \u00e8 coinvolta in di-
\n
versi procedimenti avviati davanti alle corti naziona-
\n
li in relazione all\u2019impianto idroelettrico di 720 MW di
\n
Gab\u010d\u00edkovo, amministrato da Vodohospod\u00e1rska V\u00fds-
\n
tavba \u0160t\u00e1tny Podnik (VV) e la cui gestione e manuten-
\n
zione, nel contesto della privatizzazione di SE del 2006,
\n
era stata affidata a SE per un periodo di 30 anni con un
\n
accordo di gestione (VEG Operating Agreement).
\n
Subito dopo il closing della privatizzazione, il Public
\n
Procurement Office (PPO) ha promosso un\u2019azione da-
\n
vanti al Tribunale di Bratislava al fine di accertare l\u2019inva-
\n
\n\n
lidit\u00e0 del VEG Operating Agreement sulla base di una
\n
asserita violazione della normativa sugli appalti pubbli-
\n
ci, qualificando il predetto contratto come contratto di
\n
servizi e come tale soggetto alla citata normativa. Il pri-
\n
mo grado di giudizio si \u00e8 concluso nel novembre 2011
\n
con decisione favorevole per SE, appellata dal PPO.
\n
In parallelo all\u2019azione del PPO, anche VV aveva iniziato
\n
diverse azioni e in particolare ha richiesto di dichiarare
\n
la nullit\u00e0 del VEG Operating Agreement. Il 12 dicembre
\n
2014, inoltre, VV ha effettuato il recesso unilaterale dal
\n
VEG Operating Agreement, e, in data 9 marzo 2015,
\n
ha comunicato la risoluzione per inadempimento del
\n
citato contratto. Lo stesso 9 marzo 2015 \u00e8 stato letto
\n
in udienza il dispositivo della decisione del tribunale di
\n
appello che, nell\u2019ambito dell\u2019azione promossa dal PPO,
\n
ha dichiarato la nullit\u00e0 del VEG Operating Agreement,
\n
in contrasto con la decisione del giudice di primo
\n
grado. SE ha presentato ricorso straordinario avverso
\n
tale decisione alla Corte Suprema che \u00e8 stato respinto
\n
all\u2019udienza del 29 giugno 2016. Successivamente, con
\n
sentenza divenuta definitiva il 18 gennaio 2017 \u00e8 stato
\n
altres\u00ec respinto il ricorso presentato da SE dinanzi alla
\n
Corte Costituzionale.
\n
Inoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato
\n
presso il Vienna International Arbitral Centre (VIAC)
\n
sulla base del VEG Indemnity Agreement. In base a
\n
questo accordo, sottoscritto nell\u2019ambito della pri-
\n
vatizzazione tra il National Property Fund (oggi MH
\n
Mana\u017ement, \u201cMHM\u201d) della Repubblica Slovacca e SE,
\n
quest\u2019ultima aveva diritto a essere indennizzata in caso
\n
di interruzione anticipata del VEG Operating Agree-
\n
ment per motivi non imputabili a SE. In data 30 giugno
\n
2017, il Tribunale arbitrale ha emesso il lodo con la qua-
\n
le ha rigettato la domanda di SE.
\n
Le due domande proposte parallelamente a tale pro-
\n
cedimento arbitrale da VV e MHM dinanzi al tribunale
\n
al fine di accertare e dichiarare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG In-
\n
demnity Agreement a causa dell\u2019asserito collegamen-
\n
to di quest\u2019ultimo con il VEG Operating Agreement
\n
sono state rigettate il 27 settembre 2017 per ragioni
\n
processuali. Sia VV che MHM hanno presentato appel-
\n
lo, ed entrambe le impugnazioni sono state rigettate,
\n
confermando la decisione di primo grado a favore di
\n
SE. Avverso la decisione di rigetto del proprio appello
\n
VV ha presentato un ricorso straordinario (dovolanie)\u00a0
\n
dinanzi alla Corte Suprema in data 9 marzo 2020 al
\n
quale SE ha risposto con memoria presentata l\u20198 giu-
\n
gno 2020 e ha anche presentato un ricorso davanti alla
\n
Corte Costituzionale slovacca, che \u00e8 stato respinto il
\n
29 luglio 2021. Il 24 marzo 2021, la Corte Suprema ha
\n
annullato la decisione della Corte d\u2019Appello di Bratisla-
\n
va, rinviando il giudizio alla medesima Corte d\u2019Appello
\n
per una nuova decisione. Tale ultimo procedimento si
\n
\u00e8 concluso con sentenza del 21 novembre 2024, che
\n
ha rigettato nuovamente le domande di VV.
\n
Sempre in ambito locale, VV ha intentato altres\u00ec diversi
\n
giudizi nei confronti di SE per l\u2019accertamento di un as-
\n
serito ingiustificato arricchimento da parte di quest\u2019ul-
\n
tima (stimato in circa 360 milioni di euro, oltre interessi)
\n
per il periodo 2006-2015. SE ha presentato domanda
\n
riconvenzionale in tutti i menzionati procedimenti. In
\n
relazione a tali procedimenti si osserva quanto segue:
\n
\u2022 \u00a0con riguardo agli anni 2006-2008, all\u2019udienza del
\n
26 giugno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato
\n
in rito la domanda principale di VV e, conseguen-
\n
temente, la domanda riconvenzionale di SE. La sen-
\n
tenza di primo grado \u00e8 stata impugnata da entram-
\n
be le parti dinanzi alla Corte d\u2019Appello di Bratislava.
\n
Il procedimento d\u2019appello relativo all\u2019anno 2006 si \u00e8
\n
concluso con la decisione del 6 dicembre 2022, no-
\n
tificata ad SE in data 18 febbraio 2023, che ha con-
\n
fermato la pronuncia di primo grado. Nell\u2019aprile 2023
\n
sia SE sia VV hanno presentato ricorso straordinario
\n
dinanzi la Corte Suprema avverso la predetta sen-
\n
tenza di appello ed \u00e8 pendente il relativo procedi-
\n
mento. In relazione al procedimento relativo all\u2019anno
\n
2007 la Corte d\u2019Appello con sentenza del 31 gennaio
\n
2023, notificata ad SE in data 12 aprile 2023, annul-
\n
lava la decisione di primo grado, rinviando la causa
\n
al Tribunale di Bratislava per un nuovo procedimen-
\n
to: la prima udienza, si \u00e8 celebrata l\u20198 gennaio 2024
\n
e la causa \u00e8 stata rinviata da ultimo all\u2019udienza del
\n
3 marzo 2025 per il prosieguo. Il giudizio relativo
\n
all\u2019anno 2008 \u00e8 ancora pendente in appello;
\n
\u2022 \u00a0i procedimenti relativi agli anni 2011 e 2015 sono at-
\n
tualmente in primo grado e le parti hanno scambia-
\n
to memorie scritte. Per entrambi i procedimenti la
\n
fissazione dell\u2019udienza di primo grado ha sub\u00edto nu-
\n
merosi rinvii a causa della situazione di emergenza
\n
epidemiologica e, attualmente, risulta rinviata a data
\n
da destinarsi per il procedimento relativo all\u2019anno
\n
2011, mentre si \u00e8 svolta il 25 aprile 2024 per il proce-
\n
dimento relativo all\u2019anno 2015. In data 12 dicembre
\n
2024 tale ultimo procedimento \u00e8 stato sospeso fino
\n
alle decisioni definitive sui giudizi relativi agli anni
\n
2006 e 2012 e VV ha appellato tale sospensione;
\n
\u2022 \u00a0i procedimenti relativi agli anni 2009, 2010 e 2013
\n
si sono conclusi in primo grado con pronunce del
\n
Tribunale di Bratislava rispettivamente del 24, 15 e
\n
22 novembre 2022, con le quali sono state rigettate
\n
in rito sia la domanda di VV sia la domanda ricon-
\n
venzionale di SE. Tra dicembre 2022 e gennaio 2023
\n
sia SE sia VV hanno proposto appello avverso le pro-
\n
nunce relative agli anni 2009, 2010 e 2013 e i proce-
\n
\n\n
dimenti sono attualmente pendenti. Anche il proce-
\n
dimento relativo all\u2019anno 2014 si \u00e8 concluso in primo
\n
grado con pronuncia del Tribunale di Bratislava del
\n
10 ottobre 2023 di rigetto in rito della domanda
\n
principale di VV e, conseguentemente, anche della
\n
domanda riconvenzionale di SE. Tale pronuncia del
\n
Tribunale di Bratislava \u00e8 stata impugnata in appello
\n
da VV il 29 gennaio 2024 e il 5 febbraio 2024 da SE;
\n
\u2022 \u00a0quanto al procedimento relativo all\u2019anno 2012, il 2
\n
febbraio 2023 \u00e8 stata notificata a SE la sentenza di
\n
appello che ha confermato la pronuncia di primo
\n
grado di rigetto in rito sia della domanda di VV sia
\n
della domanda riconvenzionale di SE. Sia VV che SE,
\n
rispettivamente in data 17 marzo 2023 e 31 marzo
\n
2023, hanno proposto un ricorso straordinario di-
\n
nanzi la Corte Suprema avverso la pronuncia di ap-
\n
pello ed \u00e8 pendente il relativo procedimento.
\n
Infine, in un altro procedimento VV ha richiesto a SE la
\n
restituzione del corrispettivo per il trasferimento da SE
\n
a VV degli asset tecnologici dell\u2019impianto di Gab\u010d\u00edkovo,
\n
avvenuto nell\u2019ambito della privatizzazione, per un valo-
\n
re di circa 20 milioni di euro, oltre a interessi. Dopo aver
\n
emesso una decisione preliminare rilevando la carenza
\n
di legittimazione attiva di VV, il 18 dicembre 2020 il Tri-
\n
bunale di Bratislava ha reso una sentenza favorevole a
\n
SE, rigettando le pretese di VV. Il 4 gennaio 2021, VV
\n
ha proposto appello avverso tale decisione e il proce-
\n
dimento \u00e8 pendente.
\n
Si rileva che, a seguito della sottoscrizione del contrat-
\n
to di vendita fra Enel Produzione SpA (EP) e la societ\u00e0
\n
EP SLOVAKIA BV (controllata da Energetick\u00fd a pr\u016fmys-
\n
lov\u00fd holding (EPH)) per la cessione al gruppo del rima-
\n
nente 50% del capitale in Slovak Power Holding BV, \u00e8
\n
venuto meno qualsiasi ulteriore impegno finanziario
\n
ancora esistente in capo al Gruppo Enel nei confronti
\n
di Slovak Power Holding e di SE, fra cui l\u2019indennizzo in
\n
forza del quale EP avrebbe sopportato, in quota parte,
\n
le eventuali passivit\u00e0 derivanti dai contenziosi relativi
\n
alla centrale di Gab\u010d\u00edkovo.
\n
Contenziosi fiscali in Brasile
\n
Withholding Tax \u2013 Ampla
\n
Nel 1998, Ampla Energ\u00eda e Servi\u00e7os SA (Ampla) finan-
\n
zi\u00f2 l\u2019acquisizione di Coelce mediante l\u2019emissione di
\n
bond per 350 milioni di dollari statunitensi (c.d. \u201cFixed
\n
Rate Notes\u201d - FRN) sottoscritti da una propria filiale pa-
\n
namense, costituita al fine di raccogliere finanziamenti
\n
all\u2019estero. In virt\u00f9 di un regime speciale allora vigente,
\n
subordinato al mantenimento del prestito obbligazio-
\n
nario fino al 2008, gli interessi corrisposti da Ampla alla
\n
propria controllata fruivano di un regime di esenzione
\n
da ritenuta in Brasile.
\n
Tuttavia, la crisi finanziaria del 1998 costrinse la fi-
\n
liale panamense a rifinanziarsi dalla propria control-
\n
lante brasiliana, che a tal fine chiese appositi prestiti
\n
alle banche locali. L\u2019Amministrazione Finanziaria ha
\n
ritenuto che tale ultimo finanziamento equivalesse a
\n
un\u2019estinzione anticipata del prestito obbligazionario
\n
originario con conseguente perdita del diritto all\u2019appli-
\n
cazione del predetto regime di esenzione.
\n
Nel dicembre 2005, Ampla ha effettuato una scissio-
\n
ne a favore di Ampla Investimentos e Servi\u00e7os SA che
\n
comport\u00f2 il trasferimento del residuo debito FRN e dei
\n
diritti e delle obbligazioni a esso riferiti.
\n
In data 6 novembre 2012, la C\u00e2mara Superior de Recur-
\n
sos Fiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha
\n
emesso una decisione sfavorevole per Ampla rispetto\u00a0
\n
alla quale la societ\u00e0 ha prontamente presentato al me-
\n
desimo Organismo una richiesta di chiarimento. In data
\n
15 ottobre 2013, \u00e8 stato notificato ad Ampla il rifiuto
\n
della richiesta di chiarimento (embargo de declara\u00e7\u00e3o)\u00a0
\n
e, pertanto, \u00e8 stata confermata la precedente decisione
\n
sfavorevole. La societ\u00e0 ha presentato una garanzia del
\n
debito e il 27 giugno 2014 ha proseguito il contenzioso
\n
dinanzi al Giudice Ordinario (Tribunal de Justi\u00e7a).
\n
A dicembre 2017, il Giudice ha nominato un esperto
\n
al fine di approfondire ulteriormente il tema e, con-
\n
seguentemente, supportare l\u2019emissione della futura
\n
sentenza. A settembre 2018, l\u2019esperto ha rilasciato la
\n
propria perizia richiedendo ulteriore documentazione.
\n
A dicembre 2018, la societ\u00e0, ora Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio
\n
(EDR), ha prodotto l\u2019ulteriore documentazione proba-
\n
toria e, a fronte delle conclusioni esposte dall\u2019esperto,
\n
ha richiesto un\u2019ulteriore perizia; la causa viene rimes-
\n
sa all\u2019esperto per chiarimenti rispetto alla posizione
\n
espressa dalla societ\u00e0.
\n
A luglio 2021 viene depositata la relazione integrativa
\n
da parte dell\u2019esperto nella quale si riconosce l\u2019esisten-
\n
za dei contratti di finanziamento e la risoluzione del
\n
prestito obbligazionario avvenuta, sia per la quota ca-
\n
pitale sia per gli interessi, principalmente attraverso un
\n
aumento di capitale. La societ\u00e0, chiamata a pronun-
\n
ciarsi sulla relazione depositata, chiede l\u2019annullamento
\n
integrale del debito tributario.
\n
Nel mese di marzo 2024 la societ\u00e0 ha presentato una
\n
richiesta di revisione del valore in contenzioso a segui-
\n
to dell\u2019approvazione di una nuova legge che prevede,
\n
nell\u2019ambito dei procedimenti amministrativi federali, la
\n
cancellazione delle sanzioni (e dei relativi interessi) per
\n
le controversie con esito a sfavore del contribuente
\n
per effetto dell\u2019applicazione della regola che attribui-
\n
\n\n
sce il voto decisivo all\u2019autorit\u00e0 fiscale in caso di parit\u00e0.
\n
A seguito dell\u2019accoglimento della richiesta, la societ\u00e0
\n
ha ottenuto la riduzione di sanzioni e interessi e chie-
\n
der\u00e0 la riduzione anche delle corrispondenti garanzie.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 103 milioni di euro.
\n
PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo
\n
Nel marzo 2017, il Supremo Tribunal Federal del Brasi-
\n
le (STF) ha deliberato in merito al calcolo delle imposte
\n
PIS e COFINS confermando la tesi secondo cui l\u2019impo-
\n
sta ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e
\n
Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni e servizi)
\n
non rientrava nella base di calcolo del PIS e del COFINS.
\n
Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si
\n
sarebbero prodotti a partire dalla sentenza di marzo
\n
2017, fatta eccezione per i contribuenti che avevano
\n
presentato ricorso prima di tale data.
\n
Le societ\u00e0 brasiliane del Gruppo interessate dalla sen-
\n
tenza STF avevano gi\u00e0 avviato azioni legali presso i ri-
\n
spettivi tribunali regionali federali. Successivamente,
\n
questi ultimi notificavano alle stesse la decisione finale,
\n
riconoscendo il diritto di dedurre l\u2019ICMS applicata alle
\n
proprie operazioni dalla base di calcolo del PIS e CO-
\n
FINS. Poich\u00e9 l\u2019eccedenza di pagamento delle imposte
\n
PIS e COFINS \u00e8 stata trasferita ai clienti finali, conte-
\n
stualmente alla rilevazione di tali imposte recupera-
\n
bili, \u00e8 stata rilevata una passivit\u00e0 verso gli stessi per i
\n
medesimi importi, al netto di qualsiasi costo sostenuto
\n
o da sostenere nei procedimenti legali. Tali passivit\u00e0
\n
rappresentano l\u2019obbligo di restituire ai clienti finali le
\n
imposte recuperate.
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo a tal proposito ha intra-
\n
preso due contenziosi attivi terminati a suo favore e
\n
relativi, rispettivamente, al periodo da dicembre 2003
\n
a dicembre 2014 e da gennaio 2015 in avanti. In rife-
\n
rimento al secondo giudizio, la Federal Union ha de-
\n
positato un\u2019azione di rescissione avverso la societ\u00e0,
\n
contestando il fatto che parte del periodo in questione
\n
(antecedente a marzo 2017) sarebbe negativamente
\n
impattata dalla sentenza di maggio 2021 della STF so-
\n
pra citata.
\n
A maggio 2022 la societ\u00e0 ha impugnato tale azione
\n
sostenendo la correttezza del proprio operato nei
\n
diversi gradi di giudizio. Nel corso del 2023, a segui-
\n
to di esito sfavorevole in secondo grado giudiziale,
\n
la societ\u00e0, con un nuovo appello, ha fatto richiesta di
\n
chiarimento sulla decisione. Nel 2024 la causa \u00e8 stata
\n
sospesa in attesa del giudizio sulla questione da parte
\n
della Suprema Corte.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 203 milioni di euro.
\n
IRPJ/CSLL \u2013 Eletropaulo
\n
Il 5 ottobre 2021, Eletropaulo ha ricevuto un avviso di
\n
accertamento, emesso dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Brasilia-
\n
na, con il quale viene contestata la deducibilit\u00e0, ai fini
\n
delle imposte sul reddito (Imposto sobre a Renda das
\n
Pessoas Jur\u00eddicas\u00a0- IRPJ e Contribui\u00e7\u00e3o Social sobre o
\n
Lucro L\u00edquido\u00a0- CSLL), dell\u2019ammortamento fiscale sugli
\n
extra valori generati da operazioni straordinarie, realiz-
\n
zate prima dell\u2019acquisizione della societ\u00e0 da parte del
\n
Gruppo Enel. In particolare, il periodo oggetto di con-
\n
testazione va dal 2017 al 2019.
\n
La societ\u00e0, a seguito di una decisione sfavorevole in
\n
primo grado amministrativo, ha presentato ricorso in
\n
secondo grado, chiedendone l\u2019annullamento per errori
\n
nel procedimento. Attualmente il contenzioso \u00e8 in atte-
\n
sa di un nuovo processo in primo grado amministrativo.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 143 milioni di euro.
\n
PIS \u2013 Eletropaulo
\n
Nel luglio del 2000, Eletropaulo ha instaurato un con-
\n
tenzioso per il riconoscimento di un credito PIS\u00a0(Pro-
\n
grama Integra\u00e7\u00e3o Social) derivante da somme versate
\n
in applicazione di norme (Decreti Legge n. 2.445/1988
\n
e n. 2.449/1988) successivamente dichiarate incosti-
\n
tuzionali dal Supremo Tribunal Federal (STF). Nel mag-
\n
gio del 2012, \u00e8 stata emessa dal Superior Tribunal de
\n
Justi\u00e7a (STJ) la sentenza finale favorevole alla societ\u00e0
\n
che ha riconosciuto il diritto al credito.
\n
Nel 2002, prima dell\u2019emissione della citata sentenza
\n
finale favorevole, la societ\u00e0 ha compensato il credito
\n
con altri tributi federali. Tale comportamento \u00e8 stato
\n
contestato dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ma la societ\u00e0,
\n
sostenendo la correttezza del proprio operato, ha im-
\n
pugnato in tribunale gli atti emessi dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale
\n
Federale. A seguito della sconfitta in primo grado, la
\n
societ\u00e0 ha presentato appello in secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 115 milioni di euro.
\n
ICMS - Ampla, Coelce ed Eletropaulo
\n
Gli Stati di Rio de Janeiro, di Cear\u00e1 e di San Paolo han-
\n
no notificato diversi atti impositivi, rispettivamente
\n
alla societ\u00e0 Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (per i perio-
\n
di 1996-1999 e 2007-2017), alla societ\u00e0 Companhia
\n
Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (per i periodi 2003, 2004,
\n
2006-2012, 2015, 2016 e 2018) e alla societ\u00e0 Eletro-
\n
paulo (per il periodo 2008-2021), contestando la de-
\n
trazione dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mer-
\n
cadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni
\n
e servizi) relativa all\u2019acquisto di alcune immobilizzazio-
\n
ni. Le societ\u00e0 hanno impugnato gli atti difendendo la
\n
\n\n
corretta detrazione dell\u2019imposta e sostenendo che i
\n
beni, la cui acquisizione ha generato l\u2019ICMS, sono de-
\n
stinati all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di energia elettrica.
\n
Le societ\u00e0 continuano a difendere il proprio operato
\n
nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 89 milioni di euro.
\n
PIS/COFINS \u2013 Enel Green Power Cachoeira
\n
Dourada SA
\n
Nel mese di marzo 2024, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha
\n
emesso un avviso di accertamento, per il periodo 2020,
\n
nei confronti di Enel Green Power Cachoeira Dourada
\n
SA relativamente ai tributi PIS e COFINS. Nel dettaglio,
\n
la societ\u00e0 ha compensato i crediti PIS e COFINS deri-
\n
vanti dall\u2019acquisto di energia importata dall\u2019Argentina
\n
con analoghi debiti derivanti dalla vendita di energia
\n
sul mercato.
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Fiscale sostiene che tale compensazione \u00e8
\n
avvenuta in modo improprio, poich\u00e9 il credito da com-
\n
pensare \u00e8 quello risultante dalla dichiarazione di im-
\n
portazione.
\n
Per i beni fisici tale dichiarazione di importazione \u00e8
\n
concomitante con lo sdoganamento e l\u2019entrata della
\n
merce nel Paese, mentre per l\u2019elettricit\u00e0 si effettua cir-
\n
ca due mesi dopo la ricezione della fattura e la regi-
\n
strazione contabile dell\u2019acquisto.
\n
Tuttavia, la norma non contempla una specifica ecce-
\n
zione per gli acquisti di energia e la societ\u00e0 ha provve-
\n
duto a compensare il credito nel primo mese di paga-
\n
mento di PIS e COFINS (dovuti sui ricavi della vendita).
\n
La societ\u00e0 ha impugnato l\u2019avviso di accertamento so-
\n
stenendo la regolarit\u00e0 delle compensazioni attuate.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 71 milioni di euro.
\n
Withholding Tax - Endesa Brasil
\n
Il 4 novembre 2014, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha
\n
emesso un avviso di accertamento verso Endesa Bra-
\n
sil SA (attuale Enel Brasil SA) contestando la mancata
\n
applicazione di ritenute su dividendi, riqualificati come
\n
pagamento di reddito a soggetti non residenti.
\n
In particolare, nel 2009, Endesa Brasil, per effetto del-
\n
la prima applicazione degli IFRS-IAS, ha effettuato lo
\n
storno di un goodwill imputandone gli effetti a patri-
\n
monio netto, sulla base di quanto previsto dalla corret-
\n
ta applicazione dei princ\u00edpi contabili adottati. Vicever-
\n
sa, l\u2019Amministrazione Finanziaria brasiliana ha ritenuto
\n
\u2013 nel corso di una verifica fiscale \u2013 che la scelta conta-
\n
bile adottata dalla societ\u00e0 non fosse corretta e che gli
\n
effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a Conto
\n
economico; per effetto di ci\u00f2, il corrispondente valore
\n
(circa 202 milioni di euro) \u00e8 stato riqualificato quale pa-
\n
gamento di reddito a soggetti non residenti e, pertan-
\n
to, soggetto a una withholding tax del 15%.
\n
A tal riguardo, si annota che l\u2019impostazione contabile
\n
adottata dalla societ\u00e0 era stata confermata dall\u2019Audi-
\n
tor esterno e altres\u00ec da una specifica legal opinion, ri-
\n
lasciata da uno Studio locale.
\n
A seguito degli esiti sfavorevoli nei gradi di giudizio
\n
amministrativo, la societ\u00e0 continua a difendere in via
\n
giudiziale il proprio operato e la correttezza del tratta-
\n
mento contabile adottato.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 68 milioni di euro.
\n
ICMS \u2013 Coelce
\n
Lo Stato del Cear\u00e1 ha emesso negli anni diversi avvisi
\n
di accertamento (per il periodo 2015-2019) alla societ\u00e0
\n
Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA, cos\u00ec come a tutti
\n
gli altri distributori di energia in Brasile, esigendo l\u2019I-
\n
CMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Ser-
\n
vi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni e servizi) sui
\n
sussidi corrisposti dal Governo Federale a fronte degli
\n
sconti regolamentari riconosciuti a determinati con-
\n
sumatori.
\n
La societ\u00e0 ha impugnato i singoli atti difendendo la
\n
propria posizione nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore delle cause al 31 dicembre 2024 \u00e8 di circa 89
\n
milioni di euro.
\n
PIS/COFINS \u2013 Eletropaulo
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale, a partire da giugno 2017, ha
\n
notificato diversi avvisi di accertamento a Eletropaulo
\n
(per il periodo 2013-2018) contestando alcune com-
\n
pensazioni di crediti d\u2019imposta con i contributi socia-
\n
li (PIS e COFINS) e chiedendo quindi il pagamento di
\n
questi ultimi.
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Fiscale sostiene che la societ\u00e0 ha dichiara-
\n
to crediti PIS e COFINS a fronte dell\u2019acquisto di beni e
\n
servizi che non possono essere considerati fiscalmen-
\n
te rilevanti poich\u00e9 non essenziali per la distribuzione
\n
di energia. Inoltre, si contesta la determinazione del
\n
credito d\u2019imposta connesso a perdite non tecniche
\n
dell\u2019energia acquistata.
\n
La societ\u00e0 ha prontamente difeso la correttezza dei
\n
propri calcoli e sostenuto la regolarit\u00e0 delle compen-
\n
sazioni attuate nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore delle cause al 31 dicembre 2024 \u00e8 di circa 49
\n
milioni di euro.
\n
ICMS (pro rata) \u2013 Coelce
\n
Lo Stato di Cear\u00e1 ha notificato nel tempo diversi atti
\n
impositivi alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1
\n
\n\n
SA (per il periodo 2005-2014), contestando la deter-
\n
minazione della quota detraibile dell\u2019ICMS (Imposto
\n
sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, impo-
\n
sta sulla circolazione di beni e servizi) e in particolare
\n
la modalit\u00e0 di calcolo del pro rata di detrazione con
\n
riferimento ai ricavi derivanti dall\u2019applicazione di una
\n
speciale tariffa prevista dal Governo brasiliano per la
\n
vendita di energia elettrica alle persone a basso red-
\n
dito (Baixa Renda).
\n
La societ\u00e0 ha impugnato i singoli atti difendendo la
\n
corretta detrazione dell\u2019imposta e sostenendo la rego-
\n
larit\u00e0 dei calcoli effettuati e difende il proprio operato
\n
nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 46 milioni di euro.
\n
PIS \u2013 Eletropaulo
\n
Nel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo
\n
brasiliano ha disposto un incremento dell\u2019aliquota
\n
dell\u2019imposta federale PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o Social)\u00a0
\n
da 0,50% a 0,65% attraverso l\u2019emanazione di un prov-
\n
vedimento provvisorio (Executive Provisional Order).
\n
Successivamente, il suddetto provvedimento provvi-
\n
sorio \u00e8 stato reiterato per cinque volte prima della sua
\n
definitiva conversione in legge avvenuta nel 1998. Se-
\n
condo la normativa brasiliana, l\u2019aumento dell\u2019aliquota
\n
fiscale (o l\u2019istituzione di un nuovo tributo) pu\u00f2 essere
\n
disposto solo in forza di legge ed \u00e8 efficace una volta
\n
decorsi 90 giorni dalla sua pubblicazione.
\n
Pertanto, Eletropaulo ha instaurato un contenzioso
\n
argomentando che l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale
\n
sarebbe stato efficace solo dopo 90 giorni dall\u2019ul-
\n
timo ordine provvisorio sostenendo, quindi, che si-
\n
ano da considerarsi nulli gli effetti dei primi quattro\u00a0
\n
provvedimenti provvisori (in quanto mai convertiti in
\n
legge). Tale contenzioso si \u00e8 concluso nell\u2019aprile del
\n
2008 riconoscendo la validit\u00e0 dell\u2019incremento dell\u2019a-
\n
liquota del PIS a partire dal primo provvedimento
\n
provvisorio.
\n
Nel maggio 2008, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha inten-
\n
tato una causa nei confronti della societ\u00e0 Eletropaulo
\n
per richiedere il versamento delle maggiori imposte
\n
corrispondenti all\u2019incremento di aliquota per il periodo
\n
marzo 1996 - dicembre 1998. Al riguardo, Eletropaulo
\n
si \u00e8 opposta a tale richiesta, nei diversi gradi di giu-
\n
dizio, sollevando l\u2019intervenuta prescrizione dei tempi
\n
per l\u2019emissione dell\u2019avviso di accertamento. In partico-
\n
lare, essendo trascorsi pi\u00f9 di cinque anni dal verificarsi
\n
del presupposto impositivo (dicembre 1995, data del
\n
primo provvedimento provvisorio) senza l\u2019emissione
\n
di alcun atto formale, si contesta all\u2019Autorit\u00e0 Fiscale la
\n
prescrizione del diritto di richiedere il versamento del-
\n
le maggiori imposte nonch\u00e9 la possibilit\u00e0 di instaurare
\n
qualsiasi azione legale in tal senso.
\n
Nel 2017, a seguito delle decisioni sfavorevoli pronun-
\n
ciate nei precedenti gradi di giudizio, Eletropaulo ha
\n
presentato appello \u2013 per vedere riconosciuti i propri
\n
diritti e per difendere il proprio operato \u2013 presso il Su-
\n
perior Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) e il Supremo Tribunal
\n
Federal (STF). I suddetti giudizi sono tuttora pendenti
\n
mentre gli importi oggetto di contestazione sono stati
\n
oggetto di copertura mediante garanzia bancaria.
\n
Con riferimento alla richiesta dell\u2019Ufficio del Procura-
\n
tore Generale del Dipartimento del Tesoro Naziona-
\n
le brasiliano di sostituire la garanzia bancaria con un
\n
deposito giudiziario, il tribunale giudiziario di secon-
\n
do grado ha accolto tale istanza. Pertanto, la societ\u00e0
\n
ha sostituito la garanzia bancaria con un deposito in
\n
contanti e ha presentato una mozione di chiarimen-
\n
to contro la relativa decisione, attualmente in attesa di
\n
giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 42 milioni di euro.
\n
FINSOCIAL \u2013 Eletropaulo
\n
A seguito di una sentenza definitiva, emessa dalla Corte
\n
Regionale Federale l\u201911 settembre 2011, la societ\u00e0 Eletro-
\n
paulo ha visto riconosciuto il diritto alla compensazione
\n
di alcuni crediti FINSOCIAL (contributo sociale), relativi a
\n
somme versate da settembre 1989 a marzo 1992.
\n
Nonostante lo scadere dei relativi termini di prescri-
\n
zione (statute of limitations), l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale
\n
ha contestato la determinazione di alcuni crediti e ha
\n
rigettato le corrispondenti compensazioni, emetten-
\n
do alcuni atti impositivi che la societ\u00e0 ha prontamente
\n
impugnato in via amministrativa, difendendo la corret-
\n
tezza dei propri calcoli e sostenendo la regolarit\u00e0 del
\n
proprio operato.
\n
Dopo una sentenza sfavorevole in primo grado, la so-
\n
ciet\u00e0 ha presentato appello dinanzi al tribunale ammi-
\n
nistrativo in secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2024
\n
\u00e8 di circa 42 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Spagna
\n
Imposte sui redditi \u2013 Enel Iberia, Endesa
\n
e controllate
\n
Nel 2018, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una ve-
\n
rifica generale che ha interessato le societ\u00e0 del Gruppo
\n
facenti parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale veri-
\n
fica, avviata nel 2016, ha interessato l\u2019imposta sui redditi\u00a0
\n
delle societ\u00e0, l\u2019imposta sul valore aggiunto e le ritenute
\n
\n\n
(principalmente relativamente agli anni dal 2011 al 2014).
\n
Con riferimento alle principali contestazioni, le societ\u00e0
\n
interessate hanno impugnato i relativi atti in primo
\n
grado amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Adminis-
\n
trativo Central - TEAC), difendendo la correttezza del
\n
proprio operato.
\n
Il 4 aprile 2022, il TEAC ha respinto il ricorso e le so-
\n
ciet\u00e0 continuano a difendere il proprio operato in sede
\n
giudiziale (Audiencia Nacional).
\n
In relazione alle contestazioni in materia di imposta sui
\n
redditi delle societ\u00e0, il contenzioso valutato con esito
\n
possibile ammonta a circa 135 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2024:
\n
i) Enel Iberia difende la correttezza del criterio adot-
\n
tato per la determinazione della deducibilit\u00e0 di mi-
\n
nusvalenze derivanti da vendite azionarie (circa 88
\n
milioni di euro) e di alcuni oneri finanziari (circa 15
\n
milioni di euro);
\n
ii) Endesa e le sue controllate, principalmente difen-
\n
dono la correttezza del criterio adottato per la de-
\n
ducibilit\u00e0 di alcuni oneri finanziari (circa 26 milioni
\n
di euro) e di costi per lo smantellamento di centrali
\n
nucleari (circa 6 milioni di euro).
\n
Nel 2021, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una
\n
nuova verifica generale relativamente agli anni dal
\n
2015 al 2018.
\n
Il 3 ottobre 2024, il TEAC ha respinto il ricorso e le so-
\n
ciet\u00e0 continuano a difendere il proprio operato in sede
\n
giudiziale (Audiencia Nacional). In relazione alla prin-
\n
cipale contestazione in materia di imposta sui redditi
\n
delle societ\u00e0, riferibile alla deducibilit\u00e0 di alcuni oneri
\n
finanziari, il contenzioso valutato con esito possibile
\n
ammonta a circa 229 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2024 (Enel Iberia 216 milioni di euro; Endesa SA 13 mi-
\n
lioni di euro).
\n
Imposte sui redditi \u2013 Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
Il 7 giugno 2017, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha emes-
\n
so un avviso di accertamento verso Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU, contestando il regime di neutralit\u00e0 fiscale
\n
applicato alla fusione di Enel Uni\u00f3n Fenosa Renovables
\n
SA (EUFER) in Enel Green Power Espa\u00f1a SLU avvenuta
\n
nel 2011. Tale rilevo si fonda sulla presunta assenza di
\n
valide ragioni economiche a supporto dell\u2019operazione.
\n
Il 6 luglio 2017, la societ\u00e0 ha impugnato l\u2019atto in primo
\n
grado amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Adminis-
\n
trativo Central - TEAC), difendendo la correttezza del
\n
trattamento fiscale applicato alla fusione. Al riguardo,
\n
la societ\u00e0 ha fornito il supporto documentale attestan-
\n
te le sinergie conseguite per effetto della fusione al
\n
fine di dimostrare l\u2019esistenza delle valide motivazioni
\n
economiche a supporto della stessa. Il 10 dicembre
\n
2019, il TEAC ha respinto il ricorso e la societ\u00e0 conti-
\n
nua a difendere il proprio operato in sede giudiziale
\n
(Audiencia Nacional).
\n
Il valore complessivo della passivit\u00e0 al 31 dicembre
\n
2024 \u00e8 quantificabile in circa 33 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Italia
\n
ICI, IMU, TASI \u2013 Enel Produzione, Enel Green
\n
Power Italia
\n
Il contenzioso tributario in materia catastale si \u00e8 svilup-
\n
pato a partire dal 1998. In una prima fase ha riguardato
\n
l\u2019inclusione o meno dei macchinari (c.d. \u201cimbullonati\u201d)
\n
ai fini della determinazione della rendita catastale alla
\n
base del tributo sulle centrali di produzione. A parti-
\n
re dal 2016, con l\u2019approvazione della legge di stabilit\u00e0
\n
n. 208/2015, \u00e8 stata sancita l\u2019esclusione dalla rendita
\n
dei macchinari. Le societ\u00e0 hanno quindi presentato gli
\n
accatastamenti di tutto il parco impianti per adeguar-
\n
si alle nuove disposizioni e proseguono a difendere il
\n
proprio operato nei diversi gradi di giudizio, anche per
\n
le componenti diverse dagli impianti. Per il contenzio-
\n
so, la cui soccombenza \u00e8 valutata probabile, \u00e8 presen-
\n
te un accantonamento nel fondo oneri su imposte e
\n
tasse periodicamente aggiornato.
\n
Il valore del contenzioso valutato con esito possibile al
\n
31 dicembre 2024 \u00e8 di circa 51 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfContingentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1107": { "value": "\n
56. Programmi ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate da norme
\n
regolatorie ambientali nazionali o sovranazionali che
\n
hanno l\u2019obiettivo di sviluppare l\u2019uso di meccanismi di
\n
protezione ambientale in conformit\u00e0 con le politiche
\n
ambientali dell\u2019Unione Europea e con gli accordi inter-
\n
nazionali globali.
\n

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

\n
56.1 Termini e natura dei programmi ambientali
\n
I principali programmi ambientali che interessano le societ\u00e0 del Gruppo sono riepilogati nella seguente tabella.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
ProgrammaDescrizione delle misureNatura delle misure
EU ETS140Il Sistema, applicato a tutti i Paesi UE, fissa un tetto massimo Sistema \u201ccap and trade\u201d obbligatorio per
annuale alle emissioni, che diminuisce progressivamente al fine di legge.
ridurre le emissioni totali in Europa.Nel Gruppo, le quote di CO2 sono
Nella sua fase 4 (2021-2030), il Sistema \u00e8 diventato pi\u00f9 rigoroso, applicabili alle societ\u00e0 di produzione di
quale parte del contributo dell\u2019UE all\u2019Accordo di Parigi sul clima.energia termoelettrica operanti in Italia
Al tetto annuale corrisponde uno specifico numero di quote e Spagna. Nei Paesi in cui il Gruppo \u00e8
(per ciascun impianto industriale autorizzato), che vengono impegnato in attivit\u00e0 di generazione
assegnate, tramite partecipazione ad aste o a titolo gratuito, termoelettrica, la normativa europea
dall\u2019autorit\u00e0 locale competente, e che sono liberamente trasferibili prevede che le quote vengano assegnate
e scambiabili tra operatori.tramite asta e non siano concesse a
I soggetti obbligati cedono per ciascun periodo di riferimento le titolo gratuito.
quote equivalenti alle loro emissioni inquinanti.
Certificati di efficienza Il programma ha l\u2019obiettivo di ridurre il consumo di energia da parte Obbligatorio per legge.
energeticadegli utenti finali attraverso interventi sviluppati in applicazione delle Attualmente il Gruppo detiene titoli
Direttive dell\u2019Unione Europea e delle leggi nazionali.di efficienza energetica in Italia e
I titoli negoziabili sono emessi, su un arco temporale pluriennale, Spagna dove i soggetti obbligati
dalle autorit\u00e0 nazionali competenti alle imprese che realizzano sono, rispettivamente, le societ\u00e0 di
direttamente o indirettamente interventi/progetti per il distribuzione e di vendita di elettricit\u00e0.
miglioramento dell\u2019efficienza energetica.
Al termine del periodo, le imprese obbligate sono tenute a presentare
certificati corrispondenti ai risparmi energetici obbligatori.
Garanzie di origine Questo sistema europeo ha l\u2019obiettivo di incentivare l\u2019uso di Il meccanismo interessa attualmente le
(GO)energia prodotta da fonti rinnovabili.societ\u00e0 di vendita italiane e spagnole
La certificazione \u00e8 riconosciuta dalle autorit\u00e0 nazionali del Gruppo che hanno l\u2019obbligo di
competenti a impianti di generazione rinnovabile qualificati, che approvvigionarsi di un certo volume di
soddisfano specifici requisiti. I titoli sono negoziabili e scambiati, GO a seconda del livello di vendite ai
anche separatamente dall\u2019energia elettrica cui si riferiscono, clienti.
durante il loro periodo di validit\u00e0 fino a quando non vengono
annullati dall\u2019emittente su richiesta dell\u2019utilizzatore dei certificati.
Certificati di Energia Questi certificati sono assegnati alle societ\u00e0 di generazione Meccanismo volontario che attualmente
Rinnovabile (RECs)energetica in Paesi fuori dall\u2019Europa per certificare la provenienza impatta su alcune societ\u00e0 del Gruppo in
da fonti rinnovabili dell\u2019elettricit\u00e0 consumata. Nord America e America Latina.
Il funzionamento del sistema \u00e8 analogo a quello delle garanzie di
origine europee.
\n\n\n\n
\n\n
56.2 Policy contabili
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti
\n
da tali obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddet-
\n
to \u201cnet liability approach\u201d.
\n
Nell\u2019ambito di tale trattamento contabile:
\n
\u2022 i certificati ambientali eventualmente ricevuti gra-
\n
tuitamente e quelli autoprodotti nell\u2019ambito dello
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale, destinati all\u2019a-
\n
dempimento della compliance, sono rilevati al valore
\n
nominale (valore nullo);
\n
\u2022 gli oneri sostenuti per acquistare sul mercato
\n
(o comunque ottenere a titolo oneroso) ulteriori
\n
certificati necessari per adempiere all\u2019obbligo del
\n
periodo di riferimento sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi operativi\u201d, in
\n
quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d conse-
\n
guenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo;
\n
\u2022 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),
\n
si rileva un accantonamento nell\u2019ambito dei \u201cFondi
\n
per rischi e oneri\u201d, per competenza. Al contrario, alla
\n
data di riferimento del bilancio, l\u2019eventuale \u201csurplus\u201d
\n
di certificati acquistati \u00e8 rilevato nelle \u201cRimanenze\u201d
\n
in accordo con i princ\u00edpi generali di cui alla nota 2.2
\n
\u201cPrinc\u00edpi contabili rilevanti\u201d.
\n
Alcune tipologie di certificati ambientali maturano in
\n
proporzione:
\n
\u2022 all\u2019energia prodotta da impianti che utilizzano ri-
\n
sorse rinnovabili (per esempio, garanzie di origine e
\n
certificati di energia rinnovabile);
\n
140. European Emissions Trading System, Sistema europeo di scambio di quote di emissione.
\n

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

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

\n\n
\u2022 ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ottenu-
\n
to la certificazione dalla competente autorit\u00e0 (certi-
\n
ficati di efficienza energetica).
\n
In questi casi, il diritto di ottenere tali certificati pu\u00f2
\n
essere assimilato a un contributo pubblico non mo-
\n
netario in conto esercizio e, come tale, il Gruppo lo
\n
rileva al fair value nell\u2019ambito delle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti/correnti\u201d di natura non finanziaria. Quando
\n
i certificati sono accreditati sul conto propriet\u00e0, il
\n
relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre attivit\u00e0 alle
\n
\u201cRimanenze\u201d.
\n
Il corrispondente provento \u00e8 rilevato nell\u2019ambito degli
\n
\u201cAltri proventi\u201d di natura operativa.
\n
Per le societ\u00e0 del Gruppo che svolgono attivit\u00e0 di tra-
\n
ding, i certificati ambientali rappresentano beni merce,
\n
scambiati nell\u2019ambito della loro normale attivit\u00e0 di bu-
\n
siness e, come tali, i certificati acquistati sono rilevati
\n
nell\u2019ambito dei \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati
\n
nell\u2019ambito dei \u201cRicavi\u201d, con conseguente decremento
\n
delle relative rimanenze.
\n
I contratti di acquisto o vendita di certificati ambientali
\n
regolati a data futura (per esempio, contratti a termi-
\n
ne ecc.) che rispettano la definizione di derivato sono
\n
rilevati e misurati applicando l\u2019\u201cown use exemption\u201d, il
\n
criterio del fair value rilevato a Conto economico, o le
\n
regole dell\u2019hedge accounting in base alle specifiche
\n
circostanze. Per maggiori dettagli, si rimanda alla nota
\n
49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n
56.3 Impatti economico-patrimoniali
\n
Oneri per certificati ambientali
\n
La tabella di seguito riportata evidenzia gli oneri di
\n
sistema, rilevati dalle societ\u00e0 del Gruppo obbligate,
\n
riferiti ai certificati ambientali necessari per l\u2019adempi-
\n
mento degli obblighi dell\u2019esercizio in base a normative
\n
nazionali e sovranazionali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Oneri per certificati ambientali
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti1.1272.038(911)-44,7%
Oneri di sistema - Certificati di efficienza energetica210244(34)-13,9%
Oneri di sistema - Garanzie di origine112321(209)-65,1%
Totale1.4492.603(1.154)-44,3%
\n\n\n\n
\n
I minori oneri per certificati ambientali, rispetto all\u2019e-
\n
sercizio precedente, sono dovuti principalmente:
\n
\u2022 alla riduzione degli oneri per quote di emissioni in-
\n
quinanti in Enel Produzione (per 713 milioni di euro)
\n
e nel Gruppo Endesa (per 198 milioni di euro), ricon-
\n
ducibile soprattutto alle minori emissioni registrate
\n
nel periodo a seguito della diminuzione della quan-
\n
tit\u00e0 di energia prodotta da fonti fossili;
\n
\u2022 al decremento degli oneri per le garanzie di origine
\n
in Enel Energia (per 90 milioni di euro) e nel Gruppo
\n
Endesa (per 118 milioni di euro), riconducibile all\u2019in-
\n
cremento della quantit\u00e0 di energia verde venduta
\n
ai clienti e alla riduzione del prezzo medio di tali
\n
certificati;
\n
\u2022 ai minori oneri per certificati di efficienza ener-
\n
getica in e-distribuzione (per 40 milioni di euro)
\n
derivante, prevalentemente, dalla riduzione del
\n
volume di certificati acquistati e dei prezzi medi
\n
di acquisto.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le quantit\u00e0 di
\n
certificati ambientali utilizzati dalle societ\u00e0 del Gruppo
\n
soggette all\u2019adempimento degli obblighi in base a nor-
\n
mative nazionali e sovranazionali.
\n

\n\n\n\n\n\n
600
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023al 31.12.2024al 31.12.2023
Quote di emissioni inquinantiGaranzie di origineCertificati di efficienza energetica
(migliaia di tonnellate)(GWh)(TEP)
Saldo di apertura 31.23734.49419.23320.565477.8354 16.174
al 1\u00b0 gennaio
Certificati --34.46824.84545.731-
autoprodotti
Acquisto di certificati10.02434.69929.53428.362843.435925.187
Vendita di certificati(1.150)(2.500)-(1.464)--
Certificati consegnati (25.574)(35.456)(60.427)(53.075)(820.264)(863.526)
per l\u2019adempimento
dell\u2019obbligo(1)
Saldo di chiusura 14.53731.23722.80819.233546.737477.835
al 31 dicembre
\n\n\n\n
\n
(1) Per i certificati consegnati nel 2024 e 2023:
\n
\u2022 le quote di emissioni inquinanti e le garanzie di origine sono riferite all\u2019adempimento degli esercizi precedenti, in linea con le tempistiche
\n
previste dalle normative di riferimento;
\n
\u2022 i certificati di efficienza energetica possono riguardare anche l\u2019adempimento dell\u2019esercizio corrente oltre che degli esercizi precedenti, in
\n
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 accol-
\n
gono gli oneri relativi ai certificati mancanti per l\u2019a-
\n
dempimento degli obblighi dell\u2019esercizio, in base a
\n
normative nazionali e sovranazionali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Fondi rischi e oneri per certificati ambientali - quota corrente
Quote di emissioni inquinanti2333
Certificati di efficienza energetica73
Garanzie di origine170214
Totale200250
\n\n\n\n
\n
La riduzione dei fondi rischi e oneri (per 50 milioni di
\n
euro) \u00e8 dovuta principalmente alla riduzione del fondo
\n
per quote di emissioni inquinanti e per garanzie di ori-
\n
gine. In particolare:
\n
\u2022 il fondo per quote di emissioni inquinanti accoglie
\n
esclusivamente gli oneri del Gruppo Endesa;
\n
\u2022 il fondo per garanzie di origine si riferisce a Enel
\n
Energia per 164 milioni di euro (174 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2023) e al Gruppo Endesa per 6 milioni
\n
di euro (40 milioni di euro al 31 dicembre 2023).
\n
La movimentazione dei fondi per rischi e oneri per
\n
certificati ambientali nell\u2019esercizio 2024 \u00e8 di seguito
\n
dettagliata.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Altri
AccantonamentiUtilizziRilascimovimenti
Milioni di euroal 31.12.2023al 31.12.2024
Fondi rischi e oneri per certificati
ambientali - quota corrente
Quote di emissioni inquinanti3321(32)-123
Certificati di efficienza energetica34---7
Garanzie di origine214197(150)(86)(5)170
Totale250222(182)(86)(4)200
\n\n\n\n
\n

\n\n\n\n\n\n
Proventi per contributi pubblici per certificati
\n
ambientali
\n
I contributi pubblici non monetari per certificati am-
\n
bientali maturati nell\u2019anno e riconosciuti dalle com-
\n
petenti autorit\u00e0 si riferiscono principalmente alle ga-
\n
ranzie di origine maturate in proporzione all\u2019energia
\n
elettrica prodotta da impianti a fonte rinnovabile.
\n
I contributi pubblici monetari per certificati di effi-
\n
cienza energetica sono riconosciuti dalla Cassa per
\n
i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) a e-distribu-
\n
zione per i certificati di efficienza energetica acqui-
\n
stati nell\u2019anno.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro202420232024-2023
Contributi per certificati ambientali
Contributi non monetari - Garanzie di origine97111(14)-12,6%
Contributi non monetari - Altri certificati ambientali34(1)-25,0%
Totale contributi non monetari per certificati ambientali100115(15)-13,0%
Contributi monetari - Certificati di efficienza energetica194231(37)-16,0%
TOTALE294346(52)-15,0%
\n\n\n
\n
La riduzione dei proventi per contributi per certificati
\n
ambientali, rispetto all\u2019esercizio precedente, \u00e8 riferita
\n
principalmente:
\n
\u2022 alla riduzione dei contributi non monetari per garan-
\n
zie di origine, dovuta essenzialmente alla riduzione del
\n
prezzo medio di tali certificati in Spagna (per 57 milioni
\n
di euro); tale effetto \u00e8 stato parzialmente compensato
\n
da un incremento di contributi in Italia (per 42 milioni
\n
di euro) prevalentemente per l\u2019incremento della quan-
\n
tit\u00e0 di energia prodotta da fonte rinnovabile;
\n
\u2022 al decremento dei contributi per certificati moneta-
\n
ri di efficienza energetica (per 37 milioni di euro) in
\n
e-distribuzione, dovuto essenzialmente alla riduzio-
\n
ne dei volumi di certificati acquistati rispetto all\u2019eser-
\n
cizio precedente, oltre che a una leggera flessione
\n
del contributo tariffario.
\n
Contributi non monetari da ricevere
\n
per certificati ambientali
\n
La seguente tabella riporta le attivit\u00e0 relative ai contri-
\n
buti per i certificati ambientali maturati alla fine del-
\n
l\u2019esercizio, ma non ancora accreditati dalle autorit\u00e0
\n
competenti alle societ\u00e0 del Gruppo che li hanno pro-
\n
dotti; tali attivit\u00e0 sono rilevati nell\u2019ambito della voce \u201cAl-
\n
tre attivit\u00e0 correnti\u201d e si riferiscono principalmente alle
\n
garanzie di origine.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euroal 31.12.2024al 31.12.2023
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali
Garanzie di origine923
Altri certificati11
Totale1024
\n\n\n
\n
La riduzione della voce, per 14 milioni di euro, \u00e8 dovuta
\n
al decremento dei contributi non monetari da ricevere
\n
per garanzie di origine registrato in Italia e Spagna.
\n
Altre voci
\n
Relativamente agli impatti dei certificati ambientali sul-
\n
le altre voci di Conto economico e Stato patrimoniale,
\n
si rimanda:
\n
\u2022 alla nota 9.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d
\n
per i ricavi di vendita di certificati ambientali;
\n
\u2022 alla nota 10.b \u201cServizi e altri materiali\u201d per gli acquisti
\n
di certificati ambientali non utilizzati per l\u2019adempi-
\n
mento dell\u2019obbligo dell\u2019esercizio;
\n
\u2022 alla nota 31 \u201cRimanenze\u201d per le rimanenze di certifi-
\n
cati non utilizzati per l\u2019adempimento dell\u2019obbligo di
\n
compliance dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DiscolureOfEnvironmentalSchemesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag39": { "value": "\n57. Princ\u00edpi contabili di futura applicazione \nDi seguito l\u2019elenco dei princ\u00edpi e modifiche ai princ\u00edpi \ne interpretazioni la cui data di efficacia per il Gruppo \u00e8 \nsuccessiva al 31 dicembre 2024.\n\u2022 \u201cIFRS 18 \u2013 Presentation and Disclosure in Financial \nStatements\u201d, emesso ad aprile 2024. Il nuovo prin-\ncipio, riguardante la presentazione e l\u2019informativa in \nbilancio, sostituir\u00e0 lo \u201cIAS 1 - Presentation of Finan-\ncial Statements\u201d, introducendo nuovi requisiti al fine \ndi fornire agli user informazioni pi\u00f9 rilevanti e tra-\nsparenti, focalizzandosi sugli aggiornamenti relativi \nal Conto economico. Nel dettaglio, i concetti chiave \nintrodotti dall\u2019IFRS 18 sono relativi:\n\u2022 alla struttura del Conto economico, richiedendo \nnuovi e specifici subtotali;\n\u2022 al requisito di determinare il raggruppamento pi\u00f9 \nfunzionale alla presentazione delle spese di Conto \neconomico;\n\u2022 alla presentazione in un\u2019unica nota all\u2019interno del \nbilancio dell\u2019informativa relativa alle misure di per-\nformance definite dal management, corrispondenti \na subtotali di ricavi e costi utilizzati nelle comunica-\nzioni pubbliche riportate al di fuori del bilancio; e\n\u2022 al miglioramento dei princ\u00edpi di aggregazione e \ndisaggregazione delle informazioni.\nIl principio dovr\u00e0 essere applicato, previa omologa-\nzione, retrospettivamente, a partire dagli esercizi che \nhanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2027 o successivamente. \u00c8 \nconsentita l\u2019applicazione anticipata. \n\u2022 \u201cIFRS 19 \u2013 Subsidiaries without Public Accountabi-\nlity: Disclosures\u201d, emesso a maggio 2024. Il nuovo \nprincipio, di applicazione volontaria, consente alle \nsociet\u00e0 controllate eligibili l\u2019applicazione di requisiti \ndi informativa ridotta. In particolare, una controllata \n\u00e8 eligibile se:\n\u2022 non ha una responsabilit\u00e0 pubblica; e\n\u2022 ha una capogruppo o una controllante intermedia \nche redige un bilancio consolidato per uso pubbli-\nco conforme agli IFRS. \nIl principio dovr\u00e0 essere applicato, previa omologa-\nzione, a partire dagli esercizi annuali che hanno ini-\nzio il 1\u00b0 gennaio 2027 o successivamente. \u00c8 consen-\ntita l\u2019applicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 10 and IAS 28 \u2013 Sale or Con-\ntribution of Assets between an Investor and its As-\nsociate or Joint Venture\u201d, emesso a settembre 2014. \nLe modifiche chiariscono il trattamento contabile di \nvendite o conferimenti di attivit\u00e0 tra un investitore e \nle sue collegate o joint venture. Le modifiche con-\nfermano che il trattamento contabile varia a secon-\nda che le attivit\u00e0 vendute o conferite a una societ\u00e0 \ncollegata o joint venture costituiscano un \u201cbusiness\u201d \n(come definito dall\u2019IFRS 3). Lo IASB ha rinviato inde-\nfinitamente la data di prima applicazione delle mo-\ndifiche in oggetto.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 21 \u2013 The Effects of Changes \nin Foreign Exchange Rates: Lack of Exchangeability\u201d, \nemesso ad agosto 2023. Le modifiche richiedono di \napplicare un approccio coerente nel valutare se una \nvaluta \u00e8 scambiabile con un\u2019altra e, quando non lo \n\u00e8, nel determinare il tasso di cambio da utilizzare e \nl\u2019informativa da fornire. Le modifiche sono applica-\nbili a partire dagli esercizi che avranno inizio dal 1\u00b0 \ngennaio 2025 o successivamente.\n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 9 and IFRS 7 - Amendments \nto the Classification and Measurement of Financial \nInstruments\u201d, emesso a maggio 2024. Le modifiche \nincludono nuovi requisiti finalizzati a:\n\u2022 chiarire la data di rilevazione ed eliminazione con-\ntabile di alcune attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie, con \nuna nuova eccezione prevista per alcune passivit\u00e0 \nfinanziarie regolate tramite un sistema elettronico \ndi trasferimento di denaro; \n\u2022 chiarire e aggiungere ulteriori indicazioni nel valu-\ntare se un\u2019attivit\u00e0 finanziaria soddisfa il criterio dei \nsolely payments of principal and interest (SPPI);\n\u2022 aggiungere nuova informativa per alcuni strumenti \ncon termini contrattuali che possono modificare i \nflussi di cassa (per esempio, alcuni strumenti finan-\nziari con caratteristiche legate al raggiungimento \ndi obiettivi ambientali, sociali e di governance); e \n\u2022 aggiornare l\u2019informativa sugli strumenti di equi-\nty valutati al fair value rilevato negli Other Com-\nprehensive Income (FVOCI).\nLe modifiche dovranno essere applicate, previa omo-\nlogazione, a partire dagli esercizi annuali che avranno \ninizio dal 1\u00b0 gennaio 2026 o successivamente.\n\u2022 \u201cAnnual Improvements Volume 11\u201d, emesso a luglio \n2024. Il documento contiene modifiche formali e \nchiarimenti agli standard esistenti. Nel dettaglio, \nsono stati modificati i seguenti princ\u00edpi:\n\u2022 \u201cIAS 7 \u2013 Cost method\u201d; la modifica elimina il termi-\nne \u201cmetodo del costo\u201d, non pi\u00f9 definito nei prin-\nc\u00edpi contabili IFRS;\n\u2022 \u201cIFRS 9 \u2013 Lessee derecognition of lease liabilities\u201d; \nla modifica risolve una potenziale mancanza di \nchiarezza relativa al modo in cui un locatario conta-\nbilizza l\u2019eliminazione contabile di una passivit\u00e0 per \nleasing, chiarendo che qualsiasi utile o perdita ri-\nsultante deve essere rilevato a Conto economico;\n\u2022 \u201cIFRS 9 \u2013 Transaction price\u201d; la modifica rimuove il \n\n\nriferimento, nell\u2019Appendice A dell\u2019IFRS 9, alla defi-\nnizione di \u201cprezzo di transazione\u201d contenuta nell\u2019I-\nFRS 15, considerato che il termine \u00e8 utilizzato in \nparticolari paragrafi dell\u2019IFRS 9 con un significato \nnon necessariamente coerente con la definizione \ndi tale termine nell\u2019IFRS 15;\n\u2022 \u201cIFRS 7 \u2013 Gain or loss on derecognition\u201d; la modifi-\nca chiarisce una potenziale confusione derivante \nda un riferimento obsoleto a un paragrafo che \u00e8 \nstato eliminato dal principio in occasione dell\u2019e-\nmissione dell\u2019\u201cIFRS 13 \u2013 Fair Value Measurement\u201d;\n\u2022 \u201cIFRS 7 \u2013 Disclosure of deferred difference betwe-\nen fair value and transaction price\u201d; la modifica \nchiarisce un\u2019incoerenza tra il principio e le relative \nlinee guida applicative, emersa quando una mo-\ndifica, consequenziale all\u2019emissione dell\u2019IFRS 13, \u00e8 \nstata apportata al principio, ma non al corrispon-\ndente paragrafo delle linee guida implementative;\n\u2022 \u201cIFRS 7 \u2013 Introduction and credit risk disclosu-\nres\u201d; la modifica risolve una potenziale confusione \nchiarendo come applicare la pertinente guida ap-\nplicativa e semplificando alcune spiegazioni;\n\u2022 \u201cIFRS 10 \u2013 Determination of a \u2018de facto agent\u2019\u201d; la \nmodifica chiarisce come un investitore deve deter-\nminare se un altro soggetto agisce per suo conto;\n\u2022 \u201cIFRS 1 \u2013 Hedge accounting by a first-time adop-\nter\u201d; la modifica migliora la coerenza tra i requisiti \nper l\u2019hedge accounting previsti nell\u2019IFRS 9 e nell\u2019I-\nFRS 1.\nCiascuna delle modifiche sar\u00e0 applicabile, previa \nomologazione, a partire dagli esercizi annuali che \navranno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2026 o successiva-\nmente. L\u2019applicazione anticipata \u00e8 consentita. \n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 9 and IFRS 7 - Contracts Re-\nferencing Nature-dependent Electricity\u201d, emesso a \ndicembre 2024. Le modifiche mirano a una miglio-\nre rappresentazione degli effetti finanziari derivanti \nda alcuni contratti di acquisto o vendita di energia \nelettrica da fonti rinnovabili (per esempio, eolico e \nsolare). Tali contratti comportano l\u2019esposizione alla \nvariabilit\u00e0 della quantit\u00e0 sottostante di energia elet-\ntrica perch\u00e9 la fonte della sua generazione dipende \nda condizioni naturali incontrollabili (per esempio, le \ncondizioni meteorologiche), Sono inclusi nella tipo-\nlogia descritta sia alcuni contratti per l\u2019acquisto o la \nvendita di energia elettrica da fonti rinnovabili, spes-\nso strutturati come accordi a lunga scadenza (ov-\nvero, physical Power Purchase Agreements, PPA), sia \ngli strumenti finanziari che fanno riferimento a tale \ntipologia di elettricit\u00e0 (ovvero, Virtual Power Purcha-\nse Agreements, VPPA). \nLe modifiche sono le seguenti: \n\u2022 \u00e8 permessa l\u2019applicazione dell\u2019\u201cown use exception\u201d \nai physical PPA se la societ\u00e0 \u00e8 stata, e prevede di \nessere, un acquirente netto di energia elettrica \nper il periodo contrattuale (ovvero, gli acquisti di \nenergia elettrica rinnovabile compensano in misu-\nra sufficiente eventuali vendite di energia elettrica \ninutilizzata all\u2019interno dello stesso mercato);\n\u2022 \u00e8 consentita l\u2019applicazione dell\u2019hedge accounting \nai Virtual PPA (ovvero, contratti che non prevedono \nla consegna fisica di energia e il cui regolamento si \nbasa sulla differenza tra il prezzo di mercato dell\u2019e-\nnergia e il prezzo strike previsto nel contratto) o \nai PPA per cui non \u00e8 possibile applicare l\u2019own use \nexemption. In particolare, tali contratti possono \nessere utilizzati come strumenti di copertura di un \nimporto nominale variabile delle transazioni pre-\nviste di energia elettrica, allineato all\u2019importo va-\nriabile che si prevede sar\u00e0 fornito dall\u2019impianto di \ngenerazione al quale fa riferimento lo strumento \ndi copertura. Se i flussi di cassa dello strumento \ndi copertura sono condizionati al verificarsi di una \ntransazione prevista designata, si presume che la \nstessa sia altamente probabile;\n\u2022 sono stati introdotti ulteriori obblighi di informati-\nva finalizzati a chiarire gli effetti di tali contratti sui \nflussi di cassa e sulla performance finanziaria. Inol-\ntre, sono richieste specifiche informazioni in caso \ndi adozione dell\u2019own use exception.\nTali modifiche si applicano a partire dagli esercizi che \nhanno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2026 o successivamente. \n\u00c8 consentita l\u2019applicazione anticipata.\nIl Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dal-\nla futura applicazione delle nuove disposizioni.\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfNotAppliedNewStandardsOrInterpretations", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag803": { "value": "\n
58. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell\u2019esercizio
\n
Enel colloca prestiti obbligazionari ibridi
\n
perpetui per 2 miliardi di euro
\n
In data 7 gennaio 2025, Enel SpA ha lanciato sul mer-
\n
cato europeo prestiti obbligazionari non convertibi-
\n
li, subordinati, ibridi perpetui, denominati in euro e
\n
destinati a investitori istituzionali, per un ammontare
\n
complessivo pari a 2 miliardi di euro. L\u2019emissione \u00e8
\n
strutturata in due serie:
\n
\u2022 un prestito obbligazionario da 1.000 milioni di euro
\n
con cedola fissa annuale del 4,250% che verr\u00e0 cor-
\n
risposta fino alla prima reset date (esclusa) del 14
\n
aprile 2030;
\n
\u2022 un prestito obbligazionario da 1.000 milioni di euro
\n
con cedola fissa annuale del 4,5% che verr\u00e0 corri-
\n
sposta fino alla prima reset date (esclusa) del 14
\n
gennaio 2033.
\n
L\u2019emissione ha totalizzato ordini per un importo pari a
\n
circa 6,8 miliardi di euro; la risposta degli investitori ha
\n
consentito una cedola media pari a 4,375%.
\n
La joint venture Potentia Energy acquista
\n
un portafoglio da oltre 1 GW di rinnovabili
\n
in Australia
\n
In data 6 febbraio 2025, Potentia Energy, societ\u00e0
\n
che opera nelle energie rinnovabili e di cui Enel Gre-
\n
en Power detiene una quota di controllo congiunto,
\n
ha raggiunto un accordo con CVC DIF e Cbus Super
\n
per l\u2019acquisizione di partecipazioni di controllo in
\n
un portafoglio da oltre 1 GW di asset rinnovabili in
\n
Australia.
\n
La chiusura dell\u2019acquisizione \u00e8 soggetta a condizioni
\n
sospensive tipiche per questo tipo di transazioni, tra
\n
cui l\u2019approvazione da parte del Foreign Investment Re-
\n
view Board (FIRB) australiano.
\n
Enel lancia un Sustainability-Linked Bond
\n
da 2 miliardi di euro in tre tranche nel
\n
mercato Eurobond
\n
In data 17 febbraio 2025, Enel Finance International
\n
NV ha lanciato sul mercato Eurobond un Sustainabi-
\n
lity-Linked Bond rivolto agli investitori istituzionali per
\n
un totale di 2 miliardi di euro totalizzando ordini per un
\n
importo pari a circa 5 miliardi di euro.
\n
L\u2019emissione, che ha una durata media di circa sei anni,
\n
presenta una cedola media inferiore al 3% ed \u00e8 strut-
\n
turata nelle seguenti tre tranche:
\n
\u2022 750 milioni di euro a un tasso fisso del 2,625%, con
\n
data di regolamento fissata al 24 febbraio 2025, e
\n
scadenza 24 febbraio 2028;
\n
\u2022 750 milioni di euro a un tasso fisso del 3%, con data
\n
di regolamento fissata al 24 febbraio 2025, e sca-
\n
denza 24 febbraio 2031;
\n
\u2022 500 milioni di euro a un tasso fisso del 3,5%, con
\n
data di regolamento fissata al 24 febbraio 2025, e
\n
scadenza 24 febbraio 2036.
\n
Enel sottoscrive una linea di credito
\n
committed revolving da 12 miliardi
\n
di euro
\n
In data 19 febbraio 2025, Enel SpA e la controllata Enel
\n
Finance International NV (EFI) hanno sottoscritto una
\n
linea di credito committed revolving sustainability-lin-
\n
ked per un ammontare di 12 miliardi di euro e una du-
\n
rata di cinque anni.
\n
La linea di credito sostituisce la precedente linea
\n
che era stata firmata da Enel ed EFI nel marzo 2021
\n
e successivamente modificata, avente un importo
\n
complessivo di 13,5 miliardi di euro. Il costo della
\n
nuova linea di credito \u00e8 variabile in funzione del ra-
\n
ting assegnato pro tempore a Enel; sulla base del
\n
rating corrente, presenta uno spread di 40 bps so-
\n
pra l\u2019Euribor, per il quale \u00e8 previsto un floor a zero;
\n
inoltre, la commissione di mancato utilizzo \u00e8 pari al
\n
35% dello spread.
\n
La nuova linea di credito, che ha un costo inferiore
\n
rispetto alla precedente, pu\u00f2 essere utilizzata dalla
\n
stessa Enel e/o da EFI, in questo ultimo caso con ga-
\n
ranzia rilasciata dalla Capogruppo Enel.
\n
Perfezionata l\u2019acquisizione di un portafoglio
\n
di impianti idroelettrici per 626 MW in
\n
Spagna da Acciona Energ\u00eda
\n
In data 26 febbraio 2025, Endesa Generaci\u00f3n ha
\n
perfezionato l\u2019acquisizione dell\u2019intero capitale so-
\n
ciale di Corporaci\u00f3n Acciona Hidr\u00e1ulica SL (CAH) da
\n
Corporaci\u00f3n Acciona Energ\u00edas Renovables, societ\u00e0
\n
appartenente al Gruppo Acciona. Il corrispettivo,
\n

\n\n\n
riferito al 100% di CAH e coincidente con l\u2019enterpri-
\n
se value, \u00e8 pari a circa 1 miliardo di euro e include
\n
aggiustamenti usuali per questo tipo di operazioni.
\n
Il portafoglio di impianti detenuto da CAH \u00e8 composto
\n
da 34 centrali idroelettriche, localizzate nel nord-est
\n
della Spagna, per una capacit\u00e0 installata complessiva
\n
di 626 MW, la maggior parte modulabile, che nel 2023
\n
hanno generato circa 1,3 TWh.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEventsAfterReportingPeriodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag805": { "value": "\n
59. Compensi alla Societ\u00e0 di revisione ai sensi dell\u2019art. 149 duodecies
\n
del \u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d
\n
I corrispettivi di competenza dell\u2019esercizio 2024 ri-
\n
conosciuti da Enel SpA e dalle sue controllate al 31
\n
dicembre 2024 alla Societ\u00e0 di revisione e alle entit\u00e0
\n
appartenenti al suo network, a fronte di prestazioni di
\n
servizi, sono riepilogati nella tabella che segue, redat-
\n
ta secondo quanto indicato dall\u2019art. 149 duodecies del
\n
\u201cRegolamento Emittenti CONSOB\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
Tipologia di serviziSoggetto che ha erogato il servizioCompensi 2024
Enel SpA
di cui:
Revisione contabile- KPMG SpA0,5
- entit\u00e0 della rete KPMG-
di cui:
Servizi di attestazione- KPMG SpA1,9
- entit\u00e0 della rete KPMG-
di cui:
Altri servizi - KPMG SpA-
- entit\u00e0 della rete KPMG-
Totale 2,4
Societ\u00e0 controllate da Enel SpA
di cui:
Revisione contabile- KPMG SpA5,0
- entit\u00e0 della rete KPMG6,2
di cui:
Servizi di attestazione- KPMG SpA1,2
- entit\u00e0 della rete KPMG2,0
di cui:
Altri servizi - KPMG SpA-
- entit\u00e0 della rete KPMG-
Totale 14,4
TOTALE16,8
\n
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuditorsRemunerationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00" } }, "Tag1490": { "value": "\n
Settore di attivit\u00e0 Descrizione settori 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
Allegato 1 - Imprese e partecipazioni rilevanti
\n
del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024
\n
In conformit\u00e0 a quanto disposto dagli artt. 38 e 39
\n
del decreto legislativo n. 127/1991 e dalla Comunica-
\n
zione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006,
\n
sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese con-
\n
trollate da Enel SpA e a essa collegate al 31 dicem-
\n
bre 2024, a norma dell\u2019art. 2359 del codice civile,
\n
nonch\u00e9 delle altre partecipazioni rilevanti. Tutte le
\n
partecipazioni sono possedute a titolo di propriet\u00e0.
\n
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la
\n
sede legale, il capitale sociale, la valuta in cui \u00e8 espres-
\n
so, il settore di attivit\u00e0, il metodo di consolidamento,
\n
le societ\u00e0 del Gruppo che possiedono una parte-
\n
cipazione nell\u2019impresa e le rispettive percentuali di
\n
possesso, e la percentuale di possesso del Gruppo.
\n
Di seguito viene riportata l\u2019illustrazione grafica asso-
\n
ciata al settore di attivit\u00e0.
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Controllante
Enel SpARomaIT10.166.679.946 EURHoldingEnel SpA100%100%
Controllate
10219727 Saskatchewan SaskoonCA1CADIntegraleEnel Green Power 100%100%
LtdElmsthorpe Wind LP
25 Mile Creek Windfarm AndoverUS1 USDIntegrale25RoseFarms Holdings 100%100%
LLCLLC
25 Mile PPA LLCAndoverUS1 USDIntegraleEGP North America 100%100%
PPA LLC
25RoseFarms Holdings Enel Green Power
LLCAndoverUS1USDIntegrale25RoseFarms Holdings 100%100%
LLC
Enel Green Power 97%
3SUN SrlCataniaIT1.000.000EURIntegraleItalia Srl100%
Enel Green Power SpA3%
3SUN USA LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
4814 Investments LLCAndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Ables Springs Solar Enel Green Power Ables
Holdings LLCAndoverUS1USDIntegraleSprings Solar Holdings 100%100%
LLC
Ables Springs Solar LLCAndoverUS1USDIntegraleAbles Springs Solar 100%100%
Holdings LLC
Ables Springs Storage AndoverUS1USDIntegraleAbles Springs Solar 100%100%
LLCHoldings LLC
Abu Renewables India GurugramIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Ace High Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Aced Renewables Hidden JohannesburgZA1.000 ZAREquityEnel Green Power RSA 2 55%28%
Valley (RF) (Pty) Ltd(RF) (Pty) Ltd
Acefat AIEBarcellonaES793.340EUR-Edistribuci\u00f3n Redes 14%10%
Digitales SLU
Adams Solar PV Project JohannesburgZA10.000.000ZARIntegraleEnel Green Power South 60%60%
Two (RF) (Pty) LtdAfrica (Pty) Ltd
Adria Link GoriziaIT300.297 EUREquityEnel Produzione SpA50%50%
Srl
Aferkat Wind FarmCasablancaMA389.600 MADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Morocco S\u00e0rl
Agassiz Beach LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Agatos Green Power RomaIT10.000 EURIntegraleEnel Green Power Solar 100%100%
Trino SrlEnergy Srl
Aguill\u00f3n 20 SASaragozzaES2.682.000 EURIntegraleEnel Green Power 51%36%
Espa\u00f1a SLU
Aidon OyJyv\u00e4skyl\u00e4FI5.112.572EUREquityGridspertise Srl100%50%
Enel Brasil SA100%
Alba Energia LtdaRio de JaneiroBR16.045.169BRLIntegrale Enel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Albany Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Almyros Ape Single MaroussiGR270.001 EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Alpe Adria Energia SrlUdineIT900.000 EUREquityEnel Produzione SpA50%50%
Alta Farms Azure DoverUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Ranchland Holdings LLCAmerica Inc.
Alta Farms Wind Project AndoverUS1USDIntegrale25RoseFarms Holdings 100%100%
II LLCLLC
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%
possesso%
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazionipossesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Alvorada Energia SANiter\u00f3iBR42.117.416 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Amber Sage Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Ampla Energia e Servi\u00e7os Rio de JaneiroBR6.953.230.392BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Annandale Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar100%74%
LLC
Apiac\u00e1s Energia SARio de JaneiroBR14.216.846 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Aquilla Wind Project LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind 100%100%
Energy Inc.
Aragonesa de Actividades TeruelES60.100EURIntegraleEndesa SA100%70%
Energ\u00e9ticas SAU
Aranort Desarrollos SLUMadridES1.953EURIntegraleEnel Green Power100% 35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Aravalli Surya (Project 1) GurugramIN31.630.000INRHeld for saleEnel Green Power India100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Arcadia Power Inc.Washington DCUS-USD-Enel X North America Inc.0%0%
Arena Green Power 1 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Arena Green Power 2 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Arena Green Power 3 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Arena Green Power 4 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Arena Green Power 5 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Arena Power Solar 11 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 12 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 13 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 20 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 33 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 34 SLU MadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arena Power Solar 35 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power100%70%
Espa\u00f1a SLU
Arrow Head Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Arrow Hills Solar ProjectAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3sES19.232.400EURProporzionaleEndesa Generaci\u00f3n SAU85%60%
Vandell\u00f3s II AIE
Ateca Renovables SLMadridES 3.000 EUREquity Enel Green Power50%35%
Espa\u00f1a SLU
Atl\u00e1ntico Photovoltaic BarranquillaCO50.587.000 COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
SAS ESP
Atwater Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar100%74%
LLC
Aurora Distributed Solar WilmingtonUS-USDIntegraleAurora Solar Holdings74%74%
LLCLLC
Aurora Land Holdings LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Aurora Solar Holdings LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Aurora Wind Holdings LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Aurora Wind Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Autumn Hills LLCWilmingtonUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Autumn Waltz Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Avikiran Energy India GurugramIN100.000.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Avikiran Solar India Private Nuova DelhiIN4.918.810.370INRHeld for saleEnel Green Power India 51%51%
LimitedPrivate Limited
Avikiran Surya India GurugramIN875.350INRHeld for saleEnel Green Power India 51%51%
Private LimitedPrivate Limited
Avikiran Vayu India Private GurugramIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
LimitedPrivate Limited
Azure Blue Jay Holdings DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
Azure Blue Jay Solar Enel Green Power Azure
Holdings LLCAndoverUS1USDIntegraleBlue Jay Solar Holdings 100%100%
LLC
Azure Sky Solar Project AndoverUS1USDIntegraleAzure Blue Jay Solar 100%100%
LLCHoldings LLC
Azure Sky Wind Holdings AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Azure Sky Wind Project AndoverUS1USDIntegraleAzureRanchII Wind 100%100%
LLCHoldings LLC
Azure Sky Wind Storage AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
AzureRanchII Wind Enel Green Power
Holdings LLCAndoverUS1 USDIntegraleAzureRanchII Wind 100%100%
Holdings LLC
Baikal Enterprise SLUPalma de ES3.006 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
MallorcaEspa\u00f1a SLU
Baleares Energy SLUPalma de ES4.509EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
MallorcaEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Barnwell County Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Bath House Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Baylio Solar SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Bayou Blues Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Beacon Harbor Solar AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Beaver Falls Water Power WilmingtonUS-USDIntegraleBeaver Valley Holdings 68%68%
CompanyLLC
Beaver Valley Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
Bejaad Solar PlantCasablancaMA10.000 MADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Morocco S\u00e0rl
Belltail Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Enel Green Power
Belomechetskaya WPSMoscaRU3.010.000RUBIntegraleRus Limited Liability 100%100%
Company
Betwa Renewable Energy GurgaonIN100.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Bijou Hills Wind LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Bioenergy Casei Gerola SrlRomaIT100.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Bison Meadows Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Bison Meadows Wind AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Blair Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Blanche BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Blanche BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Blanche BESS (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityBlanche BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Blanche BESS TrustSydneyAU100AUDEquityBlanche BESS Holding 100%50%
Trust
Blue Crab Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Blue Jay Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleAzure Blue Jay Solar 100%100%
Holdings LLC
Blue Jay Solar II LLCAndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Blue Note Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Blue Star Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Bogot\u00e1 ZE Bogot\u00e0 CO1.189.706.920 COPEquityColombia ZE SAS 100%9%
SAS
Boitumelo Solar Power GautengZA100 ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Plant (RF) (Pty) Ltd
Bold Elk Wind Limited Enel Alberta Wind Inc.0%
PartnershipCalgaryCA100 CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Enel Brasil SA100%
Bondia Energia LtdaNiter\u00f3iBR2.950.888BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Boone Stephens Solar AndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
I LLCHoldings LLC
Bosa del Ebro SLSaragozzaES3.010EURIntegraleEnel Green Power 51%36%
Espa\u00f1a SLU
Bottom Grass Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Boujdour Wind FarmCasablancaMA300.000 MADEquityNareva Enel Green Power 90%45%
Morocco SA
Bouldercombe Solar Farm SydneyAU10AUDEquityBouldercombe Solar 100%50%
TrustHolding Trust
Bouldercombe Solar Sydney AU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Bouldercombe Solar SydneyAU10AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Bouldercombe Solar SydneyAU100 AUDEquityBouldercombe Solar 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Box Canyon Energy AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
BP Hydro Finance Enel Green Power North 24%
PartnershipSalt Lake CityUS-USDIntegraleAmerica Inc.100%
Enel Kansas LLC76%
Brandonville Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Bravo Dome Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Brazatortas 220 Baylio Solar SLU17%
Renovables SLMadridES3.000EUREquity12%
Furatena Solar 1 SLU17%
Brazoria West Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Brazos Flat Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Brick Road Solar Holdings AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Bronco Hills Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Brush County Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Buck Canyon Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Buckshutem Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Buckshutem Solar II LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Buffalo Dunes Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Buffalo Dunes Wind TopekaUS-USDIntegraleEGPNA Development 75%75%
Project LLCHoldings LLC
Enel Alberta Wind Inc.0%
Buffalo Jump LPAlbertaCA10 CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Buffalo Spirit Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Bungala One FinCo SydneyAU1.000 AUDEquityBungala One Property 100%26%
(Pty) LtdTrust
Bungala One Operation SydneyAU100 AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd50%25%
Holding Trust
Bungala One Operations SydneyAU100 AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd51%26%
Holding (Pty) Ltd
Bungala One Operations SydneyAU1.000 AUDEquityBungala One Operations 100%26%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Bungala One Operations SydneyAU-AUDEquityBungala One Operations 100%26%
TrustHolding (Pty) Ltd
Bungala One Property SydneyAU100AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd51%26%
Holding (Pty) Ltd
Bungala One Property SydneyAU100AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd50%25%
Holding Trust
Bungala One Property SydneyAU1.000AUDEquityBungala One Property 100%26%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Bungala One Property SydneyAU-AUDEquityBungala One Property 100%26%
TrustHolding (Pty) Ltd
Bungala Solar (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd
Bungala Solar TrustSydneyAU-AUDEquityPotentia Energy 100%50%
Trust
Bungala Two FinCo SydneyAU-AUDEquityBungala Two Property 100%26%
(Pty) LtdTrust
Bungala Two Operations SydneyAU-AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd51%26%
Holding (Pty) Ltd
Bungala Two Operations SydneyAU-AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd50%25%
Holding Trust
Bungala Two Operations SydneyAU-AUDEquityBungala Two Operations 100%26%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Bungala Two Operations SydneyAU-AUDEquityBungala Two Operations 100%26%
TrustHolding (Pty) Ltd
Bungala Two Property SydneyAU-AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd51%26%
Holding (Pty) Ltd
Bungala Two Property SydneyAU-AUDEquityBungala Solar (Pty) Ltd50%25%
Holding Trust
Bungala Two Property SydneyAU-AUDEquityBungala Two Property 100%26%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Bungala Two Property SydneyAU1AUDEquityBungala Two Property 100%26%
TrustHolding (Pty) Ltd
Enel Alberta Solar Inc.0%
Burgundy Spruce Solar LPCalgaryCA100CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Business Venture JohannesburgZA100ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Investments 1468 (Pty) LtdAfrica (Pty) Ltd
Butterfly Meadows Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
C&C Castelvetere SrlRomaIT100.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
C&C Uno Energy SrlRomaIT118.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Cactus Mesa Solar Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Campos Promotores ElcheES3.000EUREquityEnel Green Power 25%18%
Renovables SLEspa\u00f1a SLU
Canastota Wind Power AndoverUS-USDIntegraleFenner Wind Holdings 100%100%
LLCLLC
Caney River Wind Project Overland ParkUS-USDEquityRocky Caney Wind LLC100%10%
LLC
Canyon Top Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Capricorn BESS Holding SydneyAU100 AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Capricorn BESS Holding BarangarooAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Capricorn BESS (Pty) LtdSydneyAU100 AUDEquityCapricorn BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Capricorn BESS TrustBarangarooAU100 AUDEquityCapricorn BESS Holding 100%50%
Trust
Capricorn Solar Hybrid BarangarooAU100 AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Capricorn Solar Hybrid BarangarooAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Capricorn Solar Hybrid SydneyAU100 AUDEquityCapricorn Solar Hybrid 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Capricorn Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityCapricorn Solar Hybrid 100%50%
TrustHolding Trust
Castle Rock Ridge Limited Enel Alberta Wind Inc.0%
PartnershipAlbertaCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Catalana d\u2019Iniciatives SA BarcellonaES30.862.800 EUR-Endesa SA1%1%
in liquidazione
Cattle Drive Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Cdec - Sic LtdaSantiago del CL709.783.206 CLP-Enel Green Power 6%4%
CileChile SA
Cedar Run Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Central Geradora Enel Brasil SA100%
Fotovoltaica Bom Nome SalvadorBR11.841.217BRLIntegraleEnel Green Power 82%
LtdaDesenvolvimento Ltda0%
Central Geradora Enel Brasil SA0%
Fotovoltaica S\u00e3o Niter\u00f3iBR385.128.917BRLIntegrale82%
Francisco LtdaEnel X Brasil SA100%
Central Hidr\u00e1ulica G\u00fcejar-GranadaES364.213EUREquityEnel Green Power 33%23%
Sierra SLEspa\u00f1a SLU
Central T\u00e9rmica de MadridES595.000 EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU33%23%
Anllares AIE
Central Vuelta de Buenos AiresAR500.000 ARS-Enel Generaci\u00f3n El 33%18%
Obligado SAChoc\u00f3n SA
Centrales Nucleares MadridES-EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU24%17%
Almaraz-Trillo AIE
Centrum Pre Vedu A Kaln\u00e1 Nad SK6.639EUREquitySlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS100%33%
Vyskum SroHronom
CES 2 Single Member MaroussiGR503EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
CES 3 Single Member MaroussiGR505EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CES 4 Single Member MaroussiGR503EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CES 5 Single Member MaroussiGR505EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CES 6 Single Member MaroussiGR502EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CES 7 Single Member MaroussiGR503EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CES 8 Single Member MaroussiGR505EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
CESI - Centro
Elettrotecnico MilanoIT8.550.000EUREquityEnel SpA43%43%
Sperimentale Italiano
Giacinto Motta SpA
Enel Energy Storage
Champagne Storage LLCWilmingtonUS1USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
Energy Storage Holdings
LLC)
Checkerboard Plains Enel Alberta Solar Inc.0%
Solar Project Limited CalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
PartnershipCanada Inc.100%
Cheyenne Ridge II Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Cheyenne Ridge Wind AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Chi Black River LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Chi Minnesota Wind LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEGPNA Project HoldCo 100%100%
1 LLC
Chi Operations Inc.AndoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Chi Power Inc.NaplesUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Chi Power Marketing Inc.WilmingtonUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Chi West LLCSan FranciscoUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Chisago Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Chisholm View II Holding WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Chisholm View Wind WilmingtonUS-USDIntegraleChisholm View II Holding 63%63%
Project II LLCLLC
Chisholm View Wind New YorkUS-USDEquityEGPNA REP Wind 100%10%
Project LLCHoldings LLC
Cimarron Bend Wind 49%
Project I LLC
Cimarron Bend Wind 49%
Cimarron Bend WilmingtonUS-USDIntegraleProject II LLC100%
Assets LLCCimarron Bend Wind
Project III LLC1%
Enel Kansas LLC1%
Cimarron Bend III HoldCo Enel Green Power
LLCAndoverUS1USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Holdings III LLC
Cimarron Bend Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Cimarron Bend Wind WilmingtonUS-USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Holdings I LLCHoldings II LLC
Cimarron Bend Wind DoverUS100USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Holdings II LLCHoldings LLC
Cimarron Bend Wind AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings III LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Cimarron Bend Wind WilmingtonUS-USDIntegraleEGPNA Preferred Wind 100%100%
Holdings LLCHoldings LLC
Cimarron Bend Wind WilmingtonUS-USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Project I LLCHoldings I LLC
Cimarron Bend Wind WilmingtonUS-USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Project II LLCHoldings I LLC
Cimarron Bend Wind WilmingtonUS-USDIntegraleCimarron Bend Wind 100%100%
Project III LLCHoldings III LLC
Cinch Top Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Clear Fork Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Clear Sky Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Clinton Farms Battery AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Clinton Farms Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Clinton Farms Wind AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Cloudwalker Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Cogein Sannio SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Cogeneraci\u00f3n El Salto SL SaragozzaES36.061 EUREquityEnel Green Power 20%14%
in liquidazioneEspa\u00f1a SLU
Cogenio Iberia SLMadridES2.874.622 EUREquityEndesa Energ\u00eda SAU20%14%
Cogenio SrlRomaIT2.310.000EUREquityEnel X Italia Srl20%20%
Cohuna Solar Holding SydneyAU3.419.700AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd(Pty) Ltd
Cohuna Solar Holding SydneyAU-AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Cohuna Solar (Pty) LtdSydneyAU100 AUDEquityCohuna Solar Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Cohuna Solar TrustSydneyAU1 AUDEquityCohuna Solar Holding 100%50%
Trust
Colombia ZE SAS Bogot\u00e0CO11.872.499.000COPEquityEnel Colombia SA ESP20%9%
Comanche Crest Ranch AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Comercializadora CadiceES600.000 EUREquityEndesa SA34%23%
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz SA
Compagnia Porto di
Civitavecchia SpA in RomaIT15.130.800 EUREquityEnel Produzione SpA24%24%
liquidazione
Companhia Energ\u00e9tica do FortalezaBR1.968.926.886BRLIntegraleEnel Brasil SA74%61%
Cear\u00e1 - Coelce
Enel Brasil SA74%
Compa\u00f1\u00eda de Trasmisi\u00f3n Buenos AiresAR2.025.191.313ARSIntegraleEnel CIEN SA26%82%
del Mercosur SA - CTM
Enel SpA0%
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras 5%
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras SoriaES13.222.000 EUREquityAltas SA26%
Altas SAEnel Green Power 36%
Espa\u00f1a SLU
Compass Rose Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Concert SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Concho Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Concord Vine Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Consolidated Hydro WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Southeast LLCAmerica Inc.
Consolidated Pumped WilmingtonUS550.000 USDIntegraleEnel Green Power North 82%82%
Storage Inc.America Inc.
Conza Green Energy SrlRomaIT73.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Copper Landing Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Corporaci\u00f3n Empresarial BadajozES44.538.000EUR-Endesa SA1%1%
de Extremadura SA
Corporaci\u00f3n E\u00f3lica de La Puebla de ES271.652EUREquityEnel Green Power 25%18%
Zaragoza SLAlfind\u00e9nEspa\u00f1a SLU
Country Blue Solar Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Country Roads Solar AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Cow Creek Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Crawfish Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Cr\u00e9dito F\u00e1cil Codensa Colombia ZE SAS 0%
SA Compa\u00f1\u00eda de Bogot\u00e0CO32.000.000.000COPEquityEnel Colombia SA ESP49%23%
Financiamiento
in liquidazioneEnel X Colombia SAS ESP0%
Crockett Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Crystal Bridge Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Dairy Meadows Wind AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Daisy Patch Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Danax Energy (Pty) LtdSandtonZA100ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Africa (Pty) Ltd
Dappled Colt Storage Enel Alberta Storage Inc.0%
Project Limited CalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
PartnershipCanada Inc.100%
Dauphin Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Daybreak Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Decimalfigure Unipessoal Tejo Energia - Produ\u00e7\u00e3o
LtdaPegoPT2.000 EUREquitye Distribui\u00e7\u00e3o de Energia 100%31%
El\u00e9ctrica SA
Dehesa de los Guadalupes MadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Solar SLUEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Dehesa PV Farm 03 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Dehesa PV Farm 04 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Derivex SABogot\u00e0CO938.734.000COP-Enel Colombia SA ESP5%2%
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Desarrollo de Fuerzas Citt\u00e0 del MX53.104.350 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
Renovables S de RL de CvMessicoEnel Services M\u00e9xico 0%
SA de Cv
Desert Willow Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
DI.T.N.E. - Distretto
Tecnologico Nazionale
sull\u2019Energia - RomaIT451.878EUR-Enel Produzione SpA2%2%
Societ\u00e0 Consortile a
Responsabilit\u00e0 Limitata
Diamond Vista Holdings WilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Diamond Vista Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Dispatch Renewable MaroussiGR2.240.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Energy Single Member SASingle Member SA
Distretto Tecnologico
Sicilia Micro e Nano CataniaIT628.978EUR-3SUN Srl6%6%
Sistemi Scarl
Distribuidora de Energ\u00eda Endesa SA 5%5
El\u00e9ctrica del Bages SABarcellonaES108.240EURIntegraleHidroel\u00e9ctrica de 70%
Catalunya SLU45%
Distribuidora El\u00e9ctrica del Santa Cruz de ES12.621.210EURIntegraleEndesa SA100%70%
Puerto de La Cruz SAUTenerife
Distrilec Inversora Buenos AiresAR497.612.021ARSIntegraleEnel Am\u00e9ricas SA52%42%
SA
Dodge Center Distributed WilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
Solar LLCLLC
Enel Green Power M\u00e9xico 1%
Dolores Wind SA de CvCitt\u00e0 del MX4.151.197.627MXNIntegraleS de RL de Cv100%
MessicoEnel Rinnovabile SA 99%
de Cv
Dominica Energ\u00eda Limpia Citt\u00e0 del Tenedora de Energ\u00eda
SA de CvMessicoMX2.070.600.646MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Dorset Ridge Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Dragonfly Fields Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Drift Sand Wind Holdings WilmingtonUS-USDEquityEnel Kansas LLC50%50%
LLC
Drift Sand Wind Project WilmingtonUS-USDEquityDrift Sand Wind Holdings 100%50%
LLCLLC
Duereti SrlMilanoIT125.000.000EUR-e-distribuzione SpA10%10%
Dwarka Vayu 1 Private GurgaonIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
LimitedPrivate Limited
E.S.CO. Comuni SrlBergamoIT1.000.000EURIntegraleEnel X Italia Srl60%60%
Earthly Reflections Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Eastern Blue Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Eastern Rise Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Eastwood Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Ebenezer Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Principia Energy
EcoSolar2 SAGrevenaGR25.000EUR-Generation Single 0%0%
Member SA
Edistribuci\u00f3n Redes MadridES1.204.540.060EURIntegraleEndesa SA100%70%
Digitales SLU
e-distribuzione SpARomaIT2.600.000.000EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
EF Divesture LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Efficientya SrlBergamoIT100.000EUREquityEnel X Italia Srl50%50%
EGP Bess 1 (RF) (Pty) LtdGautengZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
EGP Bioenergy SrlRomaIT1.000.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Puglia Srl
EGP Estonian Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
EGP Fotovoltaica La Loma Bogot\u00e0CO8.000.000COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
SAS in liquidazione
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
EGP Geronimo Holding WilmingtonUS1.000 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Company Inc.America Inc.
EGP GulfStar Solar PPA AndoverUS1USDIntegraleEGP North America 100%100%
LLCPPA LLC
EGP HoldCo 1 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 10 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 11 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 12 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 13 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 14 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 15 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 16 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 17 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 18 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 2 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 3 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 4 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 5 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
6 LLC
EGP HoldCo 7 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 8 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP HoldCo 9 LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
EGP Magdalena Solar SA Citt\u00e0 del MX1.258.077.873MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 1%
de Cv
EGP Matimba NewCo 1 SrlRomaIT10.000EUREquityEnel Green Power SpA50%50%
EGP Matimba NewCo 2 SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
EGP North America PPA AndoverUS1 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
EGP Sabaudia SrlRomaIT1.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
EGP Salt Wells Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
EGP San Leandro WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Microgrid I LLCAmerica Inc.
EGP Solar Services LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
EGP Solar V SAUSan Salvador AR500.000ARSIntegraleEnel Am\u00e9ricas SA100%82%
de Jujuy
EGP Solar VI SAUSan Salvador AR500.000ARSIntegraleEnel Am\u00e9ricas SA100%82%
de Jujuy
EGP Terracina 01 SrlRomaIT1.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
EGP Terracina 02 SrlRomaIT1.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
EGP Timber Hills Project Los AngelesUS-USDIntegralePadoma Wind Power LLC100%100%
LLC
EGPE Solar 2 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
1 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
10 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
11 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
12 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
13 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
14 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
15 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
16 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
17 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
18 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
19 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
2 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
20 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
21 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
22 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
23 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
24 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
25 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
26 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
27 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
28 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
29 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
3 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
30 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
4 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
5 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
6 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
7 LLC
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
8 LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
EGPNA 2020 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
9 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
1 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
10 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
11 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
12 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
13 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
14 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
15 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
16 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
17 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
18 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
19 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
2 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
20 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
3 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
4 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
5 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
6 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
7 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
8 LLC
EGPNA 2023 HoldCo AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
9 LLC
EGPNA Development Enel Green Power North
Holdings LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAmerica Development 100%100%
LLC
EGPNA Hydro Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
EGPNA Preferred Wind WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Holdings II LLCAmerica Inc.
EGPNA Preferred Wind WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Holdings LLCAmerica Inc.
EGPNA Project HoldCo DoverUS100USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
1 LLC
EGPNA Project HoldCo DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
2 LLCAmerica Inc.
EGPNA Project HoldCo DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
5 LLCAmerica Inc.
EGPNA Project HoldCo DoverUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
6 LLCAmerica Inc.
EGPNA Project HoldCo DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
7 LLCAmerica Inc.
EGPNA Renewable Energy WilmingtonUS-USDEquityEGPNA REP Holdings LLC10%10%
Partners LLC
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societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
EGPNA REP Holdings LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
EGPNA REP Solar WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Holdings LLCAmerica Inc.
EGPNA REP Wind WilmingtonUS-USDEquityEGPNA Renewable 100%10%
Holdings LLCEnergy Partners LLC
EGPNA Wind Holdings WilmingtonUS-USDEquityEGPNA REP Wind 100%10%
1 LLCHoldings LLC
EGPNA-SP Seven Cowboy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Elcogas SA Endesa Generaci\u00f3n SAU41%
in liquidazionePuertollanoES809.690EUREquity33%
Enel SpA4%
Elecgas SAPegoPT50.000EUREquityEndesa Generaci\u00f3n 50%35%
Portugal SA
Electra Capital (RF) (Pty) JohannesburgZA10.000.000ZARIntegraleEnel Green Power South 60%60%
LtdAfrica (Pty) Ltd
Endesa SA53%
El\u00e9ctrica de Jafre SABarcellonaES165.876EURIntegraleHidroel\u00e9ctrica de 70%
Catalunya SLU47%
El\u00e9ctrica de Lijar SLAlgodonalesES1.081.822EUREquityEndesa SA50%35%
El\u00e9ctrica del Ebro SAUBarcellonaES500.000EURIntegraleEndesa SA100%70%
Electricidad de Puerto Puerto RealES4.960.246 EUREquityEndesa SA50%35%
Real SA
Electro Metal\u00fargica del MadridES2.906.862EUR-Enel Green Power 0%0%
Ebro SLEspa\u00f1a SLU
Electrotest
Instalaciones, Montajes y Puerto RealES10.000EUR-Epresa Energ\u00eda SA50%18%
Mantenimientos SL
Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de S\u00e3o San PaloBR4.532.524.934BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Paulo SA
Emerald Crescent Solar Enel Alberta Solar Inc.0%
Limited Partnership CalgaryCA100CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Emeroo BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Emeroo BESS Holding BarangarooAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Emeroo BESS (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityEmeroo BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Emeroo Bess TrustBarangarooAU100AUDEquityEmeroo BESS Holding 100%50%
Trust
Emintegral Cycle SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Empresa Carbon\u00edfera del MadridES18.030.000EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n SAU100%70%
Sur Encasur SAU
Empresa de Alumbrado
El\u00e9ctrico de Ceuta CeutaES16.562.250EURIntegraleEndesa SA96%68%
Distribuci\u00f3n SAU
Empresa de Alumbrado
El\u00e9ctrico de Ceuta CeutaES10.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
Energ\u00eda SLU
Empresa Distribuidora Sur Distrilec Inversora SA56%
SA - EdesurBuenos AiresAR898.585.028ARSIntegrale59%
Enel Argentina SA43%
Empresa El\u00e9ctrica Santiago CL175.774.920.733CLPIntegraleEnel Generaci\u00f3n 93%56%
Pehuenche SAdel CileChile SA
Empresa Propietaria de Panama CityPA58.500.000USD-Enel SpA11%11%
la Red SA
En. Solar4 Single Member MaroussiGR3.581.150EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Private CompanySingle Member SA
Endesa Capital MadridES60.200EURIntegraleEndesa SA100%70%
SAU
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Endesa Energ\u00eda MadridES14.445.576EURIntegraleEndesa SA100%70%
SAU
Endesa Financiaci\u00f3n MadridES4.621.003.006EURIntegraleEndesa SA100%70%
Filiales SAU
Endesa Energ\u00eda SAU0%
Endesa Generaci\u00f3n LisbonaPT50.000 EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n SAU99%70%
Portugal SA
Enel Green Power 1%
Espa\u00f1a SLU
Endesa Generaci\u00f3n SAUSivigliaES1.940.379.735EURIntegraleEndesa SA100%70%
Endesa Ingenier\u00eda SLUSivigliaES965.305 EURIntegraleEndesa SA100%70%
Endesa Medios y Sistemas MadridES89.999.790EURIntegraleEndesa SA100%70%
SLU
Endesa Mobility MadridES10.000.000 EURIntegraleEndesa SA100%70%
SLU
Endesa Operaciones y MadridES10.138.580 EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
Servicios Comerciales SLU
Endesa Mobility SLU49%
Endesa X Way SLMadridES600.000EURIntegrale85%
Enel X Way Srl51%
Endesa SA0%
Endesa SAMadridES1.270.502.540EURIntegrale70%
Enel Iberia SRLU70%
Enel Alberta Solar Inc.CalgaryCA1CADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Canada Inc.
Enel Alberta Storage Inc.CalgaryCA1CADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Canada Inc.
Enel Alberta Wind Inc.AlbertaCA16.251.021CADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Canada Inc.
Enel Am\u00e9ricas SASantiago CL15.799.226.825USDIntegraleEnel SpA82%82%
del Cile
Enel Am\u00e9ricas SA100%
Enel Argentina SABuenos AiresAR2.297.711.908 ARSIntegrale82%
Enel Generaci\u00f3n Chile SA0%
Enel Energy Storage
Enel Bella Energy Storage WilmingtonUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Enel Am\u00e9ricas SA100%
Enel Brasil SASan PaoloBR52.037.115.742BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA0%
Enel Chile SASantiago CL3.882.103.470.184CLPIntegraleEnel SpA65%65%
del Cile
Enel CIEN SARio de JaneiroBR285.044.682 BRLIntegraleEnel Brasil 100%82%
SA
Santiago Enel Chile SA0%
Enel Colina SAdel CileCL 82.222.000 CLPIntegraleEnel Distribuci\u00f3n Chile 64%
SA100%
Enel Colombia SA ESPBogot\u00e0CO655.222.312.800 COPIntegraleEnel Am\u00e9ricas 57%47%
SA
Enel Costa Rica CAM SASan Jos\u00e9CR27.500.000 USDIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
Enel Distribuci\u00f3n Chile SASantiago CL177.568.664.063CLPIntegraleEnel Chile SA99%64%
del Cile
Enel Energia RomaIT10.000.000 EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
SpA
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Enel Energia SA Citt\u00e0 MX25.000.100 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de Cvdel MessicoEnel Rinnovabile SA 0%
de Cv
Enel Energy North AndoverUS1 USDIntegraleEnel Energy North 100%100%
America Illinois LLCAmerica LLC
Enel Energy North AndoverUS1 USDIntegraleEnel Energy North 100%100%
America Ohio LLCAmerica LLC
Enel Energy North AndoverUS1 USDIntegraleEnel Energy North 100%100%
America Pennsylvania LLCAmerica LLC
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Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Energy North AndoverUS1 USDIntegraleEnel Energy North 100%100%
America Texas LLCAmerica LLC
Enel Energy North AndoverUS1 USDIntegraleEnel X North America Inc.100%100%
America LLC
Enel Energy South AfricaWilmingtonZA100 ZARIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel Energy Storage
Holdings LLC (ex EGP AndoverUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Energy Storage Holdings America Inc.
LLC)
Enel Finance America LLCWilmingtonUS200.000.000USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
Enel Finance International Enel Holding Finance Srl75%
NVAmsterdamNL1.478.810.371EURIntegrale100%
Enel SpA25%
Enel Fortuna SAPanama CityPA100.000.000USDIntegraleEnel Panam\u00e1 CAM Srl50%24%
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#1 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#10 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#11 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#12 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#13 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#14 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#15 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#16 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#17 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#18 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#19 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#2 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#20 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#3 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#4 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#5 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#6 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#7 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#8 LLC
Enel Future Project 2020 AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
#9 LLC
Enel Generaci\u00f3n Chile SASantiago CL552.777.320.871CLPIntegraleEnel Chile SA94%61%
del Cile
Enel Generaci\u00f3n El Enel Argentina SA9%
Choc\u00f3n SABuenos AiresAR11.401.954.061ARSIntegrale54%
Hidroinvest SA59%
Enel Generaci\u00f3n Piura SASan MiguelPE249.202.667 PENHeld for saleEnel Per\u00fa SAC96%79%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Enel Generaci\u00f3n SA de CvCitt\u00e0 MX7.100.100MXNIntegraleS de RL de Cv100%
del MessicoEnel Rinnovabile SA 0%
de Cv
Enel Global Services SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Enel Global Trading SpARomaIT90.885.000EURIntegraleEnel SpA100%100%
Enel Green Power
25RoseFarms Holdings AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Green Power Ables
Springs Solar Holdings AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
01 SARio de JaneiroBR334.518.402BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
02 SARio de JaneiroBR324.928.400 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
03 SARio de JaneiroBR324.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
04 SARio de JaneiroBR430.299.146 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
05 SARio de JaneiroBR284.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
06 SARio de JaneiroBR284.511.002 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
07 SARio de JaneiroBR323.520.630 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Aroeira Enel Brasil SA100%
08 SARio de JaneiroBR284.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Azure
Blue Jay Solar Holdings AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Green Power Azure AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Ranchland Holdings LLC
Enel Green Power
AzureRanchII Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Enel Green Power Boa Enel Brasil SA100%
Vista 01 LtdaSalvadorBR3.554.607BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Boa Rio de JaneiroBR104.890.000 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Vista E\u00f3lica SA
Enel Green Power Cabe\u00e7a Niter\u00f3iBR270.114.539BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
de Boi SA
Enel Green Power Cachoeira Enel Brasil SA100%
Cachoeira Dourada DouradaBR64.339.836BRLIntegraleEnel Green Power 82%
SACachoeira Dourada SA0%
Enel Green Power Canada MontrealCA85.681.857CADIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Inc.America Inc.
Enel Green Power Cerrado Enel Brasil SA100%
Solar SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Chile Santiago del Enel Chile SA100%
SACileCL599.261.770 USDIntegrale65%
Enel SpA0%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power
Cimarron Bend Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings III LLC
Enel Green Power Cove WilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Fort Solar LLC
Enel Green Power Cristal Enel Brasil SA99%
E\u00f3lica SARio de JaneiroBR87.784.899BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
01 SANiter\u00f3iBR204.653.591 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
02 SANiter\u00f3iBR107.601.273BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
03 SARio de JaneiroBR225.021.296 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
04 SARio de JaneiroBR100.869.708 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
05 SARio de JaneiroBR180.208.001 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
Participa\u00e7\u00f5es SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
Solar 01 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Cumaru Enel Brasil SA100%
Solar 02 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Enel Brasil SA99%
Damascena E\u00f3lica SARio de JaneiroBR83.709.003 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power Delfina Rio de JaneiroBR284.062.483BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
A E\u00f3lica SA
Enel Green Power Delfina Rio de JaneiroBR93.068.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
B E\u00f3lica SA
Enel Green Power Delfina Rio de JaneiroBR31.105.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
C E\u00f3lica SA
Enel Green Power Delfina Rio de JaneiroBR105.864.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
D E\u00f3lica SA
Enel Green Power Delfina Niter\u00f3iBR105.936.000 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E E\u00f3lica SA
Enel Green Power Rio de JaneiroBR207.822.302 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Desenvolvimento Ltda
Enel Green Power RomaIT20.000EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Development Srl
Enel Green Power Diamond Vista Holdings
Diamond Vista Wind WilmingtonUS1USDIntegraleLLC100%100%
Project LLC
Enel Green Power Dois Rio de JaneiroBR83.347.009BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Riachos E\u00f3lica SA
Enel Green Power Egypt CairoEG250.000EGPIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
SAE
Enel Green Power El Enel Am\u00e9ricas SA0%
Salvador SA de CvEl SalvadorSV22.860USIntegrale100%
Enel Green Power SpA100%
Enel Green Power Enel Alberta Wind Inc.1%
Elkwater Wind Limited AlbertaCA1.000CADIntegraleEnel Green Power 100%
PartnershipCanada Inc.99%
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Enel Alberta Wind Inc.0%
Elmsthorpe Wind LPCalgaryCA1.000CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Enel Green Power Enel Brasil SA99%
Emiliana E\u00f3lica SARio de JaneiroBR119.791.530BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power Espa\u00f1a MadridES81.106EURIntegraleEnel Green Power 50%35%
Solar 1 SLUEspa\u00f1a SLU
Enel Green Power Espa\u00f1a MadridES11.153EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n SAU100%70%
SLU
Enel Green Power Enel Brasil SA99%
Esperan\u00e7a E\u00f3lica SARio de JaneiroBR99.418.174BRIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power AndoverUS1USDIntegraleEstonian Solar Holdings 100%100%
Estonian Solar Project LLCLLC
Enel Green Power Niter\u00f3iBR264.141.174BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Fazenda SA
Enel Green Power Fence AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Post Solar Holdings LLC
Enel Green Power Fontes Enel Brasil SA100%
dos Ventos 2 SARio de JaneiroBR133.315.219BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Fontes Enel Brasil SA100%
dos Ventos 3 SARio de JaneiroBR131.001.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Fontes Enel Brasil SA100%
II Participa\u00e7\u00f5es SARio de Janeiro BR 1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Fontes Enel Brasil SA100%
Solar SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ganado AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Solar Holdings LLC
Enel Green Power BerlinoDE25.000EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Germany GmbH
Enel Green Power Global AmsterdamNL10.000 EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Investment BV
Enel Green Power Gulfstar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Solar Holdings LLC
Enel Green Power Hadros Enel Alberta Wind Inc.1%
Wind Limited Partnership-CA1.000 CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.99%
Enel Green Power HF101 BerlinoDE50.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power
Hilltopper Wind LLC (ex DoverUS1USDIntegraleHilltopper Wind Holdings 100%100%
Hilltopper Wind Power LLC
LLC)
Enel Green Power Alba Energia Ltda0%
Horizonte MP Solar SARio de JaneiroBR431.566.053BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power India Nuova DelhiIN200.000.000 INRHeld for saleEnel Green Power 100%100%
Private LimitedDevelopment Srl
Enel Green Power RomaIT272.000.000 EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
Italia Srl
Enel Green Power Bondia Energia Ltda0%
Ituverava Norte Solar SARio de JaneiroBR219.806.646BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Bondia Energia Ltda0%
Ituverava Solar SARio de Janeiro BR227.810.333 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Bondia Energia Ltda0%
Ituverava Sul Solar SARio de JaneiroBR408.949.643BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Joana Enel Brasil SA98%
E\u00f3lica SARio de JaneiroBR90.259.530 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda2%
Enel Green Power Kenya Enel Green Power SpA99%
LimitedNairobiKE100.000 KESIntegraleEnel Green Power South 100%
Africa (Pty) Ltd1%
Enel Green Power Korea SeoulKR8.796.000.000 KRWIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
LLC
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 01 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 02 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 03 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 04 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 05 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 06 SATeresinaBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 07 SATeresinaBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 08 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 09 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 10 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 11 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 12 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
do Sol 13 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa Enel Brasil SA100%
Participa\u00e7\u00f5es SARio de Janeiro BR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa II Enel Brasil SA100%
Participa\u00e7\u00f5es SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lagoa III Enel Brasil SA100%
Participa\u00e7\u00f5es SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Lily AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Solar Holdings LLC
Enel Green Power Enel Brasil SA99%
Mani\u00e7oba E\u00f3lica SARio de JaneiroBR90.722.530 BRLIntegrale Enel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Enel Green Power Solar
Metehara Solar Private -ET5.600.000 ETBIntegrale Metehara SpA80%80%
Limited Company
Enel Green Power M\u00e9xico Citt\u00e0 Enel Green Power SpA100%
S de RL de Cvdel MessicoMX10.595.218.475MXNIntegraleEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv0%
Enel Green Power MM BerlinoDE50.000 EURIntegraleEnel Green Power 100% 100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power Modelo Rio de JaneiroBR108.476.000 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
I E\u00f3lica SA
Enel Green Power Modelo Rio de JaneiroBR100.170.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
II E\u00f3lica SA
Enel Green Power 0%
Enel Green Power CasablancaMA839.000.000 MADIntegraleDevelopment Srl100%
Morocco S\u00e0rlEnel Green Power SpA100%
Enel Green Power Morro Rio de JaneiroBR248.138.287 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
do Chap\u00e9u I E\u00f3lica SA
Enel Green Power Morro Enel Brasil SA100%
do Chap\u00e9u Solar 01 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Morro Enel Brasil SA100%
Norte 02 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Morro Rio de JaneiroBR206.050.114BRLIntegrale Enel Brasil SA100%82%
do Chap\u00e9u II E\u00f3lica SA
Enel Green Power Morro Enel Brasil SA100%
Norte 03 SARio de JaneiroBR1.000BRL IntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Morro Enel Brasil SA100%
Norte 04 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Mour\u00e3o Rio de JaneiroBR25.600.100 BRLIntegrale Enel Brasil SA100%82%
SA
Enel Green Power Namibia WindhoekNA10.000NADIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
(Pty) Ltd
Enel Green Power North
America Development WilmingtonUS-USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
LLC
Enel Green Power North AndoverUS-USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
America Inc.
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 01 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 02 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 03 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 04 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 05 SATeresinaBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 06 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 07 SATeresinaBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 08 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 09 SATeresinaBR1.000 BRLIntegrale Enel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 10 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 11 SARio de Janeiro BR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Enel Brasil SA100%
Olinda 12 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Nova Rio de JaneiroBR10.000 BRLIntegrale Enel Brasil SA100%82%
Olinda 13 SA
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 01 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 02 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 03 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 04 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 05 SARio de Janeiro BR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 06 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 07 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Novo Enel Brasil SA100%
Lapa 08 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power O&M AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Solar LLC
Enel Green Power Niter\u00f3iBR162.567.500BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Paranapanema SA
Enel Green Power RomaIT10.000 EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Partecipazioni Speciali Srl
Enel Green Power Pau Enel Brasil SA99%
Ferro E\u00f3lica SARio de JaneiroBR110.390.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power Pedra Enel Brasil SA99%
do Ger\u00f4nimo E\u00f3lica SARio de JaneiroBR156.201.528 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda1%
Enel Green Power PO11 BerlinoDE50.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power PO133 BerlinoDE50.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power PO25 BerlinoDE50.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Enel Brasil SA98%
Primavera E\u00f3lica SARio de JaneiroBR95.674.900 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda2%
Enel Green Power Puglia Roma IT1.000.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
SrlItalia Srl
Enel Green Power RA SAE CairoEG15.000.000 EGPIntegraleEnel Green Power Egypt 100%100%
in liquidazioneSAE
Enel Green Power
Rattlesnake Creek Rattlesnake Creek
Wind Project LLC (ex DelawareUS1USDIntegraleHoldings LLC100%100%
Rattlesnake Creek Wind
Project LLC)
Enel Green Power
Roadrunner Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings II LLC
Enel Green Power
Roadrunner Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Enel Green Power Enel Roadrunner Solar
Roadrunner Solar Project DoverUS100USDIntegraleProject Holdings II LLC100%100%
II LLC
Enel Green Power
Rockhaven Ranchland AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Enel Green Power AndoverUS1USDIntegrale25RoseFarms Holdings 100%100%
Roseland Solar LLCLLC
Enel Green Power RSA JohannesburgZA1.000ZAREquityEGP Matimba 100%50%
(Pty) LtdNewCo 1 Srl
Enel Green Power RSA 2 JohannesburgZA120ZAREquityEnel Green Power RSA 100%50%
(RF) (Pty) Ltd(Pty) Ltd
Enel Green Power
Enel Green Power Rus Partecipazioni Speciali 1%
Limited Liability CompanyMoscaRU60.500.000RUBIntegraleSrl100%
Enel Green Power SpA99%
Enel Green Power SpARomaIT272.000.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Enel Green Power Salto Rio de JaneiroBR274.420.832BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Apiac\u00e1s SA
Enel Green Power Sannio RomaIT750.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
SrlItalia Srl
Enel Green Power S\u00e3o Rio de JaneiroBR91.300.000 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Abra\u00e3o E\u00f3lica SA
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Cirilo 02 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Cirilo 03 SARio de JaneiroBR1.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 02 SATeresinaBR82.268.019BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o TeresinaBR183.602.691 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Gon\u00e7alo 6 SA
Enel Green Power Enel Brasil SA100%
S\u00e3o Gon\u00e7alo 07 SATeresinaBR114.522.005 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 08 SATeresinaBR109.281.818 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 1 SATeresinaBR235.654.397BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o TeresinaBR82.871.484 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Gon\u00e7alo 10 SA
Enel Green Power S\u00e3o TeresinaBR114.475.155 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Gon\u00e7alo 11 SA
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 12 SATeresinaBR108.022.915BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 14TeresinaBR203.190.488BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 15TeresinaBR158.657.469BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 17 SATeresinaBR122.007.043 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 18 SATeresinaBR169.039.744BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Gon\u00e7alo 19 SATeresinaBR122.467.789 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 21 SATeresinaBR99.994.198 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 22 SATeresinaBR99.787.960 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 3 SA TeresinaBR178.124.686 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 4 SA TeresinaBR137.917.258 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Gon\u00e7alo 5 SATeresinaBR98.230.525BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA98%
Judas E\u00f3lica SANiter\u00f3iBR82.674.900BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda2%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Micael 01 SATeresinaBR1.000BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Micael 02 SATeresinaBR1.000 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Alba Energia Ltda0%
Micael 03 SATeresinaBR1.000 BRLIntegrale82%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Micael 04 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power S\u00e3o Enel Brasil SA100%
Micael 05 SATeresinaBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power WilmingtonUS100 USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Services LLCAmerica Inc.
Enel Green Power SHU CairoEG15.000.000 EGPIntegraleEnel Green Power Egypt 100%100%
SAE in liquidazioneSAE
Enel Green Power SingaporeSG8.000.000SGDIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Singapore Pte Ltd
Enel Green Power Solar RomaIT10.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Energy SrlItalia Srl
Enel Green Power Solar RomaIT50.000EURIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Metehara SpA
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Solar
Ngonye SpA RomaIT50.000 EURIntegraleEGP Matimba NewCo 100%100%
(ex Enel Green Power 2 Srl
Africa Srl)
Enel Green Power South JohannesburgZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Africa (Pty) Ltd
Enel Green Power South Gauteng ZA1.000 ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Africa 3 (Pty) Ltd
Enel Green Power
Stampede Solar Holdings AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Green Power Swift Enel Alberta Wind Inc.0%
Wind LPCalgaryCA1.000 CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Enel Green Power Tacaic\u00f3 Enel Brasil SA98%
E\u00f3lica SARio de JaneiroBR62.321.360BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda2%
Enel Green Power Tefnut CairoEG15.000.000EGPIntegraleEnel Green Power Egypt 100%100%
SAE in liquidazioneSAE
Enel Green Power Turkey
Enerj\u00ed Yatirimlari Anon\u00edmIstanbulTR37.141.108TRYIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
\u015e\u00edrket\u00ed
Enel Green Power UB33 BerlinoDE75.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power UB43 BerlinoDE50.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
GmbH & Co. KGGermany GmbH
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 1 SATeresinaBR127.540.006 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 4 SATeresinaBR110.732.205BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 10 SATeresinaBR132.100.849BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 11 SA TeresinaBR142.786.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 14 SATeresinaBR208.554.956 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 15 SATeresinaBR135.100.849BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 17 SATeresinaBR162.022.288 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 19 SATeresinaBR105.587.248 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 2 SATeresinaBR202.922.006 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 20 SATeresinaBR102.895.409 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 21 SATeresinaBR97.3 07.410BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 3 SATeresinaBR109.786.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 5 SA TeresinaBR94.786.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 6 SATeresinaBR93.786.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Ventos TeresinaBR120.482.806 BRLIntegraleVentos de Santa 82%
de Santa \u00c2ngela 7 SA Esperan\u00e7a Energias 0%
Renov\u00e1veis SA
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 8 SATeresinaBR132.457.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela 9 SATeresinaBR128.786.606 BRLIntegraleVentos de Santa \u00c2ngela 82%
Energias Renov\u00e1veis SA0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela ACL TeresinaBR130.900.364 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
12 SADesenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela ACL TeresinaBR77.496.725 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
13 SA Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela ACL TeresinaBR89.917.563 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
16 SA Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa \u00c2ngela ACL TeresinaBR86.496.703 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
18 SADesenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 08 SARio de JaneiroBR173.154.501 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 1 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Ventos Rio de JaneiroBR221.832.010 BRLIntegraleVentos de Santa 82%
de Santa Esperan\u00e7a 13 SAEsperan\u00e7a Energias 0%
Renov\u00e1veis SA
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Ventos Rio de JaneiroBR152.494.014 BRLIntegraleVentos de Santa 82%
de Santa Esperan\u00e7a 15 SAEsperan\u00e7a Energias 0%
Renov\u00e1veis SA
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 16 SARio de JaneiroBR252.240.013BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Brasil SA100%
Enel Green Power Ventos Rio de JaneiroBR252.240.013BRLIntegraleVentos de Santa 82%
de Santa Esperan\u00e7a 17 SAEsperan\u00e7a Energias 0%
Renov\u00e1veis SA
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA62%
de Santa Esperan\u00e7a 21 SA Rio de JaneiroBR276.814.829BRLIntegraleEnel Green Power 51%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 22 SARio de JaneiroBR124.625.154BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 25 SARio de JaneiroBR171.324.008 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 26 SARio de JaneiroBR344.251.126 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 3 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a 7 SARio de Janeiro BR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santa Esperan\u00e7a Rio de Janeiro BR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Participa\u00e7\u00f5es SA Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santo Orestes 1 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de Santo Orestes 2 SARio de JaneiroBR1.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 01 SATeresinaBR383.436.551 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 02 SATeresinaBR369.758.651 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 03 SATeresinaBR262.576.701 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 04 SATeresinaBR379.980.531 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 05 SATeresinaBR362.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 06 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 07 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 08 SATeresinaBR337.473.758 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 11 SATeresinaBR318.740.451 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 13 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 16 SATeresinaBR353.284.551 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 17 SATeresinaBR298.952.101 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 18 SATeresinaBR332.473.759 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 19 SATeresinaBR309.989.707 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 22 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 26 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power Ventos Enel Brasil SA100%
de S\u00e3o Roque 29 SATeresinaBR262.501.000 BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Green Power BerlinoDE25.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Verwaltungs GmbHGermany GmbH
Enel Green Power
Vietnam LLC (C\u00f4ng ty Ho Chi Minh VN2.431.933 USDIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
TNHH Enel Green Power City
Vi\u00eat Nam)
Enel Green Power Villoresi RomaIT1.200.000EURIntegraleEnel Green Power 51%51%
SrlItalia Srl
Enel Green Power Volta Niter\u00f3iBR565.756.528 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Grande SA
Enel Green Power 1%
Enel Green Power Zambia LusakaZM15.000ZMWIntegraleDevelopment Srl100%
LimitedEnel Green Power South 99%
Africa (Pty) Ltd
Enel Green Power Zeus Rio de JaneiroBR77.939.980 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
II - Delfina 8 SA
Enel Green Power Zeus Enel Brasil SA100%
Sul 1 LtdaRio de JaneiroBR6.986.993BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Grids RomaIT10.100.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Srl
Citt\u00e0 del Enel Am\u00e9ricas SA0%
Enel Guatemala SAGuatemalaGT67.208.000GTQIntegrale47%
Enel Colombia SA ESP100%
Enel Holding Finance SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Enel IberiaMadridES336.142.500 EURIntegraleEnel SpA100%100%
SRLU
Enel Innovation Hubs SrlRomaIT1.100.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Enel Investment Holding AmsterdamNL1.000.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
BV
Enel Italia RomaIT100.000.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
SpA
Enel Kansas Development AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Enel Kansas LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Enel Land HoldCoAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Libra Flexsys RomaIT1.000.000 EURIntegraleEnel Italia SpA51%51%
Srl
Enel Logistics RomaIT1.000.000EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
Srl
Enel Minnesota Holdings MinneapolisUS-USDIntegraleEGP Geronimo Holding 100%100%
LLCCompany Inc.
Enel Mobility Chile Santiago del CL504.094.780 CLPIntegraleEnel Chile SA100%65%
SpACile
Enel Nevkan Inc.WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Enel North America Inc.AndoverUS50 USDIntegraleEnel SpA100%100%
Enel Operations Canada AlbertaCA1.000 CADIntegraleEnel Green Power 100%100%
LtdCanada Inc.
Enel Am\u00e9ricas SA0%
Enel Panam\u00e1 CAM SrlPanama CityPA3.001USDIntegrale47%
Enel Colombia SA ESP100%
Enel Per\u00fa San MiguelPE1.000 PENIntegraleEnel Am\u00e9ricas SA100%82%
SAC
Enel Produzione RomaIT1.800.000.000 EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
SpA
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel Reinsurance
- Compagnia di RomaIT3.000.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Riassicurazione SpA
Enel Colombia SA ESP1%
Enel Renovable SrlPanama CityPA60.320USDIntegrale47%
Enel Panam\u00e1 CAM Srl99%
Enel Green Power Global 100%
Enel Rinnovabile SA de CvCitt\u00e0 MX12.645.490.022MXNIntegraleInvestment BV100%
del MessicoEnel Green Power M\u00e9xico 0%
S de RL de Cv
Enel Roadrunner Solar Enel Green Power
Project Holdings II LLCAndoverUS-USDIntegraleRoadrunner Solar Project 100%100%
Holdings II LLC
Enel Roadrunner Solar Enel Green Power
Project Holdings LLCDoverUS100USDIntegraleRoadrunner Solar Project 100%100%
Holdings LLC
Enel Green Power M\u00e9xico 46%
S de RL de Cv
Enel Services M\u00e9xico SA Citt\u00e0 Enel Green Power SpA54%
de Cvdel MessicoMX6.339.849MXNIntegrale100%
Enel Guatemala SA0%
Enel Rinnovabile SA 0%
de Cv
Enel Sole RomaIT4.600.000EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
Srl
Enel Solu\u00e7\u00f5es Energ\u00e9ticas Enel Brasil SA100%
LtdaRio de JaneiroBR42.863.000BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Enel Texkan WilmingtonUS100USDIntegraleChi Power Inc.100%100%
Inc.
Enel Trading Enel Am\u00e9ricas SA55%
Argentina SrlBuenos AiresAR14.012.000ARSIntegrale82%
Enel Argentina SA45%
Enel Trading Brasil SARio de Janeiro BR54.280.312BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Enel Trading North WilmingtonUS10.000.000 USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
America LLC
Enel Uruguay MontevideoUY20.000 UYUIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Enel Vayu (Project 2) GurugramIN45.000.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Enel X Advisory Services FrancoforteDE50.000EURIntegraleEnel X Advisory Services 100%100%
Germany GmbHSrl
Enel X Advisory Services TokyoJP100.000.000JPYIntegraleEnel X Advisory Services 100%100%
Japan GKSrl
Enel X Advisory Services BostonUS-USDIntegraleEnel X Advisory Services 100%100%
North America Inc.Srl
Enel X Advisory Services RomaIT-EURIntegraleEnel X Srl100%100%
Srl
Enel X Advisory Services LondraGB30.000GBPIntegraleEnel X Advisory Services 100%100%
UK Limited Srl
Enel X Advisory Services BostonUS-USDIntegraleEnel X Advisory Services 100%100%
USA LLCNorth America Inc.
Enel X Argentina SAUBuenos AiresAR127.800.000ARSIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel X Australia Holding MelbourneAU45.424.578AUDIntegraleEnel X International Srl100%100%
(Pty) Ltd
Enel X Australia (Pty) LtdMelbourneAU24.209.880 AUDIntegraleEnergy Response 100%100%
Holdings (Pty) Ltd
Enel X Brasil Enel X Advisory Services
Gerenciamento de SorocabaBR5.538.403BRLIntegraleSrl100%100%
Energia Ltda
Enel X Brasil San PaoloBR903.325.892BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Enel X Canada LtdMississaugaCA1.000CADIntegraleEnel North America Inc.100%100%
Enel X Chile SpASantiago CL2.837.737.149CLPIntegraleEnel Chile SA100%65%
del Cile
Enel X Colombia SAS ESPBogot\u00e0CO230.368.000 COPIntegraleEnel Colombia SA 100%47%
ESP
Enel X Demand Response San Paolo BR2.000.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA100%82%
SA
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enel X Demand Response BostonUS100 USDIntegraleEnel X North America Inc.100%100%
LLC
Enel X Federal LLCBostonUS5.000USDIntegraleEnel X North America Inc.100%100%
Enel X Germany GmbHBerlinoDE25.000EURIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel X International SrlRomaIT100.000EURIntegraleEnel X Srl100%100%
Enel X Ireland LimitedDublinoIE10.841EURIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel X Italia RomaIT200.000EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
Srl
Enel X Japan KKTokyoJP1.030.000.000JPYIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel X KOMIPO Solar SeoulKR11.054.000.000KRWIntegraleEnel X Korea Limited80%80%
Limited
Enel X Korea LimitedSeoulKR11.800.000.000KRWIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
Enel X M\u00e9xico S de RL Citt\u00e0MX264.303.595 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de Cvdel MessicoEnel X International Srl100%
Enel X Mobilidade Urbana San PaoloBR163.642.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA100%82%
SA
Enel X New Zealand WellingtonNZ313.606AUDIntegraleEnergy Response 100%100%
LimitedHoldings (Pty) Ltd
Enel X North America Inc.BostonUS1.000USDIntegraleEnel North America Inc.100%100%
Enel X Polska Sp. VarsaviaPL12.275.150PLNIntegraleEnel X Ireland Limited100%100%
zo o
Enel X Rus LLCMoscaRU8.000.000 RUBIntegraleEnel X International Srl99%99%
Enel X RomaIT1.050.000 EURIntegraleEnel SpA100%100%
Srl
Enel X Services India Enel X International Srl100%
Private LimitedMumbaiIN1.497.290INRIntegrale100%
Enel X North America Inc.0%
Enel X Taiwan Co. TaipeiTW271.100.000TWDIntegraleEnel X Ireland Limited100%100%
Ltd
Enel X UK LimitedLondraGB32.638GBPIntegraleEnel X International Srl100%100%
Enel X Way (Shanghai) ShanghaiCN14.287.305CNYIntegraleEnel X Way Srl100%100%
Co. Ltd
Enel Brasil SA20%
Enel X Way Brasil SARio de JaneiroBR37.045.337BRLIntegrale96%
Enel X Way Srl80%
Enel X Way Canada VancouverCA-CADIntegraleEnel X Way Srl100%100%
Holding Ltd
Enel X Way Chile Santiago del Enel Chile SA62%
SpACileCL19.329.589.733CLPIntegrale78%
Enel X Way Srl38%
Enel X Way Enel Colombia SA ESP40%79%
Colombia SASBogot\u00e0CO15.036.000.000COPIntegrale
Enel X Way Srl60%
Enel X Way Germany BerlinoDE25.000 EURIntegraleEnel X Way Srl100%100%
GmbH
Enel X Way Italia RomaIT5.000.000 EURIntegraleEnel X Way Srl100%100%
Srl
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
Enel X Way M\u00e9xico SA Citt\u00e0MX6.479.171MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de Cvdel MessicoEnel X Way Srl100%
Enel X Way North America San CarlosUS-USDIntegraleEnel X Way Srl100%100%
Inc.
Enel X Way Per\u00fa Enel Per\u00fa SAC20%
SACLimaPE13.395.500PENIntegrale96%
Enel X Way Srl80%
Enel X Way RomaIT6.026.000EURIntegraleEnel SpA100%100%
Srl
Enel X Way USA LLCSan CarlosUS-USDIntegraleEnel X Way North 100%100%
America Inc.
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Enelpower Contractor
and Development Saudi RiyadhSA5.000.000 SARIntegraleEnelpower Srl51%51%
Arabia Ltd
Enelpower do Brasil LtdaRio de JaneiroBR55.449.064BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Enelpower MilanoIT2.000.000EURIntegraleEnel SpA100%100%
Srl
Energ\u00eda Base Natural SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Energ\u00eda Ceuta XXI
Comercializadora de CeutaES65.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
Referencia SAU
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego SLUMadridES3.576EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna MadridES3.413EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
SLUEspa\u00f1a SLU
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal SLUMadridES3.250EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Energ\u00eda Global de M\u00e9xico Citt\u00e0 MX50.000MXNIntegraleEnel Green Power SpA99%99%
(Enermex) SA de Cvdel Messico
Energ\u00eda Limpia de Citt\u00e0 Tenedora de Energ\u00eda
Amistad SA de Cvdel MessicoMX33.452.769MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Energ\u00eda Limpia de Palo Citt\u00e0 Tenedora de Energ\u00eda
Alto SA de Cvdel MessicoMX673.583.489 MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
Energ\u00eda Limpia de Puerto Citt\u00e0 MX2.953.980MXNIntegraleS de RL de Cv100%
Libertad S de RL de Cvdel MessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Energ\u00eda Marina SpASantiago del CL2.404.240.000CLPEquityEnel Green Power 25%16%
CileChile SA
Energ\u00eda Neta Sa Caseta Palma ES9.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Llucmajor SLUde MallorcaEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Energ\u00eda XXI
Comercializadora de MadridES2.000.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
Referencia SLU
Energ\u00eda y Naturaleza SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Energ\u00edas Alternativas del Las Palmas de ES546.919 EURIntegraleEnel Green Power 55%39%
Sur SLGran CanariaEspa\u00f1a SLU
Energ\u00edas de Arag\u00f3n I SLUSaragozzaES3.200.000EURIntegraleEndesa SA100%70%
Energ\u00edas de Graus SaragozzaES1.298.160EURIntegraleEnel Green Power 67%47%
SLEspa\u00f1a SLU
Energ\u00edas Especiales de Santiago de ES270.450EURIntegraleEnel Green Power 97%68%
Care\u00f3n SACompostelaEspa\u00f1a SLU
Energ\u00edas Especiales del MadridES9.210.840EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Alto Ulla SAUEspa\u00f1a SLU
Energ\u00edas Especiales del Torre ES1.635.000EUREquityEnel Green Power 50%35%
Bierzo SAdel BierzoEspa\u00f1a SLU
Envatios Promoci\u00f3n I SLU8%
Energ\u00edas Limpias de SivigliaES5.688EUREquityEnvatios Promoci\u00f3n 8%16%
Carmona SLII SLU
Envatios Promoci\u00f3n 8%
III SLU
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Energ\u00edas Renovables La Citt\u00e0 MX3.011.133.575 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
Mata SA de Cvdel MessicoEnel Rinnovabile 0%
SA de Cv
Energie Electrique de TangeriMA306.160.000 MADEquityEndesa Generaci\u00f3n SAU32%22%
Tahaddart SA
Energotel ASBratislavaSK2.191.200 EUR-Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS20%7%
Energy Podium Single MaroussiGR4.003EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member Private CompanySingle Member SA
Energy Response MelbourneAU52.128.517 AUDIntegraleEnel X Australia Holding 100%100%
Holdings (Pty) Ltd(Pty) Ltd
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
EnergyQ1BESS SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel Libra Flexsys Srl100%51%
EnerNOC GmbHMonacoDE25.000 EURIntegraleEnel X North 100%100%
America Inc.
EnerNOC Ireland LimitedDublinoIE10.589 EURIntegraleEnel X Ireland Limited100%100%
EnerNOC UK II LondraGB21.000GBPIntegraleEnel X UK Limited100%100%
Limited
Enigma Green Power MadridES3.000 EURIntegraleShark Power SLU100%70%
1 SLU
Entech Utility Service LuthervilleUS1.500USDIntegraleEnel X North 100%100%
Bureau Inc.America Inc.
Envatios Promoci\u00f3n I SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Envatios Promoci\u00f3n II SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Envatios Promoci\u00f3n III SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Envatios Promoci\u00f3n MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
XX SLUEspa\u00f1a SLU
Eojin Wind Power Co. LtdSeoulKR301.000.000 KRWIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
E\u00f3lica Valle del Ebro SASaragozzaES3.561.343 EURIntegraleEnel Green Power 50%35%
Espa\u00f1a SLU
Enel Green Power M\u00e9xico 57%
E\u00f3lica Zopiloapan Citt\u00e0 S de RL de Cv
SA de Cvdel MessicoMX1.877.201.544MXNIntegraleEnel Green Power 100%
Partecipazioni Speciali 43%
Srl
E\u00f3licas de Agaete SLLas Palmas de ES240.400EURIntegraleEnel Green Power 80%56%
Gran CanariaEspa\u00f1a SLU
E\u00f3licas de Fuencaliente Las Palmas de ES216.360 EURIntegraleEnel Green Power 55%39%
SAGran CanariaEspa\u00f1a SLU
E\u00f3licas de Fuerteventura Puerto del ES4.558.427EUREquityEnel Green Power 40%28%
AIERosarioEspa\u00f1a SLU
E\u00f3licas de la Patagonia SABuenos AiresAR480.930 ARSEquityEnel Green Power 50%35%
Espa\u00f1a SLU
E\u00f3licas de Lanzarote SLLas Palmas de ES1.758.226 EUREquityEnel Green Power 40%28%
Gran CanariaEspa\u00f1a SLU
E\u00f3licas de Tenerife AIESanta Cruz de ES420.708 EUREquityEnel Green Power 50%35%
TenerifeEspa\u00f1a SLU
E\u00f3licos de Tirajana SLLas Palmas de ES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 60%42%
Gran CanariaEspa\u00f1a SLU
Epresa Energ\u00eda Puerto RealES2.500.000 EUREquityEndesa SA50%35%
SA
Principia Energy
Ermis 2 Energeiaki SAGrevenaGR25.000 EUREquityGeneration Single 0%0%
Member SA
E-Solar 2 SrlRomaIT2.500EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
E-Solar 4 SrlRomaIT2.500EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
E-Solar SrlRomaIT2.500EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Essaouira Wind FarmCasablancaMA300.000MADEquityNareva Enel Green Power 70%35%
Morocco SA
Estonian Solar Holdings AndoverUS1USDIntegraleEGP Estonian Solar 100%100%
LLCHoldings LLC
Estonian Solar PPA LLCAndoverUS1USDIntegraleEGP North America 100%100%
PPA LLC
European Energy LipsiaDE40.050.000EUR-Enel Global Trading SpA2%2%
Exchange AG
EV Gravitational Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Envatios Promoci\u00f3n I SLU3%
Evacuaci\u00f3n Carmona Envatios Promoci\u00f3n
400-220 kV Renovables SivigliaES9.066EUREquityII SLU3%7%
SLEnvatios Promoci\u00f3n
III SLU3%
Evolution Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Ewiva MilanoIT1.000.000 EUREquityEnel X Way Srl50%50%
Srl
Expedition Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Explorer Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Explotaciones E\u00f3licas de SaragozzaES3.505.000EURIntegraleEnel Green Power 70%49%
Escucha SAEspa\u00f1a SLU
Explotaciones E\u00f3licas El SaragozzaES3.230.000EURIntegraleEnel Green Power 74%52%
Puerto SAEspa\u00f1a SLU
Explotaciones E\u00f3licas Enel Green Power
Santo Domingo de SaragozzaES100.000 EURIntegraleEspa\u00f1a SLU51%36%
Luna SA
Explotaciones E\u00f3licas SaragozzaES5.488.500EURIntegraleEnel Green Power 65%46%
Saso Plano SAEspa\u00f1a SLU
Explotaciones E\u00f3licas SaragozzaES8.046.800EURIntegraleEnel Green Power 90%63%
Sierra Costera SAEspa\u00f1a SLU
Explotaciones E\u00f3licas SaragozzaES4.200.000 EURIntegraleEnel Green Power 90%63%
Sierra La Virgen SAEspa\u00f1a SLU
Falls Park Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Farrier Station Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Fayette Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Fazenda Aroeira
Empreendimento de Rio de JaneiroBR2.362.046BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energia Ltda
Fence Post Solar Holdings AndoverUS1USDIntegraleEnel Green Power Fence 100%100%
LLCPost Solar Holdings LLC
Fence Post Solar Project AndoverUS-USDIntegraleFence Post Solar 100%100%
LLCHoldings LLC
Fenner Wind Holdings DoverUS100USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Field Day SolarAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Finocchiara Solar SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Flat Rock Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Cohuna Solar Trust33%
Flat Rocks Girgarre SydneyAU120AUDEquityFlat Rocks One Wind 33%50%
Cohuna FinCo (Pty) LtdTrust
Girgarre Solar Trust33%
Flat Rocks One Wind SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Flat Rocks One Wind SydneyAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Flat Rocks One Wind SydneyAU100AUDEquityFlat Rocks One Wind 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Flat Rocks One Wind SydneyAU100AUDEquityFlat Rocks One Wind 100%50%
TrustHolding Trust
Flat Top Solar Project LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Flint Rock Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Florence Hills LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Flowing Spring Farms LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Fontib\u00f3n ZE Bogot\u00e0CO434.359.750 COPEquityBogot\u00e1 ZE SAS100%9%
SAS
F\u00f3tons de Santo Anchieta Rio de Janeiro BR577.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Fotovoltaica Yunclillos SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Fourmile Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Fox Run Energy Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Franklintown Farm LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Enel Energy Storage
Freedom Energy Storage AndoverUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
French Quarter Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s BarcellonaES9.000 EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU61%43%
SL
Frontiersman Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
FRV Corchitos I SLUMadridES75.800EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
FRV Corchitos II Solar SLUMadridES22.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRV Gibalb\u00edn - Jerez SLUMadridES23.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRV Tarifa SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRV Villalobillos SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRV Zamora Solar 1 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRV Zamora Solar 3 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FRWF Stage 1 (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd
Fundamental Recognized AndorraES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Systems SLUEspa\u00f1a SLU
Furatena Solar 1 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
FV Andrea Solar SLUMadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FV Campos Solar SLUMadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FV La Cerca SLUMadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FV Menaute SLUMadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
FV Santa Mar\u00eda SLUMadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Ganado Solar Holdings Enel Green Power
LLCAndoverUS1USDIntegraleGanado Solar Holdings 100%100%
LLC
Ganado Solar LLCAndoverUS-USDIntegraleGanado Solar Holdings 100%100%
LLC
Ganado Storage LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Garob Wind Farm (RF) JohannesburgZA100ZAREquityEnel Green Power RSA 2 55%28%
(Pty) Ltd(RF) (Pty) Ltd
Gas y Electricidad Palma de ES213.775.700EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n SAU100%70%
Generaci\u00f3n SAUMallorca
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Gauley Hydro WilmingtonUS-USDEquityGRPP Holdings LLC100%50%
LLC
Gauley River Management WillisonUS1USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
Generadora de Occidente Citt\u00e0 del Enel Colombia SA ESP99%
SAGuatemalaGT16.262.000GTQIntegrale47%
Enel Guatemala SA1%
Generadora Montecristo Citt\u00e0 del Enel Colombia SA ESP100%
SAGuatemalaGT3.820.000 GTQIntegrale47%
Enel Guatemala SA0%
Generadora Solar Austral Panama CityPA10.000 USDIntegraleEnel Panam\u00e1 CAM Srl100%47%
SA
Generadora Solar de Panama CityPA10.000USDIntegraleEnel Panam\u00e1 CAM Srl100%47%
Occidente SA
Generadora Solar El Panama CityPA10.000USDIntegraleEnel Panam\u00e1 CAM Srl100%47%
Puerto SA
Geot\u00e9rmica del Norte SASantiago CL326.577.419.702 CLPIntegraleEnel Green Power 85%55%
del CileChile SA
Gibson Bay Wind Farm JohannesburgZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power South 60%60%
(RF) (Pty) LtdAfrica (Pty) Ltd
Girgarre Solar Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Girgarre Solar Holding SydneyAU10AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Girgarre Solar (Pty) LtdSydneyAU-AUDEquityGirgarre Solar Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Girgarre Solar TrustSydneyAU10AUDEquityGirgarre Solar Holding 100%50%
Trust
Glass Top Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Global Commodities LondraGB4.042.375GBP-Enel Global Trading SpA5%5%
Holdings Limited
Globyte SASan Jos\u00e9CR910.000CRC-Enel Costa Rica CAM SA10%5%
Gloucester Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
GNL Chile SASantiago del CL3.026.160USDEquityEnel Generaci\u00f3n Chile SA33%20%
Cile
Golden Terrace Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Goodwell Wind Project WilmingtonUS-USDEquityOrigin Goodwell Holdings 100%10%
LLCLLC
Goose Foot Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Gooseneck Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Gorona del Viento El Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de
Hierro SAValverdeES30.936.736EUREquityCanarias Generaci\u00f3n 23%16%
SAU
Grand Prairie Solar Project AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Gridspertise Iberia MadridES3.000EUREquityGridspertise Srl100%50%
SL
Gridspertise India Private GurugramIN19.759.130INREquityGridspertise Srl100%50%
Limited
Enel Brasil SA0%
Gridspertise Latam SASan PaoloBR2.010.000BRLEquity50%
Gridspertise Srl100%
Gridspertise RomaIT7.500.000EUREquityEnel Grids Srl50%50%
Srl
Gridspertise DoverUS160.000USDEquityGridspertise Srl100%50%
LLC
GRPP Holdings LLCAndoverUS2USDEquityEGPNA REP Holdings LLC50%50%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Guayepo Solar III SAS ESPBogot\u00e0CO1.000.000COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
Guayepo SolarBogot\u00e0CO1.000.000COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
SAS
Guir Wind FarmCasablancaMA10.000MADIntegraleEnel Green Power 100%100%
Morocco S\u00e0rl
GulfStar Power LLCAndoverUS1USDIntegraleGulfstar Solar Holdings 100%100%
LLC
Gulfstar Solar Holdings Enel Green Power
LLCAndoverUS1USDIntegraleGulfstar Solar Holdings 100%100%
LLC
Gusty Hill Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Hadley Ridge LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Hamilton County Solar AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Hamlet Mill Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Hansborough Valley Solar -US-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Harmony Plains Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Harrogate BESS Holding BarangarooAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Harrogate BESS Holding BarangarooAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Harrogate BESS (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityHarrogate BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Harrogate BESS TrustSydneyAU100AUDEquityHarrogate BESS Holding 100%50%
Trust
Hastings Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Heartland Farms Wind WilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Heywood BESS Holding BarangarooAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Heywood BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Heywood BESS (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityHeywood BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Heywood BESS TrustSydneyAU100AUDEquityHeywood BESS Holding 100%50%
Trust
Hidroel\u00e9ctrica de BarcellonaES126.210EURIntegraleEndesa SA100%70%
Catalunya SLU
Hidroel\u00e9ctrica de Ourol SLLa Coru\u00f1aES1.608.200EUREquityEnel Green Power 30%21%
Espa\u00f1a SLU
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Hidroelectricidad del ColimaMX30.889.736.000MXNIntegraleS de RL de Cv100%
Pac\u00edfico S de RL de CvEnel Rinnovabile SA 0%
de Cv
Hidroflamicell SLBarcellonaES78.120EURIntegraleHidroel\u00e9ctrica de 75%53%
Catalunya SLU
Enel Am\u00e9ricas SA42%
Hidroinvest SABuenos AiresAR55.312.093ARSIntegrale80%
Enel Argentina SA55%
HIF H2 SpASantiago del CL6.303.000USDEquityEnel Green Power 50%32%
CileChile SA
High Chaparral Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
High Lonesome Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
High Lonesome Wind WilmingtonUS100USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
High Lonesome Wind BostonUS100USDIntegraleHigh Lonesome Wind 100%100%
Power LLCHoldings LLC
High Noon Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Hilltopper Wind Holdings WilmingtonUS1.000USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Hispano Generaci\u00f3n de Jerez de los ES3.500EURIntegraleEnel Green Power 51%36%
Energ\u00eda Solar SLCaballerosEspa\u00f1a SLU
Honey Stone Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Honeybee Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Honeywine Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Hope Creek LLCCrestviewUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Hope Ridge Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Horse Run Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Horse Wrangler Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Hubject eRoaming
Technology (Shanghai) ShangaiCN12.668.016CNY-Hubject GmbH100%13%
Co. Ltd
Hubject Financial Services BerlinoDE25.000EUR-Hubject GmbH100%13%
GmbH
Hubject GmbHBerlinoDE65.943 EUR-Enel X Way Srl13%13%
Hubject Inc.Santa MonicaUS100.000 USD-Hubject GmbH100%13%
Ice Fotovoltaicos MadridES3.000 EUREquityEnel Green Power 50%35%
Villameca SLEspa\u00f1a SLU
Idalia Park Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Idrosicilia MilanoIT22.520.000EUREquityEnel SpA1%1%
SpA
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
IIK Energ\u00eda de Dzemul SA Citt\u00e0 del MX6.204.259 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Ilary Energia SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel Libra Flexsys Srl100%51%
Impofu Cluster Investment GautengZA2.000.000 ZAREquityEnel Green Power RSA 51%25%
SPV (RF) (Pty) Ltd(Pty) Ltd
Infraestructura de Enel Green Power
Evacuaci\u00f3n Pe\u00f1aflor 220 MadridES3.500EUREquityEspa\u00f1a SLU41%29%
kV SL
Puerto Santa Mar\u00eda 50%
Infraestructuras Palos MadridES3.000EURIntegraleEnerg\u00eda I SLU70%
220 SLPuerto Santa Mar\u00eda 50%
Energ\u00eda II SLU
Infraestructuras San Enel Green Power
Serv\u00e1n 220 MadridES12.000 EUREquityEspa\u00f1a Solar 1 SLU31%11%
SL
Aranort Desarrollos SLU6%
Infraestructuras San MadridES90.000EUREquityBaylio Solar SLU6%7%
Serv\u00e1n Set 400 SL
Furatena Solar 1 SLU6%
Ingwe Solar Power Plant GautengZA1.000 ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
(RF) (Pty) Ltd
Inkolan Informaci\u00f3n y Edistribuci\u00f3n Redes
Coordinaci\u00f3n de Obras BilbaoES84.142EUR-Digitales SLU14%10%
AIE
Aranort Desarrollos SLU8%
Instalaciones San Serv\u00e1n MadridES11.026 EUREquityBaylio Solar SLU8%8%
II 400 SL
Furatena Solar 1 SLU8%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
International Multimedia -IT24.000EUR-Enel Italia SpA13%13%
University Srl in fallimento
Ipsomata DPGU Single MaroussiGR30.000 EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member Private CompanySingle Member SA
Iris Bloom Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Iron Belt Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Iron Bull Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Irradiance Draw Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Isamu Ikeda Energia SANiter\u00f3iBR31.753.476BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Italgest Energy (Pty) LtdJohannesburgZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Africa (Pty) Ltd
Jack River LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Jackrabbit Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Jade Energia Rio de Janeiro BR7.283.953BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Ltda
Jamboree Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Jessica Mills LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Julep Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Julia Hills LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Junia Insurance SrlMosciano IT10.000EUREquityMooney Group SpA100%50%
Sant\u2019Angelo
Juniper Canyon Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Keeneys Creek Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Ken Renewables India GurugramIN12.100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
King Branch Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Enel Energy Storage
Kingston Energy Storage WilmingtonUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Enel Green Power M\u00e9xico 100%
Kino Contractor SA de CvCitt\u00e0 MX1.000.100MXNIntegraleS de RL de Cv100%
del MessicoEnel Rinnovabile SA 0%
de Cv
Knickerbocker Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Kokkinari DPGU Single MaroussiGR41.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member Private CompanySingle Member SA
Korea Line CorporationSeoulKR122.132.520.000 KRW-Enel Global Trading SpA0%0%
Koukos Energy Single MaroussiGR4.006EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member Private CompanySingle Member SA
Kromschroeder SAL\u2019Hospitalet ES627.126EUREquityEndesa Medios y 29%21%
de LlobregatSistemas SLU
Kutlwano Solar Power GautengZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Plant (RF) (Pty) Ltd
Lake Emily Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Lake Pulaski Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Land Run Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Land Run Wind Project DoverUS100USDIntegraleSundance Wind Project 100%100%
LLCLLC
Lantana Springs AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Hydrogen Project LLC
Lantern Trail Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Lariat Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Lasso Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Latam Solar Energ\u00edas Bogot\u00e0 CO8.000.000 COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
Renovables SAS
Latam Solar Fotovoltaica Bogot\u00e0CO8.000.000 COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
Fundaci\u00f3n SAS
Latam Solar Fotovoltaica Bogot\u00e0CO8.000.000 COPIntegraleEnel Colombia SA ESP100%47%
Sahagun SAS
Lathrop Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Laural Grove Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Lawrence Creek Solar LLCMinneapolisUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Lebanon Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Legacy Blossom Enel Alberta Storage Inc.0%
Storage Project Limited CalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
PartnershipCanada Inc.100%
Lemonade Solar Project AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Lerato Solar Power Plant GautengZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
(RF) (Pty) Ltd
Enel Energy Storage
Liberty Energy Storage AndoverUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Light Cirrus Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Lily Solar Holdings LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Green Power Lily 100%100%
Solar Holdings LLC
Lily Solar LLCAndoverUS-USDIntegraleLily Solar Holdings LLC100%100%
Lindahl Wind Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEGPNA Preferred Wind 100%100%
LLCHoldings LLC
Lindahl Wind Project LLCWilmingtonUS-USDIntegraleLindahl Wind Holdings 100%100%
LLC
Little Elk Wind Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Little Elk Wind Project LLCWilmingtonUS-USDIntegraleLittle Elk Wind Holdings 100%100%
LLC
Little Salt Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Energy Storage
Litus Energy Storage LLCAndoverUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
Energy Storage Holdings
LLC)
Loira de Log\u00edstica 10 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 2 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 3 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 4 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 5 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 6 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Loira de Log\u00edstica 7 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 8 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica 9 SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Loira de Log\u00edstica SL MadridES3.000EURIntegraleEndesa Energ\u00eda SAU100%70%
(Sociedad Unipersonal)
Lone Pine Wind Inc.AlbertaCA-CAD-Enel Green Power 10%10%
Canada Inc.
Lone Pine Wind Project LPAlbertaCA-CADEquityEnel Green Power 10%10%
Canada Inc.
Lucas Sostenible SLMadridES1.099.775 EUREquityEnel Green Power 35%12%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Luminary Highlands Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Luz de Alagoinhas AlagoinhasBR9.350.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA80%66%
SA
Luz de Angra Energia SARio de JaneiroBR14.304.790BRLIntegraleEnel X Brasil SA51%42%
Luz de Caruaru Energia Rio de JaneiroBR21.027.600BRLIntegraleEnel X Brasil SA51%42%
SA
Luz de Cataguases CataguasesBR4.800.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA60%49%
SA
Luz de Caxias do Sul SARio de JaneiroBR31.017.000BRLIntegraleEnel X Brasil SA80%66%
Luz de Itanha\u00e9m Itanha\u00e9mBR22.700.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA60%49%
SA
Luz de Jaboat\u00e3o Energia Rio de Janeiro BR21.114.200 BRLIntegraleEnel X Brasil SA51%42%
SA
Luz de Macap\u00e1 Energia Rio de JaneiroBR24.338.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA51%42%
SA
Luz de Maring\u00e1 Rio de JaneiroBR35.109.625 BRLIntegraleEnel X Brasil SA80%66%
SA
Luz de Ponta Grossa SA Rio de JaneiroBR17.889.000 BRLIntegraleEnel X Brasil SA80%66%
Libyan Italian Joint
Company - Azienda TripoliLY1.350.000 EUR-Enelpower Srl0%0%
Libico-Italiana (A.L.I)
Maicor Wind SrlRomaIT20.850.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Mansar Renewable Energy GurgaonIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Maple Run Solar Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Mar\u00eda Renovables SLSaragozzaES3.000 EUREquityEnel Green Power 45%32%
Espa\u00f1a SLU
Enel X Advisory Services 100%
Marshoy Energy Advisory MumbaiIN313.709.000INRIntegraleSrl100%
Services Private LimitedEnel X Advisory Services 0%
UK Limited
Marte SrlRomaIT6.100.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Marudhar Wind Energy GurugramIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Enel Green Power M\u00e9xico 67%
M\u00e1s Energ\u00eda S de RL Citt\u00e0 del MX61.873.926 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 33%
de Cv
Mason Jar Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Mason Mountain Wind WilmingtonUS-USDIntegralePadoma Wind Power LLC100%100%
Project LLC
Matrigenix (Pty) LtdJohannesburgZA1.000ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Africa (Pty) Ltd
Maty Energia SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
McBride Wind Project LLCWilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Merit Wind Project LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Metro Wind LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Mexicana de Citt\u00e0 del Enel Green Power M\u00e9xico
Hidroelectricidad MessicoMX181.726.501MXNIntegraleS de RL de Cv100%100%
Mexhidro S de RL de Cv
MibgasMadridES3.000.000EUR-Endesa SA1%1%
SA
Midelt Wind Farm SACasablancaMA145.000.000MADEquityNareva Enel Green Power 70%35%
Morocco SA
Millstone Junction Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Energ\u00eda Base Natural SLU5%
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego 8%
SLU
Minglanilla Renovables ValenciaES-EURProporzionaleEnerg\u00eda E\u00f3lica Galerna 9%22%
400 kV AIESLU
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal 9%
SLU
Energ\u00eda y Naturaleza SLU5%
Minicentrales Acequia Ejea de Los ES3.346.993EUR-Enel Green Power 5%4%
Cinco Villas AIECaballerosEspa\u00f1a SLU
Minicentrales del Canal de Ejea de Los ES1.202.000EUR-Enel Green Power 15%11%
Las B\u00e1rdenas AIECaballerosEspa\u00f1a SLU
Minicentrales del Canal SaragozzaES1.820.000EUREquityEnel Green Power 37%26%
Imperial-Gallur SLEspa\u00f1a SLU
Mira Energy (Pty) LtdJohannesburgZA100ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Africa (Pty) Ltd
MO Land Holdings 1358 AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Mologa BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
(Pty) Ltd
Mologa BESS Holding SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Trust
Mologa BESS (Pty) LtdSydneyAU100AUDEquityMologa BESS Holding 100%50%
(Pty) Ltd
Mologa BESS TrustSydneyAU100AUDEquityMologa BESS Holding 100%50%
Trust
Monte Reina Renovables MadridES4.000EUREquityFRV Zamora Solar 1 SLU21%14%
SL
Montrose Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Moonbeam Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Mooney Group SpAMilanoIT10.050.000 EUREquityEnel X Srl50%50%
Mooney MilanoIT87.833.331EUREquityMooney Group SpA100%50%
SpA
Mooney Servizi MilanoIT8.549.999 EUREquityMooney Group SpA100%50%
SpA
Morgan Branch Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Morning Light Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Mountrail Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Mucho Viento Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Mule Bit Wind Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Muskegon County Solar AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Muskegon Green Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Mustang Run Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Mooney Servizi SpA30%
myCicero SrlSenigalliaIT1.142.857 EUREquity39%
Pluservice Srl70%
Nabb Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Napolean Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Nareva Enel Green Power CasablancaMA98.750.000MADEquityEnel Green Power 50%50%
Morocco SAMorocco S\u00e0rl
Neugemacht Francoforte DE25.000EUREquityGridspertise Srl51%26%
GmbH
Nevkan Renewables LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Nevkan Inc.100%100%
New York Distributed BostonUS-USDIntegraleEnel X North America Inc.100%100%
Storage Projects LLC
Ngonye Power Company Enel Green Power Solar
LimitedLusakaZM10ZMWIntegraleNgonye SpA (ex Enel 80%80%
Green Power Africa Srl)
Nojoli Wind Farm (RF) JohannesburgZA10.000.000 ZARIntegraleEnel Green Power South 60%60%
(Pty) LtdAfrica (Pty) Ltd
North English Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
North Rock Wind LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Northland Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Northstar Wind Project AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Northwest Hydro WilmingtonUS-USDIntegraleChi West LLC100%100%
LLC
Notch Butte Hydro WilmingtonUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Company Inc.America Inc.
Novolitio Recuperaci\u00f3n de PonferradaES180.000 EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU45%32%
Bater\u00edas SL
Nuclenor SAValle de ES5.406.000 EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU50%35%
Tobalina
Nuove Energie SrlPorto IT5.204.029 EURIntegraleEnel Global Trading SpA100%100%
Empedocle
Nxuba Wind Farm (RF) JohannesburgZA1.000 ZAREquityEnel Green Power RSA 2 51%26%
(Pty) Ltd(RF) (Pty) Ltd
Ochrana A Bezpecnost Kaln\u00e1 Nad SK33.194EUREquitySlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS100%33%
Se SroHronom
Olathe Solar I LLCAndoverUS1 USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Old Sport Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Olivum PV Farm 01 SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
OMIP - Operador do Endesa Generaci\u00f3n
Mercado Ib\u00e9rico (Portugal) LisbonaPT2.610.000 EUR-Portugal SA5%4%
SGPS SA
Open Range Wind Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Operador del Mercado
Ib\u00e9rico de Energ\u00eda - Polo MadridES1.999.998 EUR-Endesa SA5%4%
Espa\u00f1ol SA
Operadora Distrital de Bogot\u00e0CO12.500.000.000COPEquityEnel Colombia SA ESP20%9%
Transporte SAS
Orchid Acres Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Origin Goodwell Holdings WilmingtonUS-USDEquityEGPNA Wind Holdings 100%10%
LLC1 LLC
Origin Wind Energy LLCWilmingtonUS-USDEquityOrigin Goodwell Holdings 100%10%
LLC
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Osage Wind Holdings LLCWilmingtonUS100USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Osage Wind LLCWilmingtonUS-USDIntegraleOsage Wind Holdings 100%100%
LLC
Oxagesa AIE in Alca\u00f1izES6.010EUREquityEnel Green Power 33%23%
liquidazioneEspa\u00f1a SLU
Oyster Bay Wind Farm (RF) JohannesburgZA1.000ZAREquityEnel Green Power RSA 2 55%28%
(Pty) Ltd(RF) (Pty) Ltd
Padoma Wind Power LLCElidaUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
America Inc.
Painted Rose Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Paliolivada Storage Single MaroussiGR174.001EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member SASingle Member SA
Palo Alto Farms Wind DallasUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Pampinus PV Farm 01 SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Paradise Creek Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Paravento SLParadelaES3.006EURIntegraleEnel Green Power 90%63%
Espa\u00f1a SLU
Parc E\u00f2lic La Tossa-La MadridES1.183.100EUREquityEnel Green Power 30%21%
Mola d\u2019en Pascual SLEspa\u00f1a SLU
Parc E\u00f2lic Los Aligars SLMadridES1.313.100 EUREquityEnel Green Power 30%21%
Espa\u00f1a SLU
Parco Eolico Monti RomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Sicani SrlItalia Srl
Enel Green Power M\u00e9xico 1%
Parque Amistad II SA Citt\u00e0 del MX2.589.177.005 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Enel Green Power M\u00e9xico 1%
Parque Amistad III SA Citt\u00e0 del MX1.706.287.200MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Enel Green Power M\u00e9xico 1%
Parque Amistad IV SA Citt\u00e0 del MX2.728.499.160 MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Parque E\u00f3lico A Capelada Santiago de ES5.857.704 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
SLUCompostelaEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico Belmonte MadridES120.400EURIntegraleEnel Green Power 50%35%
SAEspa\u00f1a SLU
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
Parque E\u00f3lico BR-1 SA Citt\u00e0 del MX50.000MXNIntegraleS de RL de Cv25%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Parque E\u00f3lico Carretera Las Palmas de ES1.007.000EURIntegraleEnel Green Power 80%56%
de Arinaga SAGran CanariaEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico de Santiago de ES3.606.073EURIntegraleEnel Green Power 75%53%
Barbanza SACompostelaEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico de San Santiago de ES552.920 EURIntegraleEnel Green Power 82%57%
Andr\u00e9s SACompostelaEspa\u00f1a SLU
Enel Green Power 66%
Parque E\u00f3lico de Santa Las Palmas de ES901.500EURIntegraleEspa\u00f1a SLU47%
Luc\u00eda SAGran CanariaParque E\u00f3lico de Santa 1%
Luc\u00eda SA
Parque E\u00f3lico Finca de Santa Cruz ES3.810.340EURIntegraleEnel Green Power 90%63%
Mog\u00e1n SAde TenerifeEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico Montes de MadridES6.540.000EURIntegraleEnel Green Power 76%53%
Las Navas SAEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico Muniesa MadridES3.006EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
SLUEspa\u00f1a SLU
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Parque E\u00f3lico Palmas dos Enel Brasil SA100%
Ventos LtdaSalvadorBR4.096.626BRLIntegraleEnel Green Power 82%
Desenvolvimento Ltda0%
Parque E\u00f3lico Pampa SABuenos AiresAR477.139.364 ARSIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Parque E\u00f3lico Punta de Santa Cruz ES528.880EURIntegraleEnel Green Power 52%36%
Teno SAde TenerifeEspa\u00f1a SLU
Parque E\u00f3lico Sierra del MadridES7.193.970EURIntegraleEnel Green Power 58%41%
Madero SAEspa\u00f1a SLU
Citt\u00e0 del Tenedora de Energ\u00eda
Parque Salitrillos SA de CvMessicoMX100MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Parque Solar Cauchari San Salvador AR500.000 ARSIntegraleEnel Am\u00e9ricas SA100%82%
IV SAUde Jujuy
Parque Solar Don Jos\u00e9 Citt\u00e0 del Tenedora de Energ\u00eda
SA de CvMessicoMX100MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Parque Solar Villanueva Citt\u00e0 del Tenedora de Energ\u00eda
Tres SA de CvMessicoMX306.024.631MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Enel Green Power 61%
Parque Talinay Santiago CL66.092.165.174 CLPIntegraleChile SA79%
Oriente SAdel CileEnel Green Power SpA39%
Pastis - Centro Nazionale
per la ricerca e lo sviluppo BrindisiIT2.065.000 EUR-Enel Italia SpA1%1%
dei materiali SCPA in
liquidazione
Paynesville SolarWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLCLLC
PDP Technologies Kfar SabaIL1.129.252ILS-Enel Grids Srl5%5%
Ltd
Pearl Star Wind Limited Enel Alberta Wind Inc.0%
PartnershipCalgaryCA100 CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Pebble Stream Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Peel Valley Solar Farm SydneyAU10AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd(Pty) Ltd
Peel Valley Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Peel Valley Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Peel Valley Solar Hybrid SydneyAU100 AUDEquityPeel Valley Solar Hybrid 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Endesa Generaci\u00f3n 0%
Pegop - Energia El\u00e9ctrica PegoPT50.000EUREquityPortugal SA35%
SAEndesa Generaci\u00f3n SAU50%
PH Chuc\u00e1s SASan Jos\u00e9CR100.000CRCIntegraleEnel Costa Rica CAM SA65%31%
Enel Costa Rica CAM SA33%
PH Don Pedro SASan Jos\u00e9CR100.001CRCIntegrale19%
Globyte SA67%
Enel Costa Rica CAM SA34%
PH R\u00edo Volc\u00e1n SASan Jos\u00e9CR100.001 CRCIntegrale19%
Globyte SA66%
Piebald Hill Energy AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Pike Den Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Pilesgrove Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Enel Green Power 51%
Pincher Creek LPAlbertaCA-CADIntegraleCanada Inc.51%
Pincher Creek 1%
Management Inc.
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Pincher Creek CalgaryCA100CADIntegraleEnel Green Power 51%51%
Management Inc.Canada Inc.
Pine Bluff Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Pine Island Distributed WilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
Solar LLCLLC
Playa Flat Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Pluservice SrlSenigalliaIT450.000 EUREquityMooney Servizi SpA70%35%
Point Bar Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Point Rider Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Polka Dot Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Energy Storage
Pomerado Energy Storage WilmingtonUS1 USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Potentia Energy Group SydneyAU100AUDEquityEnel Green Power SpA50%50%
(Pty) Ltd
Potentia Energy Markets MelbourneAU2AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd(Pty) Ltd
Potentia Energy (Pty) LtdSydneyAU10.000AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd
Potentia Energy Retail SydneyAU200.100AUDEquityPotentia Energy Group 100%50%
(Pty) Ltd(Pty) Ltd
Potentia Energy Ridgey SydneyAU100AUDEquityRidgey Creek BESS 100%50%
Creek BESS (Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Potentia Energy TrustSydneyAU100AUDEquityEnel Green Power SpA50%50%
PowerCrop Macchiareddu RussiIT100.000EUREquityPowerCrop SpA (ex 100%50%
SrlPowerCrop Srl)
PowerCrop Russi SrlRussiIT100.000EUREquityPowerCrop SpA (ex 100%50%
PowerCrop Srl)
PowerCrop SpA (ex RussiIT4.000.000EUREquityEnel Green Power 50%50%
PowerCrop Srl)Italia Srl
Prairie Rose Transmission MinneapolisUS-USDEquityPrairie Rose Wind LLC100%10%
LLC
Prairie Rose Wind LLCAlbanyUS-USDEquityEGPNA REP Wind 100%10%
Holdings LLC
Primavera Energia Niter\u00f3iBR36.965.445BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Principia Energy 1 Single MaroussiGR2.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Principia Energy 2 Single MaroussiGR2.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Principia Energy 3 Single MaroussiGR2.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Principia Energy 4 Single MaroussiGR2.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Principia Energy 5 Single MaroussiGR2.000EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Principia Energy
Generation Single MaroussiGR473.335.000EUREquityPrincipia Energy SA100%50%
Member SA
Principia Energy Services MaroussiGR28.737.920EUREquityPrincipia Energy SA100%50%
Single Member SA
Principia Energy SAMaroussiGR498.160.086 EUREquityEnel Green Power SpA50%50%
Principia Energy South Principia Energy
Evia Single Member SAMaroussiGR100.669.641EUREquityGeneration Single 100%50%
Member SA
Productive Solar Systems AndorraES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
SLUEspa\u00f1a SLU
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Productora de Energ\u00edas BarcellonaES60.101EUREquityEnel Green Power 30%21%
SAEspa\u00f1a SLU
Productora El\u00e9ctrica La Seu d\u2019UrgellES8.400.000EUR-Endesa SA8%6%
Urgellenca SA
Promociones Energ\u00e9ticas MadridES12.020 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
del Bierzo SLUEspa\u00f1a SLU
Enel Green Power 25%
Espa\u00f1a SLU
Promotores Mud\u00e9jar 400 SaragozzaES3.000EUREquityRenovables La Pedrera 7%24%
kV SLSLU
Renovables Mediavilla 6%
SLU
Proveedora de Citt\u00e0 Enel Green Power M\u00e9xico
Electricidad de Occidente del MessicoMX89.706.035MXNIntegraleS de RL de Cv100%100%
S de RL de Cv
Proyectos Universitarios Enel Green Power
de Energ\u00edas Renovables AlicanteES27.000EUREquityEspa\u00f1a SLU33%23%
SL
Enel Green Power
Proyectos y Soluciones Partecipazioni Speciali 100%
Renovables SACSan MiguelPE12.528.789PENIntegraleSrl100%
Enel Per\u00fa SAC0%
PSG Energy Private -IN100.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
LimitedPrivate Limited
PT Enel Green Power JakartaID10.002.740USDIntegraleEnel Green Power SpA90%90%
Optima Way Ratai
Puerto Santa Mar\u00eda MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Energ\u00eda I SLUEspa\u00f1a SLU
Puerto Santa Mar\u00eda MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Energ\u00eda II SLUEspa\u00f1a SLU
Pulida Energy (RF) (Pty) LtdJohannesburgZA10.000.000ZARIntegraleEnel Green Power South 53%53%
Africa (Pty) Ltd
Pumpkin Vine Wind AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
QPSF (Pty) SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Ltd
Quatiara Energia Niter\u00f3iBR24.144.119BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Enel Energy Storage
Queens Energy Storage AndoverUS-USDIntegraleHoldings LLC 100%100%
LLC(ex EGP Energy Storage
Holdings LLC)
Quorn Park FinCo (Pty) LtdBarangarooAU100AUDEquityQuorn Park Solar Hybrid 100%50%
Trust
Quorn Park Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Quorn Park Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Quorn Park Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityQuorn Park Solar Hybrid 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Quorn Park Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityQuorn Park Solar Hybrid 100%50%
TrustHolding Trust
Raleigh Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Ranchland Solar Project AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
Ranchland Wind Holdings AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Ranchland Wind Project AndoverUS1USDIntegraleAzureRanchII Wind 100%100%
II LLCHoldings LLC
Ranchland Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEGP North America 100%100%
PPA LLCPPA LLC
Ranchland Wind Project AndoverUS-USDIntegraleRockhaven Ranchland 100%100%
LLCHoldings LLC
Ranchland Wind Storage AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Rattlesnake Creek DelawareUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Rausch Creek Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Razorback Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
RC Wind SrlMilanoIT10.000EUR-Enel Green Power 1%1%
Italia Srl
RE Arroyo LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Reaktortest SroTrnavaSK66.389EUR-Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS49%16%
Rebuilding Agente MadridES250.000EUREquityEndesa Energ\u00eda SAU50%35%
Rehabilitador SL
Impofu Cluster
Red Cap Impofu (Pty) LtdSandtonZA120.000ZAREquityInvestment SPV (RF) 100%25%
(Pty) Ltd
Red Cap Impofu East Impofu Cluster
(Pty) LtdGautengZA35.059.068 ZAREquityInvestment SPV (RF) 100%25%
(Pty) Ltd
Red Cap Impofu West Impofu Cluster
(Pty) LtdGautengZA10.000ZAREquityInvestment SPV (RF) 100%25%
(Pty) Ltd
Red Cardinal Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Red Centroamericana de Panama CityPA2.700.000 USD-Enel SpA11%11%
Telecomunicaciones SA
Red Dirt Wind Holdings DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
I LLCAmerica Inc.
Red Dirt Wind Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Red Dirt Wind Project LLCDoverUS1USDIntegraleRed Dirt Wind Holdings 100%100%
LLC
Red Fox Wind Project LLCWilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Red Stag Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Red Top Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Red Yucca Energy Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Regal Rising Solar Project Enel Alberta Solar Inc.0%
Limited PartnershipCalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Ren Alfajar\u00edn Solar SLUMadridES3.006 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Ren Wave Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Renovables Andorra SLUMadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Baylio Solar SLU6%
Dehesa de los 6%
Guadalupes Solar SLU
Emintegral Cycle SLU17%
Renovables Brovales 400 SivigliaES5.000EUREquityEnel Green Power 6%28%
kV SLEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Enel Green Power 16%
Espa\u00f1a SLU
Furatena Solar 1 SLU6%
Seguidores Solares 6%
Planta 2 SLU
Renovables Brovales Emintegral Cycle SLU33%
Segura de Le\u00f3n 400 SivigliaES5.000EUREquityEnel Green Power 33%
kV SLEspa\u00f1a SLU31%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Renovables de Guatemala Citt\u00e0 del Enel Colombia SA ESP100%
SAGuatemalaGT1.924.465.600 GTQIntegrale47%
Enel Guatemala SA0%
Renovables La Pedrera SaragozzaES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
SLUEspa\u00f1a SLU
Enel Green Power 28%
Renovables Manzanares MadridES5.000EUREquityEspa\u00f1a SLU25%
400 kV SLStonewood Desarrollos 16%
SLU
Renovables Mediavilla SLUSaragozzaES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Renovables Teruel SLUMadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Reservoir Falls Energy AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Storage Project LLC
Rhinestone Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Ribina Renovables 400 SLPozuelo de ES3.000EUREquityEnel Green Power 40%28%
Alarc\u00f3nEspa\u00f1a SLU
Ridgey Creek BESS SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Ridgey Creek BESS SydneyAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Ridgey Creek BESS TrustSydneyAU100 AUDEquityRidgey Creek BESS 100%50%
Holding Trust
River Mill Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
River Point Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Riverbend Farms Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Enel Green Power 51%
Riverview LPAlbertaCA-CADIntegraleCanada Inc.51%
Riverview Management 1%
Inc.
Riverview Management CalgaryCA100 CADIntegraleEnel Green Power 51%51%
Inc.Canada Inc.
Riverview Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Roadrunner Solar Project AndoverUS100USDIntegraleEnel Roadrunner Solar 100%100%
LLCProject Holdings LLC
Roadrunner Storage LLCAndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Rock Creek Wind DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Holdings I LLCAmerica Inc.
Rock Creek Wind DoverUS100USDIntegraleRock Creek Wind 100%100%
Holdings II LLCHoldings LLC
Rock Creek Wind WilmingtonUS-USDIntegraleEGPNA Preferred Wind 100%100%
Holdings LLCHoldings II LLC
Rock Creek Wind Project ClaytonUS1USDIntegraleRock Creek Wind 100%100%
LLCHoldings LLC
Rock Prairie Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Rockhaven Ranchland AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Rockhaven Wind Project AndoverUS1USDIntegraleRockhaven Ranchland 100%100%
LLCHoldings LLC
Rocky Caney Holdings Oklahoma CityUS1USDEquityEnel Kansas LLC10%10%
LLC
Rocky Caney Wind LLCAlbanyUS-USDEquityRocky Caney Holdings 100%10%
LLC
Rocky Ridge Wind Project Oklahoma CityUS-USDEquityRocky Caney Wind LLC100%10%
LLC
Enel Green Power
Rodnikovskaya WPSMoscaRU6.010.000 RUBIntegraleRus Limited Liability 100%100%
Company
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Roha Renewables India GurugramIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Rolling Farms Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Rosy Range Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Ruthton Ridge LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
S4ma Developments
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105 Wroc\u0142awPL5.000PLNIntegraleEnel Green Power SpA100%100%
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
Sacme SABuenos AiresAR12.000ARSEquityEmpresa Distribuidora 50%30%
Sur SA - Edesur
Saddle House Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Salt Springs Wind Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Salto de San Rafael SLSivigliaES462.186EUREquityEnel Green Power 50%35%
Espa\u00f1a SLU
San Francisco de Borja SASaragozzaES60.000EURIntegraleEnel Green Power 67%47%
Espa\u00f1a SLU
San Juan Mesa Wind WilmingtonUS-USDIntegralePadoma Wind Power LLC100%100%
Project II LLC
Sanosari Energy Private GurugramIN100.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
LimitedPrivate Limited
Santo Rostro Enel Green Power
Cogeneraci\u00f3n SA in SivigliaES207.340EUREquityEspa\u00f1a SLU45%32%
liquidazione
Sardhy Green Hydrogen SarrochIT10.000EUREquityEnel Green Power 50%50%
Srl Italia Srl
Enel Energy Storage
Saugus River Energy DoverUS100 USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
Storage LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Savanna Power Solar MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
10 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
12 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar SivigliaES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
13 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar MadridES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
4 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
5 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
6 SLUEspa\u00f1a SLU
Savanna Power Solar MadridES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
9 SLUEspa\u00f1a SLU
Seaway Landing Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Seccionadora Almod\u00f3var MalagaES5.000EUREquityEnel Green Power 38%26%
Renovables SLEspa\u00f1a SLU
Seguidores Solares Planta MadridES3.010EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
2 SLUEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Servizio Elettrico RomaIT10.000.000EURIntegraleEnel Italia SpA100%100%
Nazionale SpA
Set Carmona 400 kV SivigliaES10.000EUREquityEnel Green Power 16%11%
Renovables SLEspa\u00f1a SLU
Setyl SrlBergamoIT100.000EUREquityEnel X Italia 28%28%
Srl
Seven Cowboy PPA LLCAndoverUS1USDIntegraleEGP North America 100%100%
PPA LLC
Seven Cowboy Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project Holdings LLC
Seven Cowboy Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project II LLC
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Seven Cowboy Wind AndoverUS1USDIntegraleSeven Cowboy Wind 100%100%
Project LLCProject Holdings LLC
Seven Cowboys Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Shark Power REN 10 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 4 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 5 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 6 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 7 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 8 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power REN 9 SLUMadridES3.000EURIntegraleShark Power SLU100%70%
Shark Power SLUMadridES143.000EURIntegraleEnel Green Power 100%70%
Espa\u00f1a SLU
Shepherd Pass Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Shiawassee Wind Project WilmingtonUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Energy Storage
Shield Energy Storage WilmingtonUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
Project LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
Shikhar Surya (One) GurugramIN340.100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Sicilhy SrlRomaIT10.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
SIET - Societ\u00e0
Informazioni Esperienze PiacenzaIT697.820EUREquityEnel Innovation Hubs Srl42%42%
Termoidrauliche SpA
Silt Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Silver Dollar Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Silverware Solar Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Sinergia EWR4RomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Sinergia GP6 SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Sinergia GP7 SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Sistema El\u00e9ctrico de MadridES175.200EUREquityEnel Green Power 28%20%
Conexi\u00f3n Valcaire SLEspa\u00f1a SLU
Sistemas Energ\u00e9ticos Santiago de ES2.007.750 EURIntegraleEnel Green Power 96%67%
Ma\u00f1\u00f3n Ortigueira SACompostelaEspa\u00f1a SLU
Six String Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Skyview Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Skyview Wind Project LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Sleep Hollow Solar I LLCAndoverUS1USDIntegraleBrick Road Solar 100%100%
Holdings LLC
Slovak Power Holding BVAmsterdamNL25.010.000EUREquityEnel Produzione SpA50%50%
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne - BratislavaSK4.505.000 EUREquitySlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS100%33%
Energetick\u00e9 Slu\u017eby Sro
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne ASBratislavaSK1.269.295.725EUREquitySlovak Power Holding BV66%33%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne Moravsk\u00e1 CZ295.819CZKEquitySlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS100%33%
\u010cesk\u00e1 Republika SroOstrava
Slu\u017eby in\u017einierskych Kaln\u00e1 Nad SK200.000EUREquitySlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS100%33%
stavieb v likvid\u00e1ciiHronom
Smoky Hill Holdings II LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Smoky Hills Wind Farm TopekaUS-USDIntegraleEGPNA Project HoldCo 100%100%
LLC1 LLC
Smoky Hills Wind Project LenexaUS-USDIntegraleEGPNA Project HoldCo 100%100%
II LLC1 LLC
Snowy Knoll Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Snyder Wind Farm LLCHermleighUS-USDIntegraleTexkan Wind LLC100%100%
Socibe Energia Niter\u00f3iBR12.969.032 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
SA
Sociedad Agr\u00edcola de Santiago de CL5.738.046.495 CLPIntegraleEnel Chile SA57%37%
Cameros LtdaChile
Sociedad E\u00f3lica de SivigliaES4.507.591EURIntegraleEnel Green Power 65%45%
Andaluc\u00eda SAEspa\u00f1a SLU
Sociedad E\u00f3lica El Puntal SivigliaES1.643.000 EUREquityEnel Green Power 50%35%
SLEspa\u00f1a SLU
Sociedad E\u00f3lica Los SivigliaES2.404.048 EURIntegraleEnel Green Power 60%42%
Lances SAEspa\u00f1a SLU
Societ\u00e0 Elettrica Trigno SrlRomaIT100.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Soetwater Wind Farm (RF) JohannesburgZA1.000 ZAREquityEnel Green Power RSA 2 55%28%
(Pty) Ltd(RF) (Pty) Ltd
Solana Renovables SLMadridES6.246 EUREquityEnel Green Power 40%28%
Espa\u00f1a SLU
Soliloquoy Ridge LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Sona Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm Enel Green Power
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00edIstanbulTR50.000TRYIntegraleTurkey Enerj\u00ed Yatirimlari100%100%
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
Sonak Solar Project LLCAndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Sone Renewable Energy GurgaonIN100.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Sotavento Galicia SASantiago de ES601.000 EUREquityEnel Green Power 36%25%
CompostelaEspa\u00f1a SLU
South Italy Green RomaIT10.000 EUREquityEnel Green Power 50%50%
Hydrogen Srl Italia Srl
South Rock Wind Project AndoverUS1 USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
South Sky Solar Project AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Southern Holly Solar AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Southern Star Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Southwest Transmission Cedar BluffUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
LLC
Southwestern Rays Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Spartan Hills LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Spinazzola SPV SrlRomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Italia Srl
Spring Wheat Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Square Dance Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Sreeja Infrastructure HyderabadIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Stable Brook Storage Enel Alberta Storage Inc.0%
Project Limited CalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
PartnershipCanada Inc.100%
Stampede Solar Holdings Enel Green Power
LLCAndoverUS1USDIntegraleStampede Solar Holdings 100%100%
LLC
Stampede Solar Project AndoverUS-USDIntegraleStampede Solar Holdings 100%100%
LLCLLC
Star Catcher Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Star Energy Single MaroussiGR213.010EUREquityPrincipia Energy Services 100%50%
Member PCSingle Member SA
Station Tales Solar Limited Enel Alberta Solar Inc.0%
PartnershipCalgaryCA100CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Sterling and Wilson Enel X MumbaiIN107.352.420 INREquityEnel X Way Srl50%50%
e-Mobility Private Limited
Stillman Valley Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Enel Green Power M\u00e9xico 55%
Stipa Naya\u00e1 SA Citt\u00e0 del S de RL de Cv
de CvMessicoMX1.811.016.347MXNIntegraleEnel Green Power 100%
Partecipazioni Speciali 45%
Srl
Stockyard Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Stone Belt Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Stonewood Desarrollos MadridES4.053.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
SLUEspa\u00f1a Solar 1 SLU
Storey Plains Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Stormy Hills Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Enel Green Power M\u00e9xico 0%
Suave Energ\u00eda S de RL Citt\u00e0 del MX1.000MXNIntegraleS de RL de Cv100%
de CvMessicoEnel Rinnovabile SA 100%
de Cv
Sublunary Trading (RF) BryanstonZA13.750.000 ZARIntegraleEnel Green Power South 57%57%
(Pty) LtdAfrica (Pty) Ltd
Sugar Pine Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Suggestion Power Pa\u00e7o de ArcosPT50.000EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n 100%70%
Unipessoal LtdaPortugal SA
Suministradora El\u00e9ctrica CadiceES12.020.240EUREquityEndesa SA34%23%
de C\u00e1diz SA
Suministro de Luz y BarcellonaES2.800.000 EURIntegraleHidroel\u00e9ctrica de 60%42%
Fuerza SLCatalunya SLU
Summit Energy Storage WilmingtonUS1.000USDIntegraleEnel Green Power North 75%75%
Inc.America Inc.
Sun River LLCBendUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Sun Rock Solar Limited Enel Alberta Solar Inc.0%
PartnershipCalgaryCA-CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Sun Up Solar Project LLCAndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Sun4 Torzym Sp\u00f3\u0142ka S4ma Developments
Z Ograniczon\u0105 Wroc\u0142awPL5.750 PLNIntegraleSp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105 80%80%
Odpowiedzialno\u015bci\u0105Odpowiedzialno\u015bci\u0105
Sundance Wind Project DoverUS100USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Sunflower Prairie Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Swather Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
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possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Sweet Apple Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Tae Technologies PaulingUS53.207.936USD-Enel Produzione SpA1%1%
Inc.
Tallawang Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityPotentia Energy (Pty) Ltd100%50%
Holding (Pty) Ltd
Tallawang Solar Hybrid SydneyAU100 AUDEquityPotentia Energy Trust100%50%
Holding Trust
Tallawang Solar Hybrid SydneyAU100AUDEquityTallawang Solar Hybrid 100%50%
(Pty) LtdHolding (Pty) Ltd
Tallawang Solar Hybrid SydneyAU100 AUDEquityTallawang Solar Hybrid 100%50%
TrustHolding Trust
Tasseling Jewel Wind AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Tauste Energ\u00eda Distribuida SaragozzaES60.508EURIntegraleEnel Green Power 51%36%
SLEspa\u00f1a SLU
Teal Canoe AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Solar Project LLC
Tecnoguat SACitt\u00e0 del GT30.948.000GTQIntegraleEnel Colombia SA ESP75%35%
Guatemala
Tejo Energia - Produ\u00e7\u00e3o
e Distribui\u00e7\u00e3o de Energia LisbonaPT5.025.000EUREquityEndesa Generaci\u00f3n SAU44%31%
El\u00e9ctrica SA
Tenedora de Energ\u00eda Citt\u00e0 del
Renovable Sol y Viento MessicoMX2.892.643.576MXNEquityEnel Green Power SpA33%33%
SAPI de Cv
Tera Renewables India GurugramIN100.000INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
Termica Colleferro SpABolognaIT6.100.000EUREquityCogenio Srl60%12%
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de Buenos AiresAR500.000ARS-Enel Generaci\u00f3n El 6%3%
San Mart\u00edn SAChoc\u00f3n SA
Termoel\u00e9ctrica Manuel Buenos AiresAR500.000ARS-Enel Generaci\u00f3n El 6%3%
Belgrano SAChoc\u00f3n SA
Termotec Energ\u00eda AIE in La Pobla de ES481.000EUREquityEnel Green Power 45%32%
liquidazioneVallbonaEspa\u00f1a SLU
Terrer Renovables SLMadridES5.000EUREquityEnel Green Power 30%21%
Espa\u00f1a SLU
Texas Sage Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Texkan Wind AndoverUS-USDIntegraleEnel Texkan Inc.100%100%
LLC
Thar Surya 1 Private GurgaonIN1.127.840INRHeld for saleAvikiran Surya India 100%51%
LimitedPrivate Limited
Thunder Ranch Wind DoverUS100USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
Holdings I LLCAmerica Inc.
Thunder Ranch Wind WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Thunder Ranch Wind DoverUS1USDIntegraleThunder Ranch Wind 100%100%
Project LLCHoldings LLC
Thunderegg Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Thunderegg Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Tico Solar 1 SLUSaragozzaES3.000EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Tico Solar 2 SLUSaragozzaES3.000 EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Tieton Storage Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Tobivox (RF) (Pty) LtdJohannesburgZA10.000.000 ZARIntegraleEnel Green Power South 60%60%
Africa (Pty) Ltd
Toledo PV AIEMadridES26.888EUREquityEnel Green Power 33%23%
Espa\u00f1a SLU
Toro Renovables 400 MadridES3.000EUREquityFRV Zamora Solar 1 SLU8%6%
kV SL
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Torrepalma Energy 1 SLUMadridES3.100EURIntegraleEnel Green Power 100%35%
Espa\u00f1a Solar 1 SLU
Tradewind Energy WilmingtonUS1.000 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Inc.
Trading Post Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Trail Ride Canyon Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Transformadora SivigliaES5.000EUREquityEnel Green Power 61%42%
Almod\u00f3var Renovables SLEspa\u00f1a SLU
Enel Argentina SA0%
Transportadora de Energ\u00eda Buenos AiresAR2.584.473.416ARSIntegraleEnel Brasil SA60%82%
SA - Tesa
Enel CIEN SA40%
Furatena Solar 1 SLU18%
Tr\u00e9vago Renovables SLMadridES3.000EUREquitySeguidores Solares 12%
Planta 2 SLU18%
Trotline Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Tsar Nicholas LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Tulip Grove Solar Project AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Tumbleweed Flat Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Tunga Renewable Energy GurugramIN96.300.000INRHeld for saleAvikiran Energy India 100%100%
Private LimitedPrivate Limited
TWE Franklin Solar Project AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
LLC
TWE ROT DA LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Twin Lake Hills LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
Twin Saranac Holdings WilmingtonUS-USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
LLCAmerica Inc.
Tyme BergamoIT100.000EUREquityEnel X Italia Srl50%50%
Srl
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de Las Palmas de ES190.171.521 EURIntegraleEndesa Generaci\u00f3n SAU100%70%
Canarias Generaci\u00f3n SAUGran Canaria
Upington Solar (Pty) LtdJohannesburgZA1.000 ZARIntegraleEnel Green Power South 100%100%
Africa (Pty) Ltd
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR540.332.962 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
A Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR418.542.805 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
B Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR387.721.932 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
C Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR436.753.327BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
D Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR653.327BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR653.327BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
F Ltda
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada Rio de JaneiroBR653.327BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
G Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR402.133.267BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 11 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 12 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 13 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 14 Ltda
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 15 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de Janeiro BR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 16 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 17 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 21 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 22 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 23 Ltda
Usina Fotovoltaica Arinos Rio de JaneiroBR221.724.006 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
E 24 Ltda
USME ZE SASBogot\u00e0CO739.653.977 COPEquityBogot\u00e1 ZE SAS100%9%
Ustav Jadern\u00e9ho V\u00fdzkumu \u0158e\u017eCZ524.139.000 CZK-Slovensk\u00e9 28%9%
\u0158e\u017e ASelektr\u00e1rne AS
Vayu (Project 1) Private GurugramIN30.000.000 INRHeld for saleEnel Green Power India 100%100%
LimitedPrivate Limited
Vekt\u00f6r Enerj\u00ed \u00dcret\u00edmIstanbulTR3.500.000 TRYIntegraleEnel SpA100%100%
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
Velvet Wheat Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Ventos de Santa \u00c2ngela Rio de Janeiro BR7.315.000 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Ventos de Santa
Esperan\u00e7a Energias Rio de Janeiro BR4.727.414BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Renov\u00e1veis SA
Ventos de Santo Orestes Rio de Janeiro BR1.754.031 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Ventos de S\u00e3o Cirilo Rio de JaneiroBR2.572.010 BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Ventos de S\u00e3o M\u00e1rio Rio de JaneiroBR2.492.000BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Ventos de S\u00e3o Roque Rio de Janeiro BR10.188.722BRLIntegraleEnel Brasil SA100%82%
Energias Renov\u00e1veis SA
Vientos del Altiplano SA Citt\u00e0 Tenedora de Energ\u00eda
de Cvdel MessicoMX1.455.854.094MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Citt\u00e0 Tenedora de Energ\u00eda
Villanueva Solar SA de Cvdel MessicoMX205.316.027 MXNEquityRenovable Sol y Viento 61%20%
SAPI de Cv
Viruleiros SLSantiago de ES160.000EURIntegraleEnel Green Power 67%47%
CompostelaEspa\u00f1a SLU
Wagon Train Solar Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Walking Horse Wind AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Wapella Bluffs Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Waseca Solar LLCWasecaUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Waypost Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Enel Energy Storage
Weber Energy Storage WilmingtonUS-USDIntegraleHoldings LLC (ex EGP 100%100%
Project LLCEnergy Storage Holdings
LLC)
West Faribault Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
West Waconia Solar LLCWilmingtonUS-USDIntegraleAurora Distributed Solar 100%74%
LLC
Western New York Wind AlbanyUS300USDIntegraleEnel Green Power North 100%100%
CorporationAmerica Inc.
Western Trails Solar AndoverUS1 USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
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%
possesso %
Denominazione Sede Capitale Settore Metodo di Detenutaazioni possesso
societ\u00e0legaleNazionesocialeValutadi attivit\u00e0consolidamentodaordinarieGruppo
Wharton-El Campo Solar AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
White Cloud Wind AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
White Cloud Wind Project AndoverUS1USDIntegraleWhite Cloud Wind 100%100%
LLCHoldings LLC
White Peaks Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Whitetail Trails Solar AndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Whitney Hill Wind Power AndoverUS99USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Holdings LLC
Whitney Hill Wind Power AndoverUS-USDIntegraleWhitney Hill Wind Power 100%100%
LLCHoldings LLC
Whittle\u2019s Ferry Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Wild Ox Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Enel Alberta Wind Inc.0%
Wild Run LPAlbertaCA10CADIntegraleEnel Green Power 100%
Canada Inc.100%
Wild Six Solar Project LLCAndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Wildcat Flats Wind AndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Project LLC
Wilderness Range Solar AndoverUS-USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Wildflower Flats Battery AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Wildflower Flats Solar AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Wind Belt Transco LLCAndoverUS1USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
Wind Parks Anatolis - MaroussiGR15.803.388EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Prinias Single Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Katharas MaroussiGR19.932.048EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Single Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Kerasias MaroussiGR26.107.790EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Single Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Milias Single MaroussiGR19.909.374EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Mitikas Single MaroussiGR22.268.039 EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Platanos MaroussiGR13.342.867 EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Single Member SAEvia Single Member SA
Wind Parks Spilias Single MaroussiGR28.267.490EUREquityPrincipia Energy South 100%50%
Member SAEvia Single Member SA
Windbreaker Storage AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
Project LLC
Winter\u2019s Spawn LLCMinneapolisUS-USDIntegraleChi Minnesota Wind LLC100%100%
WKN Basilicata RomaIT10.000EURIntegraleEnel Green Power 100%100%
Development PE1 SrlItalia Srl
X-bus Italia SrlMilanoIT15.000EUREquityEnel X Italia Srl20%20%
Yacylec SABuenos AiresAR20.000.000ARSEquityEnel Am\u00e9ricas SA33%27%
Yedesa Cogeneraci\u00f3n SA Almer\u00edaES234.395EUREquityEnel Green Power 40%28%
in liquidazioneEspa\u00f1a SLU
Yellow Rose Wind Project AndoverUS1USDIntegraleEnel Kansas LLC100%100%
LLC
Zacapa Topco S\u00e0rlCitt\u00e0 del LU29.970.000EUR-Enel X International Srl20%20%
Lussemburgo
Zoo Solar Project LLCAndoverUS-USDIntegraleTradewind Energy Inc.100%100%
\n\n
\n

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(3)
\n
Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 8.051 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (6.801 milioni di euro al 31 dicembre 2023), \u201cTitoli
\n
a breve\u201d pari a 138 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (81 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle
\n
\u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d pari a 6 milioni di euro al 31 dicembre 2024 (261 milioni di euro al 31 dicembre 2023).
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(2)
\n
Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 6.801 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (11.041 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023), \u201cTitoli a
\n
breve\u201d pari a 81 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (78 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0
\n
possedute per la vendita\u201d pari a 261 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2024 (98 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi
\n
equivalenti\u201d delle \u201cDiscontinued operation\u201d pari a 326 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023.
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(1)
\n
Per una migliore esposizione, nel cash flow di attivit\u00e0 di finanziamento sono state inserite due righe separate che accolgono l\u2019esposizione a
\n
valori lordi di emissioni e rimborsi di prestiti obbligazionari ibridi.
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