Resoconto intermedio di gestione al 30 seembre 2022

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022

Enel is Open Power

POSIZIONAMENTO Open Power

VISIONE

Open Power per risolvere alcune tra le più grandi sfide del nostro mondo.

MISSIONE

• Apriamo l'accesso all'energia a più persone.
• Apriamo il mondo dell'energia alle nuove tecnologie.
• Ci apriamo a nuovi usi dell'energia.
• Ci apriamo a nuovi modi di gestire l'energia per la gente.
• Ci apriamo a nuove partnership.

COMPORTAMENTI

• Prende decisioni nell'attività quotidiana e se ne assume le responsabilità.
• Condivide le informazioni mostrandosi collaborativo e aperto al contributo degli altri.
• Mantiene gli impegni presi, portando avanti le attività con determinazione e passione.
• Modifica velocemente le sue priorità se cambia il contesto.
• Porta i risultati puntando all'eccellenza.
• Adotta e promuove comportamenti sicuri e agisce proattivamente per migliorare le condizioni di salute, sicurezza e benessere.
• Si impegna per l'integrazione di tutti, riconoscendo e valorizzando le differenze individuali (cultura, genere, età, disabilità, personalità ecc.).
• Nel suo lavoro è attento ad assicurare la soddisfazione dei clienti e/o dei colleghi, agendo con efficacia e velocità.
• Propone nuove soluzioni e non si arrende di fronte a ostacoli o insuccessi.
• Riconosce il merito dei colleghi e dà feedback che ne migliorano il contributo.

VALORI

• Fiducia
• Proattività
• Responsabilità
• Innovazione

Indice

ENEL IS OPEN POWER 4

RELAZIONE SULLA GESTIONE	8
Highlights	10
Premessa	11
Modello organizzativo di Enel	12
Scenario di riferimento	14
- Il contesto economico energetico nei primi nove mesi del 2022 - Andamento dei principali indicatori di mercato - I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale	14 16 17
Fatti di rilievo del terzo trimestre 2022	19
Risultati del Gruppo	22
Analisi della struttura patrimoniale e finanziaria del Gruppo	30
Risultati economici per Settore primario (Linea di Business) e secondario (Area Geografica) - Generazione Termoelettrica e Trading - Enel Green Power - Enel Grids - Mercati finali - Enel X - Servizi, Holding e Altro	35 40 46 52 58 62 66
Definizione degli indicatori di performance	69
Prevedibile evoluzione della gestione	71

BILANCIO CONSOLIDATO TRIMESTRALE ABBREVIATO AL 30 SETTEMBRE 2022	72
Conto economico consolidato sintetico	75
Prospetto di Conto economico consolidato complessivo rilevato nel periodo	76
Stato patrimoniale consolidato sintetico	77
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato	78
Rendiconto finanziario consolidato sintetico	80
Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022	81
Dichiarazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle disposizioni dell'art. 154 bis, comma 2, del decreto legislativo n. 58/1998	124

1. Relazione sulla gestione

Highlights

	Primi nove mesi
SDG		2022	2021	Variazione
	Ricavi (milioni di euro)(1)	108.177	58.794	84,0%
	Margine operativo lordo (milioni di euro)(1)	12.421	11.417	8,8%
	Margine operativo lordo ordinario (milioni di euro)(1)	12.671	12.770	-0,8%
	Risultato netto del Gruppo (milioni di euro)	1.759	2.505	-29,8%
	Risultato netto del Gruppo ordinario (milioni di euro)	2.977	3.289	-9,5%
	Indebitamento finanziario netto (milioni di euro)	69.736	51.952(2)	34,2%
	Cash flow da attività operativa (milioni di euro)	907	5.067	-82,1%
	Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (milioni di euro)(3)	9.309	7.901	17,8%
	Potenza efficiente netta installata totale (GW)	87,9	87,1(2)	0,9%
7	Potenza efficiente netta installata rinnovabile (GW)	51,6	50,1(2)	3,0%
7	Potenza efficiente netta installata rinnovabile (%)(4)	58,4%	57,5%(2)	1,6%
7	Potenza efficiente installata aggiuntiva rinnovabile (GW)	2,28	2,60	-12,3%
	Produzione netta di energia elettrica (TWh)	174,3	164,2	6,2%
7	Produzione netta di energia elettrica rinnovabile (TWh)	83,2	80,9	2,8%
9	Rete di distribuzione e trasmissione di energia elettrica (km)	2.254.885	2.233.368(2)	1,0%
9	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh)(5)	387,1	382,6	1,2%
	Utenti finali (n.)	75.894.254	74.980.778	1,2%
9	Utenti finali con smart meter attivi (n.)	45.380.143	44.843.287	1,2%
	Energia venduta da Enel (TWh)	242,3	232,6	4,2%
	Clienti retail (n.)	70.209.823	69.019.595	1,7%
	- di cui mercato libero(5)	27.791.184	24.178.304	14,9%
11	Storage (MW)	751	375(2)	-
11	Punti di ricarica (n.)	215.757	137.955	56,4%
11	Demand response (MW)	8.226	7.689	7,0%
	N. dipendenti	67.381	66.279(2)	1,7%

(1) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022. (2) Dati al 31 dicembre 2021.

(3) I dati dei primi nove mesi del 2022 e del 2021 non includono rispettivamente 47 milioni di euro e 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Nel calcolo non è stata inclusa la potenza efficiente netta installata rinnovabile acquistata pari a 531,1 MW al 30 settembre 2022 e a 3,9 MW al 31 dicembre 2021.

(5) I dati dei primi nove mesi del 2021 tengono conto di una più puntuale determinazione.

Premessa

Il Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022 è stato redatto in osservanza a quanto disposto dall'art. 154 ter, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, con la precisazione riportata nel paragrafo successivo, e in conformità ai criteri di rilevazione e di misurazione stabiliti dai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell'Unione Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura del periodo.

L'art. 154 ter, comma 5, del Testo Unico della Finanza, così come modificato dal decreto legislativo n. 25/2016, non richiede più agli emittenti la pubblicazione di un resoconto intermedio di gestione riferito alla chiusura del primo e del terzo trimestre dell'esercizio. Tale norma demanda alla CONSOB la facoltà di imporre agli emittenti stessi, all'esito di un'apposita analisi di impatto e mediante proprio regolamento, l'obbligo di pubblicare informazioni finanziarie periodiche aggiuntive rispetto alla relazione finanziaria annuale e alla relazione finanziaria semestrale. In considerazione di quanto precede, Enel continua a pubblicare su base volontaria il resoconto intermedio di gestione riferito alla chiusura del primo e del terzo trimestre di ciascun esercizio, al fine di soddisfare le aspettative degli investitori e in linea con le consolidate best practice dei principali mercati finanziari, e tenuto conto altresì degli obblighi di reportistica su base trimestrale di alcune rilevanti società controllate quotate.

Modello organizzativo di Enel

La struttura organizzativa del Gruppo Enel si articola in una matrice che considera:

Linee di Business
Globali

Alle Linee di Business Globali è affidato il compito di gestire e sviluppare gli asset, ottimizzandone le prestazioni e il ritorno sul capitale investito, nelle varie aree geografiche di presenza del Gruppo. Inoltre, in conformità con le politiche e normative in materia di sicurezza, protezione e ambiente, esse hanno il compito di massimizzare l'efficienza dei processi gestiti e di applicare le migliori pratiche a livello mondiale condividendo con i Paesi la responsabilità su EBITDA, flussi di cassa e ricavi. Il Gruppo, avvalendosi anche di uno specifico Comitato per gli Investimenti(1), beneficia di una visione industriale centralizzata dei progetti nelle varie Linee di Business. Ogni singolo progetto viene valutato non solo sulla base del ritorno finanziario, ma anche in relazione alle migliori tecnologie disponibili a livello di Gruppo che rispondono alle rinnovate linee strategiche, integrando in modo esplicito gli obiettivi SDG all'interno della strategia economico-finanziaria e promuovendo un modello di business low carbon. Inoltre, ogni Linea di Business contribuisce a guidare la leadership di Enel nella transizione energetica e nella lotta al cambiamento climatico attraverso la gestione dei relativi rischi e opportunità per il proprio perimetro di competenza. Di recente è stata avviata la nuova Linea di Business Global e-Mobility, creata per rispondere, attraverso una maggiore focalizzazione delle attività, all'espansione globale del mercato della mobilità elettrica e delle soluzioni di ricarica e delle relative piattaforme per l'approvvigionamento energetico dei veicoli a zero emissioni. e-Mobility nasce dalla volontà di accelerare l'evoluzione tecnologica e la crescita su tutta la catena del valore legata al settore e-mobility, rispondendo alle esigenze degli utenti attuali e futuri con uno strutturato portafoglio di soluzioni di ricarica e software per il pubblico e il privato, promuovendo la crescita della mobilità elettrica tramite partnership e alleanze strategiche, e proseguendo il cammino di innovazione legato alla tecnologia di ricarica in cui oggi Enel è riconosciuta come grande e affidabile player internazionale.

Regioni e Paesi

Alle Regioni e Paesi è affidato il compito di gestire nell'ambito di ciascun Paese di presenza del Gruppo le relazioni con organi istituzionali e autorità regolatorie locali, nonché le attività di vendita di energia elettrica e gas, fornendo altresì supporto in termini di attività di staff e altri servizi alle Linee di Business. Inoltre, le Regioni e i Paesi hanno il compito di promuovere la decarbonizzazione e guidare la transizione energetica verso un modello di business low carbon all'interno delle aree di responsabilità.

A tale matrice si associano, in un'ottica di supporto al business:

Funzioni Globali di Servizio	Alle Funzioni Globali di Servizio è affidato il compito di gestire le attività di information and communication technology, gli acquisti a livello di Gruppo e la gestione delle azioni globali re lative ai clienti. Le Funzioni Globali di Servizio sono inoltre focalizzate sull'adozione responsabile di misure che permettano il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile, nello specifico nella ge stione della catena di fornitura e nella creazione di soluzioni digitali, in modo da supportare lo sviluppo di tecnologie abilitanti la transizione energetica e la lotta al cambiamento climatico.
Funzioni di Holding	Alle Funzioni di Holding è affidato il compito di gestire i processi di governance a livello di Gruppo. In particolare, la Funzione Administration, Finance and Control è anche responsabile di consolidare l'analisi dello scenario e di gestire il processo di pianificazione strategica e fi nanziaria finalizzato alla promozione della decarbonizzazione del mix energetico e all'elettrifi cazione della domanda energetica, come azioni principali nella lotta al cambiamento climatico.

Funzioni Globali
di Servizio

Alle Funzioni Globali di Servizio è affidato il compito di gestire le attività di information and
communication technology, gli acquisti a livello di Gruppo e la gestione delle azioni globali re
lative ai clienti.
Le Funzioni Globali di Servizio sono inoltre focalizzate sull'adozione responsabile di misure che
permettano il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile, nello specifico nella ge
stione della catena di fornitura e nella creazione di soluzioni digitali, in modo da supportare lo
sviluppo di tecnologie abilitanti la transizione energetica e la lotta al cambiamento climatico.

Funzioni di
Holding

Alle Funzioni di Holding è affidato il compito di gestire i processi di governance a livello di
Gruppo. In particolare, la Funzione Administration, Finance and Control è anche responsabile
di consolidare l'analisi dello scenario e di gestire il processo di pianificazione strategica e fi
nanziaria finalizzato alla promozione della decarbonizzazione del mix energetico e all'elettrifi
cazione della domanda energetica, come azioni principali nella lotta al cambiamento climatico.

⁽¹⁾ Il Comitato per gli Investimenti di Gruppo è composto dai responsabili di Administration, Finance and Control, Innovability, Legal and Corporate Affairs, Global Procurement, delle Regioni e dai direttori delle Linee di Business.

Scenario di riferimento

Il contesto economico energetico nei primi nove mesi del 2022

Variazione dell'indice dei prezzi al consumo (CPI)

%	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazione
Italia	7,47	1,34	6,13
Spagna	8,99	2,07	6,92
Argentina	63,20	45,13	18,07
Brasile	10,61	7,55	3,06
Cile	11,14	3,81	7,33
Colombia	9,33	2,94	6,39
Perù	7,69	3,31	4,38

Tassi di cambio

	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazione
Euro/Dollaro statunitense	1,06	1,19	-10,9%
Euro/Sterlina britannica	0,85	0,86	-1,2%
Euro/Franco svizzero	1,01	1,09	-7,3%
Dollaro statunitense/Yen giapponese	128,31	108,84	17,9%
Dollaro statunitense/Dollaro canadese	1,28	1,25	2,4%
Dollaro statunitense/Dollaro australiano	1,42	1,32	7,6%
Dollaro statunitense/Rublo russo	71,98	74,05	-2,8%
Dollaro statunitense/Peso argentino	120,33	93,84	28,2%
Dollaro statunitense/Real brasiliano	5,13	5,33	-3,8%
Dollaro statunitense/Peso cileno	860,35	740,00	16,3%
Dollaro statunitense/Peso colombiano	4.075,65	3.715,00	9,7%
Dollaro statunitense/Sol peruviano	3,82	3,85	-0,8%
Dollaro statunitense/Peso messicano	20,25	20,14	0,5%
Dollaro statunitense/Lira turca	15,91	8,17	94,7%
Dollaro statunitense/Rupia indiana	77,44	73,61	5,2%
Dollaro statunitense/Rand sudafricano	15,96	14,54	9,8%

Il terzo trimestre 2022 ha confermato un generalizzato rallentamento dell'economia globale, già anticipato dai risultati del secondo trimestre. Il conflitto militare tra Russia e Ucraina ha difatti innescato un significativo aumento dei prezzi delle componenti energetiche e dei beni alimentari, aggravando le pressioni inflazionistiche sull'economia, già ereditate dalle precedenti distorsioni a livello di catene di approvvigionamento emerse durante la crisi pandemica. In questo trimestre i livelli d'inflazione rimangono elevati, toccando nuovi massimi in quasi tutte le geografie. Il costo elevato delle componenti energetiche e la carenza di componenti chiave nel processo produttivo stanno difatti impattando severamente sul livello generale dei prezzi al consumo a livello globale, con questi ultimi che divergono dai valori obiettivi perseguiti dalle banche centrali.

Nell'Eurozona, la robusta crescita del PIL nel primo semestre dell'anno è stata trainata da una ripresa della domanda per servizi da parte dei consumatori legata alle riaperture post-crisi pandemica. Tuttavia, il persistente aumento dell'inflazione nel terzo trimestre, 9,3% su base annuale, sta avendo un impatto significativo sui redditi reali delle famiglie e sugli investimenti. Inoltre, dato il propagarsi generalizzato delle pressioni inflattive nei diversi settori dell'economia, la Banca Centrale Europea (BCE) ha confermato nell'ultimo meeting di settembre una politica di rialzo dei tassi di riferimento, aumentando di 75 punti base i tre tassi di interesse chiave della BCE (il tasso di interesse sulle operazioni di rifinanziamento principali, sulle operazioni di rifinanziamento marginale e sui depositi presso la banca centrale hanno raggiunto rispettivamente 1,25%, 1,50% e 0,75%). In aggregato, tali fattori hanno rallentato la crescita del PIL dell'Eurozona nel terzo trimestre, facendo registrare un tasso dell'1,8% su base annuale rispetto al 4,1% del trimestre precedente.

In Italia, il tasso di crescita del PIL si attesta all'1,8% su base annuale nel terzo trimestre, registrando una forte contrazione dopo il 4,7% raggiunto nel trimestre precedente. L'impennata dei livelli d'inflazione, 9,0% su base annuale nel terzo trimestre, ha esacerbato il potere d'acquisto delle famiglie, agendo quindi da freno sul ritmo di crescita dell'attività economica. Le recenti condizioni finanziarie più restrittive perseguite dalla BCE hanno inoltre impattato negativamente sulla fiducia dei consumatori privati.

Nel terzo trimestre l'economia spagnola ha registrato un calo del tasso di crescita del PIL del 3,7% su base annuale, rispetto al 6,3% del trimestre precedente. Il miglioramento delle condizioni legate al COVID-19 e la riduzione delle relative restrizioni sulla mobilità hanno permesso il rafforzamento del settore dei servizi grazie al rapido miglioramento dei flussi turistici. Tale effetto è stato in parte compensato dagli effetti negativi dell'elevata inflazione, 10,2% su base annuale, sui redditi reali e sui consumi privati delle famiglie. Negli Stati Uniti, l'economia conferma una modesta crescita del PIL, 1,6% su base annuale, per il terzo trimestre, dopo aver registrato un aumento dell'1,7% nel secondo trimestre. In termini di politiche monetarie, durante l'ultima riunione annuale della Federal Reserve a Jackson Hole (25-27 agosto), il presidente della Federal Reserve Jerome Powell ha riaffermato la determinazione del Federal Open Market Committee (FOMC) di contenere l'inflazione attraverso una politica monetaria restrittiva. Nell'ultima riunione di settembre, il FOMC ha difatti fissato il tasso sui fondi federali a un intervallo compreso tra il 3% e il 3,25%, il più alto dall'inizio del 2008.

In Brasile, il PIL ha nuovamente registrato nel terzo trimestre un tasso di crescita al di sopra delle attese, 4,8% su base annuale, attraverso il supporto del Governo in forma di trasferimenti e sussidi che hanno alimentato la domanda interna per beni e servizi. Tuttavia, l'economia brasiliana è attualmente limitata dalle incertezze globali, dall'interruzione delle catene di approvvigionamento, dai prezzi del petrolio ancora elevati, dalle pressioni inflattive ancora persistenti (9,2% su base annuale nel terzo trimestre) e da una politica monetaria restrittiva della banca centrale. A livello politico, inoltre, persistono incertezze interne legate alle elezioni generali del 30 ottobre per il secondo turno, soprattutto a seguito dei risultati conseguiti nel primo turno dove l'attuale presidente Bolsonaro ha ottenuto il 43,2% dei voti (ben al di sopra delle proiezioni dei sondaggi) contro il 48,4% del suo oppositore Lula.

Il terzo trimestre testimonia per il Cile i primi segnali di recessione dell'economia, con il PIL in contrazione del -0,7% su base annuale. I fattori principali interni sono rappresentati dal mancato rinnovo degli stimoli monetari e delle forti misure fiscali che hanno supportato l'economia nel 2021, e dall'incertezza politica accentuata con la bocciatura della nuova proposta di Costituzione decisa con il referendum del 4 settembre. Le componenti esterne, invece, sono legate ai timori di recessione globale e al rallentamento della domanda di materie prime dalla Cina (il principale partner commerciale del Cile). Inoltre, le strozzature delle catene di approvvigionamento e l'impennata dei costi energetici e dei beni alimentari hanno spinto il tasso di inflazione al 13,6% su base annuale nel terzo trimestre.

In Colombia, dopo una crescita del PIL nel primo semestre a un ritmo più sostenuto del previsto, la crescita dell'economia ha rallentato in questo terzo trimestre. L'inflazione ha invece raggiunto un tasso annuo di crescita del 10,8% a settembre, principalmente a causa dell'aumento dei prezzi dell'energia e dell'elevata domanda interna dei servizi.

In Perù, dopo un rallentamento delle pressioni inflattive registrate ad agosto, con l'inflazione che ha toccato l'8,4% su base annuale, il mese di settembre ha registrato un nuovo aumento, dell'8,5%, facendo registrare una crescita media del 8,6% nel terzo trimestre.

Andamento dei principali indicatori di mercato

Le quotazioni internazionali delle commodity

	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazione
Indicatori di mercato
Prezzo medio del greggio ICE Brent (\$/bl)	102,20	67,74	50,9%
Prezzo medio CO2 (€/t)	82,00	48,18	70,2%
Prezzo medio del carbone (\$/t CIF ARA)(1)	307,70	102,56	-
Prezzo medio del gas (€/MWh)(2)	129,20	30,24	-
Prezzo medio del rame (\$/t)	9.099,52	9.182,71	-0,9%
Prezzo medio dell'alluminio (\$/t)	2.831,41	2.377,84	19,1%
Prezzo medio del nichel (\$/t)	26.426,67	18.023,93	46,6%

(1) Indice API2.

(2) Indice TTF.

Il terzo trimestre 2022 ha visto il protrarsi della forte crescita dei prezzi delle commodity, trainati dalla ripresa delle attività economiche a livello globale.

Focalizzando l'attenzione sul mercato petrolifero, gli indici di prezzo del petrolio hanno assunto nel terzo trimestre un andamento decrescente, con il Brent che, partendo da valori superiori a 110 \$/bl nel mese di giugno, è atterrato al di sotto degli 85 \$/bl nel mese di settembre. Tale dinamica è spiegata in gran parte da una discesa nei consumi, legata al peggioramento dell'outlook macroeconomico.

Durante i primi nove mesi del 2022 il mercato del gas ha registrato una fortissima volatilità e raggiunto nuovi massimi storici. Il GNL asiatico e il TTF europeo sono aumentati di oltre il 300% rispetto allo stesso periodo del 2021, attestandosi in media rispettivamente a 46,8 \$/mmbtu e 129 €/MWh. Tale incremento è riconducibile all'andamento dei flussi di gas russo, che hanno visto una progressiva diminuzione nel corso dell'anno, con occasionali interruzioni più o meno rilevanti. Inoltre, la forte domanda per riempire gli stoccaggi europei, per cui era stato fissato un target dell'80% (già raggiunto nel mese di settembre), ha contribuito a mantenere il mercato in tensione.

I prezzi del carbone sono rimasti piuttosto stabili in questo trimestre, oscillando tra i 300 e i 400 \$/t. Restano comunque a un livello molto elevato, in quanto il carbone viene utilizzato come sostituto del gas. Nel mese di settembre l'API2 ha registrato un prezzo medio di 340 \$/t, con una media del trimestre pari a 360 \$/t.

Dopo aver sfiorato i 100 €/t verso la fine di agosto, il mercato della CO2 ha registrato una forte riduzione, attestandosi poco al di sopra dei 65 €/t a fine settembre. L'attuale crisi del mercato del gas e le riforme al vaglio per il suo superamento contribuiscono in modo determinante a pregiudicare l'andamento della commodity.

Nel terzo trimestre 2022 i prezzi dei metalli hanno mostrato dinamiche alquanto diversificate. I prezzi di rame, ferro e acciaio hanno registrato una flessione, dovuta ai timori di rallentamento dell'economia globale, alla crisi del property market cinese e alla conseguente distruzione di domanda. L'alluminio ha invece registrato un rialzo, determinato principalmente dalla crisi energetica e dalle derivanti tensioni in termini di prezzo e di security delle forniture. Questi fenomeni hanno impattato significativamente sulla capacità di produzione del settore, mantenendo i prezzi a livelli molto elevati.

Al rialzo anche i prezzi di litio e nichel, la cui domanda viene sostenuta dalle politiche di stimolo verso una green economy; il ritmo di ripresa dell'economia globale sarà determinante per identificare le tempistiche della transizione energetica e la conseguente accelerazione di domanda per i materiali necessari.

I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale

Andamento della domanda di energia elettrica

	3° trimestre		TWh	Primi nove mesi
2022	2021	Variazione		2022	2021	Variazione
83,0	84,2	-1,4%	Italia	241,0	239,0	0,8%
66,1	65,4	1,1%	Spagna(1)	191,6	192,2	-0,3%
14,1	15,0	-6,0%	Romania	43,6	46,2	-5,6%
182,6	189,8	-3,8%	Russia	600,7	600,0	0,1%
37,8	35,9	5,3%	Argentina	112,3	104,0	8,0%
146,8	148,8	-1,3%	Brasile	455,0	453,9	0,2%
20,7	20,7	-	Cile	62,3	60,9	2,3%
19,6	18,7	4,8%	Colombia(1)	57,4	54,5	5,3%

(1) I dati del 2021 tengono conto di una più puntuale determinazione. Fonte: TSO nazionali.

Nel terzo trimestre 2022 l'andamento della domanda di energia elettrica è risultato in leggera diminuzione in Italia rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-1,4%), mentre in Spagna è stato registrato un lieve aumento (+1,1%). A pesare sull'andamento in entrambi i Paesi è l'aumento dei prezzi dell'energia elettrica dovuto alla crisi del mercato del gas. L'aumento registrato in Spagna è riconducibile alle misure implementate dal Governo, che riducono l'impatto del prezzo della commodity sull'energia elettrica. Confrontando i consuntivi dei primi nove mesi dei due anni, si osserva un andamento sostanzialmente stabile. Più marcato è stato l'effetto sul mercato rumeno, che sul terzo trimestre risulta in diminuzione del 6% rispetto all'anno precedente.

Risultano invece in crescita le domande in America Latina, con Argentina e Colombia che hanno registrato un livello di domanda elettrica in aumento rispettivamente dell'8% e del 5,3% rispetto ai primi nove mesi del 2021. Sempre positiva, ma in misura minore, la crescita in Cile (+2,3%), mentre risulta sostanzialmente stabile quella in Brasile.

Prezzi dell'energia elettrica

	Prezzo medio baseload 3° trimestre 2022 (€/MWh)	Variazione prezzo medio baseload 3° trimestre 2022 - 3° trimestre 2021	Prezzo medio peakload 3° trimestre (€/MWh)	Variazione prezzo medio peakload 3° trimestre 2022 - 3° trimestre 2021
Italia	471,6	276,4%	515,9	279,9%
Spagna	145,9	22,5%	148,0	22,3%

I prezzi dell'energia elettrica hanno mostrato una forte tendenza al rialzo nel terzo trimestre 2022, determinata dalle crescenti tensioni sui mercati energetici. Questa dinamica è stata molto marcata in Italia, in cui il prezzo è aumentato di oltre il 270% rispetto allo scorso anno. Meno sostenuto l'aumento in Spagna (nell'ordine del 20% rispetto al terzo trimestre 2021), grazie a misure regolatorie che hanno impattato sulla determinazione dei prezzi della generazione termica.

Domanda di gas naturale

	3° trimestre			Miliardi di m3	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
Italia	12,0	13,1	(1,1)	-8,4%	Italia	50,5	52,5	(2,0)	-3,8%
Spagna	7,5	7,3	0,2	2,7%	Spagna	24,1	23,2	0,9	3,9%

In Italia, l'andamento della domanda di gas naturale nel terzo trimestre 2022 ha registrato una diminuzione dell'8,4% rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, mentre sull'anno la riduzione risulta meno marcata, pari al 3,8%. In Spagna invece si registra un aumento del 2,7% rispetto al terzo trimestre 2021, che sale al 3,9% se si considerano i primi nove mesi dell'anno. La dinamica divergente in questi Paesi è il risultato di un diverso andamento dei prezzi del gas, determinato da fattori regolatori (price cap in Spagna) e di approvvigionamento (scarsa dipendenza del mercato spagnolo dalla Russia).

Domanda di gas naturale in Italia

	3° trimestre		Miliardi di m3	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
2,7	3,0	(0,3)	-10,0%	Reti di distribuzione	21,0	22,3	(1,3)	-5,8%
2,7	3,3	(0,6)	-18,2%	Industria	9,3	10,5	(1,2)	-11,4%
6,4	6,6	(0,2)	-3,0%	Termoelettrico	19,1	18,5	0,6	3,2%
0,2	0,2	-	-	Altro(1)	1,1	1,2	(0,1)	-8,3%
12,0	13,1	(1,1)	-8,4%	Totale	50,5	52,5	(2,0)	-3,8%

(1) Include altri consumi e perdite.

Fonte: elaborazioni Enel su dati del Ministero dello Sviluppo Economico e di Snam Rete Gas.

La domanda di gas naturale in Italia nel terzo trimestre 2022 si attesta a 12 miliardi di metri cubi, in forte diminuzione rispetto allo stesso periodo del 2021. Si è registrato un deciso decremento nel settore industriale (-18,2%), a causa del forte impatto dei prezzi del gas sulla produzione. In calo anche la domanda delle reti di distribuzione (-10%), mentre risulta meno marcato il calo della produzione termoelettrica (-3%), sostenuta dalla bassa produzione delle altre tecnologie. Il bilancio dei primi nove mesi risulta in diminuzione rispetto al 2021 (-3,8%), in cui la domanda di gas per la produzione termoelettrica compensa parzialmente il decremento registrato negli altri settori.

Fatti di rilievo del terzo trimestre 2022

Enel cede l'intera partecipazione del 56,43% detenuta in PJSC Enel Russia

In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato gli accordi relativi alla cessione dell'intera partecipazione detenuta nel capitale sociale di PJSC Enel Russia. In particolare, Enel ha sottoscritto due distinti accordi, rispettivamente, con PJSC Lukoil e con il Closed Combined Mutual Investment Fund "Gazprombank-Frezia" per la cessione dell'intera partecipazione detenuta in Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest'ultima, per un corrispettivo totale pari a 137 milioni di euro corrisposto al closing.

In data 12 ottobre 2022, in seguito all'avveramento di tutte

le condizioni sospensive previste dai due distinti accordi, inclusa l'approvazione dell'operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022, si è perfezionata la cessione dell'intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia al corrispettivo già pattuito di circa 137 milioni di euro.

Con il completamento dell'operazione, Enel ha ceduto tutti i suoi asset di generazione elettrica in Russia, che includono circa 5,6 GW di capacità convenzionale e circa 300 MW di capacità eolica in diverse fasi di sviluppo.

Revisione tariffaria straordinaria 2022 (Rio de Janeiro) - Brasile

In data 13 luglio 2022 Enel Distribuição Rio de Janeiro ha avviato un'azione cautelare ("writ of mandamus") per sospendere gli effetti della Risoluzione n. 3064/2022 con la quale la Direzione Generale dell'Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ha approvato, in data 12 luglio 2022, una revisione tariffaria straordinaria per l'anno 2022, il cui impatto è stato preliminarmente calcolato in circa 300 milioni di real brasiliani (circa 59 milioni di euro). Il 27 luglio 2022 il Tribunale Federale ha accolto la domanda cautelare di Enel Distribuição Rio de Janeiro concedendo la sospensione degli effetti della Risoluzione n. 3064/2022 fino a nuova deliberazone. Il 3 agosto 2022 ANEEL ha presentato ricorso avverso questa decisione e, successivamente, ha depositato una nota della Direzione Generale chiedendo di riconsiderare la misura cautelare concessa a favore di Enel Distribuição Rio de Janeiro.

Enel e Intesa Sanpaolo perfezionano l'acquisizione di Mooney

In data 14 luglio 2022 Enel, attraverso la società interamente controllata Enel X, e Intesa Sanpaolo, attraverso la controllata Banca 5, hanno perfezionato l'acquisizione da Shumann Investments, società controllata dal fondo internazionale di private equity CVC Capital Partners Fund VI, del 70% del capitale sociale di Mooney Group SpA.

In particolare, dopo aver ottenuto le necessarie autorizzazioni amministrative, Enel X ha acquisito il 50% del capitale di Mooney, mentre Banca 5, che già deteneva il 30% del capitale di Mooney, ha aumentato la propria partecipazione al 50%, venendosi in tal modo a creare un controllo congiunto di entrambe le parti su Mooney.

Sulla base di un enterprise value del 100% di Mooney di 1.385 milioni di euro, Enel X ha pagato un corrispettivo complessivo di circa 225 milioni di euro (inclusivo dell'aggiustamento prezzo) per la parte di equity e di circa 125 milioni di euro per l'acquisto di un preesistente credito vantato da Schumann Investments SA nei confronti di Mooney. In data 25 luglio 2022 tutte le attività relative ai servizi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney. In particolare, Enel X ha ceduto a Mooney, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, le intere partecipazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance e controllate, dando vita in tal modo a una joint fintech europea. Queste operazioni sono in linea con il Piano Strategico 2022-2024 del Gruppo Enel e rientrano nel modello di Stewardship.

Enel firma un accordo per la cessione del business della trasmissione di elettricità in Cile

In data 28 luglio 2022 Enel SpA informa che la sua controllata quotata Enel Chile SA ha firmato con Sociedad Transmisora Metropolitana SpA (STM) e con la controllante Inversiones Grupo Saesa Ltda in veste di garante un contratto per la cessione dell'intera partecipazione, pari al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmisión Chile SA, società quotata cilena di trasmissione di energia elettrica. La cessione sarà eseguita tramite un'offerta pubblica di acquisto totalitaria che STM si è impegnata a lanciare successivamente all'approvazione da parte dell'autorità antitrust cilena Fiscalía Nacional Económica (FNE) ed è soggetta ad alcune condizioni sospensive usuali per questo tipo di operazioni. Secondo quanto previsto dall'accordo, STM verserà un corrispettivo in termini di equity di 1.345 milioni di dollari statunitensi per l'intera partecipazione detenuta da Enel Chile in Enel Transmisión Chile, corrispondenti a 1.526 milioni di dollari statunitensi in termini di enterprise value. Il corrispettivo sarà soggetto a un meccanismo di aggiustamento prezzo basato sull'applicazione di un tasso di interesse a decorrere dal 1° gennaio 2022 fino alla data di lancio dell'offerta pubblica di acquisto totalitaria.

A seguito del completamento dell'offerta pubblica di acquisto totalitaria, STM acquisirà l'intera partecipazione detenuta da Enel Chile in Enel Transmisión Chile e rimborserà i prestiti intercompany di quest'ultima. Il closing dell'operazione è previsto entro la fine dell'anno.

Enel lancia con successo un "Sustainability-Linked Bond" da 1 miliardo di euro nel mercato Eurobond

In data 6 settembre 2022 Enel Finance International NV, società finanziaria di diritto olandese controllata da Enel SpA, ha lanciato sul mercato Eurobond un "Sustainability-Linked Bond" rivolto agli investitori istituzionali per un totale di 1 miliardo di euro.

La nuova emissione è legata a raggiungimento dell'obiettivo di sostenibilità di Enel relativo alla riduzione di emissioni dirette di gas serra (Scope 1), contribuendo all'Obiettivo di Sviluppo Sostenibile (SDG) 13 ("Climate Change") delle Nazioni Unite e in conformità con il "Sustainability-Linked Financing Framework" del Gruppo.

In linea con il Piano Strategico, il nuovo "Sustainability-Linked Bond" contribuisce al raggiungimento degli obiettivi di Gruppo legati al rapporto tra le fonti di finanziamento sostenibile e l'indebitamento lordo totale del Gruppo stesso, fissato a circa il 65% nel 2024 e a oltre il 70% nel 2030.

Enel firma un accordo per la cessione della società distributrice di elettricità nello Stato del Goiás in Brasile

In data 23 settembre 2022 Enel SpA informa che Enel Brasil SA, controllata tramite la società cilena Enel Américas SA, ha firmato con Equatorial Participações e Investimentos SA (Equatorial), società controllata da Equatorial Energia SA, un accordo di compravendita per la cessione dell'intera partecipazione detenuta nella società brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest'ultima.

La vendita è subordinata all'approvazione dell'operazione da parte del consiglio di amministrazione di Enel Brasil e di Enel Américas, oltre che a talune ulteriori condizioni sospensive usuali per questo tipo di operazioni, compresa l'autorizzazione dell'autorità brasiliana per l'elettricità (Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL) e dell'autorità brasiliana per la concorrenza (Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE).

L'accordo prevede che per la cessione dell'intera partecipazione detenuta da Enel Brasil in Enel Goiás, Enel Brasil riceverà un corrispettivo complessivo di circa 7,3 miliardi di real brasiliani (pari a circa 1,4 miliardi di dollari statunitensi), soggetto a un meccanismo di aggiustamento fino al closing. Relativamente al corrispettivo totale:

Equatorial pagherà al closing, previsto entro fine anno, circa 1,6 miliardi di real brasiliani (pari a oltre 300 milioni di dollari statunitensi) per la parte di equity; ed
Enel Goiás rimborserà, entro 12 mesi dal closing, i finanziamenti infragruppo per un ammontare pari a circa 5,7 miliardi di real brasiliani (equivalenti a circa 1,1 miliardi di dollari statunitensi).

Procedimento penale avviato nei confronti di e-distribuzione in relazione a un evento infortunistico - Italia

Con riferimento al procedimento avviato dalla Procura della Repubblica di Taranto a carico di alcuni dipendenti e manager di e-distribuzione SpA nonché della società stessa, ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001, per il verificarsi di un evento infortunistico ai danni di un dipendente di una impresa appaltatrice, nella fase di indagini è stato disposto un accertamento tecnico irripetibile e la relazione del Consulente tecnico del Pubblico Ministero, datata 15 dicembre 2021, è stata depositata e acquisita al fascicolo del Pubblico Ministero. Nel mese di settembre 2022 è stato notificato agli imputati l'avviso di conclusione delle indagini preliminari. Con l'accesso al fascicolo del Pubblico Ministero da parte delle difese si è avuta contezza del provvedimento di stralcio della posizione di alcuni indagati, ai fini della relativa richiesta di archiviazione.

Procedimenti sanzionatori avviati dalla Direzione Generale dell'Energia del Governo delle Isole Canarie - Spagna

Si è concluso senza irrogare alcuna sanzione uno dei tre procedimenti (ES.AE.LP 006/2019ES) notificati, il 6 ottobre 2021, dalla Direzione Generale dell'Energia del Governo delle Isole Canarie (Direzione Generale dell'Energia) a Edistribución Redes Digitales SLU (EDRD) per presunte violazioni consistenti nell'ingiustificato rifiuto o alterazione del permesso di connessione a un punto della rete e nell'inosservanza degli obblighi di manutenzione e di corretto funzionamento di un servizio di contatto per reclami e incidenti.

Con riguardo, invece, al procedimento disciplinare avviato il 18 novembre 2021 dalla Direzione Generale dell'Energia, il 28 settembre 2022 la medesima Direzione ha notificato a EDRD una proposta di risoluzione, datata 26 settembre 2022, con la quale viene proposto di sanzionare EDRD con una multa pari a circa 31,5 milioni di euro per essere stata individuata come società responsabile della commissione di cinque infrazioni gravi e due infrazioni molto gravi previste dalla Legge del Settore Elettrico n. 24/2013. Allo stato, nessuna sanzione è stata irrogata.

Risultati del Gruppo

Di seguito si illustrano i risultati operativi ed economici del Gruppo.

Dati operativi

		Primi nove mesi
SDG		2022	2021	Variazione

	Produzione netta di energia elettrica (TWh)	174,3	164,2	10,1
	di cui:
7	- rinnovabile (TWh)	83,5	80,9	2,6

	Potenza efficiente netta installata totale (GW)	87,9	87,1(1)	0,8
7	Potenza efficiente netta installata rinnovabile (GW)	51,6	50,1(1)	1,5
7	Potenza efficiente netta installata rinnovabile (%)(2)	58,4%	57,5%(1)	0,9
7	Potenza efficiente installata aggiuntiva rinnovabile (GW)	2,28	2,60	(0,32)

9	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh)(3)	387,1	382,6	4,5
9	Utenti finali con smart meter attivi (n.)	45.380.143	44.843.287	536.856
9	Rete di distribuzione e trasmissione di energia elettrica (km)	2.254.885	2.233.368(1)	21.517
	Utenti finali (n.)	75.894.254	74.980.778	913.476

	Energia venduta da Enel (TWh)	242,3	232,6	9,7
	Vendite di gas alla clientela finale (miliardi di m3) (3)	7,5	6,5	1,0
	Clienti retail (n.)	70.209.823	69.019.595	1.190.228
	- di cui mercato libero(3)	27.791.184	24.178.304	3.612.880

11	Demand response (MW)	8.226	7.689	537
11	Punti di ricarica (n.)	215.757	137.955	77.802
11	Storage (MW)	751	375(1)	376

(1) Al 31 dicembre 2021.

(2) Nel calcolo non è stata inclusa la potenza efficiente netta installata rinnovabile acquistata pari a 531,1 MW al 30 settembre 2022 e a 3,9 MW al 31 dicembre 2021.

(3) I dati dei primi nove mesi del 2021 tengono conto di una più puntuale determinazione.

L'energia netta prodotta da Enel nei primi nove mesi del 2022 registra un incremento di 10,1 TWh rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2021 (+6,2%) da attribuire a una maggiore produzione da fonte termoelettrica (+7,4 TWh), comprensiva degli impianti nucleari, prevalentemente in Italia e Spagna, derivante anche dalla necessità di compensare una minore produzione idroelettrica nei medesimi Paesi (-5,5 TWh) dovuta a una scarsa idraulicità del periodo. La produzione dalle restanti fonti rinnovabili ha registrato un incremento di 8,2 TWh rispetto al valore rilevato nell'analogo periodo del 2021, in particolare da fonte eolica (+5,3 TWh) prevalentemente in Brasile e negli Stati Uniti e da fonte solare (+2,8 TWh) prevalentemente in Spagna, Cile e Nord America.

Energia elettrica netta prodotta per fonte (primi nove mesi del 2022)

nei primi nove mesi del 2021

La potenza efficiente netta installata totale del Gruppo è aumentata di 0,8 GW nei primi nove mesi del 2022, principalmente a seguito dell'installazione di 1,3 GW di nuova capacità solare e 0,5 GW di nuova capacità eolica e dell'acquisto di nuovi impianti idroelettrici in Italia per 0,5 GW. Tali incrementi sono stati solo parzialmente compensati dalla 32,3% Idroelerica Totale fonti rinnovabili 47,9% 49,3% nei primi nove mesi del 2021 50,7% nei primi nove mesi del 2021

2,8%

32,0%

Eolica

al 31 dicembre 2021

Geotermoelerica e altro

nei primi nove mesi del 2021

riduzione della potenza efficiente netta installata termoelettrica (-0,7 GW) connessa prevalentemente alla dismissione della centrale di Bocamina II in Cile e alla cessione di CGT Fortaleza in Brasile e dalla dismissione di alcuni impianti idroelettrici in Cile per 0,04 GW e dalla cessione di alcune società rinnovabili in Sudafrica per 0,74 GW. 16,7% Ciclo combinato Totale fonti tradizionali 52,1%

10,2%

17,3%

13,3%

al 31 dicembre 2021

Olio combustibile e turbogas

nei primi nove mesi del 2021

Potenza efficiente netta installata per fonte (al 30 settembre 2022) 16,7%

L'energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nei primi nove mesi del 2022 è pari a 387,1 TWh, in aumento di 4,5 TWh (+1,2%) rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2021, prevalentemente per l'incremento dei volumi vettoriati in Spagna (+3,2 TWh) e in America Latina (+2,5 TWh). Tali effetti positivi sono stati in parte compensati dalla riduzione dell'energia trasportata in Italia (-1 TWh).

L'energia venduta da Enel nei primi nove mesi del 2022 è pari a 242,3 TWh e registra un incremento di 9,7 TWh (+4,2%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Si rilevano maggiori quantità vendute prevalentemente in Italia (+4,2 TWh), Cile (+2,8 TWh) e Brasile (+0,9 TWh).

Il gas venduto da Enel nei primi nove mesi del 2022 è pari a 7,5 miliardi di metri cubi, in aumento di 1 miliardo di metri cubi rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (+15,4%).

I punti di ricarica di Enel nei primi nove mesi del 2022 sono in crescita rispetto al 2021 di 77.802 unità.

I punti di ricarica realizzati a privati registrano un incremento di 73.486 unità prevalentemente in Nord America e in Italia, mentre i punti di ricarica pubblici sono incrementati di 3.956 unità principalmente in Italia e in Spagna.

Il personale del Gruppo Enel al 30 settembre 2022 è pari a 67.381 dipendenti, di cui 36.195 impegnati all'estero. L'organico del Gruppo nel corso dei primi nove mesi del 2022 si incrementa di 1.102 unità. Tale variazione è riferibile al saldo tra assunzioni e cessazioni (1.127 unità) nonché alle variazioni di perimetro (-25 unità) principalmente dovute:

all'acquisizione della società Enel Hydro Appennino Centrale Srl in Italia;
all'acquisizione della società Melita Italia Srl in Italia;
alla vendita della società PayTipper SpA in Italia;
alla vendita della società CityPoste Payment SpA in Italia;
alla vendita della società PayTipper Network Srl in Italia;
alla vendita della società FlagPay Srl in Italia;
alla vendita della società Enel Geração Fortaleza SA in Brasile.

N.
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Percentuale sul totale al 30.09.2022	Percentuale sul totale al 31.12.2021
Generazione Termoelettrica e Trading	7.704	7.847	11,4%	11,8%
Enel Green Power	9.682	8.989	14,4%	13,6%
Enel Grids	33.663	33.263	50,0%	50,2%
Mercati finali	6.102	6.148	9,1%	9,3%
Enel X	2.865	3.352	4,3%	5,1%
Holding, Servizi e Altro	7.365	6.680	10,9%	10,1%
Totale	67.381	66.279	100,0%	100,0%

Risultati economici del Gruppo

	Conto economico ordinario(1)		Conto economico
Milioni di euro	Primi nove mesi		Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni		2022	2021	Variazioni
Ricavi(2)	108.177	58.794	49.383	84,0%	108.177	58.794	49.383	84,0%
Costi	97.609	47.020	50.589	-	97.859	48.373	49.486	-
Risultati netti da contratti su commodity	2.103	996	1.107	-	2.103	996	1.107	-
Margine operativo lordo(2)	12.671	12.770	(99)	-0,8%	12.421	11.417	1.004	8,8%
Ammortamenti e impairment	5.456	4.836	620	12,8%	6.900	5.024	1.876	37,3%
Risultato operativo(2)	7.215	7.934	(719)	-9,1%	5.521	6.393	(872)	-13,6%
Proventi finanziari(2)	8.448	4.068	4.380	-	8.474	4.069	4.405	-
Oneri finanziari	10.173	5.950	4.223	71,0%	10.197	5.960	4.237	71,1%
Totale proventi/(oneri) finanziari netti(2)	(1.725)	(1.882)	157	8,3%	(1.723)	(1.891)	168	8,9%
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	55	122	(67)	-54,9%	55	428	(373)	-87,1%
Risultato prima delle imposte	5.545	6.174	(629)	-10,2%	3.853	4.930	(1.077)	-21,8%
Imposte	1.636	2.071	(435)	-21,0%	1.561	1.662	(101)	-6,1%
Risultato delle continuing operations	3.909	4.103	(194)	-4,7%	2.292	3.268	(976)	-29,9%
Risultato delle discontinued operations	-	-	-	-	-	-	-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	3.909	4.103	(194)	-4,7%	2.292	3.268	(976)	-29,9%
Quota di interessenza del Gruppo	2.977	3.289	(312)	-9,5%	1.759	2.505	(746)	-29,8%
Quota di interessenza di terzi	932	814	118	14,5%	533	763	(230)	-30,1%

(1) Il Conto economico ordinario non include talune componenti così come specificato nel paragrafo "Definizione degli indicatori di performance" incluso nella presente Relazione sulla gestione.

(2) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica dalla voce "Proventi finanziari" alla voce "Ricavi", per un importo di 139 milioni di euro, relativamente ai primi nove mesi del 2021, della componente legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

Ricavi

Milioni di euro Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Vendite energia elettrica	56.465	29.945	26.520	88,6%
Trasporto energia elettrica	8.286	8.088	198	2,4%
Corrispettivi da gestori di rete	633	663	(30)	-4,5%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	971	886	85	9,6%
Vendite gas	6.163	1.917	4.246	-
Trasporto gas	272	405	(133)	-32,8%
Vendite di combustibili	4.149	1.056	3.093	-
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas	623	568	55	9,7%
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione(1)	1.253	838	415	49,5%
Vendite di commodity con consegna fisica e relativi risultati da valutazione di contratti chiusi nel periodo	25.829	11.683	14.146	-
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto	997	762	235	30,8%
Altri proventi	2.536	1.983	553	27,9%
Totale(1)	108.177	58.794	49.383	84,0%

L'incremento dei ricavi nei primi nove mesi del 2022 è essenzialmente connesso ai maggiori prezzi medi di vendita delle commodity energetiche, energia elettrica e gas, associato anche a un incremento delle quantità vendute nel periodo.

Gli altri proventi si incrementano nel corso dei primi nove mesi del 2022 di 553 milioni di euro principalmente per effetto della cessione dell'1,1% delle quote di partecipazione in Ufinet (220 milioni di euro), della vendita di talune società di Enel X (per 67 milioni di euro), della rilevazione di un negative goodwill derivante dall'acquisizione di Prowind Windfarm Ivesti (per 16 milioni di euro) nonché delle maggiori vendite di materiali e prestazioni di servizi vari soprattutto in Italia.

Costi

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Acquisto di energia elettrica	39.862	15.917	23.945	-
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	6.961	2.639	4.322	-
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	30.925	11.982	18.943	-
Materiali	2.596	1.435	1.161	80,9%
Costo del personale	3.549	4.128	(579)	-14,0%
Servizi e godimento beni di terzi	12.608	12.213	395	3,2%
Altri costi operativi	3.561	2.017	1.544	76,5%
Costi capitalizzati	(2.203)	(1.958)	(245)	-12,5%
Totale	97.859	48.373	49.486	-

Analogamente a quanto commentato per i ricavi anche i costi nei primi nove mesi del 2022 subiscono un significativo incremento prevalentemente per l'aumento dei prezzi delle commodity.

Risultati netti da contratti su commodity

I proventi netti da contratti su commodity connessi alle attività di copertura nei primi nove mesi del 2022 registrano un incremento di 1.107 milioni di euro prevalentemente per effetto dell'oscillazione dei prezzi di mercato.

Margine operativo lordo ordinario

Milioni di euro Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Generazione Termoelettrica e Trading	4.479	1.709	2.770	-
Enel Green Power	2.164	3.046	(882)	-29,0%
Enel Grids(1)	5.307	5.494	(187)	-3,4%
Mercati finali	287	2.363	(2.076)	-87,9%
Enel X(2)	554	245	309	-
Holding, Servizi e Altro(2)	(120)	(87)	(33)	-37,9%
Totale(1) (2)	12.671	12.770	(99)	-0,8%

(2) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore "Holding, Servizi e Altro".

Il margine operativo lordo ordinario, pari a 12.671 milioni di euro, evidenzia un decremento di 99 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021.

Gli effetti negativi dovuti ai maggiori costi di acquisto e di produzione di energia elettrica, anche per effetto della minore contribuzione al mix energetico della fonte idroelettrica in Italia e Spagna causata dalla scarsa idraulicità del periodo, sono stati in parte compensati dai maggiori volumi venduti unitamente ai prezzi medi crescenti, dalla gestione ottimale degli strumenti di copertura delle commodity energetiche nonché dagli effetti derivanti dalla cessione parziale della partecipazione in Ufinet (220 milioni di euro), dalla vendita di talune società di Enel X (per 67 milioni di euro) e dal negative goodwill derivante dall'acquisizione di Prowind Windfarm Ivesti in Romania (16 milioni di euro).

Margine operativo lordo

Milioni di euro	Primi nove mesi 2022
	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale
Margine operativo lordo ordinario	4.479	2.164	5.307	287	554	(120)	12.671
Oneri per transizione energetica e digitalizzazione	(62)	-	(17)	(2)	(1)	(8)	(90)
Minusvalenza da cessione CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza	(134)	-	-	-	-	-	(134)
Costi da COVID-19	(4)	(4)	(11)	(2)	(1)	(4)	(26)
Margine operativo lordo	4.279	2.160	5.279	283	552	(132)	12.421

Milioni di euro	Primi nove mesi 2021
	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids(1)	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro(2)	Totale(1) (2)
Margine operativo lordo ordinario	1.709	3.046	5.494	2.363	245	(87)	12.770
Oneri per transizione energetica e digitalizzazione	(575)	(40)	(390)	(92)	(12)	(205)	(1.314)
Costi da COVID-19	(6)	(5)	(23)	(1)	-	(4)	(39)
Margine operativo lordo	1.128	3.001	5.081	2.270	233	(296)	11.417

Risultato operativo ordinario

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Generazione Termoelettrica e Trading	3.846	1.027	2.819	-
Enel Green Power	1.042	2.068	(1.026)	-49,6%
Enel Grids(1)	3.080	3.543	(463)	-13,1%
Mercati finali	(819)	1.453	(2.272)	-
Enel X(2)	390	104	286	-
Holding, Servizi e Altro(2)	(324)	(261)	(63)	-24,1%
Totale(1) (2)	7.215	7.934	(719)	-9,1%

Il risultato operativo ordinario ammonta a 7.215 milioni di euro, con un decremento di 719 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2021. La variazione negativa risente della citata riduzione del margine operativo lordo ordinario oltreché dei maggiori ammortamenti essenzialmente dovuti all'entrata in funzione di nuovi impianti di produzione e alle maggiori svalutazioni di crediti commerciali, soprattutto in Italia, correlate alle maggiori vendite del periodo.

Risultato operativo

Tra le partite non ricorrenti registrate nel risultato operativo, e non già riportate nella tabella del margine operativo lordo, si segnalano gli adeguamenti di valore delle attività nette afferenti a Enel Russia, Celg-D (società di distribuzione della regione brasiliana del Goiás) e CGT Fortaleza in Brasile, rispettivamente pari a 505 milioni di euro, 824 milioni di euro e 73 milioni di euro. Tali adeguamenti di valore sono conseguenti alla classificazione delle citate attività nette come disponibili per la vendita e pertanto il loro valore è stato adeguato al minore tra costo di iscrizione e prezzo di cessione al netto degli eventuali costi di vendita.

Milioni di euro	Primi nove mesi 2022
	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale
Risultato operativo ordinario	3.846	1.042	3.080	(819)	390	(324)	7.215
Oneri per transizione energetica e digitalizzazione	(72)	-	(17)	(2)	(1)	(8)	(100)
Minusvalenze e adeguamenti di valore	(712)	(8)	(842)	(6)	-	-	(1.568)
Costi da COVID-19	(4)	(4)	(11)	(2)	(1)	(4)	(26)
Risultato operativo	3.058	1.030	2.210	(829)	388	(336)	5.521

Milioni di euro	Primi nove mesi 2021
	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids(1)	Mercati finali	Enel X(2)	Holding, Servizi e Altro(2)	Totale(1) (2)
Risultato operativo ordinario	1.027	2.068	3.543	1.453	104	(261)	7.934
Oneri per transizione energetica e digitalizzazione	(586)	(40)	(390)	(92)	(12)	(205)	(1.325)
Adeguamenti di valore	-	(165)	(12)	-	-	-	(177)
Costi da COVID-19	(6)	(5)	(23)	(1)	-	(4)	(39)
Risultato operativo	435	1.858	3.118	1.360	92	(470)	6.393

Risultato netto del Gruppo ordinario

Il risultato netto del Gruppo ordinario dei primi nove mesi del 2022 ammonta a 2.977 milioni di euro, con un decremento di 312 milioni di euro rispetto ai 3.289 milioni di euro dell'analogo periodo dell'esercizio precedente (-9,5%).

In particolare, la citata riduzione del risultato operativo ordinario è stata in parte compensata da una più efficiente gestione finanziaria connessa alle attività di liability management realizzate nei periodi precedenti e da una riduzione del carico fiscale.

Risultato netto del Gruppo

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021
Risultato netto del Gruppo ordinario	2.977	3.289
Minusvalenze e adeguamenti di valore	(1.137)	(133)
Oneri per transizione energetica e digitalizzazione	(40)	(922)
Costi da COVID-19	(17)	(26)
Adeguamento di valore di talune attività riferite alla cessione della partecipazione in Slovenské elektrárne	(24)	297
Risultato netto del Gruppo	1.759	2.505

Il risultato netto del Gruppo dei primi nove mesi del 2022 ammonta a 1.759 milioni di euro (2.505 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), con un decremento di 746 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2021. Nella tabella riportata sopra è presentata la riconciliazione tra il risultato netto del Gruppo ordinario e il risultato netto del Gruppo nei primi nove mesi del 2022, con evidenza degli elementi non ordinari e dei rispettivi effetti sul risultato, al netto dei relativi effetti fiscali e delle interessenze di terzi.

Analisi della struttura patrimoniale e finanziaria del Gruppo

Capitale investito netto e relativa copertura

Il capitale investito netto è dettagliato, in quanto a composizione e movimenti, nel seguente prospetto.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Attività immobilizzate nette:
- attività materiali e immateriali	110.368	102.733	7.635	7,4%
- avviamento	14.219	13.821	398	2,9%
- partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	902	704	198	28,1%
- altre attività/(passività) non correnti nette	(6.187)	(4.496)	(1.691)	-37,6%
Totale attività immobilizzate nette	119.302	112.762	6.540	5,8%
Capitale circolante netto:
- crediti commerciali	21.073	16.076	4.997	31,1%
- rimanenze	5.594	3.109	2.485	79,9%
- crediti netti verso operatori istituzionali di mercato	(87)	(762)	675	88,6%
- altre attività/(passività) correnti nette	(7.801)	(10.940)	3.139	28,7%
- debiti commerciali	(18.527)	(16.959)	(1.568)	-9,2%
Totale capitale circolante netto	252	(9.476)	9.728	-
Capitale investito lordo	119.554	103.286	16.268	15,8%
Fondi diversi:
- benefíci ai dipendenti	(2.415)	(2.724)	309	11,3%
- fondi rischi e oneri e imposte differite nette	(7.024)	(6.548)	(476)	-7,3%
Totale fondi diversi	(9.439)	(9.272)	(167)	-1,8%
Attività nette possedute per la vendita	2.346	280	2.066	-
Capitale investito netto	112.461	94.294	18.167	19,3%
Patrimonio netto complessivo	42.725	42.342	383	0,9%
Indebitamento finanziario netto	69.736	51.952	17.784	34,2%

Il capitale investito netto al 30 settembre 2022 è pari a 112.461 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e di terzi per 42.725 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 69.736 milioni di euro. Quest'ultimo al 30 settembre 2022 presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 1,63 (1,23 al 31 dicembre 2021). L'incremento del capitale investito netto deriva principalmente:

• dall'incremento delle attività materiali e immateriali (7.635 milioni di euro) dovuto principalmente agli investimenti del periodo (8.405 milioni di euro), al positivo andamento dei cambi (4.314 milioni di euro) e alle variazioni di perimetro per l'acquisto della società ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl), al netto degli ammortamenti di periodo pari a 4.586 milioni di euro e della riclassifica, per complessivi 2.946 milioni di euro, delle attività non correnti nette disponibili per la vendita afferenti a Enel Russia, Celg-D ed Enel Transmisión Chile;

• dall'incremento del capitale circolante netto per effetto dei provvedimenti governativi, del pagamento dei dividendi e del contesto macroeconomico di riferimento del mercato energetico.

Come detto, la voce "Attività nette possedute per la vendita" si incrementa soprattutto per le operazioni di cessione avviate nel corso del 2022 e non ancora finalizzate al 30 settembre di Enel Russia, di Celg-D (società di distribuzione brasiliana che opera nella regione del Goiás) e di Enel Transmisión Chile.

Il patrimonio netto complessivo al 30 settembre 2022 si incrementa di 383 milioni di euro. In particolare, il patrimonio netto del Gruppo è aumentato di 693 milioni di euro per effetto principalmente della variazione positiva della riserva di conversione di 2.492 milioni di euro e per il risultato del periodo pari a 1.759 milioni di euro al netto dei dividendi assegnati nei primi nove mesi del 2022 per 2.010 milioni di euro e della variazione negativa delle riserve di OCI (1.552 milioni di euro), in particolare quelle riferite alle riserve di cash flow hedge. Il patrimonio netto di terzi si riduce di 310 milioni di euro anche per effetto delle operazioni di riorganizzazione societaria effettuate nel corso dei primi nove mesi del 2022 in America Latina.

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto è dettagliato, in quanto a composizione e variazioni, nel seguente prospetto.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Indebitamento a lungo termine:
- finanziamenti bancari	18.710	12.579	6.131	48,7%
- obbligazioni	47.130	39.099	8.031	20,5%
- debiti verso altri finanziatori(1)	2.982	2.942	40	1,4%
Indebitamento a lungo termine	68.822	54.620	14.202	26,0%
Crediti finanziari e titoli a lungo termine	(3.758)	(2.692)	(1.066)	-39,6%
Indebitamento netto a lungo termine	65.064	51.928	13.136	25,3%
Indebitamento a breve termine				-
Finanziamenti bancari:				-
- quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine	942	989	(47)	-4,8%
- altri finanziamenti a breve verso banche	5.332	1.329	4.003	-
Indebitamento bancario a breve termine	6.274	2.318	3.956	-
Obbligazioni (quota a breve)	3.016	2.700	316	11,7%
Debiti verso altri finanziatori (quota a breve)	323	342	(19)	-5,6%
Commercial paper	14.270	10.708	3.562	33,3%
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti	2.972	918	2.054	-
Altri debiti finanziari a breve termine(2)	400	363	37	10,2%
Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine	20.981	15.031	5.950	39,6%
Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve)	(2.695)	(1.538)	(1.157)	-75,2%
Crediti finanziari - cash collateral	(11.935)	(6.485)	(5.450)	-84,0%
Altri crediti finanziari a breve termine	(1.384)	(356)	(1.028)	-
Disponibilità presso banche e titoli a breve	(6.569)	(8.946)	2.377	26,6%
Disponibilità e crediti finanziari a breve	(22.583)	(17.325)	(5.258)	-30,3%
Indebitamento netto a breve termine	4.672	24	4.648	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	69.736	51.952	17.784	34,2%
Indebitamento finanziario "Attività classificate come possedute per la vendita"	413	699	(286)	-40,9%

(1) La voce include i debiti finanziari non correnti, ricompresi nella voce "Altre passività non correnti" dello Stato patrimoniale consolidato, pari a 129 milioni di euro al 30 settembre 2022 (120 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

(2) La voce include i debiti finanziari correnti, ricompresi nella voce "Altre passività correnti" dello Stato patrimoniale consolidato, pari a 3 milioni di euro al 30 settembre 2022 (12 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

L'incremento dell'indebitamento finanziario netto, non inclusivo del debito netto riferito alle attività classificate come possedute per la vendita, è pari a 17.784 milioni di euro (+34,2%). In particolare, tale variazione è riferibile (i) al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo (9.356(2) milioni di euro), (ii) al pagamento di dividendi per complessivi 4.785(3) milioni di euro, (iii) all'acquisto di ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl) per complessivi 1.196 milioni di euro, al netto della cassa acquisita, e (iv) allo sfavorevole andamento dei cambi per 3.772 milioni di euro.

I positivi flussi di cassa generati dalla gestione operativa, la cessione di alcune partecipazioni ritenute non più strategiche e la riclassifica di alcune partecipazioni come disponibili per la vendita (principalmente Enel Russia) hanno parzialmente compensato il fabbisogno finanziario connesso alle fattispecie sopra evidenziate.

Al 30 settembre 2022 l'indebitamento finanziario lordo, in aumento di 24.108 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021, è pari a 96.077 milioni di euro.

Indebitamento finanziario lordo

Milioni di euro		al 30.09.2022		al 31.12.2021
	Indebitamento lordo a lungo termine	Indebitamento lordo a breve termine	Indebitamento lordo	Indebitamento lordo a lungo termine	Indebitamento lordo a breve termine	Indebitamento lordo
Indebitamento finanziario lordo	73.103	22.974	96.077	58.651	13.318	71.969
di cui:
- finanziamenti sostenibili	42.884	14.419	57.303	28.973	10.474	39.447
Finanziamenti sostenibili/ Totale indebitamento lordo (%)			60%			55%

In particolare, l'indebitamento finanziario lordo a lungo termine (inclusa la quota a breve termine) è pari a 73.103 milioni di euro, di cui 42.884 milioni di euro relativi a finanziamenti legati a obiettivi di sostenibilità, e risulta costituito da:

obbligazioni per 50.146 milioni di euro, di cui 26.743 milioni di euro riferibili a prestiti obbligazionari sostenibili. Le obbligazioni presentano un incremento di 8.347 milioni di euro, rispetto al 31 dicembre 2021, dovuto principalmente alle seguenti operazioni poste in essere da Enel Finance International nel corso dei primi nove mesi del 2022:
- emissione di un "Sustainability-Linked Bond" multitranche per un valore totale di 2.750 milioni di euro avvenuta nel mese di gennaio;
- emissione di un "Sustainability-Linked Bond" di 750 milioni di sterline (equivalenti a 855 milioni di euro al 30 settembre 2022) avvenuta nel mese di aprile;
- emissione di un "Sustainability-Linked Bond" multitranche per un valore totale di 3.500 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 3.573 milioni di euro al 30 settembre 2022) avvenuta nel mese di giugno;
- emissione di un "Sustainability-Linked Bond" da 1.000 milioni di euro avvenuta nel mese di settembre;
finanziamenti bancari per 19.652 milioni di euro, di cui 16.141 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibi-

li; tali finanziamenti aumentano complessivamente di 6.084 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 per effetto principalmente dell'utilizzo di nuovi finanziamenti (di cui 6.071 milioni di euro relativi a finanziamenti legati a obiettivi di sostenibilità) e delle variazioni negative dei cambi, solo parzialmente compensati dai rimborsi effettuati nel periodo;

• debiti verso altri finanziatori per 3.305 milioni di euro, che rimangono sostanzialmente invariati rispetto al 31 dicembre 2021.

L'indebitamento finanziario lordo a breve termine, che evidenzia un aumento di 9.656 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021, è pari a 22.974 milioni di euro ed è formato principalmente da commercial paper per 14.270 milioni di euro, di cui 14.268 milioni di euro legati a obiettivi di sostenibilità, altri finanziamenti a breve verso banche per 5.332 milioni di euro e cash collateral su derivati per 2.972 milioni di euro.

Le disponibilità e i crediti finanziari a breve e lungo termine, pari complessivamente a 26.341 milioni di euro, aumentano di 6.324 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 per effetto principalmente dei cash collateral versati pari a 11.935 milioni di euro e incrementati di 5.450 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021.

⁽²⁾ Include 47 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

⁽³⁾ Inclusi 79 milioni di euro di coupon pagati ai possessori di obbligazioni ibride perpetue.

Flussi finanziari

Il cash flow da attività operativa dei primi nove mesi del 2022 è positivo per 907 milioni di euro, in diminuzione di 4.160 milioni di euro rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio precedente, prevalentemente per effetto del maggior fabbisogno connesso alla variazione del capitale circolante netto.

Il cash flow da attività di investimento dei primi nove mesi del 2022 ha assorbito liquidità per 10.455 milioni di euro, rispetto agli 8.229 milioni di euro dei primi nove mesi del 2021.

In particolare, gli investimenti in attività materiali, immateriali e attività derivanti da contratti con i clienti non correnti, pari a 9.356 milioni di euro, di cui 47 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come disponibile per la vendita, sono in aumento rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente (7.988 milioni di euro, di cui 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come disponibile per la vendita).

Gli investimenti in imprese o rami di imprese, espressi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti, sono pari a 1.241 milioni di euro e si riferiscono prevalentemente all'acquisizione da parte di Enel Produzione SpA del 100% della società ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl), per un corrispettivo di 1.196 milioni di euro al netto della cassa acquisita di 69 milioni di euro.

Le dismissioni di imprese o rami di imprese, espressi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti, sono pari a 139 milioni di euro e si riferiscono prevalentemente:

alla cessione da parte di Enel Green Power SpA alla società Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Investment Autority) del 50% della partecipazione detenuta nella società EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indirettamente di sei progetti in Sudafrica (corrispettivo di 102 milioni di euro al netto della cassa ceduta di 6 milioni di euro);
alla cessione da parte di Enel X Germany dell'intera quota detenuta nelle società Cremzow KG e Cremzow Verwaltungs (corrispettivo di 8 milioni di euro al netto della cassa ceduta di 4 milioni di euro);
alla cessione da parte di Enel Brasil SA dell'intera quota

detenuta in CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA (corrispettivo di 29 milioni di euro al netto della cassa ceduta di 60 milioni di euro).

La liquidità generata dalle altre attività di investimento/disinvestimento nei primi nove mesi del 2022 è pari a 3 milioni di euro e si riferisce principalmente:

alla cessione dell'1,1% della partecipazione detenuta da Enel X International in Ufinet, con un corrispettivo netto incassato di 73 milioni di euro;
alla vendita da parte di Enel Kansas LLC del 50% della partecipazione detenuta nella società Rocky Caney Holdings LLC e nella società EGPNA Renewable Energy Partners per un corrispettivo complessivo di 94 milioni di euro;
all'acquisizione del 50% del capitale di Mooney per un corrispettivo pagato di 225 milioni di euro;
a disinvestimenti minori prevalentemente in Italia, Nord America e America Latina.

Il cash flow da attività di finanziamento ha generato liquidità per complessivi 7.018 milioni di euro, mentre nei primi nove mesi del 2021 ne aveva generata per 3.209 milioni di euro. Il flusso dei primi nove mesi del 2022 è sostanzialmente relativo:

all'incremento dell'indebitamento finanziario netto (quale saldo netto tra rimborsi, nuove accensioni e altri movimenti) per 11.805 milioni di euro;
al pagamento dei dividendi per 4.706 milioni di euro, cui si aggiungono 79 milioni di euro pagati a titolari di obbligazioni ibride;
agli aumenti di capitale effettuati in società controllate con presenza di soci minoritari per 12 milioni di euro, in particolare in Australia.

Nei primi nove mesi del 2022 il fabbisogno legato all'attività di investimento pari a 10.455 milioni di euro è stato sostenuto dalle attività di finanziamento (7.018 milioni di euro), dalla riduzione delle disponibilità liquide (2.241 milioni di euro) e dal cash flow generato dall'attività operativa (907 milioni di euro). Si segnala inoltre che la variazione delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti risente anche degli effetti connessi all'andamento positivo dei cambi delle diverse valute locali rispetto all'euro per 289 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Generazione Termoelettrica e Trading	499	418	81	19,4%
Enel Green Power	3.973	3.287	686	20,9%
Enel Grids	3.866	3.433	433	12,6%
Mercati finali	581	431	150	34,8%
Enel X	228	179	49	27,4%
Holding, Servizi e Altro	162	153	9	5,9%
Totale(1)	9.309	7.901	1.408	17,8%

(1) Il dato non include 47 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" (87 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021).

Gli investimenti ammontano a 9.309 milioni di euro nei primi nove mesi del 2022, in aumento di 1.408 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'anno precedente. Tale andamento risulta in linea con gli accordi di Parigi in termini di riduzione delle emissioni di CO2 ed è guidato da finalità di efficienza energetica e di transizione energetica, obiettivi strategici del Gruppo.

Il principale incremento si registra nelle rinnovabili, in particolare in Italia (284 milioni di euro), Stati Uniti (204 milioni di euro), Canada (167 milioni di euro), Spagna (147 milioni di euro), Perù (109 milioni di euro), Cile (23 milioni di euro) e Australia (18 milioni di euro). Si registra una diminuzione degli investimenti in Russia (139 milioni di euro), India (58 milioni di euro) e Brasile (54 milioni di euro).

Sempre in crescita gli investimenti nelle reti per mantenere un elevato livello qualitativo del servizio di trasporto dell'energia elettrica pur in presenza di eventi climatici esterni sempre più mutevoli e imprevedibili. Nei primi nove mesi del 2022 risultano in aumento gli investimenti in Brasile (196 milioni di euro), Italia (120 milioni di euro), Argentina (32 milioni di euro) e Spagna (26 milioni di euro) principalmente per l'installazione di nuovi smart meter, per manutenzione correttiva e per attività di quality remote control.

In aumento sono gli investimenti nella Linea di Business Mercati finali, soprattutto in Italia (82 milioni di euro) e Spagna (71 milioni di euro) essenzialmente per attività di digitalizzazione dei processi operativi di gestione della clientela. L'incremento degli investimenti di Enel X si registra principalmente in Italia per 17 milioni di euro nel business e-City, in Iberia per 6 milioni di euro prevalentemente nel business e-Home a seguito dei maggiori volumi di vendite realizzati rispetto ai primi nove mesi del 2021, in Perù (8 milioni di euro) nel business dell'illuminazione pubblica, in Colombia (3 milioni di euro) per l'avvio di nuovi progetti di pannelli fotovoltaici nel business Distributed Energy e infine in Brasile (4 milioni di euro) nel business dello Smart Lighting e in e-Home, quest'ultimo come effetto dei maggiori volumi di vendite realizzati rispetto al 2021. In crescita anche gli investimenti negli Stati Uniti (11 milioni di euro), con incrementi nel Demand Response e nel Battery Energy Storage. Crescite di minore rilievo si registrano nel business del Battery Energy Storage in Australia ed e-Home in Romania. La crescita degli investimenti nell'ambito della Generazione Termoelettrica e Trading soprattutto in Italia (88 milioni di euro) è ascrivibile alla riconversione di taluni impianti a carbone in impianti a gas a più basse emissioni di CO2.

Risultati economici per Settore primario (Linea di Business) e secondario (Area Geografica)

La rappresentazione dei risultati economici per Linea di Business è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due periodi messi a confronto, tenuto conto del modello operativo adottato e descritto in precedenza.

In merito all'informativa per settore operativo si segnala che il management comunica al mercato i propri risultati a partire dai settori di business. Il Gruppo ha adottato quindi la seguente impostazione settoriale:

Settore primario: Linea di Business;
Settore secondario: Area Geografica.

La Linea di Business, quindi, risulta essere la discriminante principale e predominante nelle analisi svolte e nelle decisioni prese dal management del Gruppo, ed è pienamente coerente con la reportistica interna predisposta a tali fini dal momento che i risultati vengono misurati e valutati in primis per ciascuna Linea di Business e solo successivamente si declinano per Area Geografica.

La seguente rappresentazione grafica schematizza quanto sopra riportato.

	HOLDING
Regioni/		Business locali
Paesi	Generazione Termoelettrica	Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Enel X	Mercati finali	Servizi
Italia
Iberia
Europa
Africa, Asia e Oceania
Nord America
America Latina

Il modello organizzativo continua a essere basato su una struttura matriciale articolata in Linee di Business (Generazione Termoelettrica e Trading, Enel Green Power, Enel Grids, Mercati finali, Enel X, Servizi e Holding/Altro) e Aree Geografiche (Italia, Iberia, Europa, America Latina, Nord America, Africa, Asia e Oceania, Central/Holding).

Risultati per Settore primario (Linea di Business) del terzo trimestre 2022 e 2021

Terzo trimestre 2022(1)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	15.659	1.701	4.591	18.356	541	71	40.919	-	40.919
Ricavi e altri proventi intersettoriali	7.532	745	901	2.162	2	498	11.840	(11.840)	-
Totale ricavi e altri proventi	23.191	2.446	5.492	20.518	543	569	52.759	(11.840)	40.919
Risultati netti da contratti su commodity	(723)	106	-	1.318	(2)	(5)	694	-	694
Margine operativo lordo	1.614	828	1.647	33	147	(53)	4.216	-	4.216
Ammortamenti e impairment	183	379	1.577	346	55	57	2.597	-	2.597
Risultato operativo	1.431	449	70	(313)	92	(110)	1.619	-	1.619

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

Terzo trimestre 2021(1) (2) (3)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	7.193	1.795	4.674	8.428	372	41	22.503	-	22.503
Ricavi e altri proventi intersettoriali	2.748	610	859	(198)	10	496	4.525	(4.525)	-
Totale ricavi e altri proventi	9.941	2.405	5.533	8.230	382	537	27.028	(4.525)	22.503
Risultati netti da contratti su commodity	501	(49)	-	336	-	3	791	-	791
Margine operativo lordo	261	823	1.868	699	99	(128)	3.622	-	3.622
Ammortamenti e impairment	222	353	664	323	58	56	1.676	-	1.676
Risultato operativo	39	470	1.204	376	41	(184)	1.946	-	1.946

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(2) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

(3) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore "Holding, Servizi e Altro".

Risultati per Settore primario (Linea di Business) dei primi nove mesi del 2022 e del 2021

Primi nove mesi del 2022(1)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	41.104	4.841	13.296	47.067	1.720	149	108.177	-	108.177
Ricavi e altri proventi intersettoriali	16.705	2.059	2.640	3.720	32	1.469	26.625	(26.625)	-
Totale ricavi	57.809	6.900	15.936	50.787	1.752	1.618	134.802	(26.625)	108.177
Risultati netti da contratti su commodity	500	168	-	1.451	(12)	(4)	2.103	-	2.103
Margine operativo lordo	4.279	2.160	5.279	283	552	(132)	12.421	-	12.421
Ammortamenti e impairment	1.221	1.130	3.069	1.112	164	204	6.900	-	6.900
Risultato operativo	3.058	1.030	2.210	(829)	388	(336)	5.521	-	5.521
Investimenti	499(2)	3.973(3)	3.866(4)	581	228(5)	162	9.309	-	9.309

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(2) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Primi nove mesi del 2021(1) (2) (3)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	17.072	4.592	12.505	23.574	963	88	58.794	-	58.794
Ricavi e altri proventi intersettoriali	6.723	1.754	2.564	38	32	1.428	12.539	(12.539)	-
Totale ricavi	23.795	6.346	15.069	23.612	995	1.516	71.333	(12.539)	58.794
Risultati netti da contratti su commodity	615	(69)	-	449	-	1	996	-	996
Margine operativo lordo	1.128	3.001	5.081	2.270	233	(296)	11.417	-	11.417
Ammortamenti e impairment	693	1.143	1.963	910	141	174	5.024	-	5.024
Risultato operativo	435	1.858	3.118	1.360	92	(470)	6.393	-	6.393
Investimenti	418	3.287(4)	3.433	431	179	153	7.901	-	7.901

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(4) Il dato non include 87 milioni di euro riclassificati come disponibili per la vendita.

Oltre a quanto già sopra evidenziato, il Gruppo monitora i risultati ottenuti anche relativamente all'area geografica, classificando i risultati in base alle diverse Regioni/Paesi. Nella seguente tabella il margine operativo lordo ordinario è presentato per i due periodi a confronto con l'obiettivo di assicurare una visibilità dei risultati non solo per Linea di Business, ma anche per Area Geografica.

Si precisa che il margine operativo lordo ordinario non include le partite non ricorrenti; per l'eventuale riconciliazione con il margine operativo lordo si rimanda al paragrafo relativo ai "Risultati economici del Gruppo".

Margine operativo lordo ordinario(1) (2) (3)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading		Enel Green Power		Enel Grids
	Primi nove mesi			Primi nove mesi			Primi nove mesi
	2022	2021	Variazione	2022	2021	Variazione	2022	2021	Variazione
Italia	2.263	478	1.785	(509)	904	(1.413)	2.651	2.728	(77)
Iberia	1.897	959	938	350	285	65	1.073	1.361	(288)
America Latina	259	253	6	1.588	1.282	306	1.579	1.294	285
Argentina	76	71	5	18	17	1	(65)	-	(65)
Brasile	83	82	1	362	246	116	981	782	199
Cile	(45)	(28)	(17)	418	356	62	128	105	23
Colombia	28	44	(16)	534	440	94	377	285	92
Perù	119	85	34	149	99	50	158	122	36
Panama	(2)	(1)	(1)	66	93	(27)	-	-	-
Altri Paesi	-	-	-	41	31	10	-	-	-
Europa	57	58	(1)	194	124	70	(19)	105	(124)
Romania	5	(2)	7	111	53	58	(19)	105	(124)
Russia	52	60	(8)	16	3	13	-	-	-
Altri Paesi	-	-	-	67	68	(1)	-	-	-
Nord America	(1)	(35)	34	492	411	81	-	-	-
Stati Uniti e Canada	-	(34)	34	423	358	65	-	-	-
Messico	(1)	(1)	-	69	53	16	-	-	-
Africa, Asia e Oceania	-	-	-	73	61	12	-	-	-
Sudafrica	-	-	-	58	50	8	-	-	-
India	-	-	-	13	2	11	-	-	-
Altri Paesi	-	-	-	2	9	(7)	-	-	-
Altro	4	(4)	8	(24)	(21)	(3)	23	6	17
Totale	4.479	1.709	2.770	2.164	3.046	(882)	5.307	5.494	(187)

(1) Il margine operativo lordo ordinario non include le partite non ricorrenti; per l'eventuale riconciliazione con il margine operativo lordo si rimanda al paragrafo relativo ai "Risultati economici del Gruppo".

Margine operativo lordo ordinario(1) (2) (3)

relativo ai "Risultati economici del Gruppo".

Generazione Termoelettrica

(1) Il margine operativo lordo ordinario non include le partite non ricorrenti; per l'eventuale riconciliazione con il margine operativo lordo si rimanda al paragrafo

(3) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella

operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore "Holding, Servizi e Altro".

Mercati finali			Enel X			Holding, Servizi e Altro			Totale
Primi nove mesi			Primi nove mesi		Primi nove mesi			Primi nove mesi
2022 2021	Variazione	2022	2021	Variazione	2022	2021	Variazione	2022	2021	Variazione
70 1.726	(1.656)	84	125	(41)	57	58	(1)	4.616	6.019	(1.403)
32 392		(360) 56	39	17	9	11	(2)	3.417	3.047	370
316 183		133 82	50	32	(80)	(56)	(24)	3.744	3.006	738
7 9		(2) 4	4	-	(2)	(3)	1	38	98	(60)
177 88		89 2	(2)	4	(19)	(13)	(6)	1.586	1.183
49 32		17 (1)	2	(3)	(59)	(39)	(20)	490	428
63 37		26 57	32	25	-	(1)	1	1.059	837
20 17		3 20	14	6	-	-	-	466	337	129
- -		- -	-	-	-	-	-	64	92	(28)
- -		- -	-	-	-	-	-	41	31
(137) 61		(198) 24	10	14	(2)	3	(5)	117	361	(244)
(137) 61		(198) 13	7	6	1	5	(4)	(26)	229
- -		- -	-	-	-	-	-	68	63
- -		- 11	3	8	(3)	(2)	(1)	75	69
2 3		(1) 24	25	(1)	(22)	(15)	(7)	495	389
- -		- 24	25	(1)	(22)	(15)	(7)	425	334
2 3		(1) -	-	-	-	-	-	70	55
- -		- (9)	-	(9)	(3)	(1)	(2)	61	60
- -		- -	-	-	-	-	-	58	50
- -		- -	-	-	-	-	-	13	2
- -		- (9)	-	(9)	(3)	(1)	(2)	(10)	8
4 (2)		6 293	(4)	297	(79)	(87)	8	221	(112)

Generazione Termoelettrica e Trading

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Impianti a carbone	14.980	9.253	5.727	61,9%
Impianti a olio combustibile e turbogas	12.602	16.747	(4.145)	-24,8%
Impianti a ciclo combinato	42.744	37.475	5.269	14,1%
Impianti nucleari	20.424	19.895	529	2,7%
Totale produzione netta	90.750	83.370	7.380	8,9%
- di cui Italia	22.259	15.874	6.385	40,2%
- di cui Iberia	40.398	33.057	7.341	22,2%
- di cui America Latina	18.037	18.574	(537)	-2,9%
- di cui Europa	10.056	15.865	(5.809)	-36,6%

L'incremento della produzione termoelettrica è attribuibile essenzialmente:

a un aumento della generazione da impianti a ciclo combinato per 5.269 milioni di kWh, registrato prevalentemente in Iberia (6.132 milioni di kWh);
a un aumento della generazione da impianti a carbone per 5.727 milioni di kWh, riconducibile principalmente alla necessità di compensare una scarsa idraulicità, in

Italia e Spagna, dovuta alle avverse condizioni atmosferiche che hanno penalizzato fortemente la produzione idroelettrica nei primi nove mesi del 2022.

Tale incremento è stato in parte compensato dalla minore produzione da impianti a ciclo combinato registrata in Argentina (1.172 milioni di kWh) e dal decremento della produzione da impianti a carbone in America Latina (462 milioni di kWh).

Potenza efficiente netta installata

MW
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Impianti a carbone	6.590	6.910	(320)	-4,6%
Impianti a olio combustibile e turbogas	11.694	11.715	(21)	-0,2%
Impianti a ciclo combinato	14.720	15.039	(319)	-2,1%
Impianti nucleari	3.328	3.328	-	-
Totale	36.332	36.992	(660)	-1,8%
- di cui Italia	11.569	11.569	-	-
- di cui Iberia	12.751	12.751	-	-
- di cui America Latina	6.736	7.396	(660)	-8,9%
- di cui Europa	5.276	5.276	-	-

La potenza efficiente netta installata relativa a centrali termoelettriche al 30 settembre 2022 si è attestata a 36.332 MW, registrando un decremento di 660 MW rispetto a quanto rilevato alla fine dell'esercizio 2021 principalmente riconducibile alla cessione di CGT Fortaleza in Brasile e alla dismissione della centrale di Bocamina II in Cile.

Risultati economici

	Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
23.191	9.941	13.250	-	Ricavi	57.809	23.795	34.014	-
1.614	261	1.353	-	Margine operativo lordo	4.279	1.128	3.151	-
1.757	748	1.009	-	Margine operativo lordo ordinario	4.479	1.709	2.770	-
1.431	39	1.392	-	Risultato operativo	3.058	435	2.623	-
1.556	522	1.034	-	Risultato operativo ordinario	3.846	1.027	2.819	-
				Investimenti	499(1)	418	81	19,4%

(1) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nella tabella seguente sono riportate le informazioni di dettaglio della Generazione Termoelettrica e Trading relative ai soli ricavi della generazione termoelettrica e nucleare.

Ricavi da fonte termoelettrica e nucleare

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazione
Ricavi(1)
Ricavi da generazione termoelettrica	18.118	7.348	-
- di cui da generazione a carbone	4.909	1.324	-
Ricavi da generazione nucleare	1.227	1.124(2)	9,2%

Percentuale dei ricavi da generazione termoelettrica sul totale ricavi	16,7%	12,5%
- di cui dei ricavi da generazione a carbone sul totale ricavi	4,5%	2,3%
Percentuale dei ricavi da generazione nucleare sul totale ricavi	1,1%	1,9%

(1) I ricavi oggetto di analisi si riferiscono a quelli di "settore" e comprendono le partite verso terzi e gli scambi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(2) I dati relativi ai primi nove mesi del 2021 tengono conto di una più puntuale determinazione.

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
15.462	7.126	8.336	-	Italia	42.084	17.162	24.922	-
6.721	1.818	4.903	-	Iberia	12.970	4.422	8.548	-
1.006	767	239	31,2%	America Latina	2.462	1.786	676	37,8%
51	47	4	8,5%	- di cui Argentina	133	119	14	11,8%
271	331	(60)	-18,1%	- di cui Brasile	757	672	85	12,6%
552	292	260	89,0%	- di cui Cile	1.220	727	493	67,8%
59	52	7	13,5%	- di cui Colombia	157	134	23	17,2%
73	45	28	62,2%	- di cui Perù	195	134	61	45,5%
-	-	-	-	- di cui altri Paesi	-	-	-	-
97	31	66	-	Nord America	183	78	105	-
51	152	(101)	-66,4%	Europa	316	393	(77)	-19,6%
24	1	23	-	- di cui Romania	43	1	42	-
27	151	(124)	-82,1%	- di cui Russia	273	392	(119)	-30,4%
27	30	(3)	-10,0%	Altro	76	79	(3)	-3,8%
(173)	17	(190)	-	Elisioni e rettifiche	(282)	(125)	(157)	-
23.191	9.941	13.250	-	Totale	57.809	23.795	34.014	-

I ricavi dei primi nove mesi del 2022 sono pari a 57.809 milioni di euro, a seguito di un incremento di 34.014 milioni di euro rispetto a quelli dell'analogo periodo del 2021. La variazione si riferisce principalmente:

• all'Italia, prevalentemente per l'aumento dei ricavi delle vendite di energia elettrica e di gas che riflette l'andamento al rialzo dei prezzi delle commodity, soprattutto del gas, l'incremento della produzione di energia termoelettrica, a compensazione della ridotta produzione idroelettrica per effetto del basso livello di precipitazioni del periodo, nonché le strategie di ottimizzazione delle operazioni di vendita delle commodity energetiche;

• alla Spagna, per l'aumento dei ricavi di vendita di energia elettrica connesso ai maggiori volumi e, soprattutto, all'aumento dei prezzi medi.

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
708	121	587	-	Italia	2.263	478	1.785	-
945	566	379	67,0%	Iberia	1.897	959	938	97,8%
83	56	27	48,2%	America Latina	259	253	6	2,4%
29	28	1	3,6%	- di cui Argentina	76	71	5	7,0%
21	37	(16)	-43,2%	- di cui Brasile	83	82	1	1,2%
(18)	(49)	31	63,3%	- di cui Cile	(45)	(28)	(17)	-60,7%
10	21	(11)	-52,4%	- di cui Colombia	28	44	(16)	-36,4%
42	19	23	-	- di cui Perù	119	85	34	40,0%
(1)	-	(1)	-	- di cui altri Paesi	(2)	(1)	(1)	-
10	(14)	24	-	Nord America	(1)	(35)	34	97,1%
9	15	(6)	-40,0%	Europa	57	58	(1)	-1,7%
4	(1)	5	-	- di cui Romania	5	(2)	7	-
5	16	(11)	-68,8%	- di cui Russia	52	60	(8)	-13,3%
2	4	(2)	-50,0%	Altro	4	(4)	8	-
1.757	748	1.009	-	Totale	4.479	1.709	2.770	-

Margine operativo lordo ordinario

L'incremento del margine operativo lordo ordinario dei primi nove mesi del 2022 è riferibile principalmente alla maggiore produzione da fonte termoelettrica conseguente alla scarsa idraulicità del periodo combinata ai prezzi medi crescenti di vendita applicati in Italia e Spagna, nonché alla gestione ottimale delle strategie di copertura del rischio prezzo su commodity in Italia.

Il margine operativo lordo si incrementa di 3.151 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021. Le partite non ordinarie rilevate nel corso dei primi nove mesi del 2022 sono relative:

agli oneri per transizione energetica e digitalizzazione (62 milioni di euro) principalmente relativi all'adeguamento di valore dei magazzini combustibili dell'impianto a carbone di Bocamina II in Cile;
alla minusvalenza afferente alla cessione di CGT Fortaleza in Brasile (134 milioni di euro);
ai costi non ricorrenti sostenuti per fronteggiare la pandemia COVID-19 per sanificazione degli ambienti di lavoro, dispositivi di protezione individuale e donazioni (4 milioni di euro).

Nell'analogo periodo del 2021 le partite non ordinarie ammontavano a 581 milioni di euro.

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
679	80	599	-	Italia	2.170	351	1.819	-
818	432	386	89,4%	Iberia	1.506	550	956	-
39	13	26	-	America Latina	124	131	(7)	-5,3%
7	9	(2)	-22,2%	- di cui Argentina	11	23	(12)	-52,2%
21	32	(11)	-34,4%	- di cui Brasile	78	73	5	6,8%
(28)	(58)	30	51,7%	- di cui Cile	(74)	(60)	(14)	-23,3%
6	17	(11)	-64,7%	- di cui Colombia	15	31	(16)	-51,6%
35	13	22	-	- di cui Perù	97	65	32	49,2%
(2)	-	(2)	-	- di cui altri Paesi	(3)	(1)	(2)	-
10	(14)	24	-	Nord America	(1)	(35)	34	97,1%
8	8	-	-	Europa	44	36	8	22,2%
4	(1)	5	-	- di cui Romania	5	(2)	7	-
4	9	(5)	-55,6%	- di cui Russia	39	38	1	2,6%
2	3	(1)	-33,3%	Altro	3	(6)	9	-
1.556	522	1.034	-	Totale	3.846	1.027	2.819	-

Risultato operativo ordinario

L'incremento del risultato operativo ordinario risente essenzialmente dei fenomeni commentati nel margine operativo lordo ordinario, tenuto conto dei minori ammortamenti e impairment per 49 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

Il risultato operativo dei primi nove mesi del 2022 pari a 3.058 milioni di euro (435 milioni di euro nel 2021), oltre a quanto già commentato nel risultato operativo ordinario nonché nel margine operativo lordo, risente di alcuni adeguamenti di valore delle attività nette, classificate come disponibili per la vendita, afferenti a Enel Russia per 505 milioni di euro e CGT Fortaleza, in Brasile, per 73 milioni di euro, oltre che della svalutazione di taluni impianti a carbone in Italia per 10 milioni di euro.

Nell'analogo periodo del 2021 le partite non ordinarie ammontavano a 592 milioni di euro.

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Italia	238	150	88	58,7%
Iberia	138	175	(37)	-21,1%
America Latina	108	69	39	56,5%
Nord America	1	3	(2)	-66,7%
Europa	14	21	(7)	-33,3%
Totale	499(1)	418	81	19,4%

(1) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

L'incremento degli investimenti dei primi nove mesi del 2022 è dovuto essenzialmente alla riconversione di alcuni impianti in Italia, nell'ambito dei progetti di transizione energetica.

Investimenti

Enel Green Power

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Idroelettrica	37.975	43.425	(5.450)	-12,6%
Geotermoelettrica	4.578	4.541	37	0,8%
Eolica	32.394	27.103	5.291	19,5%
Solare	8.525	5.749	2.776	48,3%
Altre fonti	34	34	-	-
Totale produzione netta	83.506	80.852	2.654	3,3%
- di cui Italia	13.905	18.577	(4.672)	-25,1%
- di cui Iberia	8.925	9.523	(598)	-6,3%
- di cui America Latina	38.999	34.518	4.481	13,0%
- di cui Europa	1.860	1.723	137	8,0%
- di cui Nord America	17.427	14.678	2.749	18,7%
- di cui Africa, Asia e Oceania	2.390	1.833	557	30,4%

Nei primi nove mesi del 2022 la produzione di energia elettrica registra un incremento riconducibile prevalentemente alla maggior produzione da fonte eolica e solare degli impianti in Brasile, Cile, Stati Uniti e Iberia, in parte compensata dalla forte contrazione della generazione idroelettrica in Italia e Spagna per gli effetti della siccità.

Le variazioni più rilevanti da fonte eolica si registrano in Brasile (+2.545 milioni di kWh), Nord America (+1.965 milioni di kWh), Iberia (+138 milioni di kWh), India (+300 milioni di kWh) e Romania (+84 milioni di kWh).

La produzione da fonte solare registra un incremento prevalentemente in Iberia (+720 milioni di kWh), Stati Uniti (+749 milioni di kWh), Cile (+695 milioni di kWh), Brasile (+434 milioni di kWh) e India (+116 milioni di kWh).

La produzione da fonte idroelettrica ha registrato una forte riduzione a causa della minore idraulicità in Italia (-4.636 milioni di kWh), Iberia (-1.455 milioni di kWh), Argentina (-481 milioni di kWh) e Panama (-530 milioni di kWh), in parte compensata dalla maggiore produzione in Cile (+908 milioni di kWh) e Colombia (+609 milioni di kWh).

Potenza efficiente netta installata

MW
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Idroelettrica	28.355	27.847	508	1,8%
Geotermoelettrica	917	915	2	0,2%
Eolica	14.635	14.903	(268)	-1,8%
Solare	7.650	6.395	1.255	19,6%
Altre fonti	6	6	-	-
Totale potenza efficiente netta	51.563	50.066	1.497	3,0%
- di cui Italia	14.625	14.040	585	4,2%
- di cui Iberia	8.545	8.390	155	1,8%
- di cui America Latina	17.286	16.506	780	4,7%
- di cui Europa	1.280	1.248	32	2,6%
- di cui Nord America	8.201	7.941	260	3,3%
- di cui Africa, Asia e Oceania	1.626	1.941	(315)	-16,2%

L'incremento della potenza efficiente netta installata è dovuto principalmente alla costruzione di nuovi impianti solari (+1,3 GW) prevalentemente in Cile, India e Stati Uniti, di nuovi impianti eolici (+0,5 GW) prevalentemente in Brasile, nonché all'acquisizione di nuovi impianti idroelettrici in Italia (+0,5 GW).

Inoltre, sono stati dismessi impianti idroelettrici in Cile (-0,04 GW) e sono state cedute alcune società rinnovabili in Sudafrica determinando una riduzione della capacità eolica (-0,74 GW).

Risultati economici

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
2.446	2.405	41	1,7%	Ricavi	6.900	6.346	554	8,7%
828	823	5	0,6%	Margine operativo lordo	2.160	3.001	(841)	-28,0%
829	848	(19)	-2,2%	Margine operativo lordo ordinario	2.164	3.046	(882)	-29,0%
449	470	(21)	-4,5%	Risultato operativo	1.030	1.858	(828)	-44,6%
450	495	(45)	-9,1%	Risultato operativo ordinario	1.042	2.068	(1.026)	-49,6%
				Investimenti	3.973(1)	3.287(2)	686	20,9%

(1) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Il dato non include 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi

3° trimestre		Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
655	613	42	6,9%	Italia	1.623	1.786	(163)	-9,1%
113	118	(5)	-4,2%	Iberia	615	535	80	15,0%
1.129	1.321	(192)	-14,5%	America Latina	3.104	2.929	175	6,0%
10	9	1	11,1%	- di cui Argentina	29	26	3	11,5%
199	627	(428)	-68,3%	- di cui Brasile	542	1.062	(520)	-49,0%
586	348	238	68,4%	- di cui Cile	1.530	932	598	64,2%
212	234	(22)	-9,4%	- di cui Colombia	658	640	18	2,8%
51	38	13	34,2%	- di cui Perù	143	99	44	44,4%
43	36	7	19,4%	- di cui Panama	127	111	16	14,4%
28	29	(1)	-3,4%	- di cui altri Paesi	75	59	16	27,1%
358	220	138	62,7%	Nord America	1.021	744	277	37,2%
282	169	113	66,9%	- di cui Stati Uniti e Canada	807	621	186	30,0%
76	51	25	49,0%	- di cui Messico	214	123	91	74,0%
145	85	60	70,6%	Europa	397	234	163	69,7%
108	46	62	-	- di cui Romania	286	138	148	-
2	5	(3)	-60,0%	- di cui Russia	19	7	12	-
34	34	-	-	- di cui Grecia	91	89	2	2,2%
1	-	1	-	- di cui altri Paesi	1	-	1	-
44	42	2	4,8%	Africa, Asia e Oceania	149	110	39	35,5%
61	58	3	5,2%	Altro	175	173	2	1,2%
(59)	(52)	(7)	-13,5%	Elisioni e rettifiche	(184)	(165)	(19)	-11,5%
2.446	2.405	41	1,7%	Totale	6.900	6.346	554	8,7%

L'aumento dei ricavi è riconducibile prevalentemente alle maggiori quantità vendute a prezzi medi crescenti principalmente in Cile e Nord America, parzialmente compensate dalle minori vendite in Italia per la scarsa idraulicità e in Brasile per la riduzione dei prezzi di vendita che nei primi nove mesi del 2021 avevano subíto un incremento per far fronte alla minore produzione idroelettrica.

Margine operativo lordo ordinario

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
(142)	243	(385)	-	Italia	(509)	904	(1.413)	-
89	29	60	-	Iberia	350	285	65	22,8%
636	422	214	50,7%	America Latina	1.588	1.282	306	23,9%
6	6	-	-	- di cui Argentina	18	17	1	5,9%
128	104	24	23,1%	- di cui Brasile	362	246	116	47,2%
216	73	143	-	- di cui Cile	418	356	62	17,4%
187	155	32	20,6%	- di cui Colombia	534	440	94	21,4%
52	37	15	40,5%	- di cui Perù	149	99	50	50,5%
28	29	(1)	-3,4%	- di cui Panama	66	93	(27)	-29,0%
19	18	1	5,6%	- di cui altri Paesi	41	31	10	32,3%
178	93	85	91,4%	Nord America	492	411	81	19,7%
151	71	80	-	- di cui Stati Uniti e Canada	423	358	65	18,2%
27	22	5	22,7%	- di cui Messico	69	53	16	30,2%
55	47	8	17,0%	Europa	194	124	70	56,5%
28	16	12	75,0%	- di cui Romania	111	53	58	-
2	4	(2)	-50,0%	- di cui Russia	16	3	13	-
26	28	(2)	-7,1%	- di cui Grecia	68	71	(3)	-4,2%
(1)	(1)	-	-	- di cui altri Paesi	(1)	(3)	2	66,7%
18	21	(3)	-14,3%	Africa, Asia e Oceania	73	61	12	19,7%
(5)	(7)	2	28,6%	Altro	(24)	(21)	(3)	-14,3%
829	848	(19)	-2,2%	Totale	2.164	3.046	(882)	-29,0%

La riduzione del margine operativo lordo ordinario dei primi nove mesi del 2022 è sostanzialmente riferibile agli effetti della scarsa idraulicità registrata soprattutto in Italia e Spagna che ha causato una forte contrazione della produzione da fonte idroelettrica oltreché maggiori costi di approvvigionamento sul mercato spot dell'energia elettrica per far fronte alla domanda contrattualizzata.

Tali effetti sono stati in parte compensati in Cile, Spagna, Brasile e Nord America dalla maggior produzione solare ed eolica a seguito dei nuovi impianti entrati in funzione.

Si segnala inoltre che in Brasile l'impatto della riduzione dei prezzi relativi all'acquisto delle commodity energetiche ha più che bilanciato la variazione dei ricavi sopra commentati.

Il margine operativo lordo, pari a 2.160 milioni di euro (3.001 nei primi nove mesi del 2021), risente dei costi sostenuti a seguito della pandemia COVID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, dispositivi di protezione individuale e donazioni (4 milioni di euro).

Risultato operativo ordinario

	3° trimestre Milioni di euro Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
(219)	173	(392)	-	Italia	(742)	698	(1.440)	-
24	(36)	60	-	Iberia	153	114	39	34,2%
527	331	196	59,2%	America Latina	1.284	1.021	263	25,8%
4	5	(1)	-20,0%	- di cui Argentina	13	14	(1)	-7,1%
96	78	18	23,1%	- di cui Brasile	275	185	90	48,6%
174	34	140	-	- di cui Cile	295	241	54	22,4%
174	144	30	20,8%	- di cui Colombia	496	404	92	22,8%
42	30	12	40,0%	- di cui Perù	125	79	46	58,2%
23	27	(4)	-14,8%	- di cui Panama	53	83	(30)	-36,1%
14	13	1	7,7%	- di cui altri Paesi	27	15	12	80,0%
84	3	81	-	Nord America	220	173	47	27,2%
63	(9)	72	-	- di cui Stati Uniti e Canada	172	144	28	19,4%
21	12	9	75,0%	- di cui Messico	48	29	19	65,5%
41	31	10	32,3%	Europa	151	76	75	98,7%
23	11	12	-	- di cui Romania	95	37	58	-
2	-	2	-	- di cui Russia	14	(5)	19	-
17	19	(2)	-10,5%	- di cui Grecia	43	45	(2)	-4,4%
(1)	1	(2)	-	- di cui altri Paesi	(1)	(1)	-	-
5	5	-	-	Africa, Asia e Oceania	19	18	1	5,6%
(12)	(12)	-	-	Altro	(43)	(32)	(11)	-34,4%
450	495	(45)	-9,1%	Totale	1.042	2.068	(1.026)	-49,6%

Il risultato operativo ordinario risente dei fenomeni illustrati nel margine operativo lordo ordinario, ed è diminuito ulteriormente, anche in conseguenza dei maggiori ammortamenti e impairment per 144 milioni di euro, per effetto dei nuovi impianti entrati in funzione nel periodo.

Il risultato operativo, pari a 1.030 milioni di euro, si è ridotto di 828 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021, risentendo sostanzialmente degli stessi fenomeni citati nel risultato operativo ordinario.

Investimenti

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Italia	516	232	284	-
Iberia	492	345	147	42,6%
America Latina	1.168	1.107	61	5,5%
Nord America	1.665	1.298	367	28,3%
Europa	32	166	(134)	-80,7%
Africa, Asia e Oceania	88	127	(39)	-30,7%
Altro	12	12	-	-
Totale	3.973(1)	3.287(2)	686	20,9%

(1) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Il dato non include 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti dei primi nove mesi del 2022 registrano un incremento di 686 milioni di euro rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, tale variazione è attribuibile a:

maggiori investimenti in Nord America per 367 milioni di euro, prevalentemente in impianti fotovoltaici e nello storage negli Stati Uniti;
maggiori investimenti in Italia per 284 milioni di euro, prevalentemente in impianti solari e batterie;
maggiori investimenti in Iberia per 147 milioni di euro,

prevalentemente in impianti solari;

maggiori investimenti in America Latina pari a 61 milioni di euro principalmente in impianti solari in Brasile, Cile e Colombia, ed eolici in Perù e Brasile;
minori investimenti in impianti eolici in Europa;
minori investimenti in Africa, Asia e Oceania per 39 milioni di euro riferiti principalmente alla riduzione degli investimenti in impianti eolici in India, in parte compensati dai maggiori investimenti solari nel Paese.

Dati operativi

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel(1)	387.084	382.570	4.514	1,2%
- di cui Italia(1)	168.960	170.008	(1.048)	-0,6%
- di cui Iberia(1)	101.959	98.793	3.166	3,2%
- di cui America Latina	104.362	101.856	2.506	2,5%
- di cui Europa	11.803	11.913	(110)	-0,9%
Utenti finali con smart meter attivi (n.)	45.380.143	44.843.287	536.856	1,2%

(1) I dati dei primi nove mesi del 2021 tengono conto di una più puntuale rideterminazione.

Nel corso dei primi nove mesi del 2022 si riscontra un incremento dell'energia trasportata sulla rete (+1,2%) da ricondurre principalmente:

bucion Redes Digitales SL in Spagna per effetto della maggiore domanda;
all'Iberia (+3,2%), dove l'incremento è dovuto essenzialmente all'aumento dell'energia trasportata da Edistri-
all'America Latina (+2,5%), per l'incremento dei volumi vettoriati principalmente in Cile, Argentina e Colombia.

Frequenza media di interruzioni per cliente

	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
SAIFI (n. medio)
Italia	1,8	1,8	-	-
Iberia	1,4	1,4	-	-
Argentina	4,9	4,9	-	-
Brasile	4,6	4,8	(0,2)	-4,2%
Cile	1,6	1,5	0,1	6,7%
Colombia	4,2	5,2	(1,0)	-19,2%
Perù	2,1	2,3	(0,2)	-8,7%
Romania	2,7	2,9	(0,2)	-6,9%

Durata media di interruzioni per cliente

	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
SAIDI (minuti medi)
Italia	46,5	42,9	3,6	8,4%
Iberia	66,5	70,0	(3,5)	-5,0%
Argentina	844,0	797,3	46,7	5,9%
Brasile	580,7	607,9	(27,2)	-4,5%
Cile	161,9	152,3	9,6	6,3%
Colombia	337,4	401,4	(64,0)	-15,9%
Perù	425,9	413,9	12,0	2,9%
Romania	93,5	109,7	(16,2)	-14,8%

Come evidenziato nelle tabelle sopra riportate, il livello qualitativo del servizio registra un miglioramento nella maggior parte delle aree geografiche anche se l'indicatore SAIDI relativo alle interruzioni in Argentina è tuttora elevato, in particolare per guasti ai sistemi di trasmissione di alta tensione non gestiti dal Gruppo.

Perdite di rete

	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Perdite di rete (% media)
Italia	4,7	4,7	-	-
Iberia	7,0	7,1	(0,1)	-1,4%
Argentina	17,5	18,0	(0,5)	-2,8%
Brasile	13,5	13,1	0,4	3,1%
Cile	5,1	5,2	(0,1)	-1,9%
Colombia	7,5	7,5	-	-
Perù	8,6	8,5	0,1	1,2%
Romania	8,5	8,7	(0,2)	-2,3%

Risultati economici

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni		Ricavi(1)	2022	2021	Variazioni
5.492	5.533	(41)	-0,7%	Margine operativo lordo(1)	15.936	15.069	867	5,8%
1.647	1.868	(221)	-11,8%	Margine operativo lordo ordinario(1)	5.279	5.081	198	3,9%
1.657	1.930	(273)	-14,1%	Risultato operativo(1)	5.307	5.494	(187)	-3,4%
70	1.204	(1.134)	-94,2%	Risultato operativo ordinario(1)	2.210	3.118	(908)	-29,1%
907	1.272	(365)	-28,7%	Investimenti	3.080	3.543	(463)	-13,1%
					3.866(2)	3.433	433	12,6%

(2) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi

3° trimestre				Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
1.772	1.803	(31)	-1,7%	Italia	5.203	5.354	(151)	-2,8%
414	612	(198)	-32,4%	Iberia	1.591	1.845	(254)	-13,8%
3.139	3.004	135	4,5%	America Latina	8.698	7.544	1.154	15,3%
280	195	85	43,6%	- di cui Argentina	674	483	191	39,5%
2.006	2.173	(167)	-7,7%	- di cui Brasile(1)	5.686	5.172	514	9,9%
428	320	108	33,8%	- di cui Cile	1.122	927	195	21,0%
201	156	45	28,8%	- di cui Colombia	576	462	114	24,7%
224	160	64	40,0%	- di cui Perù	640	500	140	28,0%
141	104	37	35,6%	Europa	378	300	78	26,0%
172	117	55	47,0%	Altro	433	311	122	39,2%
(146)	(107)	(39)	-36,4%	Elisioni e rettifiche	(367)	(285)	(82)	-28,8%
5.492	5.533	(41)	-0,7%	Totale(1)	15.936	15.069	867	5,8%

L'incremento dei ricavi è riconducibile principalmente agli adeguamenti tariffari correlati alla crescita dell'inflazione e all'effetto positivo dei tassi di cambio nei Paesi dell'America Latina, in particolare in Brasile. Tali effetti sono stati parzialmente mitigati da taluni fenomeni tariffari negativi in Italia e Spagna. In particolare, in Spagna, con il decreto ministeriale n. TED/749/2022 del 27 luglio 2022 sono state modificate retroattivamente le retribuzioni tariffarie per gli anni 2017, 2018 e 2019 (-180 milioni di euro).

Margine operativo lordo ordinario

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
899	923	(24)	-2,6%	Italia	2.651	2.728	(77)	-2,8%
235	452	(217)	-48,0%	Iberia	1.073	1.361	(288)	-21,2%
486	498	(12)	-2,4%	America Latina	1.579	1.294	285	22,0%
(27)	4	(31)	-	- di cui Argentina	(65)	-	(65)	-
298	318	(20)	-6,3%	- di cui Brasile(1)	981	782	199	25,4%
31	40	(9)	-22,5%	- di cui Cile	128	105	23	21,9%
129	96	33	34,4%	- di cui Colombia	377	285	92	32,3%
55	40	15	37,5%	- di cui Perù	158	122	36	29,5%
31	45	(14)	-31,1%	Europa	(19)	105	(124)	-
6	12	(6)	-50,0%	Altro	23	6	17	-
1.657	1.930	(273)	-14,1%	Totale(1)	5.307	5.494	(187)	-3,4%

Il decremento del margine operativo lordo ordinario è sostanzialmente riconducibile alla mancata indicizzazione e revisione delle tariffe necessarie per mitigare gli impatti sui clienti del rialzo dei prezzi delle commodity, in particolare in Spagna, Italia e Romania. Tale andamento è stato solo parzialmente compensato dall'incremento rilevato in America Latina per taluni adeguamenti tariffari e l'oscillazione dei cambi, come già commentato per i ricavi.

Il margine operativo lordo, pari a 5.279 milioni di euro (5.081 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), aumenta di 198 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2021. In particolare, gli effetti complessivamente negativi commentati per il margine operativo lordo ordinario sono stati più che compensati dai minori accantonamenti effettuati nei primi nove mesi del 2022 a fronte dei piani di ristrutturazione per transizione energetica e digitalizzazione rispetto al medesimo periodo del 2021 (17 milioni di euro nel 2022 rispetto a 390 milioni di euro nel 2021).

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
580	635	(55)	-8,7%	Italia	1.666	1.866	(200)	-10,7%
28	267	(239)	-89,5%	Iberia	478	805	(327)	-40,6%
285	340	(55)	-16,2%	America Latina	999	828	171	20,7%
(39)	(2)	(37)	-	- di cui Argentina	(93)	(17)	(76)	-
165	215	(50)	-23,3%	- di cui Brasile(1)	599	478	121	25,3%
18	28	(10)	-35,7%	- di cui Cile	83	69	14	20,3%
105	74	31	41,9%	- di cui Colombia	304	220	84	38,2%
36	25	11	44,0%	- di cui Perù	106	78	28	35,9%
9	20	(11)	-55,0%	Europa	(83)	39	(122)	-
5	10	(5)	-50,0%	Altro	20	5	15	-
907	1.272	(365)	-28,7%	Totale(1)	3.080	3.543	(463)	-13,1%

Risultato operativo ordinario

La diminuzione del risultato operativo ordinario risente essenzialmente dei fenomeni commentati nel margine operativo lordo ordinario, oltreché dei maggiori ammortamenti per i nuovi investimenti effettuati.

Il risultato operativo, pari a 2.210 milioni di euro (3.118 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), oltre a quanto già commentato nel margine operativo e nel risultato operativo ordinario, risente dell'adeguamento di valore delle attività nette, classificate come disponibili per la vendita, afferenti a Celg-D, in Brasile, per 824 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Italia	1.791	1.671	120	7,2%
Iberia	563	537	26	4,8%
America Latina	1.342	1.095	247	22,6%
Europa	85	125	(40)	-32,0%
Altro	85	5	80	-
Totale	3.866(1)	3.433	433	12,6%

(1) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti nei due periodi a confronto registrano un incremento di 433 milioni di euro.

Tale aumento è riconducibile principalmente:

• all'America Latina, e in particolar modo al Brasile, per l'incremento degli investimenti relativi alle linee di distribuzione e alle substazioni;

• all'Italia, per l'incremento delle nuove connessioni ai clienti e per il miglioramento della qualità del servizio (attraverso i progetti e-grid e DSO 4.0).

Mercati finali

Dati operativi

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Mercato libero	149.443	130.973	18.470	14,1%
Mercato regolato	92.903	101.602	(8.699)	-8,6%
Totale	242.346	232.575	9.771	4,2%
- di cui Italia	74.300	70.096	4.204	6,0%
- di cui Iberia	60.105	60.124	(19)	-
- di cui America Latina	100.462	95.571	4.891	5,1%
- di cui Europa	7.479	6.784	695	10,2%

L'andamento positivo dell'energia venduta nei primi nove mesi del 2022 è dovuto alle maggiori quantità vendute nel mercato libero prevalentemente nel segmento dei clienti Business to Business (B2B). Nel mercato regolato la diminuzione è dovuta principalmente al minore numero di clienti rispetto al corrispondente periodo del 2021.

Vendite di gas naturale

Milioni di m3	Primi nove mesi
	2022	2021		Variazioni
Business to Consumer(1)	2.718	2.355	363	15,4%
Business to Business(1)	4.808	4.191	617	14,7%
Totale(1)	7.526	6.546	980	15,0%
- di cui Italia	3.281	2.836	445	15,7%
- di cui Iberia(1)	3.702	3.489	213	6,1%
- di cui America Latina	356	121	235	-
- di cui Europa	187	100	87	87,0%

(1) I dati dei primi nove mesi del 2021 tengono conto di una più puntuale determinazione dei volumi venduti.

La variazione positiva del gas venduto nei primi nove mesi del 2022 è riferibile principalmente al maggior numero di clienti rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Risultati economici

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022		2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
20.518		8.230	12.288	-	Ricavi	50.787	23.612	27.175	-
	33	699	(666)	-95,3%	Margine operativo lordo	283	2.270	(1.987)	-87,5%
	34	718	(684)	-95,3%	Margine operativo lordo ordinario	287	2.363	(2.076)	-87,9%
	(313)	376	(689)	-	Risultato operativo	(829)	1.360	(2.189)	-
(309)		395	(704)	-	Risultato operativo ordinario	(819)	1.453	(2.272)	-
					Investimenti	581	431	150	34,8%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi

	3° trimestre		Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
9.926	4.331	5.595	-	Italia	25.337	12.351	12.986	-
9.321	3.215	6.106	-	Iberia	22.182	9.358	12.824	-
421	361	60	16,6%	America Latina	1.263	998	265	26,6%
(1)	-	(1)	-	- di cui Argentina	(1)	-	(1)	-
129	97	32	33,0%	- di cui Brasile	370	232	138	59,5%
26	23	3	13,0%	- di cui Cile	83	68	15	22,1%
199	195	4	2,1%	- di cui Colombia	621	555	66	11,9%
68	46	22	47,8%	- di cui Perù	190	143	47	32,9%
3	(1)	4	-	Nord America	4	4	-	-
844	324	520	-	Europa	1.989	901	1.088	-
5	-	5	-	Altro	13	-	13	-
(2)	-	(2)	-	Elisioni e rettifiche	(1)	-	(1)	-
20.518	8.230	12.288	-	Totale	50.787	23.612	27.175	-

I ricavi nei primi nove mesi del 2022 registrano un incremento di 27.175 milioni di euro, prevalentemente riferibile alle vendite di energia elettrica (18.956 milioni di euro) e alle vendite di gas (7.168 milioni di euro) a seguito delle maggiori quantità vendute e all'andamento di prezzi medi crescenti, soprattutto in Italia, Spagna e Romania.

Margine operativo lordo ordinario

3° trimestre		Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
(243)	492	(735)	-	Italia	70	1.726	(1.656)	-95,9%
206	142	64	45,1%	Iberia	32	392	(360)	-91,8%
90	72	18	25,0%	America Latina	316	183	133	72,7%
1	6	(5)	-83,3%	- di cui Argentina	7	9	(2)	-22,2%
53	37	16	43,2%	- di cui Brasile	177	88	89	-
14	12	2	16,7%	- di cui Cile	49	32	17	53,1%
14	12	2	16,7%	- di cui Colombia	63	37	26	70,3%
8	5	3	60,0%	- di cui Perù	20	17	3	17,6%
1	(2)	3	-	Nord America	2	3	(1)	-33,3%
(22)	16	(38)	-	Europa	(137)	61	(198)	-
2	(2)	4	-	Altro	4	(2)	6	-
34	718	(684)	-95,3%	Totale	287	2.363	(2.076)	-87,9%

Il margine operativo lordo risulta pari a 283 milioni di euro

Il margine operativo lordo ordinario dei primi nove mesi del 2022 si riduce essenzialmente a seguito del minor margine sul mercato libero in Italia, Spagna e Romania. In particolare, le maggiori quantità vendute sul mercato libero hanno richiesto un approvvigionamento di energia nei mercati spot in un regime di prezzi medi crescenti, tenuto conto della minore contribuzione al mix energetico della produzione di energia elettrica da fonte idroelettrica sia in Italia sia in Spagna.

(2.270 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021). La riduzione del periodo, pari a 1.987 milioni di euro, è da ricondurre agli effetti commentati nel margine operativo lordo ordinario. Si segnala che le partite non ordinarie si sono ridotte nei due periodi a confronto per i minori oneri di ristrutturazione per transizione energetica e digitalizzazione (2 milioni di euro nei primi nove mesi del 2022, a fronte di 92 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021).

Risultato operativo ordinario

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
(464)	334	(798)	-	Italia	(623)	1.183	(1.806)	-
147	98	49	50,0%	Iberia	(138)	254	(392)	-
29	(38)	67	-	America Latina	88	(29)	117	-
(6)	11	(17)	-	- di cui Argentina	(9)	6	(15)	-
14	(69)	83	-	- di cui Brasile	10	(90)	100	-
9	7	2	28,6%	- di cui Cile	31	15	16	-
6	9	(3)	-33,3%	- di cui Colombia	43	27	16	59,3%
6	4	2	50,0%	- di cui Perù	13	13	-	-
1	(1)	2	-	Nord America	1	3	(2)	-66,7%
(24)	4	(28)	-	Europa	(151)	44	(195)	-
2	(2)	4	-	Altro	4	(2)	6	-
(309)	395	(704)	-	Totale	(819)	1.453	(2.272)	-

Il risultato operativo ordinario, inclusivo di ammortamenti e impairment per 1.106 milioni di euro (910 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), risente degli effetti commentati in precedenza per il margine operativo lordo ordinario e delle maggiori svalutazioni dei crediti commerciali (113 milioni di euro) connesse essenzialmente all'andamento dei ricavi nei due periodi a confronto.

Il risultato operativo dei primi nove mesi del 2022, negativo per 829 milioni di euro (positivo per 1.360 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), oltre a quanto già commentato nel risultato operativo ordinario e nel margine operativo lordo, risente dell'adeguamento di valore del credito Funac di Celg-D in Brasile, per 6 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021		Variazioni
Italia	382	300	82	27,3%
Iberia	191	120	71	59,2%
Europa	8	11	(3)	-27,3%
Totale	581	431	150	34,8%

La variazione positiva degli investimenti è principalmente riconducibile alle migliori performance delle attività commerciali per la capitalizzazione degli oneri connessi alle maggiori attivazioni contrattuali di clientela sul mercato libero in Italia e in Spagna.

Dati operativi

	Primi nove mesi
	2022	2021		Variazioni
Demand response (MW)	8.226	7.689	537	7,0%
Punti luce (migliaia di unità)	2.818	2.801	17	0,6%
Storage (MW)	751	375(1)	376	-

(1) Dati al 31 dicembre 2021.

Si evidenzia come il Gruppo nel corso dei primi nove mesi del 2022 abbia ulteriormente aumentato le attività di demand response principalmente in Nord America (+428 MW) e in Giappone (+238 MW).

L'incremento dello storage è dovuto essenzialmente all'installazione di nuove batterie negli impianti rinnovabili in Nord America.

Risultati economici(1)

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
543	382	161	42,1%	Ricavi	1.752	995	757	76,1%
147	99	48	48,5%	Margine operativo lordo	552	233	319	-
148	104	44	42,3%	Margine operativo lordo ordinario	554	245	309	-
92	41	51	-	Risultato operativo	388	92	296	-
93	46	47	-	Risultato operativo ordinario	390	104	286	-
				Investimenti	228(2)	179	49	27,4%

(1) I valori relativi al 2021 sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business e-Mobility inclusa nel settore "Holding, Servizi e Altro".

(2) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi(1)

3° trimestre		Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
209	151	58	38,4%	Italia	548	360	188	52,2%
72	61	11	18,0%	Iberia	227	183	44	24,0%
64	55	9	16,4%	America Latina	275	151	124	82,1%
6	2	4	-	- di cui Argentina	14	8	6	75,0%
8	3	5	-	- di cui Brasile	21	11	10	90,9%
12	13	(1)	-7,7%	- di cui Cile	35	35	-	-
22	24	(2)	-8,3%	- di cui Colombia	162	61	101	-
16	12	4	33,3%	- di cui Perù	43	35	8	22,9%
68	70	(2)	-2,9%	Nord America	227	177	50	28,2%
26	20	6	30,0%	Europa	79	56	23	41,1%
26	21	5	23,8%	Africa, Asia e Oceania	56	47	9	19,1%
107	29	78	-	Altro	434	99	335	-
(29)	(25)	(4)	-16,0%	Elisioni e rettifiche	(94)	(78)	(16)	-20,5%
543	382	161	42,1%	Totale	1.752	995	757	76,1%

I ricavi dei primi nove mesi del 2022 registrano un incremento di 757 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2021, inclusivo della rilevazione delle plusvalenze derivanti dalla cessione da parte di Enel X International dell'1,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni di euro) e dalla cessione da parte di Enel X Srl di talune attività alla società Mooney (67 milioni di euro).

La variazione positiva risente inoltre:

• in Italia, dei maggiori ricavi riferibili all'iniziativa commer-

Margine operativo lordo ordinario(1)

ciale di riqualificazione energetica e sismica "Vivi Meglio Unifamiliare" e dei business Demand Response ed e-City;

in Spagna, dell'incremento dei ricavi prevalentemente nel business e-Home;
in Colombia, dei maggiori ricavi nelle attività legate al progetto e-Bus;
in Nord America, dell'incremento dell'attività di Demand Response.

3° trimestre		Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021		Variazioni
31	65	(34)	-52,3%	Italia	84	125	(41)	-32,8%
15	12	3	25,0%	Iberia	56	39	17	43,6%
24	20	4	20,0%	America Latina	82	50	32	64,0%
1	1	-	-	- di cui Argentina	4	4	-	-
3	(1)	4	-	- di cui Brasile	2	(2)	4	-
1	4	(3)	-75,0%	- di cui Cile	(1)	2	(3)	-
11	11	-	-	- di cui Colombia	57	32	25	78,1%
8	5	3	60,0%	- di cui Perù	20	14	6	42,9%
2	9	(7)	-77,8%	Nord America	24	25	(1)	-4,0%
6	3	3	-	Europa	24	10	14	-
2	1	1	-	Africa, Asia e Oceania	(9)	-	(9)	-
68	(6)	74	-	Altro	293	(4)	297	-
148	104	44	42,3%	Totale	554	245	309	-

Il margine operativo lordo ordinario dei primi nove mesi del 2022 si incrementa di 309 milioni di euro essenzialmente per effetto dei citati proventi derivanti dalla cessione della partecipazione in Ufinet e dalla cessione di talune partecipazioni a Mooney.

Il margine operativo lordo dei primi nove mesi del 2022 ammonta a 552 milioni di euro, con un incremento di 319 milioni di euro, ed è sostanzialmente in linea con il margine operativo lordo ordinario.

Risultato operativo ordinario(1)

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021		Variazioni		2022	2021		Variazioni
11	37	(26)	-70,3%	Italia	31	74	(43)	-58,1%
3	-	3	-	Iberia	19	9	10	-
20	16	4	25,0%	America Latina	66	37	29	78,4%
1	2	(1)	-50,0%	- di cui Argentina	4	4	-	-
3	(1)	4	-	- di cui Brasile	2	(3)	5	-
1	4	(3)	-75,0%	- di cui Cile	(2)	2	(4)	-
9	7	2	28,6%	- di cui Colombia	48	23	25	-
6	3	3	-	- di cui Perù	14	10	4	40,0%
(9)	(1)	(8)	-	Nord America	(12)	(2)	(10)	-
5	2	3	-	Europa	21	7	14	-
1	1	-	-	Africa, Asia e Oceania	(12)	(2)	(10)	-
62	(9)	71	-	Altro	277	(19)	296	-
93	46	47	-	Totale	390	104	286	-

Il risultato operativo ordinario, inclusivo di ammortamenti e impairment per 164 milioni di euro (141 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), è sostanzialmente riconducibile a quanto già commentato per il margine operativo lordo ordinario del periodo, ai maggiori ammortamenti rilevati in Nord America anche a seguito dell'ingresso della nuova società Enel X Canada Ltd e alle maggiori svalutazioni di crediti commerciali effettuate soprattutto in Spagna.

Il risultato operativo dei primi nove mesi del 2022 è pari a 388 milioni di euro (92 milioni di euro nell'analogo periodo del 2021) ed è sostanzialmente in linea con il risultato operativo ordinario.

Investimenti(1)

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021		Variazioni
Italia	64	47	17	36,2%
Iberia	32	26	6	23,1%
America Latina	41	26	15	57,7%
Nord America	42	31	11	35,5%
Europa	4	2	2	-
Africa, Asia e Oceania	7	4	3	75,0%
Altro	38	43	(5)	-11,6%
Totale	228(2)	179	49	27,4%

(1) I valori relativi al 2021 sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette della nuova Linea di Business e-Mobility inclusa nel settore "Holding, Servizi e Altro".

(2) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti crescono prevalentemente in Italia nel business e-City, in Iberia nel business e-Home a seguito dei maggiori volumi di vendite realizzati e in America Latina dove la crescita di maggior rilievo si registra in Perù (8 milioni di euro) nel business dell'illuminazione pubblica, in Colombia (3 milioni di euro) per l'avvio di nuovi progetti fotovoltaici nel business Distributed Energy e infine in Brasile (4 milioni di euro) nel business Smart Lighting e in e-Home, quest'ultimo come effetto dei maggiori volumi di vendite realizzati rispetto ai primi nove mesi del 2021. In Nord America si sono registrati maggiori investimenti nei business Demand Response e Battery Energy Storage. Crescite di minore rilievo si registrano nel business Battery Energy Storage in Australia (4 milioni di euro) e in e-Home in Romania (1 milione di euro).

Risultati economici(1)

				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
569	537	32	6,0%	Ricavi(2)	1.618	1.516	102	6,7%
(53)	(128)	75	58,6%	Margine operativo lordo	(132)	(296)	164	55,4%
(52)	(14)	(38)	-	Margine operativo lordo ordinario	(120)	(87)	(33)	-37,9%
(110)	(184)	74	40,2%	Risultato operativo	(336)	(470)	134	28,5%
(109)	(70)	(39)	-55,7%	Risultato operativo ordinario	(324)	(261)	(63)	-24,1%
				Investimenti	162	153	9	5,9%

(2) Per una migliore rappresentazione sono state attribuite al settore Holding alcune elisioni interne in precedenza riportate nelle Elisioni e rettifiche intersettoriali per un importo pari a 84 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021 e 30 milioni di euro nel terzo trimestre 2021.

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Area Geografica nei primi nove mesi del 2022.

Ricavi(1)

	3° trimestre			Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
199	192	7	3,6%	Italia	603	566	37	6,5%
130	127	3	2,4%	Iberia	354	332	22	6,6%
26	3	23	-	America Latina	32	16	16	-
5	7	(2)	-28,6%	Nord America	35	29	6	20,7%
7	6	1	16,7%	Europa	19	19	-	-
267	257	10	3,9%	Altro(2)	749	717	32	4,5%
(65)	(55)	(10)	-18,2%	Elisioni e rettifiche	(174)	(163)	(11)	-6,7%
569	537	32	6,0%	Totale	1.618	1.516	102	6,7%

L'incremento dei ricavi dei primi nove mesi del 2022 è riferito principalmente ai servizi prestati alle altre società del Gruppo, prevalentemente in Italia e Iberia.

Margine operativo lordo ordinario(1)

3° trimestre				Milioni di euro		Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
1	22	(21)	-95,5%	Italia	57	58	(1)	-1,7%
3	11	(8)	-72,7%	Iberia	9	11	(2)	-18,2%
(35)	(20)	(15)	-75,0%	America Latina	(80)	(56)	(24)	-42,9%
-	(1)	1	-	- di cui Argentina	(2)	(3)	1	33,3%
(8)	(4)	(4)	-	- di cui Brasile	(19)	(13)	(6)	-46,2%
(27)	(14)	(13)	-92,9%	- di cui Cile	(59)	(39)	(20)	-51,3%
-	(1)	1	-	- di cui Colombia	-	(1)	1	-
(10)	(3)	(7)	-	Nord America	(22)	(15)	(7)	-46,7%
(1)	2	(3)	-	Europa	(2)	3	(5)	-
(2)	-	(2)	-	Africa, Asia e Oceania	(3)	(1)	(2)	-
(8)	(26)	18	69,2%	Altro	(79)	(87)	8	9,2%
(52)	(14)	(38)	-	Totale	(120)	(87)	(33)	-37,9%

Il decremento del margine operativo lordo ordinario dei primi nove mesi del 2022 è ascrivibile prevalentemente ai maggiori costi in America Latina sostenuti da Enel Chile a favore di società della generazione.

Il margine operativo lordo aumenta soprattutto per effetto delle minori partite non ordinarie relative agli oneri per transizione energetica e digitalizzazione, 8 milioni di euro nei primi nove mesi del 2022 rispetto ai 205 milioni di euro rilevati nel medesimo periodo del 2021. I costi sostenuti nei primi nove mesi del 2022 per la pandemia da COVID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, dispositivi di protezione individuale e donazioni sono stati pari a 4 milioni di euro come nell'analogo periodo del 2021.

Risultato operativo ordinario(1)

3° trimestre				Milioni di euro	Primi nove mesi
2022	2021	Variazioni			2022	2021	Variazioni
(16)	3	(19)	-	Italia	2	1	1	-
3	-	3	-	Iberia	(19)	(29)	10	34,5%
(36)	(21)	(15)	-71,4%	America Latina	(83)	(57)	(26)	-45,6%
-	(2)	2	-	- di cui Argentina	(2)	(3)	1	33,3%
(10)	(4)	(6)	-	- di cui Brasile	(21)	(13)	(8)	-61,5%
(27)	(14)	(13)	-92,9%	- di cui Cile	(60)	(40)	(20)	-50,0%
1	(1)	2	-	- di cui Colombia	-	(1)	1	-
(11)	(5)	(6)	-	Nord America	(30)	(20)	(10)	-50,0%
(1)	1	(2)	-	Europa	(3)	2	(5)	-
(2)	-	(2)	-	Africa, Asia e Oceania	(3)	(1)	(2)	-
(46)	(48)	2	4,2%	Altro	(188)	(157)	(31)	-19,7%
(109)	(70)	(39)	-55,7%	Totale	(324)	(261)	(63)	-24,1%

Il risultato operativo ordinario dei primi nove mesi del 2022 è sostanzialmente in linea con la riduzione del margine operativo lordo ordinario, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 30 milioni di euro.

Investimenti(1)

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021		Variazioni
Italia	65	48	17	35,4%
Iberia	32	26	6	23,1%
America Latina	2	5	(3)	-60,0%
Nord America	5	3	2	66,7%
Europa	-	1	(1)	-
Altro	58	70	(12)	-17,1%
Totale	162	153	9	5,9%

Gli investimenti dei primi nove mesi del 2022 sono in linea con gli investimenti dell'analogo periodo del 2021.

Definizione degli indicatori di performance

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo e di analizzarne la struttura patrimoniale e finanziaria, nel presente Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022 sono stati predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai princípi contabili IFRS-EU adottati dal Gruppo. Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022, che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento del Gruppo e rappresentativi dei risultati economici e finanziari prodotti dal business.

In merito a tali indicatori, il 29 aprile 2021 la CONSOB ha emesso il Richiamo di Attenzione n. 5/2021 che rende applicabili gli Orientamenti emanati il 4 marzo 2021 dalla European Securities and Markets Authority (ESMA) in materia di obblighi di informativa ai sensi del Regolamento UE 2017/1129 (c.d. "Regolamento sul Prospetto") che trovano applicazione dal 5 maggio 2021. Gli Orientamenti aggiornano le precedenti Raccomandazioni CESR (ESMA/2013/319, nella versione rivisitata del 20 marzo 2013) a esclusione di quelle riguardanti gli emittenti che svolgono attività speciali di cui all'Allegato n. 29 del Regolamento Delegato (UE) 2019/980, le quali non sono state convertite in Orientamenti e rimangono tuttora applicabili.

Tali Orientamenti sono volti a promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi di performance inclusi nelle informazioni regolamentate o nei prospetti rientranti nell'ambito d'applicazione della Direttiva 2003/71/CE, al fine di migliorarne la comparabilità, l'affidabilità e la comprensibilità.

Nel seguito sono forniti, in linea con le comunicazioni sopra citate, i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori.

Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato sommando al "Risultato operativo" gli "Ammortamenti e impairment".

Margine operativo lordo ordinario: è definito come il "Margine operativo lordo" riconducibile alla sola gestione caratteristica, collegata ai nuovi modelli di business di Ownership e Stewardship. Esclude gli oneri associati a piani di ristrutturazione aziendale e i costi direttamente riconducibili alla pandemia da COVID-19.

Risultato operativo ordinario: è definito come il "Risultato operativo lordo" riconducibile alla sola gestione caratteristica, collegata ai nuovi modelli di business di Ownership e Stewardship.

È determinato eliminando dal "Risultato operativo" gli effetti delle operazioni non legate alla gestione caratteristica commentate relativamente al margine operativo lordo ed escludendo gli impairment significativi rilevati sugli asset e/o gruppi di asset a esito di un processo di impairment test (ivi incluse le relative riprese di valore) o a seguito della classificazione tra le "Attività possedute per la vendita".

Risultato netto del Gruppo ordinario: è definito come il "Risultato netto del Gruppo" riconducibile alla sola gestione caratteristica collegata ai nuovi modelli di business di Ownership e Stewardship.

È pari al "Risultato netto del Gruppo" rettificato principalmente delle partite precedentemente commentate nel "Risultato operativo ordinario" al netto degli eventuali effetti fiscali e delle interessenze di terzi.

Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le "Attività non correnti" e le "Passività non correnti" a esclusione:

delle "Attività per imposte anticipate";
dei "Titoli" e dei "Crediti finanziari diversi" inclusi nelle "Altre attività finanziarie non correnti";
dei "Finanziamenti a lungo termine";
dei "Benefíci ai dipendenti";
dei "Fondi rischi e oneri (quota non corrente)";
delle "Passività per imposte differite".

Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le "Attività correnti" e le "Passività correnti" a esclusione:

della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Crediti per factoring", dei "Titoli", dei "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";
delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti";
dei "Finanziamenti a breve termine" e delle "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine";
dei "Fondi rischi e oneri (quota corrente)";
degli "Altri debiti finanziari" inclusi nelle "Altre passività correnti".

Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica delle "Attività immobilizzate nette" e del "Capitale circolante netto", dei "Fondi rischi e oneri", delle "Passività per imposte differite" e delle "Attività per imposte anticipate", nonché delle "Attività nette possedute per la vendita".

Indebitamento finanziario netto: rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato:

• dai "Finanziamenti a lungo termine", dai "Finanziamenti a breve termine" e dalle "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine", tenendo conto dei "Debiti finanziari non correnti" inclusi nelle "Altre passività non correnti" e dei "Debiti finanziari correnti" inclusi nelle "Altre passività correnti";

al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti";
al netto della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Titoli correnti" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";
al netto dei "Titoli non correnti" e dei "Crediti finanziari non correnti" inclusi nelle "Altre attività finanziarie non correnti".

Più in generale, l'indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel è determinato conformemente a quanto previsto dall'Orientamento n. 39, emanato il 4 marzo 2021 dall'E-SMA, applicabile dal 5 maggio 2021, e in linea con il sopra citato Richiamo di Attenzione n. 5/2021 emesso dalla CONSOB il 29 aprile 2021.

Principali variazioni dell'area di consolidamento

Nei due periodi a confronto l'area di consolidamento ha subíto alcune modifiche; per maggiori dettagli si rinvia alla successiva nota 3 delle Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nei primi nove mesi del 2022 il contesto macroeconomico si è confermato estremamente incerto e volatile in considerazione del protrarsi della crisi geopolitica in corso, della necessità di diversificare gli approvvigionamenti delle commodity e delle tensioni sui mercati del gas, con il conseguente ulteriore incremento del prezzo dell'elettricità e una significativa spinta inflazionistica.

Tali fattori hanno indotto le autorità di alcuni Paesi europei a proseguire nell'adozione di misure di contenimento dei prezzi dell'energia elettrica per i clienti finali, che hanno in alcuni casi penalizzato le società operanti nel settore di generazione e vendita di elettricità.

Nel quadro delineato, il Gruppo Enel ha dimostrato resilienza e capacità di reazione grazie alla sua diversificazione geografica, combinata con un modello di business integrato lungo la catena del valore.

L'azione di Enel prosegue secondo la strategia delineata nel Piano Strategico presentato ai mercati finanziari nel novembre 2021.

Nell'ultimo trimestre del 2022 si prevede di:

proseguire con il piano di investimenti nella generazione rinnovabile, nelle reti e nell'elettrificazione dei consumi, in linea con la strategia di decarbonizzazione del Gruppo;
proseguire nella semplificazione e ottimizzazione del

portafoglio di asset, al fine di incrementare la profittabilità del Gruppo;

• continuare a implementare tutte le azioni manageriali necessarie per fronteggiare il contesto sfavorevole osservato dall'inizio del 2022, tutelando al contempo i clienti dalla volatilità dei prezzi dell'energia elettrica.

È confermato un dividendo complessivo per l'esercizio 2022 pari a 0,40 euro per azione.

La guidance fornita ai mercati finanziari nel novembre 2021 in occasione della presentazione del Piano Strategico 2022-2024, grazie alla diversificazione geografica del Gruppo, è confermata per l'esercizio 2022 con riguardo all'EBITDA ordinario, che si prevede compreso tra i 19,0 e i 19,6 miliardi di euro.

L'utile netto ordinario di Gruppo per il 2022 è invece atteso tra i 5,0 e i 5,3 miliardi di euro rispetto alla precedente stima compresa tra i 5,6 e i 5,8 miliardi di euro, prevalentemente per un minore contributo dei business in Italia rispetto a quelli delle altre geografie di presenza del Gruppo, con una conseguente maggiore incidenza delle minoranze sull'utile netto ordinario di Gruppo, nonché per una pressione fiscale attesa a fine 2022 maggiore rispetto alle previsioni.

Infine, l'indebitamento finanziario netto per il 2022 è atteso a un massimo di circa 62 miliardi di euro.

2. Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022

Conto economico consolidato sintetico

Milioni di euro		Primi nove mesi
	Note	2022	2021
Totale ricavi(1)	6.a	108.177	58.794
Totale costi	6.b	104.759	53.397
Risultati netti da contratti su commodity	6.c	2.103	996
Risultato operativo(1)		5.521	6.393
Proventi finanziari(1)		6.940	3.512
Oneri finanziari		8.924	5.476
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione	2	261	73
Totale proventi/(oneri) finanziari netti(1)	6.d	(1.723)	(1.891)
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	6.e	55	428
Risultato prima delle imposte		3.853	4.930
Imposte	6.f	1.561	1.662
Risultato delle continuing operations		2.292	3.268
Risultato delle discontinued operations		-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)		2.292	3.268
Quota di interessenza del Gruppo		1.759	2.505
Quota di interessenza di terzi		533	763
Risultato netto per azione
Risultato netto base per azione
Risultato netto base per azione		0,17	0,24
Risultato netto base per azione delle continuing operations		0,17	0,24
Risultato netto base per azione delle discontinued operations		-	-
Risultato netto diluito per azione
Risultato netto diluito per azione		0,17	0,24
Risultato netto diluito per azione delle continuing operations		0,17	0,24
Risultato netto diluito per azione delle discontinued operations		-	-

(1) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

Prospetto di Conto economico consolidato complessivo rilevato nel periodo

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021
Risultato netto del periodo	2.292	3.268
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico (al netto delle imposte)
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	(3.260)	35
Variazione del fair value dei costi di hedging	(62)	299
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto	71	(392)
Variazione di fair value delle attività finanziarie FVOCI	(13)	1
Variazione della riserva di traduzione	3.110	(45)
Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico (al netto delle imposte)
Rimisurazione delle passività/(attività) nette per piani a benefíci definiti	293	237
Variazione di fair value su partecipazioni in altre imprese	(3)	-
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto	136	135
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nel periodo	2.428	3.403
Quota di interessenza:
- del Gruppo	2.615	2.591
- di terzi	(187)	812

Stato patrimoniale consolidato sintetico

Milioni di euro	Note	al 30.09.2022	al 31.12.2021

ATTIVITÀ
Attività non correnti
Attività materiali e immateriali		110.368	102.733
Avviamento		14.219	13.821
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		902	704
Altre attività non correnti(1)		38.097	23.308
Totale attività non correnti	7.a	163.586	140.566
Attività correnti
Rimanenze		5.594	3.109
Crediti commerciali		21.073	16.076
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti		6.484	8.858
Altre attività correnti(2)		64.721	37.089
Totale attività correnti	7.b	97.872	65.132
Attività classificate come possedute per la vendita	7.c	4.887	1.242
TOTALE ATTIVITÀ		266.345	206.940
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Patrimonio netto del Gruppo	7.d	30.346	29.653
Interessenze di terzi		12.379	12.689
Totale patrimonio netto		42.725	42.342
Passività non correnti
Finanziamenti a lungo termine		68.693	54.500
Fondi diversi e passività per imposte differite		20.223	19.180
Altre passività non correnti		27.263	14.198
Totale passività non correnti	7.e	116.179	87.878
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		27.252	17.337
Debiti commerciali		18.527	16.959
Altre passività correnti		59.121	41.462
Totale passività correnti	7.f	104.900	75.758
Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita	7.g	2.541	962
TOTALE PASSIVITÀ		223.620	164.598
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ	266.345	206.940

(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine e titoli diversi al 30 settembre 2022 rispettivamente pari a 3.311 milioni di euro (2.289 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e 447 milioni di euro (403 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

(2) Di cui quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine, crediti finanziari a breve termine e titoli diversi al 30 settembre 2022 rispettivamente pari a 2.695 milioni di euro (1.538 milioni di euro al 31 dicembre 2021), 13.319 milioni di euro (6.481 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e 85 milioni di euro (88 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

							Capitale sociale e riserve del Gruppo
Milioni di euro	Capitale sociale	Riserva da sovrapprez zo azioni	Riserva azioni proprie	Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	Riserva legale	Altre riserve	Riserva conversione bilanci in valuta estera	Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge
Al 1° gennaio 2021	10.167	7.476	(3)	2.386	2.034	2.268	(7.046)	(1.917)
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-
Coupon pagati a titolari di obbligazioni ibride	-	-	-	-	-	-	-	-
Riclassifiche	-	20	(20)	-	-	-	-	-
Acquisto azioni proprie per pagamenti basati su azioni (bonus LTI)	-	-	(13)	-	-	43	-	-
Riserva per pagamenti basati su azioni (bonus LTI)	-	-	-	-	-	-	-	-
Strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	-	-	-	2.214	-	-	-	-
Rivalutazione monetaria (IAS 29)	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazione perimetro di consolidato	-	-	-	-	-	-	-	(10)
Operazioni su non-controlling interest	-	(2)	-	-	-	-	(1.234)	18
Utile/(Perdita) complessivo rilevato nel periodo	-	-	-	-	-	-	152	(164)
di cui: - utile/(perdita) rilevato direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	-	-	152	(164)
- utile del periodo	-	-	-	-	-	-	-	-
Al 30 settembre 2021	10.167	7.494	(36)	4.600	2.034	2.311	(8.128)	(2.073)
Al 1° gennaio 2022	10.167	7.496	(36)	5.567	2.034	2.313	(8.125)	(2.268)
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-
Coupon pagati a titolari di obbligazioni ibride	-	-	-	-	-	-	-	-
Riclassifiche	-	-	-	-	-	-	-	-
Acquisto azioni proprie	-	-	(11)	-	-	11	-	-
Riserva per pagamenti basati su azioni (bonus LTI)	-	-	-	-	-	5	-	-
Strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	-	-	-	-	-	-	-	-
Rivalutazione monetaria (IAS 29)	-	-	-	-	-	-	-	-
Variazione perimetro di consolidato	-	-	-	-	-	-	79	26
Operazioni su non-controlling interest	-	-	-	-	-	-	(35)	(11)
Utile/(Perdita) complessivo rilevato nel periodo	-	-	-	-	-	-	2.448	(1.804)
di cui: - utile/(perdita) rilevato direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	-	-	2.448	(1.804)
- utile del periodo	-	-	-	-	-	-	-	-
Al 30 settembre 2022	10.167	7.496	(47)	5.567	2.034	2.329	(5.633)	(4.057)

Prospetto delle variazioni del patrimonio

Capitale sociale e riserve del Gruppo

netto consolidato

Patrimonio netto di patrimonio terzi	Patrimonio netto del Gruppo	Utili e perdite accumulati	Riserva da acquisizioni su non controlling interest	Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo	Rimisurazione delle passività/ (attività) nette per piani a benefíci definiti	Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI	Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging
14.032	28.325	18.200	(1.292)	(2.381)	(1.196)	(128)	(1)	(242)
(1.024)	(1.861)	(1.861)	-	-	-	-	-	-
-	(26)	(26)	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	(6)	(36)	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	2.214	-	-	-	-	-	-	-
149	169	169	-	-	-	-	-	-
31	-	-	-	-	-	10	-	-
(404)	(922)	(8)	444	-	(140)	-	-	-
812	2.591	2.505	-	-	185	(394)	1	306
49	86	-	-	-	185	(394)	1
763	2.505	2.505	-	-	-	-	-	-
13.596	30.484	18.943	(848)	(2.381)	(1.151)	(512)	-	64
12.689	29.653	17.801	(843)	(2.378)	(1.325)	(721)	10	(39)
(751)	(1.931)	(1.931)	-	-	-	-	-	-
-	(79)	(79)	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	(11)	(11)	-	-	-	-	-	-
-	5	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
286	357	357	-	-	-	-	-	-
31	97	-	(30)	-	-	21	-	1
311	(360)	-	(317)	-	(2)	-	-	5
(187)	2.615	1.759	-	-	222	61	(15)	(56)
(720)	856	-	-	-	222	61	(15)	(56)
533	1.759	1.759	-	-	-	-	-	-
	30.346	17.896	(1.190)	(2.378)	(1.105)	(639)	(5)	(89)

Rendiconto finanziario consolidato sintetico

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021
Risultato prima delle imposte	3.853	4.930
Rettifiche per:
Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e altri crediti	874	696
Ammortamenti e altri impairment	6.026	4.328
(Proventi)/Oneri finanziari netti(1)	1.723	1.891
(Proventi)/Oneri netti derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(55)	(428)

Variazioni del capitale circolante netto:	(8.405)	(3.446)
- rimanenze	(2.606)	(1.141)
- crediti commerciali	(5.762)	(3.036)
- debiti commerciali	1.465	361
- altre attività derivanti da contratti con i clienti	(30)	(23)
- altre passività derivanti da contratti con i clienti	10	(58)
- altre attività e passività(1)	(1.482)	451
Interessi e altri oneri e proventi finanziari pagati e incassati	(1.934)	(2.091)
Altri movimenti	(1.175)	(813)
Cash flow da attività operativa (A)	907	5.067
Investimenti in attività materiali, immateriali e in attività derivanti da contratti con i clienti non correnti	(9.356)	(7.988)
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti	(1.241)	(277)
Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti	139	61
(Incremento)/Decremento di altre attività di investimento	3	(25)
Cash flow da attività di investimento (B)	(10.455)	(8.229)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	15.493	12.579
Rimborsi di debiti finanziari	(4.659)	(8.903)
Altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto	971	3.408
Pagamenti effettuati per l'acquisizione di partecipazioni senza modifica del controllo e altre operazioni con non-controlling interest	12	(1.304)
Emissioni/(Rimborsi) di obbligazioni ibride	-	2.214
Vendita/(Acquisto) azioni proprie	(14)	(13)
Coupon pagati a titolari di obbligazioni ibride	(79)	(26)
Dividendi e acconti sui dividendi pagati	(4.706)	(4.746)
Cash flow da attività di finanziamento (C)	7.018	3.209
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D)	289	(10)
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D)	(2.241)	37
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo(2)	8.990	6.002
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo(3)	6.749	6.039

(1) Ai soli fini comparativi, nei primi nove mesi del 2021, si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione non ha comportato effetti sul cash flow da attività operativa. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 8.858 milioni di euro al 1° gennaio 2022 (5.906 milioni di euro al 1° gennaio 2021), "Titoli a breve" pari a 88 milioni di euro al 1° gennaio 2022 (67 milioni di euro al 1° gennaio 2021) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 44 milioni di euro al 1° gennaio 2022 (29 milioni di euro al 1° gennaio 2021).

(3) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 6.484 milioni di euro al 30 settembre 2022 (5.936 milioni di euro al 30 settembre 2021), "Titoli a breve" pari a 85 milioni di euro al 30 settembre 2022 (86 milioni di euro al 30 settembre 2021) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 180 milioni di euro al 30 settembre 2022 (17 milioni di euro al 30 settembre 2021).

Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022

1. Princípi contabili e criteri di valutazione

I princípi contabili utilizzati, i criteri di rilevazione e di misurazione, nonché i criteri e i metodi di consolidamento applicati al presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022 sono conformi a quelli adottati per la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione, a eccezione delle modifiche ad alcuni princípi contabili. In particolare, si evidenzia che dal 1° gennaio 2022 sono divenuti applicabili al Gruppo Enel le seguenti modifiche ai princípi esistenti.

• "Amendments to IFRS 3 - Reference to the Conceptual Framework", emesso a maggio 2020. Le modifiche intendono aggiornare le definizioni di attività e passività del presente principio affinché si riferiscano a quelle definite nel Conceptual Framework for Financial Reporting emesso a marzo 2018 (Conceptual Framework(4)).

Tuttavia, come eccezione, l'acquirente non applica le definizioni di attività e passività del Conceptual Framework ma quelle dei princípi di riferimento nei seguenti casi:

accantonamenti o passività potenziali nell'ambito di applicazione dello "IAS 37 - Accantonamenti, passività e attività potenziali";
tributi nell'ambito di applicazione dell'"IFRIC 21 Tributi".

Infine, le modifiche chiariscono che alla data di acquisizione l'acquirente non deve rilevare l'attività potenziale acquisita in un'aggregazione aziendale.

La società deve applicare tali modifiche alle aggregazioni aziendali la cui data di acquisizione corrisponde o è successiva al 1° gennaio 2022.

• "Amendments to IAS 16 - Property, Plant and Equipment: Proceeds before Intended Use", emesso a maggio 2020. Le modifiche vietano alle società di dedurre dal costo di un elemento di immobili, impianti e macchinari qualsiasi provento derivante dalla vendita di elementi prodotti prima dell'uso previsto, ossia mentre si porta tale bene nel luogo e nella condizione necessaria perché sia in grado di funzionare nel modo inteso dalla direzione aziendale; infatti, i proventi della vendita di ciascuno di tali elementi, e il relativo costo valutato in base allo "IAS 2 - Rimanenze", dovranno essere rilevati a Conto economico.

Al fine di una migliore definizione delle linee guida in merito al momento in cui un'attività si può considerare disponibile all'uso, le modifiche chiariscono che, nel verificare il buon funzionamento dell'attività, è necessario valutare se le prestazioni tecniche e fisiche dell'attività sono tali da poter utilizzare la stessa nella produzione o nella fornitura di beni o servizi, per affittarla ad altri o per scopi amministrativi. Per tale motivo, le attività di verifica non sono correlate alla valutazione della performance finanziaria di un'attività come, per esempio, la valutazione del raggiungimento del livello di margine operativo inizialmente previsto dal management.

Le modifiche sono applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2022 o successivamente. La società deve applicare tali modifiche retroattivamente solo agli elementi di immobili, impianti e macchinari che sono portati nel luogo e nella condizione necessaria perché siano in grado di funzionare nel modo inteso dalla direzione aziendale all'inizio o dopo l'inizio del primo periodo presentato nel bilancio in cui la società applica per la prima volta le modifiche.

• "Amendments to IAS 37 - Onerous Contracts - Costs of Fulfilling a Contract", emesso a maggio 2020.

Le modifiche specificano quali costi una società include nella determinazione del costo necessario all'adempimento di un contratto al fine di valutare se lo stesso è oneroso. A tal riguardo, il "costo necessario all'adempimento" del contratto comprende i costi direttamente correlati al contratto che sono costituiti da:

– i costi incrementali necessari all'adempimento di tale contratto (per es., la manodopera e le materie prime dirette); e

⁽⁴⁾ Il Conceptual Framework definisce: a) attività: una risorsa economica attuale controllata dall'entità come risultato di eventi passati. Una risorsa economica è un diritto che ha il potenziale per produrre benefíci economici; b) passività: un'obbligazione attuale dell'entità a trasferire una risorsa economica come risultato di eventi passati. Un'obbligazione è un dovere o una responsabilità che l'entità non ha la capacità pratica di evitare.

– la ripartizione di altri costi direttamente correlati all'adempimento del contratto (per es., la ripartizione della quota di ammortamento di un elemento di immobili, impianti e macchinari utilizzato per l'adempimento di tale contratto e di altri).

Le modifiche sono applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2022 o successivamente. La società deve applicare tali modifiche a contratti per i quali non ha ancora adempiuto tutti i suoi obblighi all'inizio dell'esercizio in cui applica per la prima volta le modifiche (la data della prima applicazione). La società deve rilevare l'effetto cumulativo della prima applicazione delle modifiche come rettifica del saldo di apertura del patrimonio netto alla data della prima applicazione senza rideterminazione dell'informativa comparativa.

"Annual improvements to IFRS Standards 2018-2020", emesso a maggio 2020. Il documento apporta principalmente modifiche ai seguenti princípi:
- "IFRS 1 Prima Adozione degli International Financial Reporting Standards"; la modifica semplifica l'applicazione dell'IFRS 1 per una società partecipata (controllata, collegata e joint venture) che diventa neo-utilizzatrice degli IFRS dopo la sua controllante/ partecipante. In particolare, l'IFRS 1 prevede già un'esenzione nel caso in cui non fossero effettuate rettifiche dovute al metodo di consolidamento e agli effetti dell'aggregazione aziendale nella quale la controllante ha acquisito la controllata, in base alla quale la controllata che adotta per la prima volta gli IFRS dopo la sua controllante può valutare, nel proprio bilancio, le attività e passività ai valori contabili che sarebbero iscritti nel bilancio consolidato della controllante, alla data di passaggio agli IFRS da parte di tale controllante. Al riguardo, lo IASB ha deciso di estendere l'esenzione volontaria prevista dall'IFRS 1 alle differenze cumulative di conversione per tutte le gestioni estere specificando che la partecipata può scegliere, nel proprio bilancio, di valutare le differenze cumulative di conversione al valore contabile che sarebbe iscritto nel bilancio consolidato della controllante/partecipante, alla data di passaggio agli IFRS da parte di tale controllante/partecipante;
- "IFRS 9 Strumenti Finanziari"; la modifica chiarisce quali sono le commissioni da includere nel test del

"10 per cento" nel valutare se eliminare contabilmente una passività finanziaria che è stata modificata o scambiata, ovvero nel determinare se i termini di una passività finanziaria nuova o modificata siano sostanzialmente difformi dai termini di quella originaria(5). Al riguardo, la modifica specifica che nel determinare le commissioni pagate al netto delle commissioni ricevute il debitore include soltanto le commissioni pagate o ricevute tra il debitore e il creditore, comprese quelle pagate o ricevute per conto dell'altra parte. La modifica è applicabile a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2022 o successivamente. La società deve applicare tali previsioni in modo prospettico alle passività finanziarie che sono modificate o scambiate all'inizio dell'esercizio in cui la società

– "IFRS 16 - Leasing"; lo IASB ha modificato l'Esempio Illustrativo 13 che accompagna l'"IFRS 16 - Leasing". In particolare, la modifica rimuove l'illustrazione del rimborso da parte del locatore relativa alle migliorie su beni di terzi al fine di risolvere possibili confusioni in merito al trattamento degli incentivi al leasing nell'applicazione del presente principio; infatti, l'esempio non spiegava in modo sufficientemente chiaro se un rimborso per le migliorie su beni di terzi potesse soddisfare la definizione di incentivo al leasing;

applica per la prima volta la modifica;

– "IAS 41 - Agricoltura"; la modifica rimuove la disposizione per le società di escludere i flussi finanziari dovuti all'imposizione fiscale nella valutazione del fair value delle attività nell'ambito di applicazione dello IAS 41, allineando così i requisiti del presente principio sulla valutazione del fair value con quelli dell'"IFRS 13 - Fair Value Measurement". Pertanto, in base a specifici fatti e circostanze, quando si applica la tecnica del valore attuale, il fair value potrebbe essere valutato attualizzando i flussi finanziari al netto delle imposte utilizzando un tasso di sconto al netto delle imposte o i flussi finanziari al lordo delle imposte a un tasso coerente con tali flussi finanziari.

L'applicazione di tali modifiche non ha comportato impatti significativi nel presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato.

⁽⁵⁾ Ai sensi dell'IFRS 9, i suddetti termini sono considerati sostanzialmente difformi se il valore attualizzato dei flussi finanziari secondo i nuovi termini, inclusa qualsiasi commissione pagata al netto di qualsiasi commissione ricevuta e attualizzato utilizzando il tasso di interesse effettivo originario, si scosta come minimo del 10 per cento dal valore attualizzato dei restanti flussi finanziari della passività finanziaria originaria.

Effetti della stagionalità

Il fatturato e i risultati economici del Gruppo potrebbero risentire, sia pure in maniera lieve, del mutare delle condizioni climatiche. In particolare, nei periodi dell'anno caratterizzati da temperature più miti si riducono le quantità vendute di gas, mentre nei periodi di chiusura per ferie degli stabilimenti industriali si riducono le quantità vendute di energia elettrica. Analogamente, le performance dell'attività di generazione idroelettrica eccellono soprattutto nei mesi invernali e a inizio della primavera in considerazione della maggiore idraulicità stagionale. Tenuto conto dello scarso impatto economico di tali andamenti, peraltro ulteriormente mitigato dal fatto che le operazioni del Gruppo presentano una variegata distribuzione in entrambi gli emisferi e quindi gli impatti derivanti dai fattori climatici tendono ad assumere un andamento uniforme nel corso dell'anno, non viene fornita l'informativa finanziaria aggiuntiva (richiesta dallo IAS 34.21) relativa all'andamento dei 12 mesi chiusi al 30 settembre 2022.

2. Effetti derivanti dall'introduzione di nuovi princípi e policy contabili

Per una migliore rappresentazione dei risultati economici, la componente economica relativa alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse a servizi in concessione rientranti nell'ambito applicativo dell'IFRIC 12 in Brasile, a partire dal quarto trimestre 2021, è stata riclassificata dai proventi finanziari ai ricavi da contratti con i clienti (IFRS 15) dal momento che si riferisce alla rimisurazione al fair value di asset contrattuali.

In tal senso, ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale rilassificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo.

Inoltre, nel corso dell'anno corrente, sono stati rideterminati i dati al 30 settembre 2021 relativi alla Linea di Business Enel X per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore "Holding, Servizi e Altro". Tale modifica ha interessato l'informativa settoriale ma non ha prodotto alcuna variazione dei dati complessivi riferiti al Gruppo, sebbene all'interno delle diverse Linee di Business siano state effettuate alcune riclassifiche di valori.

Argentina - Economia iperinflazionata: impatti per l'applicazione dello IAS 29

A partire dal 1° luglio 2018 l'economia argentina è considerata iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo "IAS 29 - Rendicontazione contabile in economie iperinflazionate". Ciò a seguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi e quantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di inflazione cumulato maggiore del 100% nell'arco dei tre anni precedenti.

Ai fini della predisposizione del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato e in accordo con quanto disposto dallo IAS 29, talune voci delle situazioni patrimoniali delle società partecipate in Argentina sono state rimisurate applicando l'indice generale dei prezzi al consumo ai dati storici, al fine di riflettere le modifiche al potere di acquisto del peso argentino alla data di chiusura dei bilanci delle stesse.

Tenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il controllo delle società argentine il 25 giugno 2009, la rimisurazione dei dati patrimoniali non monetari dei bilanci di tali società è stata effettuata applicando gli indici di inflazione a partire da tale data. Gli effetti contabili di tale adeguamento, oltre a essere già riflessi nella situazione patrimoniale di apertura, recepiscono le variazioni del periodo. In particolare, l'effetto relativo alla rimisurazione delle attività e passività non monetarie, delle poste di patrimonio netto, nonché delle componenti di Conto economico rilevate nel corso dei primi nove mesi del 2022, è stato rilevato in contropartita di una apposita voce di Conto economico tra i proventi e oneri finanziari. Il relativo effetto fiscale è stato rilevato tra le imposte del periodo.

Per tener poi conto dell'impatto dell'iperinflazione anche sul corso monetario della valuta locale, i saldi dei Conti economici espressi in valuta iperinflazionata sono stati convertiti nella valuta di presentazione del Gruppo appli-

cando, come prevede lo IAS 21, il tasso di cambio finale anziché quello medio del periodo con la finalità di riportare tali ammontari ai valori correnti.

Di seguito si riportano i livelli cumulati degli indici generali dei prezzi al consumo alla data del 31 dicembre 2018 fino al 30 settembre 2022:

Periodi	Indici generali dei prezzi al consumo cumulati
Dal 1° luglio 2009 al 31 dicembre 2018	346,30%
Dal 1° gennaio 2019 al 31 dicembre 2019	54,46%
Dal 1° gennaio 2020 al 31 dicembre 2020	35,41%
Dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2021	49,73%
Dal 1° gennaio 2022 al 30 settembre 2022	68,68%

Nel corso dei primi nove mesi del 2022 l'applicazione dello IAS 29 ha comportato la rilevazione di proventi finanziari netti da iperinflazione (al lordo delle imposte) pari a 261 milioni di euro.

Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato patrimoniale al 30 settembre 2022 e gli impatti dell'iperinflazione sulle principali voci di Conto economico dei primi nove mesi del 2022, differenziando quanto afferente alla rivalutazione in base agli indici generali dei prezzi al consumo e quanto afferente all'applicazione del tasso di cambio finale anziché del tasso di cambio medio del periodo, per quanto previsto dallo IAS 21 per economie iperinflazionate.

Milioni di euro
	Effetto iperinflazione cumulato al 31.12.2021	Effetto iperinflazione del periodo	Differenza cambio	Effetto iperinflazione cumulato al 30.09.2022
Totale attività	1.366	1.044	(311)	2.099
Totale passività	346	170	(92)	424
Patrimonio netto	1.020	874(1)	(219)	1.675

(1) Il dato include il risultato netto dei primi nove mesi del 2022 positivo per 231 milioni di euro.

Milioni di euro		Primi nove mesi 2022
	Effetto IAS 29	Effetto IAS 21	Totale effetto
Ricavi	180	(90)	90
Costi	243(1)	(90(2)	153
Risultato operativo	(63)	-	(63)
Proventi/(Oneri) finanziari netti	(14)	17	3
Provent/(Oneri) netti da iperinflazione	261	-	261
Risultato prima delle imposte	184	17	201
Imposte	(47)	(12)	(59)
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	231	29	260
Quota di interessenza del Gruppo	158	25	183
Quota di interessenza di terzi	73	4	77

(1) Il dato include l'effetto su ammortamenti e impairment per 73 milioni di euro.

(2) Il dato include l'effetto su ammortamenti e impairment per (5) milioni di euro.

3. Principali variazioni dell'area di consolidamento

L'area di consolidamento al 30 settembre 2022, rispetto a quella del 30 settembre 2021 e del 31 dicembre 2021, ha

2021

In data 8 gennaio 2021 è stata finalizzata la cessione del 100% di Tynemouth Energy Storage per un corrispettivo pari a 1 milione di euro. Dalla cessione non sono emersi impatti contabili significativi nel Conto economico.
In data 20 gennaio 2021 è stata finalizzata la cessione del 100% di Enel Green Power Bulgaria per un corrispettivo pari a 35 milioni di euro. Dalla cessione non sono emersi impatti contabili significativi nel Conto economico.
In data 10 marzo 2021 Enel Green Power Italia ha acquisito il 100% della società e-Solar Srl, titolare di un progetto fotovoltaico con una potenza autorizzata di 170,11 MW, per un corrispettivo pari a 2,7 milioni di euro.
In data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100% di CityPoste Payment SpA, società italiana che offre ai consumatori un accesso diffuso ai servizi di pagamento, su canale sia fisico sia digitale, e consente di effettuare numerose tipologie di transazioni verso i privati e le pubbliche amministrazioni.
Nel primo trimestre 2021 si registra la variazione di perimetro per il consolidamento globale delle società rinnovabili australiane precedentemente valutate con il metodo del patrimonio netto per effetto della modifica della governance nelle società e senza l'acquisizione di ulteriori quote. Il processo di Purchase Price Allocation si è completato a dicembre 2021 e sostanzialmente conferma il valore contabile delle attività nette acquisite, successivamente a un adeguamento di valore di circa 9 milioni di euro.
In data 13 maggio 2021 è stata finalizzata la cessione di EGP Solar 1 LLC per un corrispettivo pari a circa 4 milioni di euro.
Nei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power España ha acquisito il 100% di 30 società rinnovabili per un valore complessivo di 86 milioni di euro.
In data 8 settembre 2021 è stata finalizzata da parte di Enel X North America la cessione di Genability per un corrispettivo di circa 6 milioni di euro.
Nel mese di settembre è stato completato il processo di Purchase Price Allocation della società Viva Labs AS,

subíto alcune modifiche a seguito delle seguenti principali operazioni.

acquisita in data 17 settembre 2020 da Enel X International, a seguito del quale sono stati confermati i valori contabili rilevati alla data di acquisizione.

In aggiunta alle suddette variazioni nell'area di consolidamento si segnalano nel corso del 2021 anche le seguenti operazioni che, pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno determinato l'acquisizione o la perdita di controllo, hanno comunque comportato una variazione nell'interessenza detenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:

Enel SpA il 15 marzo ha lanciato un'offerta pubblica di acquisto volontaria parziale sulle azioni di Enel Américas, fino a un massimo di 7.608.631.104 azioni, pari al 10% del capitale sociale a quella data. Il periodo d'offerta ha avuto inizio il 15 marzo e si è concluso il 13 aprile 2021. L'OPA era condizionata all'efficacia della fusione per incorporazione di EGP Américas SpA in Enel Américas SA, che si è realizzata il 1° aprile 2021. Il corrispettivo complessivo è stato pari a 1.271 milioni di euro. A seguito del completamento dell'offerta pubblica di acquisto parziale volontaria e del perfezionamento della fusione di EGP Américas, Enel possiede circa l'82,3% del capitale sociale attualmente in circolazione di Enel Américas;
in data 24 novembre la società Enel Green Power RSA 2 (Pty) Ltd ha ceduto una quota delle partecipazioni detenute nelle società Oyster Bay Wind Farm, Garob Wind Farm, Aced Renewables Hidden Valley e Soetwater Wind Farm per un corrispettivo totale di 340 milioni di ZAR corrispondenti a circa 19 milioni di euro. A seguito dell'operazione l'interessenza del Gruppo nelle suddette società è passata dal 60% al 55%;
in data 3 dicembre Enel SpA ha perfezionato la cessione dell'intera partecipazione detenuta in Open Fiber SpA, pari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie Asset Management e di CDP Equity SpA, per un corrispettivo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La plusvalenza su base consolidata realizzata dal Gruppo è stata di circa 1.763 milioni di euro.

2022

In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito il 100% di ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl), titolare di impianti di produzione con una capacità installata di circa 527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispettivo pari a circa 1.265 milioni di euro; nel corso dei primi nove mesi del 2022 è stata effettuata una allocazione provvisoria di parte del goodwill.
In data 17 febbraio 2022 Enel Green Power España ha acquisito il 100% di Stonewood Desarrollos SLU per un corrispettivo di circa 14 milioni di euro corrispondenti alle licenze acquisite per lo sviluppo e la costruzione di progetti in impianti fotovoltaici; l'acquisizione non ha avuto impatti a Conto economico.
In data 3 marzo 2022 Enel X Germany ha ceduto l'intera quota detenuta nelle società Cremzow KG e Cremzow Verwaltungs per un corrispettivo di circa 12 milioni di euro.
In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto alla società Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Investment Authority) il 50% della partecipazione detenuta nella società EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indirettamente di sei società in Sudafrica, con una potenza installata di circa 740 MW, per un corrispettivo di circa 108 milioni di euro interamente incassato.
In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato

Altre variazioni

In aggiunta alle suddette variazioni nell'area di consolidamento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno determinato l'acquisizione o la perdita di controllo, hanno comunque comportato una variazione nell'interessenza detenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:

in data 1° marzo 2022 è stata perfezionata la fusione per incorporazione tra le società Emgesa SA ESP (incorporante), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia SAS ESP ed ESSA 2 (incorporate). La nuova ragione sociale delle società incorporate è Enel Colombia SA ESP. A seguito dell'operazione la percentuale di possesso del Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel Colombia SA ESP) è passata dal 39,89% al 47,18% circa;
in data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha finalizzato l'accordo con una holding controllata da Sixth Cinven Fund e con una holding controllata da Seventh Cinven Fund tramite cui ha acquisito in via indiretta il 79,4% circa del capitale sociale di Ufinet Latam SLU (per un corrispettivo pari a 1.320 milioni di euro) e ha contestualmente venduto l'80,5% del capitale sociale della stessa società a Seventh Cinven Fund (per un importo pari a 1.186 milioni di euro). Enel X International ha inoltre ricevuto da Ufinet circa 207 milioni di euro a

sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance e loro controllate.

In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas, ha ceduto l'intera quota detenuta in CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA a ENEVA SA per un corrispettivo di 489.755.891,94 real brasiliani, pari a circa 89 milioni di euro. Nel corso del secondo trimestre 2022, in linea con le disposizioni dell'"IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", le attività nette riferite a CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA sono state classificate come possedute per la vendita e il loro valore è stato adeguato al previsto prezzo di cessione con la rilevazione di una svalutazione pari a circa 73 milioni di euro. Nel terzo trimestre 2022, al perfezionamento dell'operazione di cessione, è stata rilevata una minusvalenza di circa 134 milioni di euro, principalmente dovuta al rilascio della riserva di conversione cambi.
Nei primi nove mesi del 2022 Enel Green Power Romania ha acquisito il 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti, Prowind Windfarm Deleni, Prowind Windfarm Ivesti e Prowind Windfarm Viisoara per un corrispettivo totale di circa 35 milioni di euro.

titolo di distribuzione di riserve disponibili.

Di conseguenza, Enel X International detiene ora una partecipazione indiretta del 19,5% nel capitale di Ufinet, che in precedenza deteneva per il 20,6%. L'operazione ha generato un flusso netto di cassa positivo di circa 73 milioni di euro e un impatto positivo sui risultati operativi di circa 220 milioni di euro;

in data 15 giugno 2022 la società Enel Kansas LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella società Rocky Caney Holdings LLC per un corrispettivo di circa 34 milioni di euro; a seguito dell'operazione la percentuale di possesso di Enel Kansas LLC in Rocky Caney Holdings LLC è passata dal 20% al 10%; l'operazione ha comportato a Conto economico una plusvalenza di circa 7 milioni di euro;
in data 16 giugno 2022 la società EGPNA REP Holdings LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella società EGPNA Renewable Energy Partners LLC per un corrispettivo di circa 60 milioni di euro; a seguito dell'operazione EGPNA REP Holdings LLC detiene ora il 10% della partecipazione in EGPNA Renewable Energy Partners LLC; l'operazione ha comportato a Conto economico una minusvalenza di circa 7 milioni di euro;

• in data 14 luglio 2022 Enel, attraverso la società interamente controllata Enel X, ha acquisito il 50% del capitale di Mooney SpA. Sulla base di un enterprise value del 100% di Mooney di 1.385 milioni di euro, Enel X ha pagato un corrispettivo complessivo di circa 225 milioni

di euro (inclusivo dell'aggiustamento prezzo) per la parte di equity e di circa 125 milioni di euro per l'acquisto di un preesistente credito vantato da Schumann Investments SA nei confronti di Mooney.

Acquisizione di ERG Hydro Srl

In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito il 100% di ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl), titolare di impianti di produzione con una capacità installata di circa 527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispettivo pari a circa 1.265 milioni di euro.

Al 30 settembre 2022 l'allocazione del prezzo di acquisto, che ha determinato il riconoscimento di un avviamento, risulta ancora provvisoria; il Gruppo procederà all'identificazione definitiva del fair value delle attività acquisite e delle passività assunte entro i 12 mesi successivi alla data di acquisizione.

Milioni di euro	Valori rilevati al 3 gennaio 2022	Rettifiche per allocazione prezzo acquisto	Valori rilevati al 30 settembre 2022
Attività non correnti	625	346	971
Attività correnti	163	-	163
Passività non correnti	(39)	(93)	(132)
Passività correnti	(69)	-	(69)
Attività nette acquisite	680	253	933
Costo dell'acquisizione	1.265	-	1.265
(di cui versati per cassa)	1.265
Avviamento	585	(253)	332

Cessione di Ufinet

In data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha ceduto una quota pari all'1,1% della partecipazione in Ufinet.

Di seguito gli effetti economici e finanziari dell'operazione.

(1.320)
207
1.186
73
(6)
(24)
	43
	177
	220

A seguito dell'operazione, la partecipazione residua in Ufinet è stata classificata tra le altre partecipazioni valutate al fair value through OCI, mentre in precedenza era valutata con il metodo del patrimonio netto.

Cessione di EGP Matimba NewCo 1

In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto alla società Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Investment Authority) il 50% della partecipazione detenuta nella società EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indirettamente di sei società in Sudafrica, per un corrispettivo di circa 108 milioni di euro interamente incassato.

Milioni di euro
Attività destinate alla vendita	1.157
Passività destinate alla vendita	(952)
Attività nette destinate alla vendita	205
Altre attività nette	17
Totale attività nette oggetto di cessione con perdita di controllo	222
Quota ceduta	111
Prezzo di cessione	108
Plusvalenza/(Minusvalenza) da cessione	(3)

A seguito dell'operazione, la partecipazione residua in EGP Matimba NewCo 1 e nelle sue controllate è stata classificata tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e il suo valore è stato rimisurato al fair value con un impatto negativo a Conto economico di circa 3 milioni di euro. A valle di tale rimisurazione il valore della partecipazione residua è pari a 108 milioni di euro.

Cessione di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance

In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance e loro controllate.

Milioni di euro
Valore dell'operazione	140
Attività nette cedute	(73)
Plusvalenza da cessione	67

L'operazione ha comportato la rilevazione di una plusvalenza di 67 milioni di euro.

Cessione di Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA

In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas, ha ceduto l'intera quota detenuta in CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA a ENEVA SA per un corrispettivo di 489.755.891,94 real brasiliani, pari a circa 89 milioni di euro.

Nel corso del secondo trimestre 2022, in linea con le di-

sposizioni dell'"IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", le attività nette riferite a CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA sono state classificate come possedute per la vendita e il loro valore è stato adeguato al previsto prezzo di cessione pari a circa 73 milioni di euro.

Milioni di euro
Attività destinate alla vendita	241
Passività destinate alla vendita	(44)
Attività nette destinate alla vendita	197
Adeguamento di valore impianti	(73)
Totale attività nette oggetto di cessione con perdita di controllo	124
Prezzo di cessione	89
Rilascio della riserva OCI	(99)
Minusvalenza da cessione	(134)

Nel terzo trimestre 2022, al perfezionamento dell'operazione di cessione, è stata rilevata una minusvalenza di circa 134 milioni di euro, principalmente dovuta al rilascio della riserva di conversione cambi.

Acquisizione di società rinnovabili in Romania

Nel corso del 2022 Enel Green Power Romania ha acquisito il 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti, Prowind Windfarm Deleni, Prowind Windfarm Ivesti e Prowind Windfarm Viisoara per un corrispettivo totale di circa 35 milioni di euro.

Milioni di euro	Valori al 30 settembre 2022
	Prowind Windfarm Bogdanesti	Prowind Windfarm Deleni	Prowind Windfarm Viisoara	Prowind Windfarm Ivesti
Immobili, impianti e macchinari	3	5	4	18
Altre passività correnti	-	-	-	(1)
Attività nette acquisite	3	5	4	17
Costo dell'acquisizione	6	14	14	1
(di cui versati per cassa)	6	14	14	1
Avviamento/(Negative Goodwill)	3	9	10	(16)

L'operazione ha comportato la rilevazione di un avviamento di 22 milioni di euro e di un negative goodwill rilevato a Conto economico pari a 16 milioni di euro.

4. Informativa relativa agli impatti del conflitto tra Russia e Ucraina e alle attività gestite in Russia

Impatti sul Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022 derivanti dall'invasione dell'Ucraina da parte della Russia

Nei primi nove mesi del 2022 il Gruppo Enel ha monitorato costantemente i riflessi della crisi internazionale sulle proprie attività di business in Russia (in particolare, in termini di approvvigionamento dei materiali, dei servizi e della manodopera), valutando anche l'evoluzione delle variabili di mercato (per es., tassi di cambio, tassi di interesse); il Gruppo Enel ha tenuto conto anche degli sviluppi connessi alle contro-sanzioni previste dalla Russia aventi per oggetto gli investimenti detenuti nel Paese.

Inoltre, il Gruppo Enel ha effettuato le analisi volte alla valutazione degli impatti indiretti della guerra in Ucraina sulle attività di business, sulla situazione finanziaria e sulla performance economica nei principali Paesi dell'Eurozona in cui è presente, con particolare riferimento alla minore disponibilità di approvvigionamento di materie prime dalle aree interessate dal conflitto e all'incremento generalizzato dei prezzi delle commodity.

In considerazione delle diverse raccomandazioni degli organismi di vigilanza nazionali e sovranazionali(6) sul tema e in uno scenario in continua evoluzione, caratterizzato da una notevole incertezza regolatoria e da un contesto di prezzi elevati e volatili, è attivo da parte del Gruppo Enel un monitoraggio costante delle variabili macroeconomiche e di business, che consente di effettuare la migliore stima dei potenziali impatti connessi ai cambi regolatori, alle sanzioni e alle restrizioni sugli asset detenuti, nonché sui fornitori e sui contratti applicabili al Gruppo Enel.

Si segnala a tale riguardo che non sono emersi impatti significativi legati al conflitto russo-ucraino al 30 settembre 2022.

Enel cede l'intera partecipazione del 56,43% detenuta in PJSC Enel Russia

In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti accordi, rispettivamente, con PJSC Lukoil e con il Closed Combined Mutual Investment Fund "Gazprombank-Frezia" per la cessione dell'intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest'ultima, per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro.

Il perfezionamento dell'operazione di cessione, con il pagamento del corrispettivo, è avvenuto nel corso del mese di ottobre 2022 anche a seguito dell'avveramento delle condizioni sospensive, alle quali questo era subordinato, inclusa l'approvazione dell'operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022. Per approfondimenti al riguardo, si rimanda al commento riportato nel paragrafo dei "Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo". Si segnala che già dal secondo trimestre 2022, al fine di ridurre il rischio per Enel SpA che deriva dalla disciplina applicabile dell'Unione Europea, degli Stati Uniti d'America e della Russia in materia di sanzioni e di contro-sanzioni russe, sono state adottate o promosse alcune misure che hanno comportato la cessazione della direzione e coordinamento di Enel SpA nei confronti di Enel Russia. Tali misure includono: (i) la designazione da parte di Enel di soli amministratori indipendenti, di nazionalità russa, in occasione del rinnovo del consiglio di amministrazione della società; (ii) la nomina di un nuovo direttore generale, sempre di nazionalità russa, che riporta esclusivamente al consiglio di amministrazione; (iii) la cessazione, ove possibile, dei contratti infragruppo; (iv) la modifica della struttura organizzativa del Gruppo Enel al fine di interrompere il riporto gerarchico delle funzioni di staff o di business di Enel Russia rispetto a quelle di Enel; (v) la conseguente interruzione di qualsiasi flusso di reporting tra Enel SpA ed Enel Russia.

⁽⁶⁾ ESMA Public statements n. 71-99-1864 del 14 marzo 2022 e n. 32-63-1277 del 13 maggio 2022; Richiami di Attenzione CONSOB contenuti nei notiziari settimanali 9-14 marzo 2022 e 10-21 marzo 2022, n. 3/2022 del 19 maggio 2022.

Per effetto delle misure sopra descritte, Enel non esercita più attività di direzione e coordinamento su Enel Russia dal momento della nomina del nuovo consiglio di amministrazione avvenuta nel corso dell'assemblea generale tenutasi il 7 giugno 2022, pur continuando a mantenere, al 30 settembre 2022, il controllo da un punto di vista contabile sulla società in conformità all'"IFRS 10 - Bilancio consolidato". A tale riguardo si segnala che, tenuto conto dello stato di avanzamento delle attività necessarie al perfezionamento dell'operazione di cessione, ai fini del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022 le attività e passività relative a Enel Russia sono state classificate come possedute per la vendita, in linea con le disposizioni dell'"IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate".

A tale proposito, il valore delle attività nette riferite a Enel Russia è stato adeguato al previsto prezzo di cessione (137 milioni di euro) con la rilevazione di una svalutazione pari a 505 milioni di euro. Si precisa che la posizione finanziaria netta del gruppo in dismissione al 30 settembre 2022 ammonta a 471 milioni di euro.

A seguito del perfezionamento dell'operazione di cessione, verrà rilevato un ulteriore impatto negativo a Conto economico di circa 1 miliardo di euro (al 30 settembre 2022), principalmente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi.

Si evidenzia, infine, che il Gruppo Enel continuerà a detenere in Russia le seguenti partecipazioni:

Enel Green Power Rus LLC (partecipata indiretta di Enel SpA al 100%), società che presta servizi allo sviluppo di progetti rinnovabili e che detiene partecipazioni totalitarie in quattro società di generazione da fonti rinnovabili;
Enel X Rus LLC (partecipata indiretta di Enel SpA al 99%);
una partecipazione, pari al 49,5%, in una società a controllo congiunto (Rusenergosbyt LLC) operante nella Linea di Business Mercati finali.

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

La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali per Linea di Business e Area Geografica è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due periodi messi a confronto. Per maggiori informazioni sugli andamenti economici che hanno caratterizzato il periodo corrente, si rimanda alle apposite sezioni della Relazione sulla gestione.

Dati economici per Settore primario (Linea di Business)

Primi nove mesi del 2022(1)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	41.104	4.841	13.296	47.067	1.720	149	108.177	-	108.177
Ricavi e altri proventi intersettoriali	16.705	2.059	2.640	3.720	32	1.469	26.625	(26.625)	-
Totale ricavi	57.809	6.900	15.936	50.787	1.752	1.618	134.802	(26.625)	108.177
Totale costi	54.030	4.908	10.657	51.955	1.188	1.746	124.484	(26.625)	97.859
Risultati netti da contratti su commodity	500	168	-	1.451	(12)	(4)	2.103	-	2.103
Ammortamenti	623	1.106	2.177	354	142	186	4.588	-	4.588
Impairment	606	29	962	890	26	18	2.531	-	2.531
Ripristini di valore	(8)	(5)	(70)	(132)	(4)	-	(219)	-	(219)
Risultato operativo	3.058	1.030	2.210	(829)	388	(336)	5.521	-	5.521
Investimenti	499(2)	3.973(3)	3.866(4)	581	228(5)	162	9.309	-	9.309

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri. Analoga metodologia è stata applicata agli altri proventi e ai costi del periodo.

(2) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Primi nove mesi del 2021(1) (2) (3)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	17.072	4.592	12.505	23.574	963	88	58.794	-	58.794
Ricavi e altri proventi intersettoriali	6.723	1.754	2.564	38	32	1.428	12.539	(12.539)	-
Totale ricavi	23.795	6.346	15.069	23.612	995	1.516	71.333	(12.539)	58.794
Totale costi	23.282	3.276	9.988	21.791	762	1.813	60.912	(12.539)	48.373
Risultati netti da contratti su commodity	615	(69)	-	449	-	1	996	-	996
Ammortamenti	675	963	1.951	307	119	172	4.187	-	4.187
Impairment	25	186	41	736	26	2	1.016	-	1.016
Ripristini di valore	(7)	(6)	(29)	(133)	(4)	-	(179)	-	(179)
Risultato operativo	435	1.858	3.118	1.360	92	(470)	6.393	-	6.393
Investimenti	418	3.287(4)	3.433	431	179	153	7.901	-	7.901

(2) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

(4) Il dato non include 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati economici per Settore secondario (Area Geografica)

Primi nove mesi del 2022(1)

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa	Nord America	Africa, Asia e Oceania	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	64.601	24.543	14.247	2.709	1.436	204	437	108.177
Ricavi e altri proventi intersettoriali	243	23	239	10	25	2	(542)	-
Totale ricavi	64.844	24.566	14.486	2.719	1.461	206	(105)	108.177
Totale costi	64.035	19.525	11.003	2.641	858	132	(335)	97.859
Risultati netti da contratti su commodity	3.767	(1.641)	69	38	(110)	(13)	(7)	2.103
Ammortamenti	1.618	1.293	1.043	135	306	57	136	4.588
Impairment	514	283	1.150	559	11	-	14	2.531
Ripristini di valore	(2)	(157)	(6)	(52)	-	-	(2)	(219)
Risultato operativo	2.446	1.981	1.365	(526)	176	4	75	5.521
Investimenti	3.056	1.448	2.661(2)	143(3)	1.713	95(4)	193(5)	9.309

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(2) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Il dato non include 40 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Primi nove mesi del 2021(1) (2)

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa	Nord America	Africa, Asia e Oceania	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi e altri proventi verso terzi	31.377	12.379	12.178	1.607	991	156	106	58.794
Ricavi e altri proventi intersettoriali	352	(64)	1	6	24	1	(320)	-
Totale ricavi	31.729	12.315	12.179	1.613	1.015	157	(214)	58.794
Totale costi	27.309	9.773	9.287	1.295	544	100	65	48.373
Risultati netti da contratti su commodity	508	503	38	30	(84)	3	(2)	996
Ammortamenti	1.502	1.284	864	140	264	46	87	4.187
Impairment	372	181	389	59	5	-	10	1.016
Ripristini di valore	(15)	(122)	(1)	(40)	-	(1)	-	(179)
Risultato operativo	3.069	1.702	1.678	189	118	15	(378)	6.393
Investimenti	2.448	1.229	2.302	326	1.335	131(3)	130	7.901

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

(2) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

(3) Il dato non include 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)

Al 30 settembre 2022

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	8.855	42.638	40.477	43	519	713	93.245	(3)	93.242
Attività immateriali	233	5.690	21.836	4.277	662	665	33.363	-	33.363
Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti	(2)	4	1.301	-	74	51	1.428	51	1.479
Crediti commerciali	6.276	3.882	6.941	12.706	578	1.209	31.592	(9.977)	21.615
Altro	7.963	750	3.382	3.392	410	1.626	17.523	(5.824)	11.699
Attività operative	23.325(1)	52.964(2)	73.937(3)	20.418	2.243(4)	4.264(5)	177.151	(15.753)	161.398

Debiti commerciali	7.631	3.939	4.702	10.227	638	1.128	28.265	(9.333)	18.932
Passività da contratti con i clienti non correnti e correnti	50	218	7.418	35	17	7	7.745	(67)	7.678
Fondi diversi	5.609	1.007	3.822	423	41	1.145	12.047	(68)	11.979
Altro	3.457	1.795	8.654	5.422	109	1.289	20.726	(5.861)	14.865
Passività operative	16.747(6)		6.959(7) 24.596(8)	16.107	805(9)	3.569	68.783	(15.329)	53.454

(1) Di cui 217 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Di cui 680 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Di cui 2.912 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Di cui 26 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Di cui 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita". (6) Di cui 59 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(7) Di cui 22 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(8) Di cui 1.449 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(9) Di cui 45 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Al 31 dicembre 2021(1)

Milioni di euro	Generazione Termoelettrica e Trading	Enel Green Power	Enel Grids	Mercati finali	Enel X	Holding, Servizi e Altro	Totale reporting segment	Elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	9.384	36.205	38.635	49	486	713	85.472	-	85.472
Attività immateriali	216	5.016	21.473	4.030	670	631	32.036	-	32.036
Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti	1	1	525	-	60	21	608	43	651
Crediti commerciali	4.814	2.601	6.731	6.533	559	1.347	22.585	(6.493)	16.092
Altro	4.319	826	2.614	3.812	345	2.287	14.203	(6.107)	8.096
Attività operative	18.734(2)	44.649(3)	69.978	14.424	2.120(4)	4.999	154.904	(12.557)	142.347

Debiti commerciali	5.730	3.701	4.390	7.129	695	1.259	22.904	(5.920)	16.984
Passività da contratti con i clienti non correnti e correnti	102	216	7.316	62	13	13	7.722	(75)	7.647
Fondi diversi	4.586	936	3.810	466	52	1.297	11.147	(89)	11.058
Altro	4.125	1.901	8.104	4.575	141	3.659	22.505	(6.245)	16.260
Passività operative	14.543	6.754(5)	23.620	12.232	901(6)	6.228	64.278	(12.329)	51.949

(1) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore "Holding, Servizi e Altro".

(2) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati patrimoniali per Settore secondario (Area Geografica)

Al 30 settembre 2022

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa	Nord America	Africa, Asia e Oceania	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	29.328	22.928	22.243	3.364	14.099	1.177	103	93.242
Attività immateriali	3.024	16.158	11.901	779	624	125	752	33.363
Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti	129	-	1.302	1	21	19	7	1.479
Crediti commerciali	9.929	6.705	5.695	1.106	297	64	(2.181)	21.615
Altro	6.891	3.468	1.788	317	425	45	(1.235)	11.699
Attività operative	49.301(1)	49.259	42.929(2)	5.567(3)	15.466	1.430(4)	(2.554)	161.398

Debiti commerciali	11.035	4.553	4.737	483	1.262	111	(3.249)	18.932
Passività da contratti con i clienti non correnti e correnti	4.156	3.091	49	441	-	1	(60)	7.678
Fondi diversi	4.182	4.028	2.814	97	154	29	675	11.979
Altro	4.525	3.816	5.443	360	1.890	59	(1.228)	14.865
Passività operative	23.898(5)	15.488	13.043(6)	1.381(7)	3.306	200(8)	(3.862)	53.454

(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Di cui 2.976 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Di cui 859 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Di cui 40 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Di cui 6 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(6) Di cui 1.494 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(7) Di cui 74 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(8) Di cui 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Al 31 dicembre 2021

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa	Nord America	Africa, Asia e Oceania	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	27.335	23.075	18.671	3.440	10.853	1.948	150	85.472
Attività immateriali	2.313	16.071	11.414	772	557	179	730	32.036
Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti	94	5	517	-	18	13	4	651
Crediti commerciali	7.372	3.886	4.414	583	215	51	(429)	16.092
Altro	4.555	2.474	1.398	217	259	140	(947)	8.096
Attività operative	41.669(1)	45.511	36.414	5.012	11.902	2.331(2)	(492)(3)	142.347

Debiti commerciali	9.684	2.509	4.333	481	1.208	136	(1.367)	16.984
Passività da contratti con i clienti non correnti e correnti	4.109	3.109	30	438	-	-	(39)	7.647
Fondi diversi	3.395	4.211	2.426	130	120	32	744	11.058
Altro	5.749	3.945	4.509	328	1.482	64	183	16.260
Passività operative	22.937(4)	13.774	11.298	1.377	2.810	232(5)	(479)(6)	51.949

(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(4) Di cui 6 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(5) Di cui 22 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

La seguente tabella presenta la riconciliazione tra le attività e passività di settore e quelle consolidate.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021
Totale attività	266.345	206.940
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	902	704
Altre attività finanziarie non correnti	21.094	8.476
Crediti tributari a lungo inclusi in "Altre attività non correnti"	2.254	2.286
Altre attività finanziarie correnti	56.886	31.436
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	6.484	8.858
Attività per imposte anticipate	13.393	11.034
Crediti tributari	2.983	1.694
Attività finanziarie e fiscali di "Attività possedute per la vendita"	951	105
Attività di settore	161.398	142.347

Totale passività	223.620	164.598
Finanziamenti a lungo termine	68.693	54.500
Derivati finanziari passivi non correnti	16.047	3.339
Altre passività finanziarie non correnti	129	120
Finanziamenti a breve termine	22.971	13.306
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	4.281	4.031
Altre passività finanziarie correnti	42.286	25.232
Passività per imposte differite	11.177	9.259
Debiti per imposte sul reddito	1.380	712
Debiti tributari diversi	2.237	1.274
Passività finanziarie e fiscali di "Passività possedute per la vendita"	965	876
Passività di settore	53.454	51.949

Ricavi

6.a Ricavi - Euro 108.177 milioni

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022	2021	Variazioni
Vendite energia elettrica	56.465	29.945	26.520	88,6%
Trasporto energia elettrica	8.286	8.088	198	2,4%
Corrispettivi da gestori di rete	633	663	(30)	-4,5%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	971	886	85	9,6%
Vendite gas	6.163	1.917	4.246	-
Trasporto gas	272	405	(133)	-32,8%
Vendite di combustibili	4.149	1.056	3.093	-
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas	623	568	55	9,7%
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione(1)	1.253	838	415	49,5%
Vendite certificati ambientali	65	131	(66)	-50,4%
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto	997	762	235	30,8%
Altre vendite e prestazioni	846	552	294	53,3%
Totale ricavi IFRS 15	80.723	45.811	34.912	76,2%
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica	30.219	15.551	14.668	94,3%
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna fisica chiusi nel periodo	(4.389)	(3.868)	(521)	-13,5%
Contributi per certificati ambientali	167	234	(67)	-28,6%
Rimborsi vari	209	212	(3)	-1,4%
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint operation e attività non correnti possedute per la vendita	305	3	302	-
Plusvalenze da alienazione di attività materiali e immateriali	26	7	19	-
Altri ricavi e proventi	917	844	73	8,6%
Totale ricavi(1)	108.177	58.794	49.383	84,0%

(1) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

Nei primi nove mesi del 2022 i ricavi da "vendite di energia elettrica" si attestano a 56.465 milioni di euro, in aumento di 26.520 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (+88,6%). Tale incremento è dovuto sostanzialmente ai maggiori volumi venduti e al rialzo dei prezzi di vendita dell'energia elettrica soprattutto in Italia (15.629 milioni di euro) e in Spagna (8.582 milioni di euro).

L'incremento dei ricavi per "vendite di gas" di 4.246 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021 è riconducibile prevalentemente ai maggiori volumi di vendita a prezzi medi crescenti principalmente in Spagna (2.938 milioni di euro) e in Italia (1.101 milioni di euro).

I ricavi per "vendite di combustibili" si incrementano di 3.093 milioni di euro soprattutto in Enel Global Trading per il rialzo dei prezzi del gas.

La variazione positiva delle "vendite di commodity da contratti con consegna fisica", misurati al fair value nello scope dell'IFRS 9 (14.668 milioni di euro), è riferita prevalentemente alla vendita di gas. Tale effetto positivo è stato in parte compensato dai minori risultati relativi alle valutazioni dei contratti chiusi rispetto ai primi nove mesi del 2021 (-521 milioni di euro), prevalentemente in riferimento alla commodity gas e alla commodity energia.

La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai contratti di vendita e acquisto di commodity con consegna fisica misurati al fair value rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRS 9.

Milioni di euro
	Primi nove mesi 2022 2021 Variazioni
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9) chiusi nel periodo
Contratti di vendita
Vendite di energia elettrica	4.318	2.247	2.071	92,2%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	(868)	(566)	(302)	-53,4%
Totale energia	3.450	1.681	1.769	-
Vendite di gas	25.097	13.298	11.799	88,7%
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	(3.593)	(3.302)	(291)	-8,8%
Totale gas	21.504	9.996	11.508	-
Vendite di certificati ambientali	804	6	798	-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	72	-	72	-
Totale certificati ambientali	876	6	870	-
Totale ricavi	25.830	11.683	14.147	-

Contratti di acquisto
Acquisti di energia elettrica	4.677	1.809	2.868	-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	(402)	(352)	(50)	-14,2%
Totale energia	4.275	1.457	2.818	-
Acquisti di gas	26.756	12.289	14.467	-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	(2.520)	(2.708)	188	6,9%
Totale gas	24.236	9.581	14.655	-
Acquisti di certificati ambientali	949	(135)	1.084	-
Risultati da valutazione dei contratti chiusi	53	(53)	106	-
Totale certificati ambientali	1.002	(188)	1.190	-
Totale costi	29.513	10.850	18.663	-
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna fisica chiusi nel periodo	(3.683)	833	(4.516)	-
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
Contratti di vendita
Energia	(261)	(1.655)	1.394	84,2%

TOTALE RICAVI/(COSTI) NETTI DA CONTRATTI DI COMMODITY CON CONSEGNA FISICA (IFRS 9)	(3.013)	(979)	(2.034)	-
energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity	670	(1.812)	2.482	-
Totale	(17.658)	(18.929)	1.271	6,7%
Certificati ambientali	561	(606)	1.167	-
Gas	(20.233)	(17.362)	(2.871)	-16,5%
Energia	2.014	(961)	2.975	-
Contratti di acquisto
Totale	(16.988)	(20.741)	3.753	18,1%
Certificati ambientali	608	(729)	1.337	-
Gas	(17.335)	(18.357)	1.022	5,6%
Energia	(261)	(1.655)	1.394	84,2%

La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di società nei primi nove mesi del 2022 ammonta a 305 milioni di euro e accoglie principalmente la rilevazione delle plusvalenze derivanti dalla cessione da parte di Enel X International dell'1,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni di euro) e dalla cessione da parte di Enel X Srl delle società del comparto finanziario a Mooney (67 milioni di euro).

Negli "altri ricavi e proventi" si registra un incremento di 73 milioni di euro dovuto prevalentemente al negative goodwill conseguente all'acquisto in Romania della società Prowind Windfarm Ivesti (16 milioni di euro) e ai maggiori proventi relativi ad alcuni progetti negli Stati Uniti e in Messico (40 milioni di euro).

Costi

6.b Costi - Euro 104.759 milioni

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2022 2021 Variazioni
Acquisto di energia elettrica	39.862	15.917	23.945	-
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	6.961	2.639	4.322	-
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	30.925	11.982	18.943	-
Materiali	2.596	1.435	1.161	80,9%
Costo del personale	3.549	4.128	(579)	-14,0%
Servizi e godimento beni di terzi	12.608	12.213	395	3,2%
Ammortamenti e impairment	6.900	5.024	1.876	37,3%
Oneri per certificati ambientali	2.129	762	1.367	-
Altri costi operativi	1.432	1.255	177	14,1%
Costi capitalizzati	(2.203)	(1.958)	(245)	-12,5%
Totale	104.759	53.397	51.362	96,2%

I costi per "acquisto di energia elettrica" subiscono un incremento dovuto ai maggiori volumi acquistati a prezzi medi crescenti rispetto ai primi nove mesi del 2021 principalmente in Italia (17.449 milioni di euro) e in Spagna (5.196 milioni di euro). La voce comprende i risultati da valutazione al fair value dei contratti di acquisto di energia elettrica con consegna fisica chiusi nei primi nove mesi del 2022, che registrano un decremento di 50 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2021.

L'incremento dei costi per "consumi di combustibili per generazione di energia elettrica" risente principalmente di un aumento dei prezzi medi, in particolare in Italia e Spagna.

L'incremento dei costi per l'acquisto di "combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali" riflette essenzialmente l'effetto prezzo sulle commodity, soprattutto del gas. La voce comprende i risultati da valutazione al fair value dei contratti di acquisto di gas con consegna fisica chiusi nei primi nove mesi del 2022, che registrano un incremento di 188 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2021.

I costi per "materiali" registrano un incremento essenzialmente dovuto ai maggiori costi di acquisto di CO2, ai maggiori costi connessi alla scarsa idraulicità e ai maggiori costi sostenuti per l'attività di sourcing.

Nei primi nove mesi del 2022 il "costo del personale" è pari a 3.549 milioni di euro e presenta un decremento di 579 milioni di euro.

La variazione è da riferire principalmente ai maggiori costi in Italia, registrati nel corso dei primi nove mesi del 2021, per la sottoscrizione del nuovo accordo quadro in applicazione dell'art. 4, commi 1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantonati 751 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digitalizzazione. Tale effetto viene solo parzialmente compensato dai maggiori costi per salari e stipendi rilevati in America Latina, Nord America e Spagna.

Il personale del Gruppo Enel al 30 settembre 2022 è pari a 67.381 dipendenti, di cui 36.195 impegnati all'estero. L'organico del Gruppo nel corso dei primi nove mesi del 2022 si incrementa di 1.102 unità. Tale variazione è riferibile al saldo tra assunzioni e cessazioni (1.127 unità) nonché alle variazioni di perimetro (-25 unità), principalmente dovute:

all'acquisizione della società Enel Hydro Appennino Centrale Srl in Italia;
all'acquisizione della società Melita Italia Srl in Italia;
alla vendita della società PayTipper SpA in Italia;
alla vendita della società CityPoste Payment SpA in Italia;
alla vendita della società PayTipper Network Srl in Italia;
alla vendita della società FlagPay Srl in Italia;
alla vendita della società Enel Geração Fortaleza SA in Brasile.

Consistenza al 31 dicembre 2021	66.279
Assunzioni	4.458
Cessazioni	(3.331)
Variazioni di perimetro	(25)
Consistenza al 30 settembre 2022	67.381

I costi per "servizi e godimento beni di terzi" nei primi nove mesi del 2022 hanno subíto un incremento di 395 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021, principalmente dovuto ai maggiori costi imputabili ai servizi connessi al business elettrico e del gas, ai maggiori costi per il business dei servizi a valore aggiunto, ai maggiori costi per servizi in concessione in Brasile e alle maggiori spese per servizi professionali e tecnici.

Tali effetti sono stati mitigati:

dalla diminuzione dei costi per vettoriamenti passivi registrata principalmente in Spagna, connessa al minor prezzo medio applicato, parzialmente compensata da un incremento degli stessi in America Latina per l'aumento dei volumi intermediati;
dai maggiori accantonamenti effettuati nei primi nove mesi del 2021 per gli oneri connessi alla riconversione degli impianti operata in Italia ai fini della transizione energetica.

L'incremento della voce "Ammortamenti e impairment" nei primi nove mesi del 2022 risente essenzialmente:

dei maggiori ammortamenti scaturiti dalla riduzione della vita utile dei contatori elettronici di prima generazione e degli ammortamenti di attività materiali per effetto dei nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore delle energie rinnovabili;
dei maggiori impairment effettuati sui crediti commerciali operati in Italia (148 milioni di euro) e Spagna (64 milioni di euro);
degli adeguamenti di valore delle attività nette riferite a

Enel Russia (per 505 milioni di euro) e a Celg Distribuição SA (per 824 milioni di euro), società brasiliana che opera nella distribuzione dell'energia elettrica nella regione del Goiás, a seguito della loro classificazione come disponibili per la vendita;

• delle perdite di valore rilevate su CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).

Tali effetti sono stati in parte compensati dalla svalutazione rilevata nei primi nove mesi del 2021 di PH Chucas in Costa Rica.

Gli "oneri per certificati ambientali" subiscono un incremento di 1.367 milioni di euro in particolare per la crescita significativa dei prezzi della commodity CO2 e per l'incremento dei volumi di produzione degli impianti termoelettrici.

Gli "altri costi operativi" si incrementano di 177 milioni di euro principalmente per effetto della minusvalenza rilevata a seguito della cessione di CGT Fortaleza in Brasile.

I "costi capitalizzati" si incrementano di 245 milioni di euro principalmente per effetto:

dei maggiori investimenti sugli impianti rinnovabili principalmente in Spagna e Italia;
dell'incremento degli investimenti relativi alle linee di distribuzione in America Latina;
dell'incremento dei lavori sulle reti di distribuzione e per l'installazione dei contatori 2G riscontrato nei primi nove mesi del 2022 rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

6.c Risultati netti da contratti su commodity - Euro 2.103 milioni

I risultati netti da contratti su commodity sono positivi e ammontano a 2.103 milioni di euro nei primi nove mesi del 2022 (risultati netti positivi per 996 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente) e risultano così composti:

• proventi netti su derivati su commodity pari complessivamente a 1.433 milioni di euro (proventi netti per 2.808 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021), che si riferiscono a derivati designati di cash flow hedge e a derivati al fair value a Conto economico. In particolare, sono stati rilevati proventi netti su derivati chiusi nel periodo per 3.041 milioni di euro (proventi netti per 705 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021) e oneri netti da valutazione su derivati outstanding per 1.608 milioni di euro (proventi netti per 2.103 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021);

La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2021 è pertanto così sintetizzabile:

• risultati netti positivi da valutazione al fair value di contratti outstanding, per l'acquisto e la vendita di commodity energetiche con consegna fisica, per 670 milioni di

euro (risultati netti negativi per 1.812 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021).

6.d Proventi/(Oneri) finanziari netti - Euro (1.723) milioni

Gli oneri finanziari netti subiscono un decremento di 168 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio 2021.

Nello specifico, i proventi finanziari dei primi nove mesi del 2022 ammontano a 6.940 milioni di euro, con un incremento di 3.428 milioni rispetto all'analogo periodo dell'anno precedente (3.512 milioni di euro). Tale variazione è prevalentemente riconducibile ai seguenti fenomeni:

all'incremento dei proventi da strumenti derivati per 1.685 milioni di euro, riferito essenzialmente ai derivati designati di cash flow hedge per la copertura del rischio di oscillazione dei tassi di cambio su finanziamenti denominati in valuta estera;
all'aumento delle differenze positive di cambio per 1.285 milioni di euro che risente soprattutto dell'andamento dei tassi di cambio associati all'indebitamento netto in valuta diversa dall'euro. Tale variazione è stata rilevata prevalentemente in Enel Finance International (726 milioni di euro), in Enel Chile (284 milioni di euro), in Enel Américas (271 milioni di euro) e in Enel SpA (43 milioni di euro), ed è stata parzialmente compensata da un decremento di differenze positive su cambio rilevate soprattutto in Enel Green Power México (63 milioni di euro);
all'aumento dei proventi relativi all'adeguamento di pas-

sività oggetto di copertura in relazioni di fair value hedge per 181 milioni di euro.

Gli oneri finanziari dei primi nove mesi del 2022 ammontano invece a 8.924 milioni di euro, con un incremento di 3.448 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021. Tale variazione è riferibile prevalentemente ai seguenti fenomeni:

all'incremento delle differenze negative di cambio per 1.630 milioni di euro, che riguarda prevalentemente: Enel Finance International (1.136 milioni di euro), Enel Global Trading (118 milioni di euro), Enel SpA (99 milioni di euro) ed Enel Chile (268 milioni di euro);
all'incremento degli oneri da strumenti derivati per 1.727 milioni di euro, riferito essenzialmente ai derivati designati di cash flow hedge per la copertura del rischio di oscillazione dei tassi di cambio su finanziamenti denominati in valuta estera.

Infine, in relazione all'applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione di economie iperinflazionate, nelle società argentine sono stati rilevati proventi netti da iperinflazione per 261 milioni di euro nei primi nove mesi del 2022, con un incremento di 188 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (proventi netti pari a 73 milioni di euro).

6.e Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto - Euro 55 milioni

La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nei primi nove mesi del 2022 è positiva per complessivi 55 milioni di euro e registra un decremento pari a 373 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2021.

Tale variazione è da riferire essenzialmente alla riduzione dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a

6.f Imposte - Euro 1.561 milioni

Le imposte relative ai primi nove mesi del 2022 ammontano a 1.561 milioni di euro, con un'incidenza sul risultato ante imposte del 40,5%, a fronte del 33,7% nel corrispondente periodo del 2021. L'incremento rilevato nei primi nove mesi del 2022 rispetto all'analogo periodo del precedente esercizio risente principalmente dei seguenti fenomeni:

Slovak Power Holding (per 390 milioni di euro), che risulta fortemente penalizzata dal forte rialzo dei prezzi dell'energia elettrica sul mercato spot, lievemente compensata dall'incremento dei risultati pro quota delle società messicane del progetto Kino (per 6 milioni di euro) e di Rusenergosbyt (per 14 milioni di euro).

del maggiore impatto fiscale derivante dall'incremento dell'aliquota fiscale rispettivamente dal 25% al 35% in Argentina e dal 30% al 35% in Colombia;
dei maggiori costi sostenuti in Italia per il contributo straordinario contro il caro bollette, previsto dal decreto legge n. 21/2022 (circa 70 milioni di euro);

• dell'impatto fiscale degli adeguamenti di valore registrati nel periodo.

Tali effetti negativi sono stati in parte compensati:

• dalla fiscalità anticipata rilevata sull'operazione di carve

Attività

7.a Attività non correnti - Euro 163.586 milioni

Le attività materiali e immateriali, inclusi gli investimenti immobiliari, ammontano al 30 settembre 2022 a 110.368 milioni di euro e presentano complessivamente un incremento di 7.635 milioni di euro. Tale variazione è riferibile principalmente agli investimenti del periodo (9.309 milioni di euro), alle differenze cambio positive (4.314 milioni di euro) e agli effetti dell'iperinflazione in Argentina (992 milioni di euro al lordo degli impatti sugli ammortamenti). Tali effetti sono in parte mitigati dagli ammortamenti e impairment su tali attività (4.622 milioni di euro) e dalle attività riclassificate tra quelle possedute per la vendita (2.946 milioni di euro).

L'avviamento, pari a 14.219 milioni di euro, presenta un incremento di 398 milioni di euro principalmente attribuibile all'effetto cambio positivo delle società brasiliane, all'acquisizione in data 3 gennaio 2022 da parte di Enel Produzione SpA del 100% di ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro Appennino Centrale Srl), nonché all'acquisizione da parte di Enel Green Power Romania del 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti, Prowind Windfarm Deleni e Prowind Windfarm Viisoara. Tali variazioni sono state parzialmente compensate dalla riclassifica dell'avviamento riferito alle società Celg Distribuição SA - Celg-D ed Enel Transmisión Chile SA nelle attività classificate come possedute per la vendita.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, pari a 902 milioni di euro, si incrementano di 198 milioni di euro rispetto al valore rilevato alla chiusura dell'esercizio precedente. Tale incremento è principalmente riconducibile:

agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate prevalentemente per:
- l'acquisizione della partecipazione in Mooney (per 232 milioni di euro); in particolare, con il perfezionamento di tale operazione da parte di Enel X Srl e Banca 5, entrambe le società hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney realizzando così un controllo congiunto

out del business e-Mobility in Nord America (55 milioni di euro);

• dall'impatto fiscale relativo alla cessione della partecipazione in Ufinet.

sulla stessa. Successivamente, Mooney Group ha perfezionato l'acquisizione da Enel X della totalità delle attività che quest'ultima detiene nel settore dei servizi finanziari, creando così una joint fintech europea;

– la rilevazione della partecipazione nelle società del progetto Matimba (per 108 milioni di euro) precedentemente classificate come possedute per la vendita.

Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco (per 114 milioni di euro) nella voce "Partecipazioni in altre imprese", a seguito della cessione da parte di Enel X International dell'1,1% della quota di partecipazione in Ufinet (ora detenuta al 19,9%), nonché dalla cessione del 50% delle quote di partecipazione detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in Rocky Caney Holding (che a seguito dell'operazione passano dal 20% al 10%);

ai risultati di pertinenza del Gruppo delle società valutate con il metodo del patrimonio netto (per 55 milioni di euro), il cui maggior contributo è riconducibile a Rusenergosbyt e alle società spagnole;
alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalentemente alle società spagnole.

Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati:

dai dividendi distribuiti nel periodo (per 52 milioni di euro), principalmente da Runergosbyt e da alcune società spagnole;
dalla riclassifica della partecipazione nella società spagnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le "Attività classificate come possedute per la vendita".

Infine, relativamente alla partecipazione in Slovak Power Holding, si segnala che al 30 settembre 2022, a seguito dell'andamento negativo del fair value dei derivati di cash flow hedge, il valore della partecipazione è stato completamente azzerato.

Le altre attività non correnti includono:

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Attività per imposte anticipate	13.393	11.034	2.359	21,4%
Crediti e titoli non correnti inclusi nell'indebitamento finanziario netto	3.758	2.692	1.066	39,6%
Altre attività finanziarie non correnti	17.336	5.784	11.552	-
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	265	242	23	9,5%
Altri crediti a lungo termine	3.345(1)	3.556(2)	(211)	-5,9%
Totale	38.097	23.308	14.789	63,5%

(1) La voce include investimenti in attività derivanti da contratti con i clienti per 908 milioni di euro.

(2) La voce include investimenti in attività derivanti da contratti con i clienti per 907 milioni di euro.

L'incremento del periodo è dovuto sostanzialmente:

alle "attività per imposte anticipate" prevalentemente per l'incremento della fiscalità anticipata legata all'andamento del fair value dei derivati di cash flow hedge, all'impatto delle differenze cambio in America Latina e Nord America, parzialmente compensati dai riversamenti delle imposte anticipate sulle differenze di valore delle immobilizzazioni principalmente in Italia, nonché al riversamento di imposte anticipate da parte di Enel Iberia, la capogruppo del consolidato fiscale in Spagna;
alle "altre attività finanziarie non correnti", principalmente per l'aumento del fair value dei contratti derivati per 10.337 milioni di euro, riferito essenzialmente ai derivati designati di cash flow hedge (per 8.196 milioni di euro) e ai derivati al FVTPL (per 2.169 milioni di euro), nonché per l'incremento delle attività finanziarie relative agli ac-

cordi per servizi in concessione in America Latina per 916 milioni di euro.

Tali effetti sono stati in parte compensati dal decremento degli "altri crediti a lungo termine", registrato soprattutto in Brasile principalmente per la riclassifica delle attività relative ad accordi per servizi pubblici in concessione, che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12, nelle voci delle attività immateriali e attività finanziarie non correnti, in relazione al completamento della fase di realizzazione delle attività sull'infrastruttura previste dall'accordo, nonché per l'esito del contenzioso PIS/COFINS, che ha comportato la rilevazione di minori crediti tributari per 238 milioni di euro. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla rilevazione di differenze cambio positive in seguito all'apprezzamento della valuta brasiliana.

7.b Attività correnti - Euro 97.872 milioni

Le rimanenze sono pari a 5.594 milioni di euro e presentano un incremento di 2.485 milioni di euro, registrato principalmente in Italia e in Spagna ed essenzialmente riconducibile ai maggiori stock di combustibili e materiali.

I crediti commerciali, pari a 21.073 milioni di euro, si incrementano di 4.997 milioni di euro principalmente in Spagna e in Italia per l'incremento dei ricavi relativi alla vendita di commodity energetiche e al trasporto di energia elettrica.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Altre attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento finanziario netto	16.099	8.467	7.632	90,1%
Altre attività finanziarie correnti	40.787	22.968	17.819	77,6%
Crediti tributari	2.983	1.694	1.289	76,1%
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	2.488	2.200	288	13,1%
Altri crediti a breve termine	2.364	1.760	604	34,3%
Totale	64.721	37.089	27.632	74,5%

Le altre attività correnti sono dettagliate come segue:

L'incremento del periodo, pari a 27.632 milioni di euro, è dovuto principalmente:

alla variazione positiva delle "altre attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento finanziario netto" attribuibile all'incremento dei crediti finanziari a breve termine (6.478 milioni di euro) connesso essenzialmente ai maggiori cash collateral versati alle controparti per l'operatività su contratti derivati;
all'aumento delle "altre attività finanziarie correnti" riconducibile prevalentemente all'incremento del fair value degli strumenti finanziari derivati per 17.764 milioni di euro, riferito soprattutto ai derivati al FVTPL (per 15.047 milioni di euro) e ai derivati designati di cash flow hedge (per 2.701 milioni di euro);
all'incremento dei "crediti tributari" relativi essenzialmente

ai crediti per acconti versati dalla capogruppo Enel SpA;

ai maggiori "crediti verso operatori istituzionali di mercato", in particolare in Italia verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali vantati principalmente da Servizio Elettrico Nazionale (1.015 milioni di euro) e connessi ai meccanismi di perequazione, e in Spagna vantati principalmente da Endesa SA e riconducibili al Bonus Sociale;
all'aumento degli "altri crediti a breve termine", prevalentemente riconducibile all'aumento dei crediti tributari per l'imposta sul valore aggiunto, all'incremento dei crediti relativi a contratti derivati scaduti nonché ai maggiori risconti attivi riferiti principalmente ai canoni per la derivazione di acqua a uso industriale e a partite connesse al personale.

7.c Attività classificate come possedute per la vendita - Euro 4.887 milioni

La voce in esame include sostanzialmente le attività valutate sulla base del minore tra il costo, inteso come valore netto contabile, e il presumibile valore di realizzo, che in ragione delle decisioni assunte dal management rispondono ai requisiti previsti dall'IFRS 5 per la loro classificazione in tale voce.

In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti accordi relativi alla cessione dell'intera partecipazione da essa detenuta nel capitale sociale di PJSC Enel Russia, a seguito dei quali le attività nette riferite al Gruppo Enel Russia sono state classificate come disponibili per la vendita e il loro valore è stato adeguato di 505 milioni di euro per allinearlo al prezzo di cessione. La posizione finanziaria netta del Gruppo Enel Russia in dismissione al 30 settembre 2022 ammonta a 471 milioni di euro e la riserva di conversione dei cambi accumulata al 30 settembre 2022 ammonta a 1.019 milioni di euro.

In data 12 ottobre 2022, conseguentemente all'avveramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due distinti accordi, inclusa l'approvazione dell'operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022, si è perfezionata la cessione dell'intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia al corrispettivo già pattuito di 137 milioni di euro.

Per ulteriori informazioni si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

In data 23 settembre 2022 Enel Brasil SA, controllata tramite la società cilena Enel Américas SA, ha firmato con Equatorial Participações e Investimentos SA, società controllata da Equatorial Energia SA, un accordo di compravendita per la cessione dell'intera partecipazione detenuta nella società brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg Distribuição SA - Celg-D, pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest'ultima.

A tale proposito, il valore delle attività nette riferite a Celg-D è stato adeguato al previsto prezzo di cessione con la rilevazione di una svalutazione pari a 824 milioni di euro.

Il saldo al 30 settembre 2022 delle attività classificate come possedute per la vendita accoglie, inoltre, le società destinate alla vendita in Cile (Enel Transmisión Chile SA), in Colombia (Usme ZE SAS e Fontibon ZE SAS), in Spagna (Tecnatom SA) e in Zambia (Ngonye Power Company Limited).

Nel corso del terzo trimestre 2022 è stata ceduta la società CGT Fortaleza in Brasile precedentemente classificata come disponibile per la vendita.

Patrimonio netto e passività

7.d Patrimonio netto del Gruppo - Euro 30.346 milioni

L'incremento dei primi nove mesi del 2022 del patrimonio netto di Gruppo, pari a 693 milioni di euro, è riferibile principalmente all'utile di competenza del periodo (1.759 milioni di euro) e al rafforzamento delle valute estere nei confronti dell'euro che ha comportato una variazione positiva della riserva di conversione di 2.492 milioni di euro, al netto di dividendi assegnati nei primi nove mesi del 2022 per 2.010 milioni di euro e degli impatti negativi delle riserve di OCI (1.552 milioni di euro), in particolare quelle riferite alle riserve di cash flow hedge.

7.e Passività non correnti - Euro 116.179 milioni

La voce finanziamenti a lungo termine, pari a 68.693 milioni di euro (54.500 milioni di euro al 31 dicembre 2021), è costituita da prestiti obbligazionari per complessivi 47.130 milioni di euro (39.099 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e da finanziamenti bancari e verso altri finanziatori per 21.563 milioni di euro (15.401 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Tale voce regista una variazione positiva di 14.193 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 sostanzialmente dovuta:

all'incremento dei prestiti obbligazionari per 8.031 milioni di euro, principalmente connesso alle nuove operazioni effettuate nel periodo, riferite soprattutto alle emissioni di "Sustainability-Linked Bond" multitranche da parte di Enel Finance International, nonché allo sfavorevole andamento dei cambi (per 2.515 milioni di euro); tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla riclassifica della quota a breve termine (per 2.666 milioni di euro);
all'aumento dei finanziamenti bancari per 6.131 milioni di euro dovuto prevalentemente all'emissione di nuovi debiti e all'utilizzo delle linee di credito revolving e non-revolving in Enel SpA e nel Gruppo Endesa.

I fondi diversi e passività per imposte differite sono pari a 20.223 milioni di euro al 30 settembre 2022 (19.180 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e includono:

TFR e altri benefíci ai dipendenti per 2.415 milioni di euro, in diminuzione di 309 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021. Tale variazione è connessa prevalentemente all'aggiornamento delle ipotesi attuariali, effettuato dal Gruppo al 30 giugno 2022 per i piani delle società italiane, spagnole e latinoamericane, in considerazione delle significative oscillazioni delle variabili macroeconomiche e in special modo dei tassi di interesse e degli indici dei prezzi al consumo;
fondo rischi e oneri pari a 9.240 milioni di euro (2.609 milioni di euro relativi al breve termine). Tale voce comprende, tra gli altri, il fondo contenzioso legale per 738 milioni di euro (834 milioni di euro al 31 dicembre 2021), il fondo per decommissioning nucleare per 597 milioni di euro (666 milioni di euro al 31 dicembre 2021), il fondo per smantellamento e ripristino impianti per 3.080 milioni

di euro (3.269 milioni di euro al 31 dicembre 2021), il fondo oneri su imposte e tasse per 326 milioni di euro (295 milioni di euro al 31 dicembre 2021), il fondo per certificati ambientali per 1.746 milioni di euro (32 milioni al 31 dicembre 2021), il fondo oneri per incentivo all'esodo e altri piani di ristrutturazione per 476 milioni di euro (728 milioni di euro al 31 dicembre 2021), registrato principalmente in Italia e Spagna, che fa riferimento alla stima degli oneri connessi alle offerte per risoluzioni consensuali anticipate del rapporto di lavoro derivanti da esigenze organizzative, e il fondo per programmi di ristrutturazione legati alla transizione energetica per 1.127 milioni di euro (1.331 milioni di euro al 31 dicembre 2021), che include la stima dei costi che il Gruppo sosterrà, a seguito dell'accelerazione della transizione energetica, per tutte le attività, dirette e indirette, legate alla revisione dei processi e dei modelli operativi oltreché dei ruoli e delle competenze dei dipendenti.

La principale movimentazione dei fondi rischi e oneri nei primi nove mesi del 2022 è riconducibile soprattutto agli accantonamenti del periodo per la compliance ambientale principalmente in Italia e Spagna per il maggior ricorso alla generazione termoelettrica.

Gli utilizzi del periodo sono registrati soprattutto in Italia e Spagna sui fondi oneri per incentivo all'esodo e altri piani di ristrutturazione e sui fondi programmi di ristrutturazione legati alla transizione energetica;

• passività per imposte differite per 11.177 milioni di euro (9.259 milioni di euro al 31 dicembre 2021), con un incremento di 1.918 milioni di euro dovuto principalmente all'andamento del fair value dei derivati di cash flow hedge e all'impatto delle differenze cambio in America Latina.

Le altre passività non correnti sono pari a 27.263 milioni di euro (14.198 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e si incrementano di 13.065 milioni di euro sostanzialmente per:

• l'incremento delle altre passività finanziarie per 12.739 milioni di euro, che si riferisce essenzialmente al fair value degli strumenti finanziari derivati designati di cash flow hedge (per 9.542 milioni di euro) e al fair value degli strumenti finanziari derivati al FVTPL (per 2.969 milioni di euro);

• l'incremento delle altre passività per 326 milioni di euro, che accoglie principalmente i debiti per tax partnership e

7.f Passività correnti - Euro 104.900 milioni

I finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine si incrementano di 9.915 milioni di euro. Tale variazione è connessa:

all'aumento dei finanziamenti a breve termine per 9.665 milioni di euro, riferito prevalentemente:
- all'incremento di commercial paper (per 3.562 milioni di euro);
- all'aumento dei finanziamenti bancari a breve termine (per 2.563 milioni di euro);
- all'incremento di cash collateral e altri finanziamenti

Le altre passività correnti sono di seguito dettagliate:

la rilevazione delle passività relative all'esito del contenzioso PIS/COFINS in Brasile, commentate nelle "Altre attività non correnti". Tale passività inoltre risente dell'andamento dell'euro rispetto al real brasiliano e al dollaro statunitense.

all'aumento delle linee di credito bancarie revolving e non-revolving (per 1.506 milioni di euro);
all'aumento delle quote correnti di finanziamenti a lungo termine per 250 milioni di euro, dovuto essenzialmente all'incremento delle quote correnti dei prestiti obbligazionari (per 316 milioni di euro), parzialmente compensato dal decremento delle quote correnti dei prestiti bancari (per 47 milioni di euro) e dei prestiti verso altri finanziatori (per 19 milioni di euro).

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Debiti diversi verso clienti	1.952	1.950	2	0,1%
Debiti verso operatori istituzionali di mercato	2.575	2.961	(386)	-13,0%
Passività finanziarie correnti	42.286	25.232	17.054	67,6%
Debiti verso il personale e verso istituti di previdenza	623	675	(52)	-7,7%
Debiti tributari	3.617	1.986	1.631	82,1%
Altri	8.068	8.658	(590)	-6,8%
Totale	59.121	41.462	17.659	42,6%

La variazione del periodo è essenzialmente dovuta:

all'incremento delle "passività finanziarie correnti", riconducibile principalmente ai derivati al FVTPL (per 13.976 milioni di euro) e ai derivati designati di cash flow hedge (per 2.918 milioni di euro);
all'incremento dei "debiti tributari", riferito principalmente all'Italia e attribuibile ai debiti relativi all'imposta sul valore aggiunto nonché alla stima delle imposte sul

reddito del periodo, tenuto conto delle modalità di liquidazione periodica;

• alla riduzione della voce "Altri", riconducibile principalmente al pagamento dei dividendi avvenuto nel corso dei primi nove mesi del 2022, parzialmente compensata dall'incremento delle quote correnti dei fondi per certificati ambientali registrato in Italia e Spagna.

7.g Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita - Euro 2.541 milioni

Il saldo al 30 settembre 2022 accoglie le passività relative alle società destinate alla vendita in Russia (PJSC Enel Russia), in Brasile (Celg-D), in Cile (Enel Transmisión Chile SA), in Colombia (Usme ZE SAS e Fontibon ZE SAS) e in Zambia (Ngonye Power Company Limited).

8. Posizione finanziaria netta

Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 30 settembre 2022 e al 31 dicembre 2021, in linea con l'Orientamento n. 39 emanato il 4 marzo 2021 dall'ESMA, applicabile dal 5 maggio 2021, e con il Richiamo di Attenzione n. 5/2021 emesso dalla CONSOB il 29 aprile 2021, riconciliata con l'indebitamento finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo Enel.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazioni
Liquidità
Denaro e valori in cassa	27	8	19	-
Depositi bancari e postali	5.690	8.118	(2.428)	-29,9%
Disponibilità liquide	5.717	8.126	(2.409)	-29,6%
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	767	732	35	4,8%
Titoli	85	88	(3)	-3,4%
Crediti finanziari a breve termine	13.319	6.841	6.478	94,7%
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine	2.695	1.538	1.157	75,2%
Altre attività finanziarie correnti	16.099	8.467	7.632	90,1%
Liquidità	22.583	17.325	5.258	30,3%
Indebitamento finanziario corrente
Debiti verso banche	(5.332)	(1.329)	(4.003)	-
Commercial paper	(14.270)	(10.708)	(3.562)	-33,3%
Altri debiti finanziari correnti(1)	(3.372)	(1.281)	(2.091)	-
Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito)	(22.974)	(13.318)	(9.656)	-72,5%
Quota corrente di finanziamenti bancari	(942)	(989)	47	4,8%
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse	(3.016)	(2.700)	(316)	-11,7%
Quota corrente debiti verso altri finanziatori	(323)	(342)	19	5,6%
Quota corrente del debito finanziario non corrente	(4.281)	(4.031)	(250)	-6,2%
Indebitamento finanziario corrente	(27.255)	(17.349)	(9.906)	-57,1%
Indebitamento finanziario corrente netto	(4.672)	(24)	(4.648)	-
Indebitamento finanziario non corrente
Debiti verso banche e istituti finanziatori	(18.710)	(12.579)	(6.131)	-48,7%
Debiti verso altri finanziatori(2)	(2.982)	(2.942)	(40)	-1,4%
Debito finanziario non corrente (esclusi la parte corrente e gli strumenti di debito)	(21.692)	(15.521)	(6.171)	-39,8%
Obbligazioni	(47.130)	(39.099)	(8.031)	-20,5%
Debiti commerciali e altri debiti non correnti non remunerati che presentano una significativa componente di finanziamento	-	-	-	-
Indebitamento finanziario non corrente	(68.822)	(54.620)	(14.202)	-26,0%
Attività finanziarie inerenti alle "Attività classificate come possedute per la vendita"	271	85	186	-
Passività finanziarie inerenti alle "Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita"	(684)	(784)	100	12,8%
Totale indebitamento finanziario come da Comunicazione CONSOB	(73.907)	(55.343)	(18.564)	-33,5%
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine	3.758	2.692	1.066	39,6%
( - ) Attività finanziarie inerenti alle "Attività classificate come possedute per la vendita"	(271)	(85)	(186)	-
( - ) Passività finanziarie inerenti alle "Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita"	684	784	(100)	-12,8%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(69.736)	(51.952)	(17.784)	-34,2%

(1) La voce include i debiti finanziari correnti verso il sistema elettrico spagnolo per il finanziamento del deficit di sistema delle attività regolate pari a 3 milioni di euro al 30 settembre 2022 (12 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Tali passività sono ricomprese nella voce "Altre passività correnti" dello Stato patrimoniale consolidato.

(2) Include i debiti finanziari non correnti verso il sistema elettrico spagnolo per il finanziamento del deficit di sistema delle attività regolate pari a 129 milioni di euro al 30 settembre 2022 (120 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Tali passività sono ricomprese nella voce "Altre passività non correnti" dello Stato patrimoniale consolidato.

Si precisa che il presente prospetto della posizione finanziaria netta non include le attività e passività finanziarie relative a derivati in quanto i contratti derivati non designati in hedge accounting sono in ogni caso stipulati dal Gruppo, essenzialmente, con finalità di copertura gestionale. In particolare, al 30 settembre 2022 il Gruppo ha rilevato: "Derivati finanziari attivi non correnti" per 13.109 milioni di euro (2.772 milioni di euro al 31 dicembre 2021), "Derivati finanziari attivi correnti" per 40.554 milioni di euro (22.791 milioni di euro al 31 dicembre 2021), "Derivati finanziari passivi non correnti" per 16.047 milioni di euro (3.339 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e "Derivati finanziari passivi correnti" per 41.501 milioni di euro (24.607 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

Altre informazioni

9. Informativa sulle parti correlate

In quanto operatore nel campo della produzione, della distribuzione, del trasporto e della vendita di energia elettrica, nonché della vendita di gas naturale, Enel effettua transazioni con un certo numero di società controllate direttamente o indirettamente dallo Stato italiano, azionista di riferimento del Gruppo.

La tabella sottostante riepiloga le principali transazioni intrattenute con tali controparti.

Parte correlata	Rapporto	Natura delle principali transazioni
Acquirente Unico	Interamente controllata indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Acquisto di energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica sul Mercato 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 - Gestore dei Servizi Energetici	Interamente controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica incentivata Versamento della componente A3 per incentivazione fonti rinnovabili
GME - Gestore dei Mercati Energetici	Interamente controllata indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica in Borsa (GME) Acquisto di energia elettrica in Borsa per pompaggi e programmazione impianti (GME)
Gruppo Leonardo	Controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Acquisto di servizi informatici e fornitura di beni

Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e FON-DENEL e con Enel Cuore, società Onlus di Enel operante nell'ambito dell'assistenza sociale e socio-sanitaria, rapporti istituzionali e di finalità sociale.

Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determinate dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.

Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti sopra descritti nonché dei rapporti economici e patrimoniali con parti correlate, società collegate e a controllo congiunto rispettivamente in essere nei primi nove mesi del 2022 e del 2021, e al 30 settembre 2022 e al 31 dicembre 2021.

Milioni di euro

	Acquirente Unico	GME	GSE	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Altre	Totale primi nove mesi 2022	Società collegate e a controllo congiunto	Totale generale primi nove mesi 2022	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti economici
Totale ricavi	-	5.645	78	3.295	155	9.173	185	9.358	108.177	8,7%
Proventi finanziari	-	-	-	-	-	-	148	148	8.474	1,7%
Energia elettrica, gas e combustibile	6.061	13.528	-	3.224	2	22.815	301	23.116	77.682	29,8%
Servizi e altri materiali	-	154	2	2.517	27	2.700	165	2.865	15.270	18,8%
Altri costi operativi	7	106	-	21	-	134	1	135	3.561	3,8%
Risultati netti da contratti su commodity	-	-	-	36	-	36	1	37	2.103	1,8%
Oneri finanziari	-	-	4	5	-	9	21	30	10.197	0,3%

Milioni di euro

	Acquirente Unico	GME	GSE	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Altre	Totale al 30.09.2022	Società collegate e a controllo congiunto	Totale generale al 30.09.2022	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti patrimoniali
Altre attività non correnti	-	-	-	93	-	93	1.473	1.566	38.097	4,1%
Crediti commerciali	-	437	8	975	52	1.472	203	1.675	21.073	7,9%
Altre attività correnti	-	5	53	73	3	134	284	418	64.721	0,6%
Finanziamenti a lungo termine	-	-	-	491	-	491	332	823	68.693	1,2%
Altre passività non correnti	-	-	-	229	8	237	10	247	27.263	0,9%
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	-	-	-	89	-	89	25	114	27.252	0,4%
Debiti commerciali	2.666	654	5	1.498	6	4.829	106	4.935	18.527	26,6%
Altre passività correnti	-	-	1	80	29	110	4	114	59.121	0,2%
Altre informazioni
Garanzie rilasciate	-	20	-	11	55	86	-	86
Garanzie ricevute	-	-	-	135	36	171	-	171
Impegni	-	-	-	415	-	415	-	415

Milioni di euro

	Acquirente Unico	GME	GSE	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Altre	Totale primi nove mesi 2021	Società collegate e a controllo congiunto(1)	Totale generale primi nove mesi 2021	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti economici
Totale ricavi	-	1.511	207	2.062	158	3.938	286	4.224	58.794(2)	7,2%
Proventi finanziari	-	-	-	-	1	1	70	71	4.069(2)	1,7%
Energia elettrica, gas e combustibile	2.273	3.149	-	1.818	-	7.240	166	7.406	30.395	24,4%
Servizi e altri materiali	-	38	1	2.089	32	2.160	115	2.275	13.790	16,5%
Altri costi operativi	4	165	-	8	1	178	-	178	2.017	8,8%
Risultati netti da contratti su commodity	-	-	-	2	-	2	7	9	996	0,9%
Oneri finanziari	-	-	-	7	2	9	17	26	5.960	0,4%

(1) Il dato include Open Fiber SpA.

(2) Ai soli fini comparativi si è proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 139 milioni di euro nei primi nove mesi del 2021, della componente rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attività finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attività di distribuzione in Brasile rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 2 del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 30 settembre 2022.

Milioni di euro
	Acquirente Unico	GME	GSE	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Altre	Totale al 31.12.2021	Società collegate e a controllo congiunto	Totale generale al 31.12.2021	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti patrimoniali
Altre attività non correnti	-	-	-	119	-	119	1.134	1.253	23.308	5,4%
Crediti commerciali	-	469	9	659	36	1.173	148	1.321	16.076	8,2%
Altre attività correnti	-	-	76	21	3	100	212	312	37.089	0,8%
Finanziamenti a lungo termine	-	-	-	536	-	536	344	880	54.500	1,6%
Altre passività non correnti	-	-	-	187	7	194	1	195	14.198	1,4%
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	-	-	-	89	-	89	26	115	17.337	0,7%
Debiti commerciali	1.903	641	1	1.466	12	4.023	59	4.082	16.959	24,1%
Altre passività correnti	-	-	-	50	38	88	4	92	41.462	0,2%
Altre informazioni
Garanzie rilasciate	-	40	-	11	59	110	-	110
Garanzie ricevute	-	-	-	138	36	174	-	174
Impegni	-	-	-	401	-	401	-	401

Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che disciplina l'approvazione e l'esecuzione delle operazioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale procedura (reperibile all'indirizzo https://www.enel.com/ it/investitori/governance/statuto-regolamenti-politiche sia nella versione vigente sino al 30 giugno 2021 sia nella versione da ultimo modificata dal Consiglio di Amministrazione nel medesimo mese di giugno 2021 e con efficacia dal 1° luglio 2021) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata in attuazione di quanto disposto dall'art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB. Si segnala che nel corso dei primi nove mesi del 2022 non sono state realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse necessario procedere all'inserimento in bilancio dell'informativa richiesta dal Regolamento adottato in materia con delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, e successive modifiche e integrazioni.

10. Impegni contrattuali e garanzie

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo e le garanzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.

Milioni di euro
	al 30.09.2022	al 31.12.2021	Variazione
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi	4.893	4.937	(44)
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica	87.272	71.244	16.028
- acquisti di combustibili	88.761	58.042	30.719
- forniture varie	3.148	1.631	1.517
- appalti	5.469	4.668	801
- altre tipologie	11.203	6.187	5.016
Totale	195.853	141.772	54.081
TOTALE	200.746	146.709	54.037

Gli impegni per energia elettrica ammontano al 30 settembre 2022 a 87.272 milioni di euro, di cui 22.638 milioni di euro relativi al periodo 1° ottobre 2022-2026, 22.008 milioni di euro relativi al periodo 2027-2031, 17.244 milioni di euro al periodo 2032-2036 e i rimanenti 25.382 milioni di euro con scadenza successiva. Gli impegni per acquisti di combustibili, determinati in funzione dei parametri e dei cambi in essere alla fine del periodo (trattandosi di forniture a prezzi variabili, per lo più espressi in valuta estera), ammontano al 30 settembre 2022 a 88.761 milioni di euro, di cui 13.400 milioni di euro relativi al periodo 1° ottobre 2022-2026, 54.780 milioni di euro relativi al periodo 2027- 2031, 11.615 milioni di euro al periodo 2032-2036 e i rimanenti 8.966 milioni di euro con scadenza successiva. Le "altre tipologie" includono principalmente gli impegni per la compliance ambientale e per i maggiori volumi previsti dal nuovo piano di investimenti.

11. Attività e passività potenziali

Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021, cui si rinvia per maggiori dettagli, di seguito sono riportate le principali variazioni nelle attività e passività potenziali.

Centrale termoelettrica di Brindisi Sud - "Ceneri" - Italia

Con riferimento al procedimento penale avviato dalla Procura presso il Tribunale di Lecce nel 2017, afferente ai processi di riutilizzo delle ceneri cosiddette "leggere" da parte della centrale termoelettrica di Brindisi Sud e pendente nei confronti sia di indagati persone fisiche sia di Enel Produzione SpA ai sensi del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231, alla prima udienza dibattimentale del 10 marzo 2022 le parti hanno discusso le questioni preliminari sulle quali il Giudice si è riservato, rinviando l'udienza al 26 maggio 2022 per lo scioglimento della riserva. A tale udienza il Giudice, in accoglimento dell'eccezione sollevata dalle difese in merito alla nullità dell'udienza preliminare del 22 ottobre 2021, svoltasi senza la necessaria presenza delle parti, ha

dichiarato la nullità dell'udienza preliminare nonché del decreto che ha disposto il rinvio a giudizio, rimettendo gli atti al Tribunale di Lecce, dinanzi al quale si è svolta la nuova udienza preliminare il 23 settembre 2022, nella quale è stato autorizzato il rito abbreviato su richiesta delle difese. Nel corso della successiva udienza del 7 ottobre 2022 è stato pronunciato il dispositivo della sentenza che ha assolto tutti gli imputati dai reati loro contestati con formula piena "perché il fatto non sussiste", nonché Enel Produzione SpA, dichiarando non sussistente l'illecito amministrativo contestato ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001 in mancanza dei reati presupposto, in conformità con le conclusioni formulate dal Pubblico Ministero e dalle difese.

Centrale termoelettrica di Brindisi Sud - Procedimenti penali a carico di dipendenti Enel - Italia

Con riguardo al giudizio di rinvio disposto dalla sentenza della Corte di Cassazione del 1° ottobre 2020, in merito al procedimento penale che ha coinvolto Enel Produzione, citata in qualità di responsabile civile, e alcuni dipendenti della società per i reati di danneggiamento e getto pericoloso di cose in riferimento a presunte contaminazioni di polveri di carbone su terreni adiacenti l'area della centrale termoelettrica di Brindisi Sud, con decreto del 15 giugno 2021 è stata ordinata la citazione a giudizio degli imputati

Procedimento antitrust Enel, Enel Energia e Servizio Elettrico Nazionale - Italia

In relazione al procedimento, pendente dinanzi al Consiglio di Stato, con cui Enel SpA (Enel), Enel Energia SpA (EE) e Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) hanno impugnato il provvedimento del 20 dicembre 2018, con cui l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha disposto l'irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di 93.084.790,50 euro (successivamente rideterminata dall'AGCM in 27.529.786,46 euro, a seguito della sentenza di primo grado emessa dal TAR Lazio), con decisione del 12 avanti la Sezione Promiscua Penale della Corte d'Appello di Lecce per l'udienza del 14 luglio 2021 (successivamente rinviata all'8 settembre 2021, data in cui si è tenuta la discussione da parte del Procuratore Generale e delle parti civili costituite), la quale, all'udienza del 10 novembre 2021, ha pronunciato sentenza di assoluzione nei confronti degli imputati, con formula piena "per non aver commesso il fatto" e ha conseguentemente revocato le statuizioni civili. La decisione è passata in giudicato.

maggio 2022 si è chiuso il procedimento con cui era stato disposto il rinvio pregiudiziale dinanzi alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea (CGUE) ai sensi dell'art. 267 TFUE, formulando alcuni quesiti volti a chiarire l'interpretazione del concetto di "abuso di posizione dominante" da applicarsi al caso di specie. L'udienza pubblica dinanzi al Consiglio di Stato per la discussione e la decisione del merito del ricorso è stata pertanto fissata per il 17 novembre 2022.

Concessioni idroelettriche - Italia

La disciplina nazionale delle concessioni idroelettriche di grande derivazione è stata da ultimo modificata dal cosiddetto "D.L. Semplificazioni" (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12), che ha introdotto una serie di novità in tema di affidamento di tali concessioni alla loro scadenza e in tema di valorizzazione dei beni e opere a esse collegate da trasferire al nuovo concessionario. Tale normativa ha anche introdotto alcune modifiche in materia di canoni concessori, prevedendo una quota fissa e una quota variabile del canone, nonché l'obbligo di fornire energia gratuita a favore di enti pubblici (220 kWh di energia per ogni kW di potenza nominale media di concessione). In attuazione di tale legge statale e sulla base di una specifica delega, diverse regioni (Lombardia, Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Provincia di Trento, Calabria e Basilicata) hanno emanato leggi regionali.

Sia la normativa statale sia quella regionale di attuazione, ad avviso di Enel Green Power Italia ed Enel Produzione, violano princípi comunitari e princípi costituzionali quali per esempio il diritto di proprietà, il principio di certezza del diritto, il principio di proporzionalità e del legittimo affidamento, la libertà di impresa. In particolare, le norme non prevedono espressamente il trasferimento del ramo d'azienda dal concessionario uscente a quello subentrante e prevedono criteri inadeguati per la valorizzazione delle opere da trasferire che rischiano di concretizzarsi in un meccanismo sostanzialmente espropriativo, in violazione di princípi costituzionali.

La previsione del pagamento del nuovo canone binomio e dell'obbligo di fornire energia gratuita a carico anche dei titolari di concessioni in corso di validità e non ancora scadute comporta, infine, l'introduzione nei rapporti concessori di un elemento imprevisto e irragionevole di significativo squilibrio economico e ciò in evidente violazione del principio di ragionevolezza e di proporzionalità del canone che la giurisprudenza costituzionale richiede di rispettare nel caso siano introdotte, nell'ambito di rapporti di durata, modifiche peggiorative.

Enel Green Power Italia ed Enel Produzione hanno impugnato i primi atti attuativi delle singole leggi regionali e i successivi avvisi di pagamento del canone binomio e della monetizzazione della fornitura di energia gratuita avanti al TAR e al Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche (di Lombardia, Piemonte ed Emilia-Romagna), chiedendone l'annullamento e sollevando la questione di illegittimità costituzionale sia della legge statale sia delle leggi regionali. Alcuni dei tribunali aditi (TAR Piemonte e TAR Lombardia) hanno reso sentenze, confermate dal Consiglio di Stato, declinando la propria giurisdizione in favore del Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche, dinanzi al quale i giudizi sono stati riassunti.

Il Governo ha impugnato avanti la Corte Costituzionale alcune delle leggi regionali attuative emanate denunciando la violazione di diversi princípi costituzionali. Enel Green Power Italia è intervenuta ad adiuvandum nei giudizi di legittimità costituzionale promossi dal Governo contro la Provincia di Trento e le Regioni Lombardia, Piemonte e Basilicata. Anche le associazioni di categoria (Utilitalia ed Elettricità Futura) hanno presentato memorie nell'ambito dei giudizi avviati avanti la Corte Costituzionale dal Governo; inoltre, altri operatori del settore hanno proposto azioni giudiziarie avverso gli atti attuativi delle singole leggi regionali chiedendone l'annullamento.

In merito al giudizio di legittimità promosso innanzi alla Corte Costituzionale contro la legge regionale della Lombardia, il Consiglio dei Ministri ha deliberato di rinunciare all'impugnativa totale della legge regionale Lombardia n. 5/2020, "in quanto la Regione Lombardia, con successiva legge regionale, ha apportato modifiche alle disposizioni oggetto di impugnativa che consentono di ritenere superate le censure di illegittimità rilevate". Tali modifiche non hanno comunque riguardato i profili di costituzionalità denunciati da Enel nel ricorso ad adiuvandum. È ragionevole ritenere che, a seguito della formale accettazione da parte della Regione della rinuncia al contenzioso da parte del Governo, la Corte Costituzionale dichiari estinto il giudizio, con la conseguente decadenza anche dell'intervento di Enel.

Contenzioso BEG

Italia

Con riferimento al procedimento avviato da Enel SpA (Enel) ed Enelpower SpA (Enelpower) dinanzi al Tribunale di Roma, teso a ottenere l'accertamento della responsabilità di BEG SpA (BEG) per avere aggirato la pronuncia del lodo reso in Italia in favore di Enelpower mediante le iniziative assunte dalla propria controllata Albania BEG Ambient Shpk (ABA) in diverse giurisdizioni, chiedendo la condanna di BEG a risarcire il danno in misura pari alla somma che Enel ed Enelpower dovessero essere tenute a corrispondere ad ABA in caso di esecuzione della sentenza albanese, l'appello proposto dalle società Enel contro la decisione di primo grado è stato rigettato con sentenza della Corte d'Appello di Roma del 7 marzo 2022 depositata in data 21 marzo 2022. Enel ed Enelpower stanno valutando le azioni da intraprendere in relazione a tale pronuncia.

Con riferimento all'azione avviata alla fine del 2021 dinanzi al Tribunale di Milano da parte di BEG nei confronti dello Stato italiano e, tra gli altri convenuti, anche di Enel ed Enelpower, con ordinanza del 14 giugno 2022, comunicata in pari data, resa a scioglimento della riserva assunta all'esito dell'udienza di prima comparizione delle parti, tenutasi il 24 maggio 2022, il Tribunale di Milano ha dichiarato la propria incompetenza a conoscere della controversia, in favore del Tribunale di Roma, condannando BEG al pagamento delle spese processuali in favore dei convenuti.

Incentivi ambientali - Spagna

In merito al procedimento investigativo avviato – conseguentemente alla Decisione della Commissione Europea del 27 novembre 2017 sul tema degli incentivi ambientali per le centrali termoelettriche – dalla Direzione Generale della Concorrenza della Commissione dell'Unione Europea ai sensi dell'art. 108, comma 2 del Trattato sul Funzionamento dell'Unione Europea (TFUE), al fine di stabilire se l'incentivo all'investimento ambientale per le centrali a carbone previsto nell'Ordinanza ITC/3860/2007 costituisca un

Arbitrato GNL Endesa Generación SA

Nel corso di un arbitrato per la revisione del prezzo di un contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale liquefatto (GNL) avviato da Endesa Generación SA, il convenuto, una società produttrice di GNL, ha presentato domanda riconvenzionale chiedendo il pagamento di circa 1 miliardo di dollari statunitensi (circa 1,02 miliardi di euro). L'importo

Francia

Con riferimento al giudizio avviato da ABA per ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in Francia, Enel ed Enelpower stanno predisponendo le proprie difese per la costituzione in giudizio nel procedimento avviato a giugno 2021 da ABA dinanzi alla Cour de Cassation per l'impugnazione della sentenza di rigetto emessa dalla Corte d'Appello di Parigi. Il termine per le società per compiere questa attività, a seguito del rigetto della requête en radiation presentata dalle società, è posticipato al 30 dicembre 2022. In relazione al giudizio avviato dalle società Enel volto a ottenere la liberazione dei sequestri conservativi ottenuti da ABA e venuti meno in conseguenza della sentenza di appello, con ordinanza del 16 giugno 2022 il Tribunale di Parigi ha ordinato il rilascio dei sequestri conservativi, ordinando altresì ad ABA il pagamento in favore di Enel della somma di 139.400,85 euro per danni e di 7.000,00 euro per spese legali. In data 3 agosto 2022 ABA ha impugnato l'ordinanza del 16 giugno 2022. Enel ed Enelpower stanno predisponendo tutte le azioni legali volte a contestare questa impugnazione.

aiuto di Stato compatibile con il mercato interno, Naturgy ed EDP España hanno impugnato dinanzi alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea (CGUE) la decisione del Tribunale di rigetto del ricorso presentato da Naturgy. Endesa Generación ha chiesto di intervenire e con ordinanza del 1° giugno 2022 la CGUE ha dichiarato questa richiesta ammissibile. Endesa Generación ha quindi depositato gli atti di intervento nei giudizi avviati da Naturgy ed EDP España, rispettivamente, l'8 e il 13 luglio 2022.

della domanda potrebbe essere rivisto dall'attore in funzione dell'evoluzione del mercato nei prossimi mesi e fino alla conclusione dell'arbitrato, prevista per il secondo trimestre 2023. La società ritiene che tale domanda riconvenzionale sia infondata e intempestiva e i consulenti legali esterni ritengono che la probabilità che venga accolta sia remota.

Contenziosi Furnas - Tractebel - Brasile

Con riferimento alla domanda giudiziale presentato dalla società Tractebel nei confronti di CIEN (oggi Enel CIEN) in relazione all'asserito inadempimento di quest'ultima al contratto per la messa a disposizione e fornitura di energia elettrica proveniente dall'Argentina attraverso la linea di interconnessione Argentina-Brasile in favore di Tractebel, la fase istruttoria si è conclusa e si è in attesa della decisione. Il valore stimato del contenzioso è di circa 118 milioni di real brasiliani (circa 28 milioni di euro), oltre interessi, rivalutazione e danni da quantificare.

Contenziosi Cibran - Brasile

In merito alla seconda domanda presentata dalla società Companhia Brasileira de Antibióticos (Cibran) nei confronti della società del Gruppo Enel Ampla Energia e Serviços SA (oggi Enel Distribuição Rio de Janeiro) per ottenere il risarcimento di presunti danni subiti come conseguenza delle interruzioni nel servizio energetico fornito dalla società di distribuzione brasiliana con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, oltre a richieste di indennizzo per danni morali, il

Contenziosi AGM - Funac - Brasile

In relazione all'azione giudiziale avviata da alcuni comuni dello Stato di Goiás per ottenere la restituzione di quote dell'ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, imposta sulla circolazione di beni e servizi) ricevute da Celg-D (oggi Enel Distribuição Goiás) – che secondo le amministrazioni avrebbero dovuto essere cedute alle stesse – in forza di un accordo stipulato dalla società con l'Associazione dei comuni di Goiás (AGM), lo Stato di Goiás e la Banca di Goiás e successivamente dichiarato nullo dal Tribunale Supremo Federale, si evidenziano, tra le altre: (i) l'azione del Municipio de Aparecida de Goiânia pendente in primo grado e attualmente in fase istruttoria, per un importo di circa 784 milioni di real brasiliani (circa 143 milioni di euro); (ii) l'azione del Municipio de Quirinópolis, anch'essa pendente in primo grado e in fase istruttoria per un importo di circa 419 milioni di real brasiliani (circa 77 milioni di euro); (iii) l'azione del Municipio de Anápolis, rimessa dinanzi al giudice di primo grado a seguito del fallimento di un tentativo di conciliazione tra le parti e pendente in fase istruttoria, per un importo di circa 397 milioni di real brasiliani (circa 73 milioni di euro). Il valore totale dei contenziosi è pari a circa 3,97 miliardi di real brasiliani (circa 717 milioni di euro). La passività potenziale derivante dal presente contenzioso è coperta dal fondo cosiddetto "Funac", costituito nell'ambito del processo di privatizzazione di Celg-D, oggetto di alcuni contenziosi relativi alle misure legislative che hanno impattato, tra l'altro, il suo ambito di applicazione.

In particolare, in data 5 febbraio 2019 è stata promulgata la legge n. 20416 con la quale lo Stato di Goiás ha ridotto dal 27 gennaio 2015 al 24 aprile 2012 il periodo di operatività sia del fondo Funac (istituito in forza della legge n. 17555 del 20 gennaio 2012), sia del sistema di beneficio fiscale (istituito

ricorso (agravo interno) presentato da Cibran al Superior Tribunal de Justiça è stato rigettato il 24 marzo 2022. Il 19 aprile 2022 Cibran ha presentato un nuovo ricorso (recurso extraordinario), che è stato rigettato con decisione del 13 maggio 2022 avverso la quale Cibran ha presentato ricorso e il procedimento è attualmente pendente.

L'importo di tutte le controversie è stimato in circa 681 milioni di real brasiliani (circa 125 milioni di euro).

in forza della legge n. 19473 del 3 novembre 2016) che permette a Enel Distribuição Goiás di ottenere il rimborso del pagamento di alcune somme tramite una compensazione fiscale con il pagamento dell'ICMS.

Il 25 febbraio 2019 Enel Distribuição Goiás ha impugnato la legge n. 20416 dinanzi al Tribunale dello Stato di Goiás attraverso una domanda di merito ("writ of mandamus") e contestuale richiesta di sospensione cautelare che, dopo essere stata dapprima respinta in via preliminare e successivamente accolta, è stata infine respinta nuovamente dal Tribunale dello Stato di Goiás in data 1° ottobre 2019, con ordinanza di revoca della misura cautelare precedentemente concessa. Pertanto, gli effetti della legge sono stati ripristinati a partire da tale data. Avverso tale decisione Enel Distribuição Goiás ha presentato ricorso sostenendo che il diritto alla garanzia dei crediti fiscali ha un fondamento sia legale sia contrattuale e che, pertanto, risultano palesemente illegittime le azioni che lo Stato di Goiás ha posto in essere allo scopo di sospendere integralmente l'applicazione di tali leggi. In data 2 ottobre 2019 il ricorso presentato da Enel Distribuição Goiás è stato rigettato. Successivamente, il 21 novembre 2019 e poi il 5 maggio 2020 Enel Distribuição Goiás ha impugnato dinanzi al Superior Tribunal de Justiça (STJ) questa decisione e la successiva decisione del 27 febbraio 2020 con la quale il Tribunal de Justiça (TJ) ha dichiarato inammissibile l'impugnazione. Il procedimento è in corso di svolgimento.

Nell'ambito del procedimento di merito ("writ of mandamus"), il 14 luglio 2021 il Tribunale dello Stato di Goiás ha sollevato una questione di legittimità costituzionale dinanzi a una sezione specializzata dello stesso Tribunale che è stata rigettata il 9 novembre 2021, in adesione alle conclusioni del Pubblico Ministero del 5 ottobre 2021. È stato pertanto

disposto il rinvio della causa dinanzi al Giudice del merito. Il 20 luglio 2022 il Pubblico Ministero ha presentato le sue conclusioni chiedendo la chiusura del procedimento in rito senza decidere nel merito.

Inoltre, è importante sottolineare che la copertura del fondo Funac è prevista contrattualmente nell'ambito dell'accordo per l'acquisizione di Enel Distribuição Goiás da parte di Enel Brasil SA.

In data 26 aprile 2019 è stata altresì promulgata la legge n. 20468 con la quale lo Stato di Goiás ha revocato integralmente il sistema di beneficio fiscale sopra menzionato. In data 5 maggio 2019 Enel Distribuição Goiás ha impugnato tale legge nei confronti dello Stato di Goiás attraverso una domanda di merito e contestuale richiesta di sospensione

Contenzioso União de Trabalhadores das Industrias Urbanas do Estado de Goiás - Brasile

Un sindacato, in rappresentanza di circa 1.685 dipendenti, ha convenuto in giudizio Enel Distribuição Goiás per ottenere la corresponsione di alcune differenze retributive per una somma da quantificarsi nel successivo procedimento per la quantificazione che si svolgerà all'esito del giudizio di merito. Enel Distribuição Goiás ha ottenuto una decisione favorevole in primo grado, successivamente riformata in appello con provvedimento confermato dal Tribunal Regional do Trabalho. In particolare, dopo che il tribunale di primo grado aveva respinto la domanda del sindacato, accogliendo le

Socrel - Brasile

Enel Distribuição São Paulo è convenuta in giudizio da Serviços de Eletricidade e Telecomunicações Ltda (Socrel) per una richiesta di risarcimento dei danni sofferti a seguito di un'asserita illegittima risoluzione contrattuale che ha riguar-

Revisione tariffaria straordinaria 2022 (Ceará) - Brasile

Il 19 aprile 2022 l'Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ha emesso la Risoluzione n. 3.026/2022 con la quale ha autorizzato un aumento tariffario per l'anno 2022 del servizio di distribuzione di energia elettrica effettuato da Enel Distribuição Ceará nella percentuale media del 24,85%. Sia soggetti privati sia istituzioni pubbliche hanno impugnato questa risoluzione dinanzi ai Tribunale Regionale Federale del distretto di Ceará, per un totale di sei procedimenti, chiedendo, in via cautelare, la cancellazione degli effetti della risoluzione e, in via ordinaria, l'annullamento della stessa sul presupposto che l'aumento della tariffa sarebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, Enel Distribuição Ceará ha contestato le domande delcautelare. Con provvedimento reso all'udienza del 20 luglio 2021, e successivamente confermato in data 17 settembre 2021, il Tribunale dello Stato di Goiás ha rigettato la domanda cautelare di Enel Distribuição Goiás.

Infine, si rileva che l'associazione brasiliana delle società di distribuzione di energia elettrica (ABRADEE) aveva presentato dinanzi alla Corte Costituzionale brasiliana (Supremo Tribunal Federal) un'azione di costituzionalità relativamente alle predette leggi n. 20416 e n. 20468, che era stata respinta il 3 giugno 2020 attraverso una decisione individuale del giudice relatore sul presupposto dell'assenza dei requisiti formali. Tale decisione è stata poi impugnata dinanzi alla Corte Suprema del Brasile e l'impugnazione è stata rigettata con decisione passata in giudicato il 5 aprile 2021.

difese della società, in sede di impugnazione, il Tribunal Regional do Trabalho ha modificato la decisione, uniformandosi alla propria giurisprudenza in merito al pagamento integrale delle differenze retributive anche in ipotesi di ipotizzato parziale adempimento del contratto. Attualmente è pendente il ricorso straordinario proposto da Enel Distribuição Goiás dinanzi al Tribunal Superior do Trabalho in relazione a tale ultimo provvedimento e si è in attesa della decisione. Il valore della controversia è stimato in un importo pari a circa 1 miliardo di real brasiliani (circa 185 milioni di euro).

dato una serie di contratti tra le parti. All'esito di una perizia emessa nel corso del giudizio, la domanda di Socrel è stata quantificata in 288,4 milioni di real brasiliani (circa 55 milioni di euro). Il procedimento è attualmente pendente in primo grado.

le controparti, insistendo per la legittimità dell'adeguamento tariffario. Il 21 giugno 2022 il Tribunale Regionale Federale ha rigettato la domanda cautelare e ha riunito i sei procedimenti in un unico giudizio in considerazione dell'identità del petitum e della causa petendi. Il 23 settembre 2022, nel contesto delle proprie difese, Enel Distribuição Ceará ha altresì allegato che, in conseguenza di alcuni interventi legislativi, il prezzo della tariffa si è ridotto a seguito di una revisione tariffaria straordinaria e di una riduzione delle imposte. Il procedimento prosegue nel merito. Il relativo impatto è stato quantificato internamente a titolo preliminare in circa 1,2 miliardi di real brasiliani (circa 238 milioni di euro).

GasAtacama Chile - Cile

In relazione ai procedimenti – successivamente riuniti – avviati da alcuni operatori del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), tra i quali Aes Gener SA, Eléctrica Angamos SA ed Engie Energía Chile SA nei confronti di GasAtacama Chile al fine di ottenere il risarcimento dei danni,

El Quimbo - Colombia

In relazione a una delle cosiddette "acciones populares" (class action) riguardanti il progetto El Quimbo per la costruzione da parte di Emgesa (oggi Enel Colombia) di un impianto idroelettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colombia), avviata nel 2008 da alcuni abitanti della zona per richiedere, tra l'altro, la sospensione della licenza ambientale, l'11 settembre 2020 il Tribunale dell'Huila aveva emesso una sentenza parzialmente sfavorevole a Emgesa, per un importo di circa 58 milioni di euro, la prima società, e circa 141 milioni di euro, le altre, recentemente riassunti dagli attori a seguito di un periodo di sospensione disposto in conseguenza della pandemia da COVID-19, la fase istruttoria è iniziata e in corso di svolgimento.

nella quale quest'ultima è stata condannata ad adempiere agli obblighi già previsti dalla licenza ambientale. Sia l'Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) sia Emgesa hanno impugnato questa decisione dinanzi al Consiglio di Stato. Il 20 settembre 2022 l'appello di ANLA è stato rigettato perché tardivo. Il procedimento prosegue in relazione all'appello di Emgesa.

Procedimento utenti Nivel de Tensión Uno - Colombia

In merito alla acción de grupo avviata dal Centro Médico de la Sabana e altri soggetti nei confronti di Codensa (oggi Enel Colombia) per ricevere la restituzione di quanto sarebbe stato asseritamente pagato in eccesso in tariffa, la fase istruttoria si è conclusa e si è in attesa della sentenza. Il valore stimato del procedimento è di circa 337 miliardi di pesos colombiani (circa 96 milioni di euro).

Arbitrato Chucas - Costa Rica

Con riguardo al procedimento arbitrale avviato da PH Chucas SA (Chucas) di fronte alla Cámara Costarricense-Norteamericana de Comercio (AMCHAM CICA) nei confronti dell'Instituto Costarricence de Electricidad (ICE), il 19 maggio 2021, Chucas ha depositato la propria domanda arbitrale completa di richieste istruttorie, quantificando il valore della propria pretesa in circa 362 milioni di dollari statunitensi (circa 305 milioni di euro). Il 23 giugno 2021 ICE ha proceduto al deposito delle repliche, nelle quali ha confermato l'eccezione del difetto di giurisdizione e ha contestato le domande di Chucas, senza formulare una

Arbitrato Kino - Messico

Con riferimento alla domanda arbitrale presentata da Parque Solar Don José SA de Cv, Villanueva Solar SA de Cv e Parque Solar Villanueva Tres SA de Cv (insieme, le "Società di Progetto", delle quali Enel Green Power SpA è azionista minoritario, e che sono controllate da CDPQ Infraestructura Participación SA de Cv (controllata da Caisse de Dépôt et Placement du Québec) e da CKD Infraestructura México SA de Cv) nei confronti di Kino Contractor SA de Cv, Kino domanda riconvenzionale. In data 4 agosto 2021 il Tribunale Arbitrale ha rigettato l'eccezione di ICE sul difetto di giurisdizione. La questione è stata successivamente sottoposta al vaglio della Prima Sezione della Suprema Corte e il procedimento arbitrale è stato sospeso. Con provvedimento del 12 maggio 2022, successivamente notificato il 28 luglio 2022, la Prima Sezione della Corte Suprema ha dichiarato l'incompetenza del Tribunale Arbitrale a conoscere della controversia. In data 8 agosto 2022 Chucas ha presentato alcuni ricorsi straordinari contro questa decisione; l'arbitrato rimane sospeso.

Facilities Manager SA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA, relativamente alla violazione di due contratti relativi a progetti solari di proprietà delle attrici, la pretesa economica delle controparti è stata aggiornata a circa 135 milioni di dollari statunitensi, mentre Kino Facilities non ha insistito nella propria domanda riconvenzionale. Prosegue la fase istruttoria dell'arbitrato.

Allianz - Nord America

Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC è stata convenuta in giudizio dinanzi alla New York Superior Court da parte di Allianz Risk Transfer Ltd, per un ammontare di circa 203 milioni di dollari statunitensi, in merito all'asserito

Gastalsa - Perù

Nel mese di febbraio 2022 Enel Generación Piura SA (EGPIURA) è venuta a conoscenza di una misura cautelare emessa dal Tribunale Civile di Talara della Corte Superiore di Giustizia di Sullana (Juzgado Civil de Talara de la Corte Superior de Justicia de Sullana) in favore di Empresa de Gas de Talara SA (Gastalsa) che ordina alla Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, all'Organismo Superior de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) e al Ministero dell'Energia di: (i) ripristinare la concessione di gas naturale del distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del Dipartimento di Piura in favore di Gastalsa; e (ii) procedere alla valorizzazione e al trasferimento dei gasdotti in suo favore. Quanto sopra comportava che il valore economico del gasdotto, attualmente di proprietà di EGPIURA (che fornisce gas naturale alla centrale termica Malacas), fosse stimato per essere trasferito a Gastalsa. In considerazione della natura della controversia, il potenziale impatto economico non può essere allo stato determinato.

debito maturato dalla società, a partire da febbraio 2020, in relazione a un Proxy Revenue Swap. La domanda è contestata nella sua interezza. Il procedimento è attualmente riassegnato alla Southern District Court di New York.

Successivamente, in data 2 agosto 2022, la Sala Civil de la Corte Superior de Justicia de Sullana ha emesso la sentenza di secondo grado del giudizio di merito – iniziato da Gastalsa per la revoca del provvedimento che annullava la concessione in suo favore e il conseguente trasferimento alla stessa del gasdotto di proprietà di EGPIURA – rigettando le domande di Gastalsa. Di conseguenza, il 9 settembre 2022, è stato notificato a EGPIURA il provvedimento esecutivo di revoca della misura cautelare precedentemente emessa, ordinando alla Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, a Osinergmin e al Ministero dell'Energia di annullare gli effetti di quanto previsto nella misura cautelare.

Nel frattempo, nel mese di luglio 2022, il Tribunale Costituzionale aveva altresì accolto la domanda di un operatore del sistema, terzo interessato, riconoscendo che la domanda originaria di Gastalsa era stata presentata fuori termine.

Contenzioso Gabčíkovo - Slovacchia

Con riferimento ai procedimenti riuniti avviati da Vodohospodárska Výstavba Štátny Podnik (VV) e MH Manazment (MHM) dinanzi ai tribunali slovacchi volti ad accertare e dichiarare l'invalidità del VEG Indemnity Agreement a causa dell'asserito collegamento di quest'ultimo con il VEG Operating Agreement, nel procedimento d'appello avviato da VV dinanzi alla Corte d'Appello di Bratislava – a seguito del rinvio operato dalla Corte Suprema di Bratislava – in data 12 ottobre 2022 la Corte d'Appello di Bratislava ha confermato, con sentenza definitiva, la pronuncia di primo grado che aveva rigettato la domanda di VV.

Con riguardo ai giudizi intentati da VV nei confronti di Slovenské elektrárne (SE) per l'accertamento di un asserito ingiustificato arricchimento da parte di quest'ultima (stimato complessivamente in circa 360 milioni di euro, oltre a interessi) per il periodo 2006-2015, i procedimenti relativi agli anni dal 2009 al 2011 e dal 2013 al 2015 sono tutti pendenti in primo grado; in alcuni sono state scambiate delle memorie. Nei procedimenti per gli anni 2011 e 2014 la fissazione dell'udienza di primo grado, a seguito di alcuni rinvii a data fissa, è stata successivamente rinviata a data da destinarsi a causa della situazione di emergenza epidemiologica in corso. Nei restanti procedimenti sono state fissate udienze tra il mese di maggio, successivamente posticipate a ottobre, e il mese di novembre 2022.

Contenziosi fiscali in Brasile

PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribuição São Paulo

Nel marzo 2017, il Supremo Tribunal Federal del Brasile (STF) ha deliberato in merito al calcolo delle imposte PIS e COFINS confermando la tesi secondo cui l'ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, imposta sulla circolazione di beni e servizi) non rientrava nella base di calcolo del PIS e del COFINS.

Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si sarebbero prodotti a partire dal giudizio di marzo 2017, fatta eccezione per i contribuenti che avevano presentato ricorso prima di tale data.

Le società brasiliane del Gruppo interessate dalla sentenza STF avevano già avviato azioni legali presso i rispettivi tribunali regionali federali. Successivamente, questi ultimi hanno notificato alle stesse la decisione finale, riconoscendo il diritto di dedurre l'ICMS applicata alle loro operazioni dalla base di calcolo del PIS e COFINS. Poiché l'eccedenza di pagamento delle imposte PIS e COFINS è stata trasfe-

Contenziosi fiscali in Spagna

Imposte sui redditi - Enel Iberia, Endesa e controllate

Nel 2018 l'Autorità Fiscale spagnola ha concluso una verifica generale che ha interessato le società del Gruppo facenti parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale verifica, avviata nel 2016, ha interessato l'imposta sui redditi delle società, l'imposta sul valore aggiunto e le ritenute (principalmente relativamente agli anni dal 2012 al 2014).

Con riferimento alle principali contestazioni, le società interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado amministrativo (Tribunal Económico-Administrativo Central - TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato. In relazione alle contestazioni in materia di imposta sui redditi delle società, il contenzioso valutato con esito possibile ammonta a circa 133 milioni di euro al 30 settembre 2022:

i. Enel Iberia difende la correttezza del criterio adottato per la determinazione della deducibilità di minusvalenze derivanti da vendite azionarie (circa 88 milioni di euro) e di alcuni oneri finanziari (circa 15 milioni di euro);

rita ai clienti finali, contestualmente alla rilevazione di tali imposte recuperabili, è stata rilevata una passività verso gli stessi per i medesimi importi, al netto di qualsiasi costo sostenuto o da sostenere nei procedimenti legali. Tali passività rappresentano l'obbligo di restituire ai clienti finali le imposte recuperate.

Enel Distribuição São Paulo a tal proposito ha intrapreso due contenziosi attivi terminati a suo favore e relativi, rispettivamente, al periodo da dicembre 2003 a dicembre 2014 e da gennaio 2015 in avanti. In riferimento al secondo giudizio, la Federal Union ha depositato un'azione di rescissione avverso la società, contestando il fatto che parte del periodo in questione (antecedente a marzo 2017) sarebbe negativamente impattata dalla sentenza di maggio 2021 del STF sopra citata.

A maggio 2022 la società ha impugnato tale azione e difenderà il proprio operato nei diversi gradi di giudizio.

Il valore complessivo della causa al 30 settembre 2022 è di circa 215 milioni di euro.

ii. Endesa e le sue controllate, principalmente difendono la correttezza del criterio adottato per la deducibilità di alcuni oneri finanziari (circa 24 milioni di euro) e di costi per lo smantellamento di centrali nucleari (circa 6 milioni di euro).

Nel 2021 l'Autorità Fiscale spagnola ha concluso una nuova verifica generale relativamente agli anni dal 2015 al 2018. Le società interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado amministrativo (TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato.

In relazione alla principale contestazione in materia di imposta sui redditi delle società, riferibile alla deducibilità di alcuni oneri finanziari, il contenzioso valutato con esito possibile ammonta a circa 230 milioni di euro al 30 settembre 2022 (Enel Iberia 221 milioni di euro; Endesa SA 9 milioni di euro).

Contenziosi fiscali in Italia

Withholding Tax - Enel Servizio Elettrico Nazionale

In esito a una verifica fiscale avviata nel marzo 2018 e in seguito a una successiva attività istruttoria condotta mediante l'invio di questionari alle banche intervenute in qualità di cessionarie in talune operazioni di acquisto dei crediti della società Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) verso i clienti mass market oggetto di un accordo quadro, in data 19 dicembre 2018 l'Agenzia delle Entrate - Direzione Regionale del Lazio - Ufficio Grandi Contribuenti ha notificato alla società un avviso di accertamento con il quale è stata contestata la presunta violazione degli obblighi di sostituto di imposta, relativamente alle somme corrisposte alle banche nell'ambito delle già menzionate operazioni di cessione intervenute nell'anno 2013.

In particolare, tale contestazione scaturisce da una valutazione dell'Ufficio che ha: (i) riqualificato, ai soli fini fiscali, la cessione dei crediti in una operazione di finanziamento; (ii) ipotizzato un presunto obbligo di ritenuta in capo alla società da commisurarsi sul costo dell'operazione (come differenza tra il valore nominale dei crediti ceduti e il prezzo di cessione), ricostruendo le vicende successive dei crediti oggetto di cessione (cessioni ulteriori e/o cartolarizzazione con soggetti non residenti effettuate dalle banche), alle quali la società è estranea.

Nei primi gradi del giudizio, scaturito in seguito alla impugnazione da parte di SEN dell'avviso di accertamento, non hanno trovato accoglimento le eccezioni della società sulla illegittimità della contestazione per l'erronea riqualificazione, ai fini fiscali, dell'operazione e, conseguentemente, dei flussi di pagamento operata dall'Ufficio e nonostante la violazione di rilevanti aspetti procedurali nell'attività di accertamento.

Attualmente il giudizio pende innanzi la Corte di Cassazione. Nel corso del 2022 si sono manifestati i presupposti per una soluzione transattiva, cui la società ha ritenuto di poter aderire al solo fine di evitare la prosecuzione del contenzioso pendente in relazione a una materia caratterizzata da condizioni di incertezza interpretativa; tale soluzione prevede una rimodulazione complessiva della pretesa erariale e la non reiterazione delle contestazioni per le annualità successive.

Tale definizione comporterà il pagamento entro il corrente esercizio di somme da parte della società per un ammontare di circa 45 milioni di euro, rilevato tra le passività correnti nella chiusura del trimestre.

12. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo

Nuovi prestiti obbligazionari "sustainability-linked"

In data 7 ottobre 2022 Enel SpA, attraverso le controllate Enel Finance International NV, società finanziaria di diritto olandese, ed Enel Finance America LLC, società finanziaria di diritto statunitense, ha lanciato alcuni prestiti obbligazionari "sustainability-linked" per un importo totale di 4,0 miliardi di dollari statunitensi, pari a circa 4,1 miliardi di euro, rivolti agli investitori istituzionali nei mercati statunitense e internazionali. Le obbligazioni sono state emesse separatamente in differenti tranche e saranno garantite da Enel.

Finanziamento generale "sustainability-linked" da 800 milioni di dollari USA con EKF e Citi

In data 12 ottobre 2022 il Gruppo Enel ha ricevuto da EKF, l'agenzia danese di credito all'esportazione, un finanziamento fino a 800 milioni di dollari statunitensi. Tale finanziamento, predisposto da Citi, si fonda sui rapporti commerciali che il Gruppo intrattiene a livello mondiale con i fornitori danesi ed è finalizzato a sostenere, attraverso uno strumento flessibile, lo sviluppo dell'energia eolica e a mitigare gli effetti del cambiamento climatico, obiettivi che rientrano nella strategia "Net Zero 2040" adottata da Enel.

Cessione dell'intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia

Facendo seguito agli accordi del 16 giugno 2022, Enel SpA ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la cessione dell'intera partecipazione da essa detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest'ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund "Gazprombank-Frezia", per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro. Il perfezionamento dell'operazione fa seguito all'avveramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due distinti accordi sottoscritti con le citate

Accordo per la cessione del 50% di Gridspertise a CVC

In data 20 ottobre 2022 Enel SpA ha siglato, tramite Enel Grids Srl, un accordo per la cessione del 50% della sua controllata Gridspertise Srl al fondo di private equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII (CVC).

L'accordo prevede che CVC paghi un corrispettivo complessivo di circa 300 milioni di euro, pari a un enterprise value di 625 milioni di euro (riferito al 100%). L'accordo prevede inoltre possibili pagamenti differiti che potrebbero controparti, inclusa l'approvazione dell'operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022.

L'operazione complessiva ha generato un effetto positivo sull'indebitamento finanziario netto consolidato del Gruppo Enel per circa 610 milioni di euro e un impatto negativo sull'utile netto di Gruppo di circa 1,3 miliardi di euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi, per circa 1,0 miliardi di euro al 30 settembre 2022.

portare l'enterprise value (riferito al 100%) fino a 1 miliardo di euro.

Si prevede che l'operazione nel suo complesso generi un impatto positivo sull'EBITDA del Gruppo Enel per circa 500 milioni di euro, oltre a un effetto positivo sull'indebitamento finanziario netto consolidato del Gruppo di circa 300 milioni di euro.

Dichiarazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle disposizioni dell'art. 154 bis, comma 2, del decreto legislativo n. 58/1998

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Alberto De Paoli dichiara, ai sensi dell'art. 154 bis, comma 2, del Testo Unico della Finanza, che l'informativa contabile contenuta nel presente Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Concept design e realizzazione Gpt Group

Revisione testi postScriptum di Paola Urbani

Pubblicazione fuori commercio

A cura di Comunicazione Enel

Enel Società per azioni Sede legale 00198 Roma Viale Regina Margherita, 137 Capitale sociale Euro 10.166.679.946 i.v. Registro Imprese di Roma, Codice Fiscale 00811720580 R.E.A. 756032 Partita IVA 15844561009

enel.com

AI Terminal

Enel

4317_10-q_2022-11-11_5fe76ab4-9794-4d8e-a8dd-ff93f33565c7.pdf

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022

Enel is Open Power

VISIONE

MISSIONE

COMPORTAMENTI

VALORI

Indice

ENEL IS OPEN POWER 4

1. Relazione sulla gestione

Highlights

Premessa

Modello organizzativo di Enel

Regioni e Paesi

Scenario di riferimento

Il contesto economico energetico nei primi nove mesi del 2022

Variazione dell'indice dei prezzi al consumo (CPI)

Tassi di cambio

Andamento dei principali indicatori di mercato

Le quotazioni internazionali delle commodity

I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale

Andamento della domanda di energia elettrica

Prezzi dell'energia elettrica

Domanda di gas naturale

Domanda di gas naturale in Italia

Fatti di rilievo del terzo trimestre 2022

Enel cede l'intera partecipazione del 56,43% detenuta in PJSC Enel Russia

Revisione tariffaria straordinaria 2022 (Rio de Janeiro) - Brasile

Enel e Intesa Sanpaolo perfezionano l'acquisizione di Mooney

Enel firma un accordo per la cessione del business della trasmissione di elettricità in Cile

Enel lancia con successo un "Sustainability-Linked Bond" da 1 miliardo di euro nel mercato Eurobond

Enel firma un accordo per la cessione della società distributrice di elettricità nello Stato del Goiás in Brasile

Procedimento penale avviato nei confronti di e-distribuzione in relazione a un evento infortunistico - Italia

Procedimenti sanzionatori avviati dalla Direzione Generale dell'Energia del Governo delle Isole Canarie - Spagna

Risultati del Gruppo

Dati operativi

Energia elettrica netta prodotta per fonte (primi nove mesi del 2022)

Potenza efficiente netta installata per fonte (al 30 settembre 2022) 16,7%

Risultati economici del Gruppo

Ricavi

Costi

Risultati netti da contratti su commodity

Margine operativo lordo ordinario

Margine operativo lordo

Risultato operativo ordinario

Risultato operativo

Risultato netto del Gruppo ordinario

Risultato netto del Gruppo

Analisi della struttura patrimoniale e finanziaria del Gruppo

Capitale investito netto e relativa copertura

Indebitamento finanziario netto

Indebitamento finanziario lordo

Flussi finanziari

Investimenti

Risultati economici per Settore primario (Linea di Business) e secondario (Area Geografica)

Risultati per Settore primario (Linea di Business) del terzo trimestre 2022 e 2021

Terzo trimestre 2022(1)

Terzo trimestre 2021(1) (2) (3)

Risultati per Settore primario (Linea di Business) dei primi nove mesi del 2022 e del 2021

Primi nove mesi del 2022(1)

Primi nove mesi del 2021(1) (2) (3)

Margine operativo lordo ordinario(1) (2) (3)

Generazione Termoelettrica e Trading

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Potenza efficiente netta installata

Risultati economici

Ricavi da fonte termoelettrica e nucleare

Margine operativo lordo ordinario

Risultato operativo ordinario

Enel Green Power

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Potenza efficiente netta installata

Risultati economici

Ricavi

Margine operativo lordo ordinario

Risultato operativo ordinario