Interim / Quarterly Report • Aug 11, 2020
Interim / Quarterly Report
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WE EMPOWER SUSTAINABLE PROGRESS.
RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE AL 30 GIUGNO 2020
5
| Enel is Open Power | 6 |
|---|---|
| Highlights | 8 |
| Modello organizzativo di Enel | 9 |
| Organi societari | 11 |
| Scenario di riferimento | 13 |
| - Andamento dei principali indicatori di mercato |
13 |
| - Il contesto economico energetico nel primo semestre 2020 |
15 |
| - I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale |
18 |
| Risk management | 20 |
| Fatti di rilievo del primo semestre 2020 | 29 |
| Risultati economici del Gruppo e dati operativi |
37 |
| Analisi della struttura patrimoniale e finanziaria del Gruppo |
47 |
| Centralità delle persone | 52 |
| Risultati per area di attività | 54 |
| - Generazione Termoelettrica e Trading | 61 |
| - Enel Green Power | 67 |
| - Infrastrutture e Reti | 75 |
| - Mercati finali | 81 |
| - Enel X | 85 |
| - Servizi e Altro | 89 |
| Definizione degli indicatori di performance | 91 |
| Prevedibile evoluzione della gestione | 106 |
| Conto economico consolidato | 110 |
|---|---|
| Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo |
111 |
| Stato patrimoniale consolidato | 112 |
| Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato |
114 |
| Rendiconto finanziario consolidato | 116 |
| Note illustrative | 117 |
| Attestazione dell'Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari |
167 |
| Relazioni | 168 |
| - Relazione della Società di revisione | 169 |
| Allegati | 172 |
| - Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel al 30 giugno 2020 |
172 |
109
PC Purpose Open Power for a brighter future. We empower sustainable progress.
V
V Visione Open Power per risolvere alcune tra le più grandi sfide del nostro mondo.
Fiducia Proattività
VResponsabilità Innovazione
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.
| 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| SDG | 2020 | 2019 | Variazione | ||
| Ricavi (milioni di euro) (1) | 33.375 | 40.967 | -18,5% | ||
| Margine operativo lordo (milioni di euro) | 8.645 | 8.907 | -2,9% | ||
| Margine operativo lordo ordinario (milioni di euro) | 8.794 | 8.763 | 0,4% | ||
| Risultato netto del Gruppo (milioni di euro) | 1.947 | 2.215 | -12,1% | ||
| Risultato netto del Gruppo ordinario (milioni di euro) | 2.405 | 2.277 | 5,6% | ||
| Indebitamento finanziario netto (milioni di euro) | 50.411 | 45.175 (2) | 11,6% | ||
| Cash flow da attività operativa (milioni di euro) | 2.042 | 4.619 | -55,8% | ||
| Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (milioni di euro) |
4.137 | 4.167 (3) | -0,7% | ||
| Potenza efficiente netta installata totale (GW) | 82,7 | 84,3 (2) | -1,9% | ||
| 7 | Potenza efficiente netta installata rinnovabile (GW) | 42,9 | 42,1 (2) | 1,9% | |
| 7 | Potenza efficiente netta installata rinnovabile (%) | 51,9% | 50,0% (2) | 3,8% | |
| 7 | Potenza efficiente installata aggiuntiva rinnovabile (GW) | 0,76 | 0,76 | - | |
| Produzione netta di energia elettrica (TWh) | 97,6 | 112,9 | -13,6% | ||
| 7 | Produzione netta di energia elettrica rinnovabile (TWh) | 51,1 | 47,1 | 8,6% | |
| 9 | Rete di distribuzione e trasmissione di energia elettrica (km) | 2.236.038 | 2.230.029 (2) | 0,3% | |
| 9 | Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh) (4) | 228,7 | 249,5 | -8,3% | |
| Utenti finali (n.) (5) | 74.035.488 | 73.718.567 | 0,4% | ||
| 9 | Utenti finali con smart meter attivi (n.) | 44.736.784 | 44.165.543 | 1,3% | |
| Energia venduta da Enel (TWh) (6) | 145,0 | 158,1 | -8,3% | ||
| Clienti retail (n.) (5) | 70.013.654 | 71.019.124 | -1,4% | ||
| - di cui mercato libero | 23.139.223 | 22.477.894 | 2,9% | ||
| 11 | Storage (MW) (7) | 110,0 | 110,0 (2) | - | |
| 11 | Punti di ricarica (n.) | 89.301 | 63.352 | 41,0% | |
| 11 | Demand Response (MW) | 6.128 | 6.023 | 1,7% | |
| N. dipendenti | 66.825 | 68.253 (2) | -2,1% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
(2) Dati al 31 dicembre 2019.
(3) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al primo semestre 2019.
(4) I dati del 2019 tengono conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.
(5) I dati del 2019 tengono conto di una loro più puntuale determinazione.
(6) I volumi contengono anche le vendite a grandi clienti effettuate dalle società di generazione in America Latina; il dato riferito al primo semestre 2019 è stato conseguentemente adeguato per rendere omogenea la comparabilità dei dati.
(7) Il dato include 14 MW di Storage pronto per la connessione alla rete in Perù.
La struttura organizzativa del Gruppo Enel si articola in una matrice che considera:
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; alle Linee di Business è affidato, inoltre, il compito di migliorare l'efficienza dei processi gestiti e condividere le migliori pratiche a livello mondiale. Il Gruppo, avvalendosi anche di uno specifico Comitato per gli Investimenti1 , 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. Nel 2019 è nata Global Power Generation dalla fusione di Enel Green Power e Global Thermal Generation per confermare il ruolo di guida del Gruppo Enel nella transizione energetica, attraverso un processo integrato di decarbonizzazione e sviluppo sostenibile di capacità rinnovabile. Inoltre, è stato lanciato il progetto Grid Blue Sky, che ha come obiettivi l'innovazione e digitalizzazione delle infrastrutture e reti allo scopo di renderle un fattore abilitante per il raggiungimento degli obiettivi Climate Action, grazie alla progressiva trasformazione di Enel in un gruppo platform-based.
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. Nel 2019 si è rivisto l'assetto geografico del Gruppo in America con l'apertura della Regione Nord America e la confluenza in quest'ultima del Messico, e l'integrazione di Costa Rica, Guatemala e Panama nella regione America Latina.
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 & communication technology e gli acquisti a livello di Gruppo. Inoltre, esse sono responsabili dell'adozione dei criteri di sostenibilità nella gestione della catena di fornitura e dello sviluppo di soluzioni digitali per 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 della gestione del processo di pianificazione strategica e finanziaria finalizzato alla promozione della decarbonizzazione del mix energetico e dell'elettrificazione della domanda energetica, come azioni principali nella lotta al cambiamento climatico.
Linee di Business
Regioni e Paesi
Globali
(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.
Global Power Generation
C. Bozzoli
Enel X
Italy | C. Tamburi Iberia | J. D. Bogas Gálvez
Europe | S. Mori
Africa, Asia and Oceania | A. Cammisecra
North America | E. Viale
Latin America | M. Bezzeccheri
| and Networks –– | –– | –– | –– |
|---|---|---|---|
| L. Gallo | C. Machetti | A. Cammisecra | F. Venturini |
Global Trading
Global Infrastructure
Consiglieri
Cesare Calari Costanza Esclapon de Villeneuve Samuel Leupold Alberto Marchi Mariana Mazzucato Mirella Pellegrini Anna Chiara Svelto
Amministratore Delegato e Direttore Generale Francesco Starace
Segretario del Consiglio Silvia Alessandra Fappani
Barbara Tadolini
Sindaci effettivi Romina Guglielmetti Claudio Sottoriva
Maurizio De Filippo Francesca Di Donato Piera Vitali
KPMG SpA
Consiglio di Amministrazione Il Consiglio è investito per statuto dei più ampi poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della Società e, in particolare, ha facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l'attuazione e il raggiungimento dell'oggetto sociale.
Presidente del Consiglio di Amministrazione Il Presidente ha per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale, presiede l'Assemblea, convoca e presiede il Consiglio di Amministrazione e verifica l'attuazione delle deliberazioni del Consiglio stesso. Al Presidente sono inoltre riconosciute, in base a deliberazione consiliare del 15 maggio 2020, alcune ulteriori attribuzioni di carattere non gestionale.
Amministratore Delegato
L'Amministratore Delegato ha anch'egli per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale ed è inoltre investito, in base a deliberazione consiliare del 15 maggio 2020, di tutti i poteri per l'amministrazione della Società, a eccezione di quelli diversamente attribuiti dalla legge, dallo Statuto o riservati al Consiglio di Amministrazione ai sensi della medesima deliberazione.
| 1° semestre | ||
|---|---|---|
| 2020 | 2019 | |
| Indicatori di mercato | ||
| Prezzo medio del greggio IPE Brent (\$/bbl) | 42,2 | 66,0 |
| Prezzo medio del carbone (\$/t CIF ARA) (1) | 45,9 | 64,9 |
| Prezzo medio del gas (€/MWh) (2) | 7,5 | 15,7 |
| Prezzo medio CO2 (€/t) |
22,0 | 23,8 |
| Cambio medio dollaro USA per euro | 1,10 | 1,13 |
| Euribor a sei mesi (media del periodo) | -0,270% | -0,241% |
(1) Indice API#2.
(2) Indice TTF.
| % | 2020 | 2019 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Italia | 0,04 | 0,96 | -0,92 |
| Spagna | -0,12 | 1,10 | -1,22 |
| Russia | 3,95 | 5,08 | -1,13 |
| Argentina | 47,61 | 53,42 | -5,81 |
| Brasile | 2,99 | 4,20 | -1,21 |
| Cile | 3,32 | 2,03 | 1,30 |
| Colombia | 3,29 | 3,23 | 0,06 |
| Perù | 1,80 | 2,33 | -0,54 |
| 1° semestre | |||
|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazione | |
| Euro/Dollaro statunitense | 1,10 | 1,13 | -2,49% |
| Euro/Sterlina britannica | 0,87 | 0,87 | 0,19% |
| Euro/Franco svizzero | 1,06 | 1,13 | -6,12% |
| Dollaro statunitense/Yen giapponese | 108,26 | 110,06 | -1,66% |
| Dollaro statunitense/Dollaro canadese | 1,36 | 1,33 | 2,27% |
| Dollaro statunitense/Dollaro australiano | 1,52 | 1,42 | 7,03% |
| Dollaro statunitense/Rublo russo | 69,57 | 65,25 | 6,21% |
| Dollaro statunitense/Peso argentino | 64,59 | 41,48 | 35,78% |
| Dollaro statunitense/Real brasiliano | 4,92 | 3,84 | 21,85% |
| Dollaro statunitense/Peso cileno | 813 | 676 | 16,93% |
| Dollaro statunitense/Peso colombiano | 3.693 | 3.189 | 13,65% |
| Dollaro statunitense/Sol peruviano | 3,42 | 3,32 | 2,82% |
| Dollaro statunitense/Peso messicano | 21,66 | 19,15 | 11,57% |
| Dollaro statunitense/Lira turca | 6,49 | 5,62 | 13,38% |
| Dollaro statunitense/Rupia indiana | 74,15 | 70,02 | 5,58% |
| Dollaro statunitense/Rand sudafricano | 16,67 | 14,20 | 14,81% |
Nel primo semestre 2020 gli effetti della pandemia da CO-VID-19 si sono riflessi sull'attività produttiva e sulla domanda aggregata di tutte le economie generando una contrazione degli scambi internazionali accentuata in aprile e maggio. Il contesto attuale continua a essere molto influenzato dal perdurare della pandemia, in particolare in alcune aree del mondo, e delle conseguenti misure di contenimento che stanno impattando l'economia a livello globale. A partire dalla seconda metà di maggio abbiamo assistito a una riapertura graduale delle attività, in particolare in Europa, e a una conseguente ripresa dei consumi in quasi tutti i settori, compresi i più fortemente colpiti come quello dei servizi. Parallelamente, in Nord e Sud America, il virus continua a espandersi rapidamente. Gli Stati Uniti e il Brasile sono attualmente il primo e secondo Paese al mondo per contagi, con una dinamica in forte aumento, misure di contenimento non particolarmente rigide e omogenee e una situazione politico-sociale molto tesa. In risposta al dilagare della pandemia e della relativa crisi economico-sanitaria, le autorità (Governi e banche centrali) hanno agito in modo repentino e molto efficace. Nell'Eurozona gli stimoli fiscali diretti e indiretti (sotto forma di garanzie di Stato su prestiti bancari) ammontano a circa il 15% del PIL; negli Stati Uniti invece hanno superato il 20% del PIL e il Governo ha inoltre messo in campo stimoli per oltre 3 trilioni di dollari. Le principali quattro banche centrali mondiali (Federal Reserve, Banca Centrale Europea, Banca del Giappone, Banca d'Inghilterra), al fine di impedire una nuova crisi di liquidità, sono impegnate in un importante programma (i) di acquisto di titoli pubblici e privati (per un totale di asset in bilancio di circa 18 trilioni di dollari) al fine di stimolare la domanda e (ii) di interventi mirati (FX swap line). L'ingente liquidità immessa nel sistema e la fiducia nel supporto illimitato ("whatever it takes") da parte delle banche centrali hanno permesso ai mercati azionari di invertire il trend negativo, avviato dalla fine di febbraio, e di registrare nuovi massimi da febbraio scorso, nonostante il contesto economico non abbia innescato ancora una ripresa solida. Le economie mature sono state quelle più colpite dalla pandemia. Tale circostanza risulta riconducibile in parte all'anticipazione delle misure restrittive messe in atto già dall'inizio di marzo, alla forte connessione di tali economie con il resto del mondo nonché al più rilevante 'peso' dei servizi che esse ricoprono. I Paesi emergenti hanno subíto con minore intensità lo scoppio del virus nelle fasi iniziali; tuttavia, le più limitate risorse economiche e la bassa qualità del sistema sanitario hanno esacerbato la vulnerabilità di questi Paesi che si è riflessa in un forte calo dell'attività nel secondo trimestre, con una situazione di nuovi contagi che rimane ancora piuttosto critica. A oggi si stima l'economia mondiale in recessione, con una contrazione del PIL di circa il 4% su base annua nel 2020.
Gli Stati Uniti, il Paese fino a ora più colpito dal virus, ha registrato un calo del 4,8%, con una contrazione molto più forte nel secondo trimestre, tra il 30-40%. Inoltre, nel Paese, per via di un mercato del lavoro molto più flessibile, si stima un'impennata del tasso di disoccupazione, passato dal 3,5% di febbraio (minimo storico) a circa il 15% ad aprile, per poi scendere all'11,1% a giugno con la riapertura delle attività produttive. La pressione inflazionistica, prossima al target della Federal Reserve nel primo trimestre, è ora a valori molto inferiori attestandosi intorno allo 0,4% su base annuale nel secondo trimestre 2020.
I dati preliminari dell'andamento del PIL nel primo trimestre dell'anno mostrano come l'Italia, il primo Paese europeo a introdurre le misure restrittive di contenimento della diffusione del COVID-19, abbia registrato una contrazione del 5,4%, rivista al ribasso rispetto a un dato preliminare del -4,7% nel primo trimestre 2020. La Banca d'Italia ha stimato una contrazione ancora più rilevante nel secondo trimestre 2020, con valori vicini al 10% rispetto al trimestre precedente; la crescita dovrebbe rimbalzare nel terzo trimestre 2020 per poi seguire un ritmo più lento e graduale dal 2021. Il mercato del lavoro in Italia ha subíto un duro colpo per via della pandemia con un tasso di disoccupazione che si è attestato al 7,8% in maggio, in aumento di 1,2 punti percentuali rispetto ad aprile. L'inflazione media dall'inizio dell'anno è stata prossima allo 0%, ben lontana dal target (2%) della Banca Centrale Europea e registrando, secondo i dati preliminari, in maggio e giugno valori negativi dovuti principalmente alla riduzione dei prezzi dei beni energetici.
L'economia spagnola, in questo primo semestre, sta andando incontro alla prima recessione dal 2013 lasciando però visioni ottimiste per il secondo semestre 2020. L'Istituto Nazionale di Statistica spagnolo ha confermato una contrazione del PIL nel primo trimestre del 4,1% su base annuale prevedendo un rallentamento ancora più marcato nel secondo trimestre (~ -20% su base annuale), con la ripresa della crescita economica che inizierà a partire dal terzo trimestre 2020. Il mercato del lavoro, dopo aver subíto ingenti perdite nei mesi di aprile e maggio, sta mostrando una graduale ripresa nel mese di giugno. La pressione inflazionistica, durante il primo semestre 2020, si è mostrata in media con valori leggermente inferiori allo 0%, trainata verso il basso dai risultati consuntivati nel secondo trimestre, in cui il tasso di inflazione è previsto al -0,6%, molto distante dal target (2%) di politica monetaria della Banca Centrale Europea.
L'economia della Russia nel primo trimestre è cresciuta dell'1,8% su base annuale per poi subire una forte contrazione nel secondo trimestre a valori prossimi al 9%; i consumi e gli investimenti domestici stano rallentando e la crescita della domanda esterna si è ridotta notevolmente rispetto al 2019 per via dell'intero contesto macroeconomico. L'inflazione, a causa della svalutazione del tasso di cambio, è attesa in aumento nella seconda parte dell'anno, attestandosi però in media nel 2020 sotto il target del 4% prefissato dalla Banca Centrale russa. Attualmente, per il primo semestre, si prevede una pressione inflazionistica intorno al 2,8% su base annuale, dopo aver registrato nel primo trimestre un 2,4%.
In America Latina e Centro America gli impatti economici sono stati ritardati ma si stanno adesso vedendo segnali chiari a fronte della chiusura di tutte le attività non essenziali e dell'imposizione del distanziamento sociale. L'area sarà in recessione economica e i Paesi più colpiti saranno Perù, Brasile, Cile e Argentina (anche per via della debolezza del mercato delle commodity). Cile e Perù, in seguito a politiche economiche e fiscali più responsabili nel passato, sono comunque meglio posizionati per sfruttare la ripresa post lockdown ed entro il 2021 saranno in grado di recuperare i livelli di output persi. A livello generale, nell'area del Sud America si stima una ripresa a partire dal quarto trimestre di quest'anno con un forte miglioramento nel 2021, quando le misure di contenimento del virus avranno avuto il loro effetto e gli stimoli fiscali avranno raggiunto il livello massimo.
La crisi, se gestita efficacemente, potrebbe essere temporanea, senza quindi gli effetti prolungati della precedente crisi finanziaria. Rispetto a quest'ultima, il settore bancario è ora molto più solido e capace di sopportare forti shock finanziari e non si intravedono rischi di bolle (come quella del mercato immobiliare) o di eccessivo indebitamento del settore privato. L'impegno senza limiti da parte delle banche centrali rappresenta inoltre un'importante garanzia, che ci rende maggiormente confidenti circa la velocità di ripresa delle economie a partire dal prossimo anno.
Come già anticipato, il Brasile attualmente rappresenta il secondo Paese al mondo per contagi dopo gli Stati Uniti e il secondo per numero di decessi, ma con una crescita ancora ripida di entrambi i fattori, superiore a tutti gli altri Paesi del mondo. Il Governo brasiliano non ha applicato una politica di lockdown nazionale e ha inizialmente minimizzato il rischio legato alla pandemia, per poi rivedere le proprie posizioni nelle ultime settimane, lasciando comunque il Paese in una situazione critica. Dal punto di vista economico, il Brasile soffrirà in primis di un forte aggravamento della posizione fiscale (deficit atteso sopra il 10% del PIL e livello di indebitamento intorno al 90%). L'attuale clima di incertezza politica potrebbe, inoltre, compromettere il conseguimento di importanti riforme strutturali, rallentando il percorso di ripresa.
L'Argentina è in profonda recessione economica e presenta un ampio disavanzo di bilancio e un disavanzo esterno ancora significativo con un'elevata inflazione, valuta instabile suscettibile di contagio internazionale e debito crescente. Le stringenti misure di contenimento del COVID-19 messe in atto hanno generato una contrazione del PIL del 5,5% su base annuale nel primo trimestre innescando aspettative ancora più negative per il secondo trimestre, in cui si prevede un'economia inferiore del 15% rispetto al secondo trimestre 2019. La pressione inflazionistica rimane al di sopra del 40% nel primo semestre 2020, con il Governo argentino impegnato a ridurla attraverso un maggiore controllo dei pezzi e minore indicizzazione delle tariffe.
L'economia cilena è cresciuta dello 0,46% su base annuale nel primo trimestre 2020, trainata principalmente dalle esportazioni e dagli investimenti. Gli effetti della pandemia si sono iniziati a far sentire dal mese di maggio provocando una contrazione del PIL nel secondo trimestre di ~12% su base annuale. La pandemia da COVID-19 sembra generare tendenze deflazionistiche in numerosi Paesi dell'America Latina; in Cile, i ridotti prezzi dell'energia e il recupero del peso cileno negli ultimi mesi sono stati i principali responsabili della riduzione dell'inflazione, che a giugno è in calo dello 0,2% rispetto ai valori di maggio per poi attestarsi a un valore medio per l'intero semestre prossimo al 3,3% su base annuale.
Il Perù, negli ultimi due mesi, si è posizionato al secondo posto tra i Paesi maggiormente colpiti dalla pandemia in America
Latina. Nel primo trimestre 2020 il PIL si è contratto di circa il 3% su base annuale con andamenti molto più negativi per il secondo trimestre, in cui si prevede una contrazione attorno al 9% su base annuale. Da marzo l'inflazione si aggira intorno all'1,8% su base annuale, nonostante la relativa resilienza del sol peruviano, con la disinflazione frenata da interruzioni della catena di approvvigionamento nell'economia. Tuttavia, la profonda crisi economica dovrebbe esercitare una maggiore pressione al ribasso sui prezzi interni per il prosieguo dell'anno. Ci aspettiamo, pertanto, un valore terminale dell'inflazione per quest'anno intorno all'1,3% su base annuale, vicino al limite inferiore dell'intervallo di target (1-3%) della Banca Centrale.
L'economia colombiana ha subíto nel primo trimestre 2020 una rilevante contrazione pari al 2,4% su base trimestrale, a causa principalmente del crollo delle esportazioni e della riduzione delle scorte. Il PIL è previsto in forte calo per l'intero semestre, con una decelerazione più rilevante nel secondo trimestre, attestandosi in contrazione di circa il 15% su base trimestrale. In Colombia il tasso di inflazione ha seguito il percorso deflazionistico generato dalla pandemia, registrando in giugno un valore prossimo al 2,2% rispetto al 2,8% su base annuale di maggio. Nel primo semestre si prevede quindi un tasso di inflazione medio del 3,3% su base annuale.
Il mercato petrolifero durante il secondo trimestre 2020 si è caratterizzato per un graduale riequilibrio dei fondamentali dai minimi registrati in aprile, trainati sia dalla ripresa della domanda, non appena alcuni Paesi hanno allentato le misure restrittive, sia dalle riduzioni dell'offerta grazie anche a una più forte compliance da parte dell'OPEC+.
I prezzi del Brent, dopo aver toccato i minimi lo scorso mese di aprile in area 18 \$/bbl, raggiungendo livelli mai visti dalla fine degli anni Novanta, sono gradualmente aumentati ritornando sopra ai 40 \$/bbl nelle ultime settimane di giugno.
Durante il primo semestre 2020 i riferimenti spot del gas a livello globale hanno toccato livelli minimi storici; il GNL asiatico e i prezzi europei sono infatti calati del 70% circa dai massimi del quarto trimestre 2019, una performance anche peggiore del Brent. È importante notare che il crollo del mercato del gas in questi primi due trimestri del 2020 si deve tanto allo shock della domanda indotto dal COVID-19 che ne ha rallentato la crescita in Asia ed Europa, quanto all'aumento delle forniture di GNL dirette nel Vecchio Continente che hanno sistematicamente superato le richieste di consumo, inasprendo il surplus e riempiendo gli stoccaggi in quasi tutti i principali Paesi.
Nonostante le prospettive del mercato ETS restino deboli per l'anno in corso, il prezzo della CO2 durante gli ultimi mesi è aumentato considerevolmente (+58% dagli inizi di aprile) discostandosi dai fondamentali e azzerando completamente l'impatto dovuto al COVID-19.
Se confrontiamo le performance delle principali commodity energetiche dall'inizio dell'anno notiamo che la CO2 ha registrato i risultati migliori con un progresso dell'11% a discapito di un calo del petrolio, diminuito del 38%, e del gas naturale (PSV), in calo del 40% per l'anno in corso. Tre sono le ragioni del rialzo dei prezzi: la bassa liquidità del mercato delle aste, un incremento delle posizioni speculative e in ultimo un probabile aumento delle ambizioni climatiche da parte dell'Unione Europea.
| 2° trimestre | GWh | 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazione | 2020 | 2019 | Variazione | ||
| 67 | 77 | -13,0% Italia | 143 | 158 | -9,5% | ||
| 52 | 59 | -11,9% Spagna | 114 | 124 | -8,1% | ||
| 13 | 15 | -13,3% Romania | 29 | 31 | -6,5% | ||
| 175 | 185 | -5,4% Russia | 389 | 403 | -3,5% | ||
| 30 | 32 | -6,3% Argentina | 65 | 65 | - | ||
| 133 | 145 | -8,3% Brasile | 286 | 299 | -4,3% | ||
| 19 | 19 | - Cile | 39 | 38 | 2,6% | ||
| 16 | 18 | -11,1% Colombia | 35 | 35 | - |
Fonte: TSO nazionali.
Nel primo semestre 2020 l'andamento della domanda di energia elettrica è risultato in calo sia in Italia sia in Spagna, rispettivamente, del 9,5% e dell'8,1%. Tale decremento è dovuto, nei primi mesi, principalmente alle temperature sopra la media stagionale, per poi accentuarsi fortemente a causa dei lockdown imposti per la presenza a livello mondiale della pandemia del COVID-19. La situazione è stata analoga nei Paesi dell'Est Europa, dove si è registrato un decremento del 3,5% in Russia e del 6,5% in Romania.
Per quanto riguarda l'America Latina, la fase acuta della pandemia è arrivata con un paio di mesi di ritardo e questo ha fatto sì che nel primo semestre l'Argentina e la Colombia abbiano registrato un livello di domanda elettrica allineata a quello dello scorso anno. Il Brasile, che è il Paese che ha avuto gli impatti sanitari peggiori del Sud America, registra un calo del 4,3% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. Il Cile è l'unico Paese con un incremento (+2,6%) della domanda rispetto al 2019, dovuto soprattutto al fatto che il lockdown è stato inizialmente imposto solamente su Santiago e le zone limitrofe lasciando aperte le attività industriali, in particolare quella mineraria che è la principale fonte della domanda di energia del Paese.
| Variazione | Variazione | |||
|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio | prezzo medio baseload |
Prezzo medio | prezzo medio peakload |
|
| baseload | 1° semestre 2020 | peakload | 1° semestre 2020 | |
| 1° semestre 2020 | - | 1° semestre 2020 | - | |
| (€/MWh) | 1° semestre 2019 | (€/MWh) | 1° semestre 2019 | |
| Italia | 32,2 | -41,5% | 36,4 | -40,4% |
| Spagna | 29,0 | -47,3% | 31,4 | -43,9% |
| Russia | 14,6 | -14,0% | 17,1 | -10,1% |
| Brasile | 14,4 | -24,6% | 35,0 | -32,0% |
| Cile | 38,1 | -33,1% | 55,6 | -45,5% |
| Colombia | 81,7 | 108,0% | 126,9 | 73,7% |
| 2° trimestre | Milioni di m3 | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 12 | 14 | (2) | -14,3% Italia | 35 | 39 | (4) | -10,3% | |
| 6 | 8 | (2) | -25,0% Spagna | 15 | 17 | (2) | -11,8% |
L'andamento della domanda di gas naturale nel primo semestre 2020 ha registrato un forte calo rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente sia in Italia sia in Spagna, riportando rispettivamente un decremento del 10,3% e dell'11,8%. In entrambi i Paesi la domanda di gas è stata guidata da temperature sopra la media stagionale nel primo trimestre che non hanno sostenuto la domanda, mentre nel secondo trimestre il lockdown causato dalla pandemia del COVID-19 e la chiusura di tutte le attività industriali e dei servizi hanno fatto registrare un ulteriore crollo della domanda.
| 2° trimestre | Milioni di m3 1° semestre |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Reti di | |||||||
| 4 | 5 | (1) | -20,0% distribuzione |
17 | 19 | (2) | -10,5% |
| 3 | 3 | - | - Industria | 6 | 7 | (1) | -14,3% |
| 5 | 6 | (1) | -16,7% Termoelettrico | 11 | 12 | (1) | -8,3% |
| - | - | - | - Altro (1) | 1 | 1 | - | - |
| 12 | 14 | (2) | -14,3% Totale | 35 | 39 | (4) | -10,3% |
(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 primo semestre 2020 si attesta a 35 milioni di metri cubi, registrando un calo del 10,3% rispetto allo stesso periodo del 2019. Il calo è generalizzato su tutti i settori in seguito a temperature più miti rispetto
allo scorso anno e al rallentamento dell'attività economica, portando la domanda del settore industriale ad avere il calo più importante (-14,3%) seguita da quella del settore delle reti di distribuzione (-10,5%).
Per la natura del proprio business, il Gruppo è esposto a diverse tipologie di rischi e, in particolare, a rischi di natura finanziaria, rischi industriali e ambientali, rischi strategici derivanti dall'evoluzione del mercato, nonché rischi legati alla sostenibilità e al cambiamento climatico.
Per affrontare efficacemente tali rischi, Enel ha adottato il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi (c.d. "SCI-GR"). Tale sistema è costituito dall'insieme delle regole, delle procedure e delle strutture organizzative volte a consentire l'identificazione, la misurazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi aziendali nell'ambito del Gruppo.
Il Consiglio di Amministrazione svolge un ruolo di indirizzo e si impegna a sviluppare opportune linee guida che assicurino, a ogni livello del Gruppo, l'adozione di decisioni consapevoli e coerenti con i rischi connessi (compresi quelli legati al cambiamento climatico). A questo fine, il Consiglio di Amministrazione si avvale del Comitato Controllo e Rischi che rilascia il proprio parere preventivo anche sulle linee di indirizzo del SCIGR. Il Gruppo si è inoltre dotato di specifici Comitati interni composti dal top management, cui spetta il governo e la supervisione nell'ambito della gestione, del monitoraggio e del controllo dei rischi.
Di seguito sono descritte le principali tipologie di rischi e opportunità cui il Gruppo è esposto.
I ricavi del Gruppo Enel sono di fonte estera ormai per oltre il 50% dell'ammontare totale; la forte internazionalizzazione del Gruppo – localizzata in varie regioni, tra cui America Latina, Nord America, Africa e Russia – sottopone Enel all'obbligo di considerare e valutare il cosiddetto "rischio Paese", consistente nei rischi di natura macroeconomica e finanziaria, regolatori e di mercato, geopolitica e sociale il cui verificarsi potrebbe determinare un effetto negativo sia sui flussi reddituali sia sulla protezione degli asset aziendali. Enel, a tal proposito, si è dotata di un modello di valutazione del rischio Paese capace di monitorare puntualmente la rischiosità dei Paesi all'interno del proprio perimetro. Al fine di mitigare tale rischio il modello supporta i processi di allocazione del capitale e di valutazione d'investimento.
Nel primo semestre 2020 l'economia mondiale, a causa dello scoppio della pandemia da COVID-19, si è contratta di circa il 5% su base annua, con rischi economici, politici e sanitari legati all'evoluzione del virus e alle relative risposte politiche.
La recessione globale in Europa, come in ogni parte del mondo, ha comportato un significativo aumento del debito dei Paesi, che in questa prima fase sembra essere supportato dalla Banca Centrale e dalla Commissione Europea, se pur rimangono considerevoli rischi in merito alla mancata approvazione delle manovre di supporto dichiarate. Una riduzione del programma di acquisto titoli da parte della BCE (PEPP e APP) già a partire dal terzo trimestre del prossimo anno ed eventuali rallentamenti nell'elargizione dei "grants" del "Recovery Plan" ai Paesi periferici, per via di una più complessa struttura di governance, rappresentano importanti fattori che potrebbero compromettere le prospettive di ripresa e la stabilità dei Paesi in cui Enel opera in Europa.
Considerando il panorama economico-politico, non sono da trascurare la minaccia che l'attuazione di ulteriori politiche protezionistiche possa ulteriormente impattare il commercio mondiale, nonché nuove tensioni tra le due superpotenze Stati Uniti e Cina.
Il Brasile e l'Argentina, tra i Paesi analizzati nel modello, sono caratterizzati da fattori di rischio economici e socio-politici da tenere in considerazione. L'Argentina si trova in questo primo semestre in una profonda recessione, dopo aver dato segnali positivi di ripresa prima della diffusione della pandemia, che sembra ancora non avere una fine. Ulteriori fattori di rischio sono legati all'inflazione, che si attesta a valori ancora molto elevati (ben al di sopra del 40% su base annuale), a una valuta instabile suscettibile di contagio internazionale e a un debito crescente per via delle risposte messe in atto dal Governo a sostegno dell'economia. Sempre sul fronte debitorio si è creata una fase di stallo nelle negoziazioni tra il Governo argentino e i creditori internazionali relativamente alle condizioni di ristrutturazione del debito per un valore che in totale arriva a
65 miliardi di dollari statunitensi. Il termine ultimo per accettare l'offerta del Governo argentino è il 4 agosto ma al momento le parti sono ancora distanti. Non si esclude il rischio di un ulteriore default, il nono nella storia del Paese.
Il Brasile – attualmente il secondo Paese al mondo per contagi dopo gli Stati Uniti e il secondo per numero di decessi, ma con una crescita ancora ripida di entrambi i fattori, superiore a tutti gli altri Paesi del mondo – rischia un forte aggravamento della posizione fiscale (deficit atteso sopra il 10% del PIL, e livello di indebitamento intorno al 90%) e di conseguenza della sostenibilità dei conti pubblici e delle potenzialità di crescita economica nel medio termine. L'attuale clima di incertezza politica potrebbe, inoltre, compromettere il conseguimento di importanti riforme strutturali, rallentando il percorso di ripresa.
Il Gruppo si trova a operare in mercati regolamentati e il cambiamento delle regole di funzionamento dei vari sistemi nonché le prescrizioni e gli obblighi che li caratterizzano influiscono sull'andamento della gestione e dei risultati del Gruppo stesso.
A fronte dei rischi che possono derivare da fattori regolatori, si è operato per intensificare i rapporti con gli organismi di governo e regolazione locali adottando un approccio di trasparenza, collaborazione e proattività nell'affrontare e rimuovere le fonti di instabilità dell'assetto regolatorio.
Nell'esercizio della sua attività Enel è esposta a diversi rischi di natura finanziaria che, se non opportunamente mitigati, possono direttamente influenzarne il risultato. Essi includono il rischio di prezzo commodity, il rischio di tasso di cambio, il rischio di tasso di interesse, il rischio di credito e il rischio di liquidità.
Enel ha adottato un sistema di governance dei rischi finanziari che prevede la presenza di specifici Comitati interni, composti dal top management e presieduti dagli Amministratori Delegati delle società interessate (compresa Enel SpA), cui spettano le attività di indirizzo strategico e di supervisione della gestione dei rischi, nonché la definizione e l'applicazione di specifiche policy, a livello di Gruppo e di singole Regioni, Paesi
e Linee di Business Globali, che definiscono i ruoli e le responsabilità per i processi di gestione, monitoraggio e controllo dei rischi nel rispetto del principio della separazione organizzativa fra le strutture preposte alla gestione e quelle responsabili del monitoraggio e del controllo dei rischi.
La governance dei rischi finanziari prevede, inoltre, la definizione di un sistema di limiti operativi, a livello di Gruppo e di singole Regioni, Paesi e Linee di Business Globali, per ogni rischio, periodicamente monitorati dalle unità deputate al controllo dei rischi. Il sistema di limiti costituisce per il Gruppo un supporto alle decisioni finalizzato al raggiungimento degli obiettivi.
Enel opera sui mercati energetici e per questa sua attività è esposta alle variazioni dei prezzi di combustibili ed energia elettrica, che, se non efficacemente gestiti, ne possono influenzare in modo significativo i risultati.
Per mitigare tale esposizione il Gruppo ha sviluppato una strategia di stabilizzazione dei margini che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata sia dell'approvvigionamento dei combustibili sia delle forniture ai clienti finali e agli operatori del mercato all'ingrosso.
Enel si è dotata, inoltre, di una procedura formale che prevede la misurazione del rischio residuo, la definizione di un limite di rischio massimo accettabile e la realizzazione di operazioni di copertura mediante il ricorso a contratti derivati sia sui mercati regolamentati sia sui mercati Over The Counter (OTC). Il processo di controllo del rischio di commodity consente di limitare l'impatto sui margini delle variazioni impreviste dei prezzi di mercato e, al contempo, garantisce un adeguato margine di flessibilità che consente di cogliere opportunità nel breve termine.
Allo scopo di mitigare il rischio di interruzione delle forniture di combustibili, il Gruppo ha sviluppato una strategia di diversificazione delle fonti di approvvigionamento, ricorrendo a fornitori dislocati in differenti aree geografiche.
Grazie alle strategie di mitigazione messe in atto, il Gruppo ha potuto minimizzare gli effetti della volatilità dei prezzi delle commodity sui risultati del primo semestre 2020.
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity deriva principalmente dalle attività di compravendita di energia e combustibili a prezzo variabile (per es., contratti bilaterali indicizzati, operazioni sul mercato spot ecc.).
In relazione all'energia venduta il Gruppo ricorre alla stipula di contratti a prezzo fisso attraverso bilaterali fisici e contratti finanziari (per es., contratti per differenza, VPP ecc.) nei quali le differenze sono regolate a favore della controparte, nel caso in cui il prezzo di mercato dell'energia superi il prezzo strike, e a favore di Enel, nel caso contrario.
L'esposizione residua, derivante dalle vendite di energia sul mercato spot non coperte dai suddetti contratti, è aggregata su fattori di rischio omogenei che possono essere gestiti attraverso operazioni di copertura sul mercato. Per i portafogli industriali sono adottate tecniche di proxy hedging qualora gli strumenti di copertura relativi ai particolari fattori di rischio che generano l'esposizione non siano disponibili sul mercato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel applica tecniche di portfolio hedging per valutare opportunità di netting fra esposizioni infragruppo.
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono principalmente contratti derivati plain vanilla (in particolare forward, swap, opzioni su commodity, future, contratti per differenza).
Enel, inoltre, svolge attività di proprietary trading con l'obiettivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di riferimento per il Gruppo. Tale attività consiste nell'assunzione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodotti petroliferi, gas, carbone, certificati CO2 ed energia elettrica) attraverso strumenti finanziari derivati e contratti fisici scambiati su mercati regolamentati e OTC, ottimizzando il profitto grazie a operazioni effettuate sulla base delle aspettative di evoluzione dei mercati.
In ragione della diversificazione geografica, dell'accesso ai mercati internazionali per l'emissione di strumenti di debito e dell'operatività sulle commodity, le società del Gruppo sono esposte al rischio che variazioni dei tassi di cambio tra la divisa di conto e le altre divise generino variazioni inattese delle grandezze economiche e patrimoniali riportate nei rispettivi bilanci di esercizio.
Dato l'attuale assetto di Enel, l'esposizione al rischio di tasso di cambio è principalmente legata al dollaro statunitense e deriva da:
flussi di cassa connessi alla compravendita di combustibili ed energia;
flussi di cassa relativi a investimenti, a dividendi derivanti da consociate estere e a flussi relativi alla compravendita di partecipazioni;
flussi di cassa connessi a rapporti commerciali;
attività e passività finanziarie.
Il Bilancio consolidato del Gruppo è inoltre soggetto al rischio di tasso di cambio derivante dalla conversione in euro delle poste relative alle partecipazioni in società la cui divisa di conto è diversa dall'euro (c.d. "rischio traslativo").
La politica di gestione del rischio di tasso di cambio è orientata alla copertura sistematica delle esposizioni alle quali sono soggette le società del Gruppo, a eccezione del rischio traslativo.
Appositi processi operativi garantiscono la definizione e l'attuazione di opportune strategie di hedging, che tipicamente impiegano contratti finanziari derivati stipulati sui mercati OTC.
Il controllo del rischio attraverso specifici processi e indicatori consente di limitare i possibili impatti finanziari avversi e, al contempo, di ottimizzare la gestione dei flussi di cassa dei portafogli gestiti.
Rischio di tasso di cambio
Nel corso del primo semestre 2020 la gestione del rischio tasso di cambio è proseguita nell'ambito del rispetto della citata politica di gestione dei rischi, senza difficoltà da rilevare nell'accesso al mercato dei derivati.
Si rileva che la volatilità che ha caratterizzato i mercati finanziari durante la prima fase della pandemia in molti casi è rientrata ai livelli pre-COVID-19 ed è stata compensata da azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finanziari derivati.
In particolare, si rileva che il 53% (52% al 31 dicembre 2019) dell'indebitamento lordo a lungo termine è espresso in valute diverse dall'euro, che si riduce al 18% (18% al 31 dicembre 2019), considerando le relative operazioni di copertura.
L'esposizione complessiva dell'indebitamento finanziario delle società del Gruppo al rischio tasso di cambio risulta peraltro del tutto trascurabile, tenuto conto della quota di indebitamento espressa nella valuta di conto della società del Gruppo detentrice della posizione debitoria nonché degli eventuali effetti di copertura naturale rispetto a flussi operativi denominati in divisa estera.
Si evidenzia inoltre che, al 30 giugno 2020, se il tasso di cambio dell'euro verso tutte le divise si fosse apprezzato del 10%, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 3.223 milioni di euro (2.929 milioni di euro al 31 dicembre 2019) a seguito del decremento del fair value netto dei derivati su cambi di cash flow hedge. Viceversa, se l'euro, alla stessa data, si fosse deprezzato del 10%, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 3.937 milioni di euro (3.580 milioni di euro al 31 dicembre 2019) a seguito dell'incremento del fair value netto dei derivati su cambi di cash flow hedge.
Il Gruppo è esposto al rischio che variazioni del livello dei tassi di interesse comportino variazioni inattese degli oneri finanziari netti o del valore di attività e passività finanziarie valutate al fair value. L'esposizione al rischio di tasso di interesse deriva principalmente dalla variabilità delle condizioni di finanziamento, in caso di accensione di un nuovo debito, e dalla variabilità dei flussi di cassa relativi agli interessi prodotti dalla porzione di debito a tasso variabile.
La politica di gestione del rischio di tasso di interesse mira al contenimento degli oneri finanziari e della loro volatilità mediante l'ottimizzazione del portafoglio di passività finanziarie del Gruppo e anche attraverso la stipula di contratti finanziari derivati sui mercati OTC.
Il controllo del rischio attraverso specifici processi e indicatori consente di limitare i possibili impatti finanziari avversi e, al contempo, di ottimizzare la struttura del debito con un adeguato grado di flessibilità. A tale riguardo, si rileva che la volatilità che ha caratterizzato i mercati finanziari durante la prima fase della pandemia in molti casi è rientrata ai livelli pre-COVID-19 ed è stata compensata da efficaci azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finanziari derivati.
Al 30 giugno 2020 il 32% dell'indebitamento finanziario lordo è indicizzato a tasso variabile (27% al 31 dicembre 2019). Tenuto conto delle operazioni di copertura classificate in hedge accounting, risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, la quota di esposizione al rischio di tasso di interesse risulta pari al 24% (20% al 31 dicembre 2019).
Al 30 giugno 2020, se i tassi di interesse fossero stati di 25 punti base (0,25%) più alti, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 147 milioni di euro (166 milioni di euro al 31 dicembre 2019) a seguito dell'incremento del fair value dei derivati su tassi di cash flow hedge.
Viceversa, se i tassi di interesse fossero stati di 25 punti base più bassi, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 147 milioni di euro (166 milioni di euro al 31 dicembre 2019) a seguito del decremento del fair value dei derivati su tassi di cash flow hedge.
Un aumento (diminuzione) dei tassi di interesse di pari entità genererebbe, a parità di ogni altra variabile, un impatto negativo (positivo) a Conto economico, in termini di maggiori (minori) oneri annui sulla quota non coperta del debito lordo, pari a circa 20 milioni di euro (21 milioni di euro al 31 dicembre 2019).
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura finanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito, ovvero all'eventualità di un peggioramento del merito creditizio delle controparti che causa effetti avversi sul valore atteso della posizione creditoria e, relativamente ai soli crediti commerciali, l'incremento dei tempi medi di incasso.
Pertanto, l'esposizione al rischio di credito è riconducibile alle seguenti tipologie di operatività:
vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e servizi (crediti commerciali);
attività di negoziazione che comportano uno scambio fisico o da operazioni su strumenti finanziari (portafoglio commodity);
attività di negoziazione di strumenti derivati, depositi bancari e più in generale di strumenti finanziari (portafoglio finanziario).
La politica di gestione del rischio di credito derivante da attività commerciali e transazioni su commodity prevede la valutazione preliminare del merito creditizio delle controparti e l'adozione di strumenti di mitigazione quali l'acquisizione di garanzie.
Il processo di controllo basato su specifici indicatori di rischio e, dove possibile, di limiti, consente di assicurare che gli impatti economico-finanziari, legati al possibile deterioramento del merito creditizio, siano contenuti entro livelli sostenibili. Al contempo, viene salvaguardata la necessaria flessibilità per ottimizzare la gestione dei portafogli.
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione dei crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno luogo all'integrale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attività oggetto di cessione.
Con riferimento, infine, all'operatività finanziaria e su commodity, la mitigazione del rischio è perseguita attraverso la diversificazione di portafoglio (prediligendo controparti con merito creditizio elevato) nonché l'adozione di specifici framework contrattuali standardizzati che prevedono clausole di mitigazione del rischio (per es., netting) ed eventualmente lo scambio di cash collateral.
Si rileva che gli scenari macroeconomici al ribasso dovuti all'effetto COVID-19 non hanno avuto impatti significativi sul merito creditizio delle controparti. I risultati di specifiche analisi interne, infatti, non hanno evidenziato correlazioni statistiche significative tra i principali rilevatori economici (PIL, tasso di disoccupazione ecc.) e il merito creditizio.
Tuttavia si sono rilevati peggioramenti nelle curve di incasso su alcuni segmenti di clientela di cui si è tenuto conto nella valutazione dell'impairment dei crediti commerciali.
Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo, pur essendo solvibile, non sia in grado di far fronte tempestivamente ai propri impegni, o che sia in grado di farlo solo a condizioni economiche sfavorevoli a causa di situazioni di tensione o crisi sistemica (per es., credit crunch, crisi del debito sovrano ecc.) o della mutata percezione della sua rischiosità da parte del mercato.
Tra i fattori che definiscono la rischiosità percepita dal mercato, il merito creditizio, assegnato a Enel dalle agenzie di rating, riveste un ruolo determinante poiché influenza la sua possibilità di accedere alle fonti di finanziamento e le relative condizioni economiche. Un peggioramento di tale merito creditizio potrebbe, pertanto, costituire una limitazione all'accesso al mercato dei capitali e/o un incremento del costo delle fonti di finanziamento, con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Al 30 giugno 2020, la valutazione del profilo di rischio di Enel attribuita dalle agenzie di rating Moody's, Standard & Poor's e Fitch non ha subíto variazioni. Pertanto, il rating di Enel è pari a: (i) "BBB+" con outlook stabile, secondo Standard & Poor's; (ii) "A-" con outlook stabile, secondo Fitch; e (iii) "Baa2" con outlook positivo, secondo Moody's.
La politica di gestione del rischio di liquidità di Enel è finalizzata al mantenimento di disponibilità liquide sufficienti a far fronte agli impegni attesi per un determinato orizzonte temporale senza far ricorso a ulteriori fonti di finanziamento, nonché al mantenimento di una riserva prudenziale di liquidità, sufficiente a far fronte a eventuali impegni inattesi. Inoltre, al fine di rispettare gli impegni di medio e lungo termine, Enel persegue una strategia di gestione dell'indebitamento che prevede una struttura diversificata delle fonti di finanziamento, cui ricorre per la copertura dei propri fabbisogni finanziari, e un profilo di scadenze equilibrato. Al fine di garantire una efficiente gestione della liquidità, l'attività di tesoreria è in larga parte accentrata a livello di Holding, provvedendo al fabbisogno di liquidità primariamente con i flussi di cassa generati dalla gestione ordinaria e assicurando un'opportuna gestione delle eventuali eccedenze.
Nel corso del primo semestre 2020 sono state effettuate emissioni di obbligazioni per complessivi 5 milioni di euro.
Al 30 giugno 2020, il Gruppo Enel aveva a disposizione complessivamente circa 5,9 miliardi di euro di cash e cash equivalent, nonché committed credit line disponibili per 20,6 miliardi di euro a fronte di circa 21,6 miliardi di euro complessivamente contrattualizzati.
Inoltre, il Gruppo ha a disposizione programmi di commercial paper per un controvalore totale di 12,8 miliardi di euro (utilizzati per 4,5 miliardi di euro).
Le profonde trasformazioni del settore energetico, caratterizzate da una forte spinta tecnologica, richiedono la presenza di nuovi profili e competenze professionali, nonché un importante cambiamento di carattere culturale e organizzativo. Le organizzazioni devono orientarsi verso nuovi modelli di business, agili e flessibili. Politiche di valorizzazione delle diversità e di gestione e promozione dei talenti diventano elementi chiave in aziende che stanno gestendo la transizione e che hanno una presenza geografica diffusa.
Enel pone le persone che lavorano in azienda al centro del proprio modello di business: la gestione del capitale umano costituisce una priorità cui sono legati specifici obiettivi. Tra questi, i principali sono: lo sviluppo di capacità e di competenze digitali rese necessarie dalla Quarta Rivoluzione Industriale, nonché la promozione di programmi di reskilling e upskilling per i dipendenti al fine di supportare la transizione energetica; il corretto coinvolgimento dei dipendenti rispetto al purpose aziendale, che garantisce migliori risultati a fronte di una maggiore soddisfazione per le persone; lo sviluppo di sistemi di valutazione dell'ambiente lavorativo e delle performance; la diffusione in tutti i Paesi di presenza del Gruppo della politica di diversità e inclusione, nonché di una cultura organizzativa inclusiva fondata sui princípi di non discriminazione e pari opportunità, driver fondamentale affinché tutti possano apportare il proprio contributo. Inoltre, Enel sta sviluppando specifiche iniziative per diffondere la metodologia di lavoro agile all'interno dei processi aziendali.
La velocità dello sviluppo tecnologico, suscettibile di generare sfide sempre nuove, la frequenza e l'intensità degli attacchi informatici in costante aumento, così come la tendenza a colpire infrastrutture critiche e settori industriali strategici, evidenziano il potenziale rischio che, in casi estremi, la normale operatività aziendale possa subire una battuta d'arresto. Gli attacchi informatici sono cambiati radicalmente negli ultimi anni: il numero è cresciuto esponenzialmente, così come il loro grado di complessità e impatto, risultando sempre più difficile identificarne la fonte in modo tempestivo. Nel caso del Gruppo, ciò è dovuto ai numerosi contesti in cui questo si trova a operare (dati, industria e persone), una circostanza che deve essere sommata alla complessità intrinseca e all'interconnessione delle risorse che, peraltro, nel corso degli anni sono state sempre più integrate nei quotidiani processi operativi del Gruppo.
Il Gruppo ha adottato un modello olistico di governance relativo alla cyber security, che si applica ai settori IT (Information Technology), OT (Operational Technology) e IoT (Internet of Things). Il framework si basa sull'impegno del top management, sulla direzione strategica globale, sul coinvolgimento di tutte le aree di business nonché delle unità impegnate nella progettazione e gestione dei sistemi. Esso si sforza, inoltre, di utilizzare le tecnologie di punta del mercato, di progettare processi aziendali ad hoc, di rafforzare la consapevolezza informatica da parte delle persone e di recepire i requisiti normativi relativi alla sicurezza informatica.
In aggiunta, il Gruppo ha definito e adottato una metodologia di gestione del rischio per la sicurezza informatica basata su approcci "risk-based" e "cyber security by design", rendendo così l'analisi dei rischi aziendali il passo fondamentale di tutte le decisioni strategiche. Enel ha, inoltre, creato il proprio Cyber Emergency Readiness Team (CERT), al fine di rispondere e gestire in modo proattivo eventuali incidenti nel campo della sicurezza informatica.
Infine, nel 2019, il Gruppo ha stipulato un'assicurazione sui rischi connessi alla cyber security al fine di attenuare i pericoli informatici.
Tutto ciò ha permesso di fronteggiare un attacco informatico di tipo "ransomware" contro il Gruppo, occorso il 7 giugno 2020, senza che questo abbia comportato alcuna interruzione nell'erogazione dei servizi e della normale operatività del Gruppo se non lievi e temporanei disservizi informatici a supporto delle attività di customer care.
Il Gruppo sta effettuando una completa trasformazione digitale della gestione dell'intera catena del valore dell'energia, sviluppando nuovi modelli di business e digitalizzando i suoi processi aziendali. Una conseguenza di tale trasformazione digitale è che il Gruppo è via via sempre più esposto a rischi legati al funzionamento dei sistemi IT (Information Technology) implementati in tutta l'azienda, che potrebbero condurre a interruzioni del servizio o a perdite di dati.
Digitalizzazione, efficacia IT e continuità del servizio
Attacchi cibernetici ("cyber")
Il presidio di tali rischi è garantito da una serie di misure interne sviluppate dall'unità Global Digital Solutions, responsabile di guidare la trasformazione digitale del Gruppo; tale unità ha predisposto un sistema di controllo interno che, introducendo punti di controllo lungo tutta la catena del valore dell'Information Technology, consente di evitare il concretizzarsi di rischi relativi ad aspetti quali la realizzazione di servizi non aderenti alle esigenze del business, la mancanza di implementazione di adeguate misure di sicurezza e le interruzioni di servizio. Il sistema di controllo interno all'unità Global Digital Solutions presidia sia le attività svolte internamente sia quelle affidate a collaboratori e provider esterni. Enel sta inoltre promuovendo la diffusione di cultura e competenze digitali all'interno del Gruppo, al fine di guidare con successo la trasformazione digitale e minimizzare i rischi associati.
La raccolta ed elaborazione dei dati personali rappresenta una delle più grandi sfide dell'era della digitalizzazione e della globalizzazione dei mercati. Il Gruppo ha raccolto tale sfida accelerando i processi di trasformazione digitale, mentre attraversa una importante fase di crescita a livello globale per numero di clienti e aree geografiche. Ciò implica una naturale esposizione ai rischi legati alla protezione dei dati personali, anche in considerazione della sempre più corposa normativa in materia di privacy, la cui inadeguata attuazione può causare perdite economiche o finanziarie e danni reputazionali.
Al fine di gestire e mitigare questo rischio, Enel ha adottato una struttura tesa a garantire che la protezione dei dati personali, riferibili a tutte le persone fisiche con le quali interagisce, sia pienamente rispettata. Ciò grazie alla nomina dei Responsabili della Protezione dei Dati personali (RPD), figure che si occupano di supportare le aree di business nell'adozione di un approccio di "privacy by design", tale da rendere la protezione dei dati personali un elemento fondamentale nella progettazione di qualsiasi iniziativa o processo aziendale.
Nell'ultimo anno, in linea con una tendenza ormai consolidata, si è registrata una crescente sensibilità da parte di tutta la collettività rispetto ai rischi legati a modelli di sviluppo che generano impatti ambientali e sfruttano risorse naturali scarse (tra cui molte materie prime ma anche l'acqua).
Le istituzioni, in risposta a queste esigenze, aggiornano le normative ambientali in senso più restrittivo, ponendo vincoli sempre più stringenti allo sviluppo di nuove iniziative industriali e, nei settori considerati più impattanti, favoriscono o impongono il superamento di tecnologie considerate non più sostenibili.
In questo contesto, le aziende di ciascun settore, e le aziende leader su tutte, sempre più consapevoli che i rischi ambientali sono sempre più anche rischi economici, sono chiamate a un accresciuto impegno e a una maggiore responsabilità nell'individuazione e adozione di soluzioni tecniche e modelli di sviluppo innovativi e sostenibili.
Enel ha posto il requisito di una efficace prevenzione e minimizzazione degli impatti e dei rischi ambientali quale elemento fondamentale e discriminante alla base di ogni progetto, lungo il suo intero ciclo di vita.
L'adozione di Sistemi di Gestione Ambientale certificati ai sensi della ISO 14001 nel Gruppo garantisce l'adozione di politiche e procedure strutturate per l'identificazione e la gestione dei rischi e delle opportunità ambientali associate a ogni attività aziendale.
Contribuisce inoltre la molteplicità delle azioni per il raggiungimento degli sfidanti obiettivi di miglioramento ambientale fissati da Enel, riguardanti per esempio le emissioni atmosferiche, i rifiuti prodotti e i consumi idrici, soprattutto in aree a elevato water stress.
Con particolare riferimento al rischio di scarsità idrica, esso è mitigato direttamente dalla strategia di sviluppo di Enel basata sulla crescita della generazione da fonti rinnovabili che sostanzialmente non sono dipendenti dalla disponibilità di acqua per il loro esercizio. Particolare attenzione è poi posta agli asset presenti in aree a elevato livello di water stress, con l'obiettivo di individuare soluzioni tecnologiche per ridurre i consumi. Infine, la collaborazione costante con le autorità locali di gestione dei bacini idrografici consente di adottare le strategie condivise più efficaci per la gestione sostenibile degli asset di generazione idroelettrica.
La società Petroleo Brasileiro SA - Petrobras, fornitrice di gas alla centrale di Fortaleza (Central Geradora Termelétrica Fortaleza - CGTF) in Brasile, ha comunicato l'intenzione di risolvere il contratto sottoscritto nel 2003, tra le stesse parti, sulla base di un asserito squilibrio economico-finanziario in considerazione delle attuali condizioni di mercato.
In tal senso, Petrobras ha presentato, in data 27 gennaio 2020, due diversi tipi di ricorsi straordinari dinanzi rispettivamente alla Corte Suprema e alla Corte Federale di Brasilia, che risultano attualmente pendenti, per contestare alcune misure cautelari prese dall'autorità giudiziaria a favore di CGTF.
Dopo una serie di riunioni della Comisión Negociadora del V Convenio Colectivo Marco de Endesa (Comisión Negociadora) iniziate a ottobre 2017 e susseguitesi per tutto il 2018, considerata l'impossibilità di raggiungere un accordo, Endesa ha comunicato ai lavoratori e alle loro rappresentanze sindacali che, con effetto dal 1° gennaio 2019, il IV Contratto Collettivo deve considerarsi risolto alla stregua dei cosiddetti "Contratto Quadro di Garanzia " e "Accordo sulle Misure Volontarie di Sospensione o Risoluzione dei Contratti di Lavoro nel periodo 2013-2018 ", stabilendo l'applicazione, a partire da tale data, della normativa generale sul lavoro, nonché dei criteri giurisprudenziali stabiliti in materia.
Nonostante i negoziati della citata Comisión Negociadora siano ripresi a febbraio 2019, le divergenze interpretative tra Endesa e le rappresentanze sindacali circa gli effetti della risoluzione del IV Contratto Collettivo per quanto attiene, in particolare, ai benefíci sociali riconosciuti al personale in pensione, ha comportato l'avvio di un'azione giudiziale di interesse collettivo da parte dei sindacati aventi rappresentanza in azienda. Il 13 marzo 2019 si è tenuta un'udienza dinanzi al tribunale di primo grado che, in data 26 marzo 2019, ha emesso una sentenza favorevole a Endesa. I sindacati hanno impugnato tale decisione dinanzi alla Corte Suprema, mentre la sentenza di primo grado continua a essere provvisoriamente esecutiva. In data 19 giugno 2019 Endesa ha presentato le proprie difese. A dicembre 2019 il sindacato maggiormente rappresentativo in Endesa ha deciso di rinunciare all'azione pendente dinanzi alla Corte Suprema per partecipare volontariamente a un arbitrato presso il Servicio Interconfederal de Mediación y Arbitraje (SIMA) volto alla risoluzione dei principali aspetti relativi al V Convenio Colectivo Marco de Endesa. Quale presupposto del compromesso arbitrale, a dicembre 2019, il sindacato maggioritario di Endesa ha accettato di rinunciare all'azione pendente dinanzi alla Corte Suprema contro la sentenza del tribunale di primo grado del 26 marzo 2019 che è risultata favorevole a Endesa, ritenendo legittima l'interpretazione della società circa la correttezza dell'abolizione di alcuni benefíci sociali al personale in pensione quale conseguenza della risoluzione del IV Convenio Colectivo Marco de Endesa. Le altre organizzazioni sindacali coinvolte hanno rifiutato di aderire all'arbitrato, scegliendo di andare avanti con il procedimento dinanzi alla Corte Suprema.
Il 21 gennaio 2020 è stato emesso il lodo arbitrale in base al quale sono state modificate le corrispettive parti del V Convenio Colectivo Marco de Endesa che è stato successivamente firmato dalle parti sociali ed è entrato in vigore il 23 gennaio 2020. In questa stessa data, Endesa ha firmato anche due ulteriori contratti collettivi ("Contratto Quadro di Garanzia" e "Accordo sulle Misure Volontarie di Sospensione o Risoluzione dei Contratti di Lavoro") con tutte le rappresentanze sindacali presenti in azienda. Il 1° aprile 2020 i tre sindacati "Comisiones Obreras", "SIE" e "CIG" hanno notificato a Endesa l'impugnazione del lodo arbitrale del 21 gennaio 2020, indicando la data del 24 giugno 2020 per l'udienza di conciliazione. Il 17 giugno 2020 il V Convenio Colectivo Marco de Endesa è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale spagnola (Boletín Oficial del Estado) acquisendo piena efficacia. Pertanto, all'udienza di conciliazione del 24 giugno 2020, i tre sindacati che avevano impugnato il lodo del 21 gennaio 2020 hanno dato atto del fatto che il contenuto del lodo è stato integralmente trasposto nel V Convenio Colectivo Marco de Endesa e che quest'ultimo ha acquisito piena efficacia a seguito della sua pubblicazione, lasciando il lodo privo di effetto. Pertanto, il procedimento di impugnazione del lodo si è estinto e non è più pendente.
In ragione di quanto sopra esposto, il procedimento dinanzi alla Corte Suprema prosegue a istanza dei tre sindacati minoritari che avevano dato inizialmente avvio all'azione insieme al sindacato maggiormente rappresentativo.
In parallelo, sono state avviate numerose azioni individuali da parte di personale in pensione e di ex dipendenti che avevano aderito ad accordi di incentivo all'esodo (AVS) per far accertare giudizialmente che la risoluzione del IV Convenio Colectivo Marco de Endesa non produca effetti nei loro confronti. Attualmente, la maggioranza di questi procedimenti è stata sospesa o è in corso di sospensione, nelle more della definizione del giudizio collettivo pendente dinanzi alla Corte Suprema dal cui esito tali giudizi dipendono.
Con riferimento all'indagine penale avviata dalla Procura presso il Tribunale di Lecce nel 2017 afferente ai processi di riutilizzo, nell'ambito dell'industria cementiera, delle ceneri cosiddette "leggere", il 1° agosto 2018 la Procura di Lecce ha proceduto al dissequestro della centrale che ha comportato il venir meno della custodia/amministrazione giudiziaria dell'impianto e il riaccredito della somma (circa 523 milioni di euro) a Enel Produzione. Tuttavia, la fase delle indagini preliminari risulta comunque pendente sia nei confronti degli indagati persone fisiche sia della società ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001. In data 10 ottobre 2018 è stata depositata la "Relazione Tecnica definitiva". Il 6 dicembre 2018 il GIP presso il Tribunale di Lecce, su richiesta della Procura, aveva disposto per il 22 gennaio 2019 la fissazione dell'udienza per l'esame dei periti sulla consulenza depositata. Il GIP ha poi rinviato l'udienza al 15 aprile 2019. All'esito di detta udienza, i periti nominati hanno nuovamente ribadito la correttezza della qualificazione e la non pericolosità delle ceneri prodotte dalla centrale termoelettrica e la possibilità del loro impiego nella produzione del cemento.
Con avviso notificato in data 7 giugno 2019 la Procura di Lecce ha comunicato la conclusione delle indagini preliminari (ai sensi dell'art. 415 bis c.p.p.) relativamente al procedimento penale in oggetto. Il 1° luglio 2019 è stata depositata, da parte di tutte le difese congiuntamente, la memoria ai sensi dell'art. 415 bis c.p.p., in cui è stata formulata richiesta di archiviazione quanto alle posizioni degli imputati e della società, a fronte delle chiare conclusioni della perizia, ampiamente confermative della correttezza del processo di gestione delle ceneri adottato presso la centrale di Brindisi.
Il 9 gennaio 2020 sono pervenute le prime notifiche relative alla fissazione dell'udienza preliminare per la data del 29 gennaio 2020. A fronte di alcune irregolarità nelle notifiche, la medesima udienza preliminare era stata rinviata inizialmente all'8 aprile 2020; tuttavia, in ragione dei provvedimenti di contrasto alla diffusione del COVID-19, tale udienza era stata rinviata dapprima al 10 giugno 2020 e poi nuovamente al prossimo 20 novembre 2020, a causa dell'impossibilità di tenere un dibattimento con le dovute garanzie previste dai protocolli di salute e sicurezza.
In relazione alla centrale termoelettrica di Pietrafitta, la Procura di Perugia aveva avviato un'indagine nei confronti di alcuni esponenti di Enel Produzione SpA, nonché di alcuni terzi oggi proprietari dei terreni adiacenti la centrale – un tempo di Enel – sui quali erano state rinvenute delle ceneri. Si sono susseguiti diversi sopralluoghi da parte degli enti di controllo e delle autorità competenti che hanno portato, in data 21 settembre 2018, alla chiusura delle indagini e alla formulazione di ipotesi di reato a carico di sei esponenti della società in concorso fra loro, oltre che di alcuni dei terzi proprietari dei siti oggetto di indagine.
I reati contestati sono i seguenti: il reato per omessa bonifica
(art. 452 terdecies c.p.), in relazione al mancato ripristino e recupero dello stato di aree localizzate nel Comune di Piegaro (PG) interessate dallo sversamento di ceneri prodotte fino agli anni Ottanta dalla centrale di Pietrafitta (oltre che provenienti da altre centrali della società), nonché di altre aree sulle quali è stata rinvenuta una contaminazione di policlorobifenili (PCB) provenienti da alcune macchine di miniera di proprietà di Enel Produzione SpA, utilizzate in passato nell'attività di escavazione della lignite e rimaste depositate nei siti di terzi oggetto di indagine; il reato di inquinamento ambientale di cui all'art. 452 bis c.p., per aver cagionato nella gestione delle macchine di miniera un "deterioramento significativo e misurabile" consistente
nella contaminazione con PCB dell'area, rispetto al quale è stata contestata, altresì, a Enel Produzione SpA la responsabilità amministrativa ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001.
Rispetto a tali reati, nell'estate 2019, Enel Produzione SpA ha presentato richiesta di archiviazione che è stata accolta dal PM per il reato di inquinamento ambientale ex art. 452 bis c.p., con conseguente archiviazione anche dell'imputazione ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001.
Alcune associazioni ambientaliste hanno presentato opposizione all'archiviazione e il 21 febbraio 2020 si è tenuta dinanzi al GIP l'udienza di discussione che si è conclusa con un provvedimento di archiviazione (28 maggio 2020) che ha, in sintesi, accolto tutte le difese di Enel, valorizzando gli argomenti difensivi proposti e confermando l'archiviazione altresì di ogni altra ipotesi di reato – comunque già non contestata dalla Procura – afferente ai possibili riflessi sulla salute della presenza delle ceneri.
Pertanto, l'azione penale prosegue in relazione al solo reato di omessa bonifica, rispetto al quale Enel Produzione SpA ha presentato, a dicembre 2019, istanza di sospensione del procedimento con messa alla prova, consistente nell'attuazione di un programma concordato con gli uffici della Procura che costituisce condotta riparatoria proporzionata e congrua rispetto alle contestazioni formulate nei confronti degli indagati. L'udienza di messa alla prova è fissata il prossimo 29 ottobre 2020.
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 (creato per la legge n. 17555 del 20 gennaio 2012), sia del sistema di beneficio fiscale (creato per la legge n. 19473 del 3 novembre 2016) e che permetteva a Celg Distribuição SA (Celg-D, oggi Enel Distribuição Goiás) di compensare gli obblighi di pagamento dell'ICMS - Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (imposta sulla circolazione di beni e servizi). Il 25 febbraio 2019 Celg-D ha impugnato la legge n. 20416 dinanzi al Tribunale dello Stato di Goiás attraverso una domanda ("writ of mandamus") con una contestuale richiesta di sospensione cautelare che è stata respinta in via preliminare in data 26 febbraio 2019. Celg-D ha presentato appello avverso questa decisione che è stato accolto dal Tribunale dello Stato di Goiás in data 11 giugno 2019. In data 1° ottobre 2019 lo stesso Tribunale dello Stato di Goiás ha emesso un'ordinanza con la quale ha revocato la misura cautelare precedentemente concessa in favore di Celg-D e, pertanto, gli effetti della legge sono stati ripristinati a partire da tale data. Avverso tale decisione Celg-D 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 Celg-D è stato rigettato. Il 21 novembre 2019 Celg-D ha impugnato questa decisione dinanzi al Superior Tribunal de Justiça (STJ). Il 27 febbraio 2020 il Tribunal de Justiça (TJ) ha dichiarato inammissibile il ricorso di Celg-D, che ha impugnato questa decisione dinanzi al STJ in data 5 maggio 2020 e il procedimento
è in corso di svolgimento. Inoltre, è importante sottolineare che la copertura del fondo Funac è prevista contrattualmente nell'ambito dell'accordo per l'acquisizione di Celg-D da parte di Enel Brasil SA.
In data 26 aprile 2019 è stata 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 Celg-D ha presentato una domanda giudiziale ordinaria e una contestuale richiesta di sospensione cautelare nei confronti dello Stato di Goiás per contestare la suddetta legge. Il 16 settembre 2019 il Tribunale dello Stato di Goiás ha rigettato la domanda cautelare, sul presupposto dell'assenza dei requisiti cautelari in materia di "periculum in mora". Il 26 settembre 2019 Celg-D ha presentato ricorso (agravo de instrumento) dinanzi al Tribunale dello Stato di Goiás contro la decisione che ha rigettato la concessione della misura cautelare, sostenendo che la revoca della legge in materia di crediti fiscali è incostituzionale nella misura in cui tali crediti sono stati stabiliti in conformità alla legge applicabile e costituiscono diritti acquisiti. Il procedimento è in corso di svolgimento.
Inoltre, si rileva che è attualmente pendente dinanzi alla Corte Costituzionale brasiliana (Supremo Tribunal Federal) un'azione di costituzionalità relativamente alle leggi n. 20416 e n. 20468, presentata a istanza dell'associazione brasiliana delle società di distribuzione di energia elettrica (ABRADEE). Il 3 giugno 2020 la Corte Costituzionale brasiliana, attraverso una decisione individuale del giudice relatore, ha rigettato preliminarmente l'azione sul presupposto dell'assenza dei requisiti formali. Il 24 giugno 2020 ABRADEE ha presentato ricorso (agravo regimental) contro la decisione.
In data 13 gennaio 2020 Enel Green Power Brasil Participações Ltda (EGPB) ha avviato le operazioni di allacciamento alla rete della sezione da 475 MW dell'impianto fotovoltaico di São Gonçalo, sito in São Gonçalo do Gurguéia, nello stato nord-orientale di Piauí, in Brasile. La costruzione della sezione da 475 MW dell'impianto solare ha richiesto un investimento di circa 1,4 miliardi di real brasiliani, equivalenti a circa 390 milioni di dollari statunitensi. Una volta a pieno regime, la sezione da 475 MW dell'impianto potrà generare più di 1.200 GWh l'anno, evitando l'emissione in atmosfera di oltre 600.000 tonnellate di CO2 .
In data 21 maggio 2020 Enel, attraverso la sua controllata statunitense per le rinnovabili Enel Green Power North America, ha connesso alla rete ulteriori 50 MW del parco eolico di High Lonesome situato nelle contee di Upton e Crockett, in Texas, incrementando la capacità del più grande parco eolico in esercizio presente nel portafoglio globale di rinnovabili del Gruppo a 500 MW. Inoltre, la società ha connesso alla rete i due parchi eolici di Riverview, da 105 MW, e la Fase 2 di Castle Rock Ridge, da 29,4 MW, situati ad Alberta, in Canada. L'espansione di High Lonesome porta l'investimento complessivo nel progetto a 720 milioni di dollari statunitensi, mentre quello totale per i due progetti canadesi supera i 210 milioni di dollari canadesi.
In data 28 maggio 2020 Enel ha incrementato la propria partecipazione nella controllata cilena Enel Américas SA (Enel Américas) fino al 62,3% del capitale sociale, a seguito del regolamento di due operazioni di share swap stipulate nel giugno 2019 con un istituto finanziario per l'acquisizione fino al 5% del capitale sociale di Enel Américas.
In linea con l'obiettivo del Gruppo Enel comunicato ai mercati
di ridurre la presenza delle minoranze azionarie nelle società del Gruppo che operano in Sud America, Enel ha inoltre stipulato due nuovi contratti di share swap con un istituto finanziario attraverso i quali potrà acquisire in date che si prevede ricorrano entro la fine del 2020 ulteriori azioni ordinarie e American Depositary Shares (ADS) di Enel Américas fino a un ulteriore 2,7%, raggiungendo il 65% del capitale sociale.
In data 28 maggio 2020 è arrivato il via libera alla chiusura anticipata del Gruppo 2 della centrale termoelettrica "Federico II" di Brindisi a partire dal 1° gennaio 2021. Infatti il Ministero dello Sviluppo Economico ha dato riscontro positivo alla richiesta presentata da Enel lo scorso gennaio. Si tratta della prima delle quattro unità produttive a carbone della centrale che si avvia alla chiusura definitiva. In coerenza con la propria strategia di decarbonizzazione della produzione di energia elettrica e con gli obiettivi del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC), Enel ha avviato negli scorsi mesi l'iter di permitting per la riconversione del sito in un impianto a gas ad altissima efficienza necessario per assicurare la chiusura completa dell'impianto a carbone di Brindisi entro il 2025 e contestualmente la sicurezza della rete elettrica nazionale. Inoltre, Enel sta sviluppando progetti per l'installazione di capacità fotovoltaica all'interno del sito, come parte della più generale iniziativa di sviluppo di nuova capacità rinnovabile su tutto il territorio italiano.
La chiusura anticipata del Gruppo 2 della centrale "Federico
II" di Brindisi rientra nell'impegno di Enel per la transizione energetica verso un modello sempre più sostenibile.
In linea con la propria strategia di decarbonizzazione, il Gruppo Enel prevede di chiudere l'Unità I dell'impianto di Bocamina entro il 31 dicembre 2020 e l'Unità II del medesimo impianto entro il 31 maggio 2022, pianificando contemporaneamente il completamento di 2 GW di capacità rinnovabile in Cile attraverso Enel Green Power Chile. In particolare, in data 28 maggio 2020 Enel SpA (Enel) ha annunciato che le proprie controllate cilene Enel Chile SA (Enel Chile) ed Enel Generación Chile SA (Enel Generación Chile) hanno informato il mercato della decisione dei rispettivi Consigli di Amministrazione di accelerare la chiusura dell'impianto a carbone Bocamina, situato a Coronel. Nello specifico, Enel Generación Chile richiederà alla Commissione Nazionale per l'Energia (CNE) cilena di autorizzare la cessazione dell'operatività dell'Unità I (128 MW) e dell'Unità II (350 MW) del suddetto impianto entro le date previste. La chiusura, subordinata all'autorizzazione sopra indicata, ha subíto un'accelerazione rispetto a quanto programmato da Enel Generación Chile nel Piano nazionale di decarbonizzazione firmato con il Ministero dell'Energia del Paese il 4 giugno 2019, che prevedeva la chiusura di Bocamina I entro la fine del 2023 e quella di Bocamina II entro il 2040. Il Gruppo Enel assicurerà il reimpiego, all'interno del Gruppo, dei lavoratori di Bocamina, e al tempo stesso valuterà la riconversione delle strutture della centrale.
In data 10 giugno 2020 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ("Enel" o la "Società"), riunitosi sotto la presidenza di Michele Crisostomo, ha autorizzato l'emissione da parte di Enel, entro il 31 dicembre 2021, di uno o più prestiti obbligazionari non convertibili subordinati ibridi, per un importo massimo pari al controvalore di 1,5 miliardi di euro, da collocare esclusivamente presso investitori istituzionali, comunitari e non comunitari, anche attraverso private placement. Le nuove emissioni hanno la finalità di rifinanziare le obbligazioni ibride in circolazione per le quali, a partire da quest'anno, diventa esercitabile l'opzione di rimborso anticipato e, pertanto, consentono al Gruppo Enel di mantenere una struttura patrimoniale e finanziaria coerente con i criteri di valutazione delle agenzie di rating e di gestire attivamente le scadenze e il costo del debito.
Il Consiglio di Amministrazione ha inoltre demandato all'Amministratore Delegato il compito di decidere in merito all'emissione delle nuove obbligazioni e alle rispettive caratteristiche e, quindi, di fissare per ogni emissione, tenendo conto dell'evoluzione delle condizioni di mercato, i tempi, l'importo, la valuta, il tasso di interesse e gli ulteriori termini e condizioni, nonché le modalità di collocamento e l'eventuale quotazione presso mercati regolamentati o sistemi multilaterali di negoziazione.
In data 17 giugno 2020 Enel è stata inclusa per la prima volta negli MSCI ESG Leaders Indexes a seguito della revisione annuale degli indici di sostenibilità condotta da MSCI, leader nel settore delle ricerche e degli indici su tematiche ambientali, sociali e di governance (ESG). La serie di indici ponderati sulla capitalizzazione mette in evidenza le aziende con elevate performance ESG rispetto ai competitor di settore. Enel è stata inoltre confermata negli importanti indici FTSE4Good Index series ed Euronext Vigeo-Eiris 120.
Gli indici, pensati per gli investitori istituzionali che desiderano
integrare i fattori ESG nei processi decisionali relativi agli investimenti, utilizzano un approccio best-in-class selezionando soltanto le aziende con i rating MSCI ESG più elevati che misurano la resilienza di un'impresa rispetto ai rischi ESG a lungo termine rilevanti a livello finanziario. Nel 2019 Enel ha ricevuto per la prima volta il massimo rating ESG di MSCI ("AAA"), che ha permesso la sua inclusione quest'anno negli MSCI ESG Leaders Indexes, la più importante serie di indici MSCI che misurano le performance delle aziende nel settore della sostenibilità. L'inserimento nella serie di indici, inoltre, è avvenuta anche grazie ai costanti investimenti di Enel nelle rinnovabili e al suo ambizioso obiettivo di ridurre le emissioni di CO2 in linea con l'Accordo di Parigi, nell'ambito del quale l'azienda si impegna a ridurre del 70% le sue emissioni dirette di gas a effetto serra per kWh entro il 2030 rispetto ai livelli del 2017. La leadership di Enel nel campo della sostenibilità si estende anche ad altre aziende quotate in Borsa del Gruppo, come la controllata spagnola Endesa, che ha riconfermato la posizione nell'indice FTSE4Good e in tutti e tre gli indici di Vigeo-Eiris. Anche Enel Américas ed Enel Chile, controllate di Enel che operano in America Latina, sono state riconfermate nella serie di indici FTSE4Good.
In data 18 giugno 2020 Enel Green Power ha avviato la costruzione dell'ampliamento da 199 MW del parco eolico di Cimarron Bend a Clark County, in Kansas. L'estensione del parco eolico sarà realizzata da Enel Green Power con un investimento di oltre 281 milioni di dollari statunitensi e incrementerà di 74 unità il numero di turbine, aumentando la capacità del progetto da 400 MW a 599 MW e trasformandolo nel più grande parco eolico nel portafoglio nordamericano di Enel. La costruzione dovrebbe essere completata entro la fine del 2020. L'operazione di ampliamento si basa su un accordo per la fornitura di energia (Power Purchase Agreement, PPA) da 150 MW con Evergy e un PPA da 30 MW con un'agenzia della Missouri Public Utility Alliance (MPUA).
L'epidemia del nuovo Coronavirus (COVID-19) è iniziata a Wuhan, in Cina, ed è stata segnalata per la prima volta dalle autorità nazionali all'Organizzazione Mondiale della Sanità il 30 dicembre 2019.
Fino dalle prime settimane del 2020, pur in presenza di una forte sensibilizzazione sul tema da parte di organizzazioni internazionali, l'epidemia appariva circoscritta solo ad alcune aree del Sud-Est asiatico e del Medio Oriente, interessando esclusivamente talune regioni della Cina, la Corea del Sud e l'Iran.
Nella seconda metà di febbraio, i primi sporadici casi conclamati di COVID-19 in Italia hanno dato inizio a una seconda fase dell'epidemia, con una rapida escalation della sua diffusione in ambito europeo.
L'Organizzazione Mondiale della Sanità ha dichiarato che l'emergenza sanitaria legata al COVID-19 ha assunto la connotazione di pandemia e, a poco più di due mesi dalla sua iniziale segnalazione, il numero di casi identificati al di fuori della Cina ha superato complessivamente quelli segnalati all'interno del Paese in cui l'epidemia si è generata. Ciò è dovuto alla crescente diffusione del virus in Europa, dove Italia e Spagna annoverano a oggi il maggior numero di contagi, alla rapida ascesa negli Stati Uniti, nonché al diffondersi dei primi focolai in America Latina e Africa.
Per contenere gli effetti del contagio, in attesa che la sperimentazione medica giunga all'individuazione di un vaccino somministrabile all'uomo, i Governi dei diversi Paesi hanno adottato numerose misure di contenimento, essenzialmente volte alla restrizione dei liberi spostamenti delle persone. Nel corso del secondo trimestre 2020 i Paesi europei hanno progressivamente allentato le misure restrittive a seguito di un sostanziale contenimento della diffusione del virus, sebbene nel contempo in altri Paesi (soprattutto Stati Uniti e Paesi sudamericani) la situazione si sia aggravata con la necessità di adottare misure locali più restrittive.
A tale riguardo, il Gruppo, già dal primo trimestre, ha emanato linee guida volte ad assicurare il rispetto dei provvedimenti introdotti in ambito locale e intrapreso numerose azioni al fine di adottare le procedure più idonee a prevenire e/o mitigare gli effetti del contagio in ambito lavorativo.
In particolare, la gestione della continuità aziendale è assicurata soprattutto grazie a:
l'estensione al personale remotizzabile, nei Paesi di maggiore presenza del Gruppo, della modalità di lavoro agile (smart working), introdotta già da alcuni anni, che, grazie agli investimenti in digitalizzazione, consente di lavorare da remoto a parità di livelli di efficienza ed efficacia;
l'utilizzo di infrastrutture digitalizzate che consentono di assicurare il normale funzionamento degli asset produttivi, la continuità del servizio elettrico e di gestire da remoto tutte le attività relative al mercato e al rapporto con il cliente.
È operativa, altresì, una Global Task Force Enel, istituita anche a livello Paese, che ha lo scopo di coordinare e indirizzare le azioni da intraprendere nei Paesi di presenza del Gruppo, in sinergia con le linee di business tecnologiche globali.
I dati inclusi nella presente Relazione finanziaria semestrale relativi al secondo trimestre 2020, comparati con i corrispondenti valori riferiti al secondo trimestre 2019, non sono assoggettati a revisione contabile né a revisione contabile limitata.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020
Di seguito si illustrano i risultati operativi ed economici del Gruppo.
| 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| SDG | 2020 | 2019 | Variazione | |
| Produzione netta di energia elettrica (TWh) | 97,6 | 112,9 | (15,3) | |
| di cui: | ||||
| 7 | - rinnovabile (TWh) | 51,1 | 47,1 | 4,0 |
| Potenza efficiente netta installata totale (GW) | 82,7 | 84,3 (1) | (1,6) | |
| 7 | Potenza efficiente netta installata rinnovabile (GW) | 42,9 | 42,1 (1) | 0,8 |
| 7 | Potenza efficiente netta installata rinnovabile (%) | 51,9% | 50,0% (1) | - |
| 7 | Potenza efficiente installata aggiuntiva rinnovabile (GW) | 0,76 | 0,76 | - |
| 9 | Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh) (2) | 228,7 | 249,5 | (20,8) |
| 9 | Utenti finali con smart meter attivi (n.) | 44.736.784 | 44.165.543 | 571.241 |
| 9 | Rete di distribuzione e trasmissione di energia elettrica (km) | 2.236.038 | 2.230.029 (1) | 6.009 |
| Utenti finali (n.) (3) | 74.035.488 | 73.718.567 | 316.921 | |
| Energia venduta da Enel (TWh) (4) | 145,0 | 158,1 | (13,1) | |
| Vendite di gas alla clientela finale (miliardi di m3 ) |
5,3 | 6,0 | (0,7) | |
| Clienti retail (n.) (3) | 70.013.654 | 71.019.124 | (1.005.470) | |
| - di cui mercato libero | 23.139.223 | 22.477.894 | 661.329 | |
| 11 | Demand Response (MW) | 6.128 | 6.023 | 105 |
| 11 | Punti di ricarica (n.) | 89.301 | 63.352 | 25.949 |
| 11 | Storage (MW) (5) | 110,0 | 110,0 (1) | - |
(1) Al 31 dicembre 2019.
(2) I dati del 2019 tengono conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.
(3) I dati del 2019 tengono conto di una loro più puntuale determinazione.
(4) I volumi contengono anche le vendite a grandi clienti effettuate dalle società di generazione in America Latina. Il dato riferito al primo semestre 2019 è stato conseguentemente adeguato per rendere omogenea la comparabilità dei dati.
(5) Il dato include 14 MW di Storage pronto per la connessione alla rete in Perù.
L'energia netta prodotta da Enel nel primo semestre 2020 registra un decremento di 15,3 TWh rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2019 (-13,6%). In particolare, il calo risente della minor produzione da fonte termoelettrica (-18,8 TWh), principalmente per minore produzione da carbone (-16,0 TWh) in Italia, Spagna e Russia, parzialmente compensata dalla maggiore produzione da fonti rinnovabili (+4,0 TWh), di cui +1,9 TWh da fonte eolica, +1,3 TWh da fonte idroelettrica e +0,8 TWh da solare e geotermico. La produzione da fonte nucleare è lievemente in calo rispetto al primo semestre 2019 (-0,5 TWh).
Potenza efficiente netta installata per fonte al 30 giugno 2020 La potenza efficiente netta installata totale di Enel si è ridotta di 1,6 GW nel primo semestre 2020 principalmente per la dismissione di 2,1 GW di impianti a carbone in Spagna.
L'energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nel primo semestre 2020 è pari a 228,7 TWh, in diminuzione di 20,8 TWh (-8,3%) rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2019, prevalentemente in Italia (-12,1 TWh), in Spagna (-3,6 TWh) e in Brasile (-3,2 TWh).
Il numero degli utenti finali di Enel con smart meter attivi registra un incremento di 571.241 nel primo semestre 2020 principalmente in Spagna (+293.829) e Romania (+275.244).
L'energia venduta da Enel nel primo semestre 2020 è pari a 145,0 TWh e registra un decremento di 13,1 TWh (-8,3%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Si rilevano minori quantità vendute in Italia (-4,5 TWh), in Spagna (-4,1 TWh) e in America Latina (-4,0 TWh), principalmente in Brasile (-2,3 TWh).
Il gas venduto nel primo semestre 2020 è pari a 5,3 miliardi di metri cubi e presenta una riduzione rispetto al valore rilevato nell'analogo periodo dell'esercizio riferibile principalmente a una riduzione dei consumi in Italia e Spagna.
I punti di ricarica di Enel nel primo semestre 2020 sono in crescita rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2019 di 25.949 unità.
I punti di ricarica venduti a privati registrano un incremento di 22.457 unità prevalentemente in Nord America, mentre i punti di ricarica pubblici sono incrementati di 3.492 unità principalmente in Italia.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Ricavi (1) | 33.375 | 40.967 | (7.592) | -18,5% |
| Costi (1) | 24.129 | 31.872 | (7.743) | -24,3% |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity (1) |
(601) | (188) | (413) | - |
| Margine operativo lordo | 8.645 | 8.907 | (262) | -2,9% |
| Ammortamenti e impairment | 4.102 | 3.694 | 408 | 11,0% |
| Risultato operativo | 4.543 | 5.213 | (670) | -12,9% |
| Proventi finanziari | 2.084 | 1.798 | 286 | 15,9% |
| Oneri finanziari | 3.203 | 3.039 | 164 | 5,4% |
| Totale proventi/(oneri) finanziari netti | (1.119) | (1.241) | 122 | 9,8% |
| Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
13 | (85) | 98 | - |
| Risultato prima delle imposte | 3.437 | 3.887 | (450) | -11,6% |
| Imposte | 1.034 | 994 | 40 | 4,0% |
| Risultato delle continuing operations | 2.403 | 2.893 | (490) | -16,9% |
| Risultato delle discontinued operations | - | - | - | - |
| Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi) | 2.403 | 2.893 | (490) | -16,9% |
| Quota di interessenza del Gruppo | 1.947 | 2.215 | (268) | -12,1% |
| Quota di interessenza di terzi | 456 | 678 | (222) | -32,7% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
In osservanza delle recenti raccomandazioni dell'ESMA e della CONSOB, il Gruppo ha avviato analisi interne volte a una valutazione degli impatti reali e potenziali del COVID-19 sulle attività di business, sulla situazione finanziaria e sulla performance economica.
Alla luce dello scenario macroeconomico commentato in precedenza, l'impatto del COVID-19 risulta maggiormente rilevante sulle Linee di Business più proiettate sul mercato come Mercati finali ed Enel X tenuto conto del fatto che risentono di una significativa riduzione della domanda e di un generale rallentamento nell'acquisizione di nuova clientela. Nello specifico, poi, i Mercati finali risentono della contrattazione in eccesso di energia elettrica (overcontracting) in regime di riduzione della domanda e dei relativi volumi, oltre al fatto che si registra un rallentamento nelle curve di incasso, sia per gli effetti della crisi e dei lockdown che hanno inciso sulla tempestività dei pagamenti sia per le pratiche adottate da alcuni Paesi che hanno sospeso la possibilità di interrompere le forniture di energia dei clienti morosi (c.d. "dunning"). In Enel X, invece, si registra un generale rallentamento nello sviluppo del suo portafoglio di nuovi business anche se si prevede un rimbalzo positivo, soprattutto in Italia, alla luce delle norme previste dal Governo per favorire la ripartenza dell'economia. In generale, per quanto riguarda le altre Linee di Business si sono verificati una riduzione della domanda e un lieve rallentamento nelle attività di investimento dovuto ai periodi di lockdown.
Fermo restando l'attuale clima di incertezza e in base alle migliori conoscenze a oggi disponibili, di seguito si riportano gli effetti economici stimati per il COVID-19 a livello di margine operativo lordo, margine operativo lordo ordinario, risultato operativo, risultato operativo ordinario, risultato netto di Gruppo e risultato netto di Gruppo ordinario. Per ulteriori informazioni si rimanda al paragrafo "COVID-19" inserito nella nota 1 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020.
| Milioni di euro | Domanda | Costi COVID-19 | Svalutazione crediti | Totale |
|---|---|---|---|---|
| Margine operativo lordo | (273) | (82) | - | (355) |
| Risultato operativo | (273) | (82) | (133) | (488) |
| Risultato netto del Gruppo | (108) | (52) | (59) | (219) |
| Margine operativo lordo ordinario | (273) | - | - | (273) |
| Risultato operativo ordinario | (273) | - | (133) | (140) |
| Risultato netto del Gruppo ordinario | (108) | - | (59) | (167) |
Il margine operativo lordo risente degli effetti COVID-19 prevalentemente in termini di minore domanda di energia elettrica per 273 milioni di euro, facendo registrare una flessione dei volumi di vendita e dei relativi margini prevalentemente nei Mercati finali in Italia e Spagna e nella Distribuzione in America Latina. Tale ammontare è stato determinato valorizzando sulla base dei prezzi di riferimento la riduzione delle quantità distribuite e vendute, così come rilevata nel periodo di picco della pandemia da COVID-19 nei vari Paesi nei quali il Gruppo opera. Un ulteriore impatto sul margine operativo lordo è dato dai costi diretti legati all'emergenza sanitaria (82 milioni di euro) per attività di sanificazione dei luoghi di lavoro, per i dispositivi di protezione individuale e per donazioni. Tali costi non sono inclusi nella determinazione del margine operativo lordo ordinario.
Allo stesso tempo il Gruppo, tenuto conto delle più recenti curve di incasso e dei risultati del modello di valutazione utilizzato per misurare la recuperabilità dei crediti, ha rilevato un incremento delle svalutazioni crediti di circa 133 milioni di euro nell'ambito delle società di commercializzazione, in particolare in Italia e Spagna.
Tenuto conto degli effetti delle imposte e delle interessenze di terzi, l'impatto complessivo del COVID-19 sul risultato netto di Gruppo al 30 giugno 2020 è negativo per circa 219 milioni di euro (167 milioni di euro sul risultato netto ordinario di Gruppo).
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Vendita energia elettrica (1) | 16.699 | 19.747 | (3.048) | -15,4% | |
| Trasporto energia elettrica | 5.177 | 5.208 | (31) | -0,6% | |
| Corrispettivi da gestori di rete | 458 | 450 | 8 | 1,8% | |
| Contributi da operatori istituzionali di mercato | 711 | 789 | (78) | -9,9% | |
| Vendita gas | 1.682 | 2.482 | (800) | -32,2% | |
| Trasporto gas | 353 | 380 | (27) | -7,1% | |
| Vendita di combustibili (1) | 301 | 488 | (187) | -38,3% | |
| Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas | 347 | 376 | (29) | -7,7% | |
| Ricavi per lavori e servizi su ordinazione | 369 | 335 | 34 | 10,1% | |
| Vendita di commodity da contratti con consegna fisica (IFRS 9) (1) | 5.666 | 8.468 | (2.802) | -33,1% | |
| Altri proventi (1) | 1.612 | 2.244 | (632) | -28,2% | |
| Totale | 33.375 | 40.967 | (7.592) | -18,5% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
Nel primo semestre 2020 i ricavi registrano una significativa riduzione per:
i minori volumi di energia venduta ai clienti finali in Italia (657 milioni di euro) e Spagna (700 milioni di euro);
la contrazione dei volumi e dei prezzi medi applicati alle vendite in America Latina cui si aggiunge l'impatto dovuto al deprezzamento delle valute dell'America Latina rispetto all'euro (841 milioni di euro);
i minori volumi delle vendite di gas (800 milioni di euro) prevalentemente in Spagna e Italia.
La variazione risente inoltre dei minori ricavi legati alle attività di trading su commodity da contratti con consegna fisica (IFRS 9), per effetto della riduzione dei volumi intermediati e dei prezzi applicati (2.802 milioni di euro), in parte compensati dai maggiori ricavi della Distribuzione in Italia per il provento connesso all'applicazione delle delibere 50/2018 e 568/2019 dell'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARE-RA) in merito all'accordo raggiunto con un Trader in sede fallimentare (156 milioni di euro) e dall'incremento in Enel Green Power North America dei proventi per tax partenership per 46 milioni di euro e degli altri ricavi per 50 milioni di euro derivanti da indennizzi e contenziosi.
Si segnala, infine, che i ricavi del primo semestre 2019 includevano altri proventi per:
l'accordo transattivo di Edesur (246 milioni di euro, di cui
215 milioni di euro relativi alla Linea di Business della Distribuzione e 31 milioni di euro relativi ai Mercati finali) con il Governo argentino che sanava pendenze reciproche originate nel periodo dal 2006 al 2016;
la plusvalenza relativa alla cessione della società Mercure Srl (108 milioni di euro);
il negative goodwill (pari a 106 milioni di euro) derivante dall'allocazione provvisoria del prezzo di acquisto, effettuata da esperti indipendenti, a seguito dell'acquisto da parte di Enel North America (già Enel Green Power North America) di alcune società cedute da Enel Green Power North America Renewable Energy Partners LLC (EGPNA REP) nel corso del primo trimestre 2019;
il rimborso previsto contrattualmente a seguito dell'esercizio dell'opzione di recesso da parte di un grande cliente industriale dalle forniture di energia elettrica da Enel Generación Chile (160 milioni di euro, di cui 80 milioni di euro afferenti alla Linea di Business Generazione e Trading e 80 milioni afferenti alla Linea di Business Enel Green Power);
l'adeguamento del corrispettivo per l'acquisizione di eMotorWerks, avvenuta nel 2017, a seguito dell'applicazione di alcune clausole contrattuali (58 milioni di euro);
il corrispettivo, pari a 50 milioni di euro, previsto dall'accordo che e-distribuzione aveva raggiunto con F2i e 2i Rete Gas per la liquidazione anticipata e forfettaria del secondo indennizzo connesso alla vendita nel 2009 della partecipazione detenuta dalla stessa e-distribuzione in Enel Rete Gas.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Acquisto di energia elettrica (1) | 7.260 | 10.470 | (3.210) | -30,7% | |
| Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica | 1.332 | 2.181 | (849) | -38,9% | |
| Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali (1) | 5.291 | 7.841 | (2.550) | -32,5% | |
| Materiali (1) | 766 | 772 | (6) | -0,8% | |
| Costo del personale | 1.855 | 2.338 | (483) | -20,7% | |
| Servizi e godimento beni di terzi | 7.452 | 7.973 | (521) | -6,5% | |
| Altri costi operativi | 1.089 | 1.315 | (226) | -17,2% | |
| Costi capitalizzati | (916) | (1.018) | 102 | 10,0% | |
| Totale | 24.129 | 31.872 | (7.743) | -24,3% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Generazione Termoelettrica e Trading | 1.001 | 905 | 96 | 10,6% | |
| Enel Green Power | 2.291 | 2.274 | 17 | 0,7% | |
| Infrastrutture e Reti | 3.816 | 3.971 | (155) | -3,9% | |
| Mercati finali | 1.582 | 1.661 | (79) | -4,8% | |
| Enel X | 23 | 72 | (49) | -68,1% | |
| Servizi | 10 | 82 | (72) | -87,8% | |
| Altro, elisioni e rettifiche | (78) | (58) | (20) | -34,5% | |
| Totale | 8.645 | 8.907 | (262) | -2,9% |
Il margine operativo lordo, pari a 8.645 milioni di euro, evidenzia un decremento di 262 milioni di euro (-2,9%) rispetto al primo semestre 2019.
Il decremento del margine operativo lordo è sostanzialmente da ricondurre:
a Infrastrutture e Reti per 155 milioni di euro per:
soluzione dei Contratti di Lavoro" (91 milioni di euro al netto di ulteriori aggiornamenti del periodo);
Tali effetti sono stati in parte compensati:
seguito dell'accordo in sede fallimentare con un Trader;
ai Mercati Finali per 79 milioni di euro a seguito dei negativi impatti sulla domanda di energia elettrica dovuti all'emergenza sanitaria COVID-19, che ha contratto i volumi in particolare in Italia e Spagna nei rispettivi mercati liberi nel segmento clienti "business to business", e per effetto dell'indennizzo ricevuto nel corso del primo semestre 2019 da Edesur (31 milioni di euro). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori costi di approvvigionamento delle commodity energetiche soprattutto in Spagna;
a Enel X, dove i miglioramenti operativi, nonostante gli effetti della pandemia, sono stati più che compensati dalla rilevazione nel 2019 di un indennizzo pari a 58 milioni di euro in applicazione di clausole contrattuali legate alla cessione di eMotorWerks.
Tali riduzioni sono state in parte compensate dagli incrementi di:
Enel Green Power, per 17 milioni di euro, principalmente per:
Gli effetti positivi summenzionati sono stati in parte compensati dalla rilevazione nel primo semestre 2019 di proventi derivanti dall'indennizzo per recesso anticipato su un contratto di fornitura di energia elettrica in Cile (80 milioni di euro) e dai minori margini in Brasile derivanti dalla cessione avvenuta nel 2019 di alcuni parchi eolici, cui si aggiunge lo sfavorevole andamento dei cambi nel corso del primo semestre 2020.
Generazione Termoelettrica e Trading, dove si evidenziano gli effetti positivi derivanti:
Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati:
| Milioni di euro | 1° semestre 2020 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generazione | Altro, | |||||||
| Termoelettrica e | Enel Green | Infrastrutture | Mercati | elisioni e | ||||
| Trading | Power | e Reti | finali | Enel X | Servizi | rettifiche | Totale | |
| Margine operativo lordo | 1.001 | 2.291 | 3.816 | 1.582 | 23 | 10 | (78) | 8.645 |
| Adeguamento di valore dei | ||||||||
| magazzini di combustibili e parti | ||||||||
| di ricambio di alcuni impianti a | ||||||||
| carbone in Italia, Spagna e Cile | 67 | - | - | - | - | - | - | 67 |
| COVID-19 | 5 | 5 | 33 | 9 | 2 | 27 | 1 | 82 |
| Margine operativo lordo | ||||||||
| ordinario | 1.073 | 2.296 | 3.849 | 1.591 | 25 | 37 | (77) | 8.794 |
| Milioni di euro | 1° semestre 2019 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e |
Enel Green | Infrastrutture | Mercati | Altro, elisioni e |
|||||
| Trading | Power | e Reti | finali | Enel X | Servizi | rettifiche | Totale | ||
| Margine operativo lordo | 905 | 2.274 | 3.971 | 1.661 | 72 | 82 | (58) | 8.907 | |
| Cessione della partecipazione in Mercure Srl |
(94) | - | - | - | - | - | - | (94) | |
| Cessione della partecipazione di e-distribuzione in Enel Rete Gas |
- | - | (50) | - | - | - | - | (50) | |
| Margine operativo lordo ordinario |
811 | 2.274 | 3.921 | 1.661 | 72 | 82 | (58) | 8.763 |
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Generazione Termoelettrica e Trading | (184) | (202) | 18 | 8,9% | |
| Enel Green Power | 1.665 | 1.673 | (8) | -0,5% | |
| Infrastrutture e Reti | 2.346 | 2.650 | (304) | -11,5% | |
| Mercati finali | 929 | 1.171 | (242) | -20,7% | |
| Enel X | (48) | (8) | (40) | - | |
| Servizi | (70) | (2) | (68) | - | |
| Altro, elisioni e rettifiche | (95) | (69) | (26) | -37,7% | |
| Totale | 4.543 | 5.213 | (670) | -12,9% |
Il risultato operativo ammonta a 4.543 milioni di euro, con un decremento di 670 milioni di euro (-12,9%) rispetto all'analogo periodo del 2019. La riduzione del risultato operativo risente, oltreché della riduzione del margine operativo lordo, anche dei maggiori ammortamenti e impairment per 408 milioni di euro. Tale variazione è prevalentemente riconducibile alla dismissione anticipata dell'impianto di Bocamina II che ha comportato, nel mese di giugno 2020, un adeguamento di valore di 741 milioni di euro a seguito della decisione del Gruppo di accelerare il processo di transizione energetica al fine di ridurre l'impatto ambientale degli impianti produttivi e sostenere le diverse azioni di lotta al cambiamento climatico, "pillar" strategici del Gruppo Enel.
Tali effetti sono stati in parte compensati dagli impairment rilevati nel 2019 sugli impianti in Cile per 364 milioni di euro (Bocamina I e Tarapacá) e in Russia per 120 milioni di euro (Reftinskaya) e dai minori ammortamenti rilevati sugli impianti a carbone in Italia, Spagna, Cile e Russia, oggetto di impairment nel corso del 2019.
Si segnala, infine, un incremento pari a 292 milioni di euro delle svalutazioni dei crediti, soprattutto nella Distribuzione in Italia prevalentemente a seguito dell'accordo tra e-distribuzione e un Trader (156 milioni di euro) per cui è stato rilevato un correlato provento, già commentato sopra. Le altre maggiori svalutazioni dei crediti (136 milioni di euro) sono dovute al peggioramento delle curve di incasso per determinati segmenti di clientela prevalentemente quale effetto dell'emergenza sanitaria COVID-19 che ha comportato un aggiornamento delle stime della recuperabilità dei crediti
| Milioni di euro | 1° semestre 2020 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale | |
| Risultato operativo | (184) | 1.665 | 2.346 | 929 | (48) | (70) | (95) | 4.543 |
| Adeguamento di valore del credito Funac di Enel Distribuição Goiás |
- | - | - | 6 | - | - | - | 6 |
| Adeguamento di valore del CIS Interporto di Nola |
- | 14 | - | - | - | - | - | 14 |
| Adeguamento di valore dei magazzini di combustibili e parti di ricambio di alcuni impianti a carbone in Italia, Spagna e Cile |
67 | - | - | - | - | - | - | 67 |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone in Italia, Spagna e Cile |
743 | - | - | - | - | - | - | 743 |
| COVID-19 | 5 | 5 | 33 | 9 | 2 | 27 | 1 | 82 |
| Risultato operativo ordinario | 631 | 1.684 | 2.379 | 944 | (46) | (43) | (94) | 5.455 |
| Milioni di euro | 1° semestre 2019 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale | |
| Risultato operativo | (202) | 1.673 | 2.650 | 1.171 | (8) | (2) | (69) | 5.213 |
| Cessione della partecipazione in Mercure Srl |
(94) | - | - | - | - | - | - | (94) |
| Cessione della partecipazione di e-distribuzione in Enel Rete Gas |
- | - | (50) | - | - | - | - | (50) |
| Adeguamento di valore dell'impianto di Reftinskaya |
120 | - | - | - | - | - | - | 120 |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone in Cile (Tarapacá e Bocamina I) |
364 | - | - | - | - | - | - | 364 |
| Risultato operativo ordinario | 188 | 1.673 | 2.600 | 1.171 | (8) | (2) | (69) | 5.553 |
Il risultato netto del Gruppo del primo semestre 2020 ammonta a 1.947 milioni di euro, con un decremento di 268 milioni di euro rispetto ai 2.215 milioni di euro dell'analogo periodo dell'esercizio precedente (-12,1%).
Tale riduzione è principalmente riconducibile al commentato decremento del risultato operativo, cui si aggiunge la maggior incidenza delle imposte per gli effetti di imposta rilevati nel 2019 derivanti:
dal "revalúo" in alcune società di generazione in Argentina;
dal regime fiscale agevolato (PEX) applicato alla plusvalenza derivante dalla cessione di Mercure Srl;
dal riversamento di imposte differite passive in EGPNA, quale effetto accessorio dell'operazione di acquisto di alcune società da EGPNA REP.
Risultato netto del Gruppo ordinario
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai seguenti fenomeni:
una riduzione degli oneri finanziari netti in America Latina, soprattutto in Brasile, per effetto del deprezzamento delle valute locali rispetto all'euro;
minori oneri derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto per gli effetti rilevati nel primo trimestre 2019 derivanti dal riacquisto di alcune società dalla joint venture EGPNA REP che comportarono la rilevazione di una minusvalenza nella stessa EGPNA REP;
minore incidenza delle interessenze di terzi rispetto ai primi sei mesi del 2019.
| Milioni di euro | 1° semestre | |
|---|---|---|
| 2020 | 2019 | |
| Risultato netto del Gruppo | 1.947 | 2.215 |
| Adeguamento di valore del credito Funac di Enel Distribuição Goiás | 3 | - |
| Adeguamento di valore di talune attività riferite a Slovak Power Holding BV | 22 | - |
| Adeguamento di valore del CIS Interporto di Nola | 9 | - |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone e magazzini in Italia, Spagna e Cile |
372 | - |
| COVID-19 | 52 | - |
| Cessione della partecipazione in Mercure Srl | - | (97) |
| Cessione della partecipazione di e-distribuzione in Enel Rete Gas | - | (49) |
| Adeguamento di valore dell'impianto di Reftinskaya | - | 54 |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone in Cile (Tarapacá e Bocamina I) |
- | 154 |
| Risultato netto del Gruppo ordinario (1) | 2.405 | 2.277 |
(1) Tenuto conto dell'effetto fiscale e delle interessenze di terzi.
Il risultato netto del Gruppo ordinario del primo semestre 2020 ammonta a 2.405 milioni di euro (2.277 milioni di euro nel primo semestre 2019), con un aumento di 128 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2019. Nella tabella riportata sopra è presentata la riconciliazione tra il risultato netto del Gruppo e il risultato netto ordinario del Gruppo nel primo semestre 2020, con evidenza degli elementi non ordinari e dei rispettivi effetti sul risultato, al netto dei relativi effetti fiscali e delle interessenze di terzi.
Il capitale investito netto è dettagliato, in quanto a composizione e movimenti, nel seguente prospetto.
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
| Attività immobilizzate nette: | ||||
| - attività materiali e immateriali | 95.791 | 99.010 | (3.219) | -3,3% |
| - avviamento | 14.115 | 14.241 | (126) | -0,9% |
| - partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1.732 | 1.682 | 50 | 3,0% |
| - altre attività/(passività) non correnti nette | (4.504) | (5.022) | 518 | 10,3% |
| Totale attività immobilizzate nette | 107.134 | 109.911 | (2.777) | -2,5% |
| Capitale circolante netto: | ||||
| - crediti commerciali | 11.308 | 13.083 | (1.775) | -13,6% |
| - rimanenze | 2.629 | 2.531 | 98 | 3,9% |
| - crediti netti verso operatori istituzionali di mercato | (2.605) | (3.775) | 1.170 | 31,0% |
| - altre attività/(passività) correnti nette | (7.126) | (7.282) | 156 | 2,1% |
| - debiti commerciali | (9.348) | (12.960) | 3.612 | 27,9% |
| Totale capitale circolante netto | (5.142) | (8.403) | 3.261 | 38,8% |
| Capitale investito lordo | 101.992 | 101.508 | 484 | 0,5% |
| Fondi diversi: | ||||
| - benefíci ai dipendenti | (2.780) | (3.771) | 991 | 26,3% |
| - fondi rischi e oneri e imposte differite nette | (5.436) | (5.722) | 286 | 5,0% |
| Totale fondi diversi | (8.216) | (9.493) | 1.277 | 13,5% |
| Attività nette possedute per la vendita | 3 | 98 | (95) | -96,9% |
| Capitale investito netto | 93.779 | 92.113 | 1.666 | 1,8% |
| Patrimonio netto complessivo | 43.368 | 46.938 | (3.570) | -7,6% |
| Indebitamento finanziario netto | 50.411 | 45.175 | 5.236 | 11,6% |
Il capitale investito netto al 30 giugno 2020 è pari a 93.779 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e di terzi per 43.368 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 50.411 milioni di euro.
L'incremento dell'indebitamento finanziario netto, pari a 5.236 milioni di euro (+11,6%), è riferibile (i) al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo (4.137 milioni di euro), (ii) al pagamento di dividendi per complessivi 2.629 milioni di euro, (iii) a operazioni straordinarie su non controlling interest per l'acquisto di quote partecipative addizionali in Enel Américas ed Enel Chile (973 milioni di euro).
I positivi flussi di cassa generati dalla gestione operativa (2.042 milioni di euro) e il favorevole andamento del cambio sull'indebitamento in valuta (1.184 milioni di euro) hanno parzialmente compensato il fabbisogno finanziario connesso alle fattispecie sopra evidenziate.
In conseguenza di ciò, al 30 giugno 2020, l'incidenza dell'indebitamento finanziario netto sul patrimonio netto complessivo, il cosiddetto "rapporto debt to equity", è pari a 1,16 (0,96 al 31 dicembre 2019).
Si segnala, in particolare, il decremento delle attività materiali e immateriali per effetto della svalutazione dell'impianto a carbone di Bocamina II in Cile cui si aggiungono gli effetti degli ammortamenti del periodo e soprattutto dello sfavorevole andamento dei cambi in America Latina al netto degli investimenti del periodo. Tale decremento di capitale investito netto è più che compensato dalle variazioni di capitale circolante netto a seguito delle normali dinamiche dei cicli attivi e passivi in tempi di COVID-19 e dalla riduzione in generale dei costi operativi, in particolare dei combustibili. Infine, il patrimonio netto complessivo si riduce in particolar modo per effetto dei dividendi distribuiti e per lo sfavorevole andamento dei cambi soprattutto in America Latina.
L'indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel è dettagliato, in quanto a composizione e movimenti, nel seguente prospetto.
| Milioni di euro | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | |||||||
| Indebitamento a lungo termine: | |||||||||
| - finanziamenti bancari | 8.830 | 8.407 | 423 | 5,0% | |||||
| - obbligazioni | 42.299 | 43.294 | (995) | -2,3% | |||||
| - debiti verso altri finanziatori | 2.494 | 2.473 | 21 | 0,8% | |||||
| Indebitamento a lungo termine | 53.623 | 54.174 | (551) | -1,0% | |||||
| Crediti finanziari e titoli a lungo termine | (3.166) | (3.185) | 19 | 0,6% | |||||
| Indebitamento netto a lungo termine | 50.457 | 50.989 | (532) | -1,0% | |||||
| Indebitamento a breve termine: | |||||||||
| Finanziamenti bancari: | |||||||||
| - quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine | 1.458 | 1.121 | 337 | 30,1% | |||||
| - altri finanziamenti a breve verso banche | 1.214 | 579 | 635 | - | |||||
| Indebitamento bancario a breve termine | 2.672 | 1.700 | 972 | 57,2% | |||||
| Obbligazioni (quota a breve) | 932 | 1.906 | (974) | -51,1% | |||||
| Debiti verso altri finanziatori (quota a breve) | 348 | 382 | (34) | -8,9% | |||||
| Commercial paper | 4.495 | 2.284 | 2.211 | 96,8% | |||||
| Cash collateral su derivati e altri finanziamenti | 1.418 | 750 | 668 | 89,1% | |||||
| Altri debiti finanziari a breve termine (1) | 96 | 351 | (255) | -72,6% | |||||
| Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine | 7.289 | 5.673 | 1.616 | 28,5% | |||||
| Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve) | (1.472) | (1.585) | 113 | 7,1% | |||||
| Crediti finanziari - cash collateral | (2.326) | (2.153) | (173) | -8,0% | |||||
| Altri crediti finanziari a breve termine | (286) | (369) | 83 | 22,5% | |||||
| Disponibilità presso banche e titoli a breve | (5.923) | (9.080) | 3.157 | 34,8% | |||||
| Disponibilità e crediti finanziari a breve | (10.007) | (13.187) | 3.180 | 24,1% | |||||
| Indebitamento netto a breve termine | (46) | (5.814) | 5.768 | - | |||||
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | 50.411 | 45.175 | 5.236 | 11,6% | |||||
| Indebitamento finanziario "Attività classificate come possedute per la vendita" |
- | - | - | - |
(1) Include debiti finanziari correnti ricompresi nelle Altre passività finanziarie correnti.
L'indebitamento finanziario netto, pari a 50.411 milioni di euro al 30 giugno 2020, registra un incremento di 5.236 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, dovuto principalmente alla variazione dell'indebitamento finanziario netto a breve termine.
Al 30 giugno 2020 l'indebitamento finanziario lordo, in aumento di 2.037 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, è pari a 63.584 milioni di euro.
| Milioni di euro | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 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 | 56.361 | 7.223 | 63.584 | 57.583 | 3.964 | 61.547 |
| di cui: | ||||||
| Indebitamento al quale sono associati obiettivi di sostenibilità |
14.577 | 3.527 | 18.104 | 13.758 | - | 13.758 |
| Indebitamento al quale sono associati obiettivi di sostenibilità/ |
||||||
| Totale indebitamento lordo (%) | 28% | 22% |
In particolare, l'indebitamento finanziario lordo a lungo termine (inclusa la quota a breve termine) è pari a 56.361 milioni di euro, di cui 14.577 milioni di euro relativi a finanziamenti legati a obiettivi di sostenibilità, e risulta costituito da:
obbligazioni per 43.231 milioni di euro, di cui 7.274 milioni di euro riferibili a prestiti obbligazionari legati a obiettivi di sostenibilità. Le obbligazioni presentano un decremento di 1.969 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, dovuto principalmente ai rimborsi effettuati nel periodo e alle differenze positive di cambio;
finanziamenti bancari per 10.288 milioni di euro, di cui 7.303 milioni di euro legati a obiettivi di sostenibilità; tali finanziamenti aumentano complessivamente di 760 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019 per effetto principalmente dell'utilizzo di nuovi finanziamenti, solo parzialmente compensato dalle differenze positive di cambio e dai rimborsi effettuati nel periodo;
debiti verso altri finanziatori per 2.842 milioni di euro, che rimangono sostanzialmente invariati rispetto al 31 dicembre 2019.
Si evidenzia che nei primi sei mesi del 2020 sono state siglate le seguenti linee di credito legate a obiettivi di sviluppo sostenibile, che al 30 giugno 2020 non risultano utilizzate:
5.000 milioni di euro concessi a Enel SpA da un pool di banche con scadenza maggio 2021 e opzione di rinnovo per ulteriori 12 mesi;
250 milioni di euro concessi a Endesa da un pool di banche con scadenza aprile 2022.
L'indebitamento finanziario lordo a breve termine, in aumento di 3.259 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019 e pari a 7.223 milioni di euro, è costituito principalmente da commercial paper per 4.495 milioni di euro, cash collateral su derivati per 1.418 milioni di euro e altri finanziamenti a breve verso banche per 1.214 milioni di euro.
Si sottolinea che nel primo semestre 2020 Enel Finance International ed Endesa hanno strutturato alcuni programmi di commercial paper legati a obiettivi di sostenibilità e che al 30 giugno 2020 le emissioni totali risultano pari a 3.527 milioni di euro.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazione | |||
| Disponibilità e mezzi equivalenti all'inizio del periodo (1) | 9.080 | 6.714 | 2.366 | ||
| Cash flow da attività operativa | 2.042 | 4.619 | (2.577) | ||
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento | (4.119) | (4.012) | (107) | ||
| Cash flow da attività di finanziamento | (706) | (1.551) | 845 | ||
| Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti | (374) | 31 | (405) | ||
| Disponibilità e mezzi equivalenti alla fine del periodo (2) | 5.923 | 5.801 | 122 |
(1) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 9.029 milioni di euro al 1° gennaio 2020 (6.630 milioni di euro al 1° gennaio 2019), "Titoli a breve" pari a 51 milioni di euro al 1° gennaio 2020 (63 milioni di euro al 1° gennaio 2019) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 21 milioni di euro al 1° gennaio 2019.
(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 5.840 milioni di euro al 30 giugno 2020 (5.747 milioni di euro al 30 giugno 2019) e "Titoli a breve" pari a 83 milioni di euro al 30 giugno 2020 (54 milioni di euro al 30 giugno 2019).
Il cash flow da attività operativa nel primo semestre 2020 è positivo per 2.042 milioni di euro, in diminuzione di 2.577 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/disinvestimento nel primo semestre 2020 ha assorbito liquidità per 4.119 milioni di euro, mentre nei primi sei mesi del 2019 ne aveva assorbita per 4.012 milioni di euro.
In particolare, gli investimenti in attività materiali, immateriali e attività non correnti derivanti da contratti con i clienti, pari a 4.137 milioni di euro nel primo semestre 2020, sono sostanzialmente in linea con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente; per il dettaglio si rimanda al commento del paragrafo successivo.
Le dismissioni di imprese o rami di imprese, espressi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti, sono pari a 88 milioni di euro e si riferiscono principalmente alla cessione da parte di Enel Green Power North America di alcune società titolari di impianti idroelettrici e valutate con il metodo del patrimonio netto e alla cessione da parte di Endesa dell'80% di quanto detenuto in Endesa Soluciones. L'impatto positivo di tale cessione è in parte compensato dal pagamento dell'IVA legata alla vendita nello scorso anno della centrale a carbone russa di Reftinskaya. L'analoga voce nei primi sei mesi del 2019 ammonta a 454 milioni di euro, riferiti principalmente alla cessione del 100% di tre parchi solari in Brasile nonché del ramo relativo alla centrale elettrica di Mercure.
La liquidità assorbita dalle altre attività di investimento/disinvestimento nei primi sei mesi del 2020 è pari a 63 milioni di euro e si riferisce sostanzialmente al versamento in conto capitale a favore della società a controllo congiunto OpEn Fiber, in parte compensata dalla liquidità generata da disinvestimenti di lieve entità prevalentemente in Italia, America Latina e Iberia.
Il cash flow da attività di finanziamento ha assorbito liquidità per complessivi 706 milioni di euro, mentre nei primi sei mesi del 2019 ne aveva assorbita per 1.551 milioni di euro. Il flusso del primo semestre 2020 è sostanzialmente relativo:
al pagamento dei dividendi per 2.629 milioni di euro;
al fabbisogno generato da operazioni su minoranze azionarie per un importo pari a 973 milioni di euro e relative principalmente all'incremento della quota di interessenza in Enel Américas ed Enel Chile attraverso alcuni contratti di share swap stipulati con un primario istituto finanziario;
all'incremento dell'indebitamento finanziario netto (quale saldo netto tra rimborsi, nuove accensioni e altri movimenti) per 2.896 milioni di euro soprattutto per effetto dell'emissione di commercial paper.
Nel primo semestre 2020 il cash flow generato dall'attività operativa per 2.042 milioni di euro ha fronteggiato, solo in parte, i fabbisogni legati all'attività di finanziamento pari a 706 milioni di euro e all'attività di investimento pari a 4.119 milioni di euro. La differenza trova riscontro nel decremento delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti che al 30 giugno 2020 risultano pari a 5.923 milioni di euro a fronte di 9.080 milioni di euro di fine 2019. Tale variazione risente anche degli effetti connessi all'andamento negativo dei cambi delle diverse valute locali rispetto all'euro per 374 milioni di euro.
Gli investimenti del primo semestre 2020 ammontano a 4.137 milioni di euro, sostanzialmente in linea con quelli dell'anno precedente (-30 milioni di euro). Le principali variazioni sono di seguito riepilogate:
il decremento degli investimenti su Infrastrutture e Reti in Argentina (54 milioni di euro) e in Italia (40 milioni di euro) è ascrivibile principalmente al rallentamento delle attività di sostituzione massiva dei contatori a causa dell'emergenza COVID-19. Tali effetti sono solo in parte compensati dai maggiori investimenti negli altri Paesi dell'America Latina e in Romania;
la riduzione degli investimenti negli impianti della Generazione Termoelettrica e Trading si riscontra soprattutto in Argentina (20 milioni di euro), Iberia (16 milioni di euro) e
Russia (7 milioni di euro) ed è legata principalmente alle scelte strategiche del Gruppo che sono ormai orientate verso tecnologie pulite, a basse emissioni e che rafforzino l'impegno del Gruppo nel perseguimento della lotta al cambiamento climatico;
tali contrazioni sono mitigate dalla crescita degli investimenti nell'ambito di Enel Green Power soprattutto negli Stati Uniti (230 milioni di euro), in Sudafrica (136 milioni di euro), in Brasile (134 milioni di euro) e in Cile (127 milioni di euro). Nelle stesse rinnovabili si riscontra, al contrario, una riduzione degli investimenti in Spagna (262 milioni di euro), in Messico (128 milioni di euro) e in Grecia (74 milioni di euro) soprattutto per il passaggio in esercizio degli impianti e dei progetti avviati negli esercizi precedenti.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||||
| Generazione Termoelettrica e Trading | 239 | 292 | (53) | -18,2% | ||
| Enel Green Power | 1.912 | 1.816 (1) | 96 | 5,3% | ||
| Infrastrutture e Reti | 1.668 | 1.726 | (58) | -3,4% | ||
| Mercati finali | 182 | 187 | (5) | -2,7% | ||
| Enel X | 103 | 105 | (2) | -1,9% | ||
| Servizi | 19 | 31 | (12) | -38,7% | ||
| Altro, elisioni e rettifiche | 14 | 10 | 4 | 40,0% | ||
| Totale | 4.137 | 4.167 | (30) | -0,7% |
(1) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al primo semestre 2019.
Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2020 è pari a 66.825 unità, di cui il 56,3% impegnato nelle società del Gruppo con sede all'estero. Di seguito il dettaglio:
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 |
|---|---|
| 8.541 | 9.432 |
| 7.996 | 7.957 |
| 34.485 | 34.822 |
| 6.373 | 6.336 |
| 2.901 | 2.808 |
| 5.670 | 6.013 |
| 859 | 885 |
| 66.825 | 68.253 |
Rispetto al 31 dicembre 2019 l'organico del Gruppo nel corso del semestre diminuisce di 1.428 unità a causa dell'effetto negativo del saldo tra le assunzioni e le cessazioni del periodo (-447 risorse) e delle variazioni di perimetro (-981 risorse), dovute:
alla dismissione di impianti idroelettrici negli Stati Uniti;
alla dismissione dell'impianto di Reftinskaya in Russia.
I movimenti sono allocati geograficamente con la seguente ripartizione: il 22% delle assunzioni è stato realizzato in Italia, mentre il restante 78% è distribuito nei Paesi esteri. Le cessazioni, invece, per circa il 28% sono localizzate in Italia, favorite dall'applicazione dello strumento giuridico art. 4 della legge n. 92/2012 in tema di pensionamento anticipato, mentre il restante 72% si è rilevato all'estero.
| Consistenza al 31 dicembre 2019 | 68.253 |
|---|---|
| Assunzioni | 1.182 |
| Cessazioni | (1.629) |
| Variazioni di perimetro | (981) |
| Consistenza al 30 giugno 2020 | 66.825 |
Enel ha fatto fronte con diverse azioni all'emergenza legata alla diffusione del coronavirus (COVID-19) in tutti i Paesi in cui opera.
Ha adottato lo smart working in modalità remota estendendolo progressivamente a nuovi target e nuovi Paesi (Perù, Sudafrica, Canada ed Enel X Europa) e arrivando a coinvolgere oltre il 50% delle persone (da oltre 17.000 alla fine del 2019 a circa 36.000 alla fine del primo semestre 2020).
Per proteggere la salute delle persone e garantire la continuità del business è stata inoltre costituita una specifica task force dedicata a monitorare l'andamento dell'emergenza, definire le opportune azioni e condividere le best practice nei diversi Paesi. Infine, in tutti i Paesi sono state lanciate numerose iniziative e servizi all'interno del progetto #iolavorodacasa per assicurare una costante informazione, supportare il lavoro da remoto e garantire il benessere personale e famigliare.
N.
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |
|---|---|---|
| Indice di frequenza infortuni - FR Enel i |
0,681 | 0,899 |
| Indice di frequenza infortuni - FR ditte appaltatrici i |
0,473 | 0,653 |
| Numero di infortuni mortali Enel n. |
1 | 1 |
| Numero di infortuni mortali ditte appaltatrici n. |
3 | 7 |
Nel primo semestre 2020 l'indice di frequenza infortuni FR del personale Enel è diminuito attestandosi a 0,68 infortuni per ogni milione di ore lavorate (0,90 nel 2019), così come il FR del personale delle ditte appaltatrici, pari a 0,47 infortuni per ogni milione di ore lavorate (0,65 nel 2019), in linea con il trend di decrescita registrato negli ultimi anni e a conferma della efficacia della strategia attuata e delle politiche in materia di sicurezza poste in atto nel Gruppo.
Nel corso del primo semestre 2020 si è verificato rtunio mortale che ha coinvolto un dipendente del Gruppo Enel e 3 infortuni mortali a carico degli appaltatori.
A seguito dell'epidemia del nuovo coronavirus (COVID-19) Enel ha prontamente attivato diverse azioni in tutte le aree geografiche del Gruppo al fine di ridurre al minimo il rischio di contagio e, allo stesso tempo, garantire la fornitura dei servizi essenziali dell'energia. Oltre all'adozione dello smart working, per le attività operative reputate essenziali sono state adottate specifiche misure di prevenzione e di reazione (turnazioni, organizzazione in cellule delle squadre di lavoro, domiciliazioni preventive ecc.).
È stata inoltre creata una Task Force Globale e specifiche Task Force Locali, costituite dalle unità di People and Organization, Health, Safety, Environment and Quality, Security e Real Time Communications. In tutti i Paesi, la Task Force Locale coordina le attività pertinenti e stabilisce le azioni necessarie.
La rappresentazione dei risultati economici per area di attività è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi messi a confronto, tenuto conto del modello operativo adottato descritto in precedenza.
In merito all'informativa per settore operativo si segnala che il Gruppo Enel, a partire dalla chiusura contabile al 30 settembre 2019, ha modificato i settori primari e secondari concordemente a quanto previsto dall'IFRS 8. Nello specifico, tenendo presente che nel corso del 2019 il management ha iniziato a comunicare al mercato i propri risultati a partire dalle aree di attività, il Gruppo ha adottato quindi la seguente impostazione settoriale:
settore primario: area di attività;
settore secondario: area geografica.
L'area di attività, quindi, risulta essere la discriminante principale e predominante nelle analisi svolte e decisioni prese dal management del Gruppo Enel, 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 area di attività e solo successivamente si declinano per Paese. La seguente rappresentazione grafica schematizza quanto sopra riportato.
Holding
| Regioni/Paesi | Linee di Business Globali | Business locali | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica |
Trading | Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
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, Infrastrutture e Reti, Mercati finali, Enel X, Servizi e Holding/Altro) e aree geografiche (Italia, Iberia, Europa, America Latina, Nord America, Africa, Asia e Oceania, Central/Holding). Si segnala che con decorrenza settembre 2019 l'America Latina della Linea di Business Enel Green Power include anche i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua che in precedenza erano riportati nell'area geografica Nord e Centro America (ora ridenominata Nord America e composta dai seguenti
Paesi: Stati Uniti, Canada e Messico). Inoltre, si segnala che con decorrenza 31 marzo 2020 in America Latina i dati afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali. Al fine di garantire una piena comparabilità dei dati commentati alla luce della nuova ripartizione tra settore primario e secondario dell'informativa IFRS 8 e per la riassegnazione dei Paesi nel segmento Enel Green Power oltreché per la riattribuzione dei grandi clienti alla Linea di Business Globale Mercati finali, si è reso necessario un coerente adeguamento dei dati comparativi riferiti al primo semestre 2019.
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 3.354 | 1.712 | 4.218 | 3.486 | 209 | 397 | 14 | 13.390 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali |
348 | 44 | 368 | 2.570 | 31 | 32 | (3.393) | - |
| Totale ricavi e altri proventi | 3.702 | 1.756 | 4.586 | 6.056 | 240 | 429 | (3.379) | 13.390 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity |
(71) | 48 | - | 215 | - | 1 | (2) | 191 |
| Margine operativo lordo | 309 | 1.153 | 1.871 | 649 | 16 | (13) | (48) | 3.937 |
| Ammortamenti e impairment | 968 | 314 | 788 | 347 | 38 | 40 | 8 | 2.503 |
| Risultato operativo | (659) | 839 | 1.083 | 302 | (22) | (53) | (56) | 1.434 |
(1) I ricavi e altri proventi 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.
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 6.026 | 1.692 | 5.038 | 4.694 | 269 | 501 | (8) | 18.212 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali |
352 | 126 | 398 | 2.864 | 30 | 13 | (3.783) | - |
| Totale ricavi e altri proventi | 6.378 | 1.818 | 5.436 | 7.558 | 299 | 514 | (3.791) | 18.212 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity |
103 | (9) | - | 50 | - | (45) | (1) | 98 |
| Margine operativo lordo | 310 | 1.026 | 2.145 | 800 | 69 | 38 | (29) | 4.359 |
| Ammortamenti e impairment | 812 | 298 | 635 | 285 | 50 | 40 | 7 | 2.127 |
| Risultato operativo | (502) | 728 | 1.510 | 515 | 19 | (2) | (36) | 2.232 |
(1) I ricavi e altri proventi 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.
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 11.588 | 3.468 | 8.809 | 8.333 | 398 | 774 | 5 | 33.375 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali |
688 | 107 | 739 | 6.084 | 65 | 50 | (7.733) | - |
| Totale ricavi e altri proventi | 12.276 | 3.575 | 9.548 | 14.417 | 463 | 824 | (7.728) | 33.375 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity |
(797) | 57 | - | 140 | - | (4) | 3 | (601) |
| Margine operativo lordo | 1.001 | 2.291 | 3.816 | 1.582 | 23 | 10 | (78) | 8.645 |
| Ammortamenti e impairment | 1.185 | 626 | 1.470 | 653 | 71 | 80 | 17 | 4.102 |
| Risultato operativo | (184) | 1.665 | 2.346 | 929 | (48) | (70) | (95) | 4.543 |
| Investimenti | 239 | 1.912 | 1.668 | 182 | 103 | 19 | 14 | 4.137 |
(1) I ricavi e altri proventi 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.
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 15.834 | 3.576 | 9.890 | 10.362 | 430 | 870 | 5 | 40.967 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali |
612 | 259 | 797 | 6.479 | 62 | 33 | (8.242) | - |
| Totale ricavi e altri proventi | 16.446 | 3.835 | 10.687 | 16.841 | 492 | 903 | (8.237) | 40.967 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity |
(167) | (18) | - | (2) | - | - | (1) | (188) |
| Margine operativo lordo | 905 | 2.274 | 3.971 | 1.661 | 72 | 82 | (58) | 8.907 |
| Ammortamenti e impairment | 1.107 | 601 | 1.321 | 490 | 80 | 84 | 11 | 3.694 |
| Risultato operativo | (202) | 1.673 | 2.650 | 1.171 | (8) | (2) | (69) | 5.213 |
| Investimenti | 292 | 1.816 (2) | 1.726 | 187 | 105 | 31 | 10 | 4.167 |
(1) I ricavi e altri proventi 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 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto 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 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 Regione/Paese.
| Milioni di euro | e Trading | Generazione Termoelettrica | Enel Green Power | Infrastrutture e Reti | Mercati finali | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1° semestre | 1° semestre | 1° semestre | 1° semestre | |||||||||
| 2020 | 2019 | Variazione | 2020 | 2019 | Variazione | 2020 | 2019 | Variazione | 2020 | 2019 | Variazione | |
| Italia | 180 | 176 | 4 | 745 | 615 | 130 | 1.873 | 1.824 | 49 | 1.134 | 1.167 | (33) |
| Iberia | 605 | 309 | 296 | 216 | 183 | 33 | 1.121 | 974 | 147 | 305 | 324 | (19) |
| America Latina | 125 | 321 | (196) | 953 | 1.132 | (179) | 773 | 1.138 | (365) | 105 | 173 | (68) |
| Argentina | 50 | 70 | (20) | 18 | 26 | (8) | 23 | 242 | (219) | (3) | 16 | (19) |
| Brasile | 20 | 53 | (33) | 118 | 187 | (69) | 384 | 487 | (103) | 55 | 83 | (28) |
| Cile | (3) | 121 | (124) | 366 | 462 | (96) | 83 | 116 | (33) | 15 | 19 | (4) |
| Colombia | (4) | 10 | (14) | 314 | 310 | 4 | 185 | 185 | - | 27 | 39 | (12) |
| Perù | 62 | 67 | (5) | 63 | 70 | (7) | 98 | 108 | (10) | 11 | 16 | (5) |
| Panama | - | - | - | 54 | 58 | (4) | - | - | - | - | - | - |
| Altri Paesi | - | - | - | 20 | 19 | 1 | - | - | - | - | - | - |
| Europa | 77 | 114 | (37) | 80 | 69 | 11 | 55 | 47 | 8 | 39 | (6) | 45 |
| Romania | - | (1) | 1 | 42 | 42 | - | 55 | 47 | 8 | 39 | (6) | 45 |
| Russia | 76 | 115 | (39) | (2) | - | (2) | - | - | - | - | - | - |
| Altri Paesi | 1 | - | 1 | 40 | 27 | 13 | - | - | - | - | - | - |
| Nord America | 10 | (5) | 15 | 305 | 297 | 8 | - | - | - | (1) | 3 | (4) |
| Stati Uniti e | ||||||||||||
| Canada | 9 | (5) | 14 | 260 | 250 | 10 | - | - | - | - | - | - |
| Messico | 1 | - | 1 | 45 | 47 | (2) | - | - | - | (1) | 3 | (4) |
| Africa, Asia e Oceania |
- | - | - | 22 | 28 | (6) | - | - | - | - | - | - |
| Sudafrica | - | - | - | 24 | 27 | (3) | - | - | - | - | - | - |
| India | - | - | - | 2 | 5 | (3) | - | - | - | - | - | - |
| Altri Paesi | - | - | - | (4) | (4) | - | - | - | - | - | - | - |
| Altro | 4 | (10) | 14 | (30) | (50) | 20 | (6) | (12) | 6 | - | - | - |
| Servizi Altro Totale |
|---|
| 1° semestre 1° semestre 1° semestre |
| 2020 2019 Variazione 2020 2019 Variazione 2020 2019 Variazione |
| 33 81 (48) - - - 3.974 3.863 |
| 2 44 (42) - - - 2.274 1.857 |
| (54) (49) (5) - - - 1.925 2.734 |
| - (2) 2 - - - 88 352 |
| (19) (23) 4 - - - 555 785 |
| (35) (24) (11) - - - 430 697 |
| - - - - - - 545 562 |
| - - - - - - 233 261 |
| - - - - - - 54 58 |
| - - - - - - 20 19 |
| 2 2 - - - - 256 226 |
| 2 2 - - - - 142 87 |
| - - - - - - 74 115 |
| - - - - - - 40 24 |
| (1) - (1) - - - 293 338 |
| (1) - (1) - - - 248 288 |
| - - - - - - 45 50 |
| - - - - - - 21 25 |
| - - - - - - 24 27 |
| - - - - - - 2 5 |
| - - - - - - (5) (7) |
| 28 4 24 (78) (58) (20) (98) (136) |
| 10 82 (72) (78) (58) (20) 8.645 8.907 |
| Milioni di kWh | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Impianti a carbone | 6.131 | 22.130 | (15.999) | -72,3% |
| Impianti a olio combustibile e turbogas | 8.706 | 10.349 | (1.643) | -15,9% |
| Impianti a ciclo combinato | 19.002 | 20.131 | (1.129) | -5,6% |
| Impianti nucleari | 12.672 | 13.212 | (540) | -4,1% |
| Totale produzione netta | 46.511 | 65.822 | (19.311) | -29,3% |
| - di cui Italia | 6.997 | 10.979 | (3.982) | -36,3% |
| - di cui Iberia | 20.178 | 25.453 | (5.275) | -20,7% |
| - di cui America Latina | 11.008 | 11.780 | (772) | -6,6% |
| - di cui Europa | 8.328 | 17.610 | (9.282) | -52,7% |
Il decremento della produzione termoelettrica è attribuibile essenzialmente a una forte riduzione della generazione da impianti a carbone per 15.999 milioni di kWh, principalmente in Russia (8.431 milioni di kWh) a seguito della cessione della centrale a carbone Reftinskaya GRES, il 1° ottobre 2019, nonché in Iberia (per 4.332 milioni di kWh) e in Italia (per 2.551 milioni di kWh) per l'accelerazione del processo di decarbonizzazione. In generale, anche la generazione dagli altri impianti a più elevate emissioni ha subíto una riduzione a vantaggio di quella da fonte rinnovabile. In particolare, nel corso del primo semestre 2020 si è registrata una riduzione della produzione da impianti a olio combustibile, per 1.643 milioni di kWh, e da impianti a ciclo combinato per 1.129 milioni di kWh, prevalentemente in Italia.
| MW | 1° semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 (1) | Variazioni | ||||||
| Impianti a carbone | 9.634 | 11.695 | (2.061) | -17,6% | ||||
| Impianti a olio combustibile e turbogas | 11.863 | 12.211 | (348) | -2,8% | ||||
| Impianti a ciclo combinato | 15.004 | 14.991 | 13 | 0,1% | ||||
| Impianti nucleari | 3.318 | 3.318 | - | - | ||||
| Totale | 39.819 | 42.215 | (2.396) | -5,7% | ||||
| - di cui Italia | 13.178 | 13.480 | (302) | -2,2% | ||||
| - di cui Iberia | 13.861 | 15.957 | (2.096) | -13,1% | ||||
| - di cui America Latina | 7.525 | 7.523 | 2 | - | ||||
| - di cui Europa | 5.255 | 5.255 | - | - |
(1) Al 31 dicembre 2019.
La potenza efficiente netta installata termoelettrica si è ridotta di 2.396 MW nel primo semestre 2020 principalmente per la dismissione di 2.061 MW di impianti a carbone in Spagna.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 2020 | 2019 | Variazione | ||
| Ricavi da generazione termoelettrica | 3.497 | 5.333 | -34,4% | ||
| - di cui da generazione a carbone | 853 | 1.527 | -44,1% | ||
| Ricavi da generazione nucleare | 646 | 632 | +2,2% | ||
| Percentuale dei ricavi da generazione termoelettrica sul totale ricavi | 10,5% | 13,0% | |||
| - di cui dei ricavi da generazione a carbone sul totale ricavi | 2,6% | 3,7% | |||
| Percentuale dei ricavi da generazione nucleare sul totale ricavi | 1,9% | 1,5% |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 3.702 | 6.378 | (2.676) | -42,0% Ricavi (1) | 12.276 | 16.446 | (4.170) | -25,4% | |
| Margine operativo | ||||||||
| 309 | 310 | (1) | -0,3% | lordo | 1.001 | 905 | 96 | 10,6% |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | 1.073 | 811 | 262 | 32,3% | ||||
| (659) | (502) | (157) | -31,3% Risultato operativo | (184) | (202) | 18 | 8,9% | |
| Investimenti | 239 | 292 | (53) | -18,2% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 2.094 | 4.489 | (2.395) | -53,4% | Italia | 8.763 | 12.279 | (3.516) | -28,6% |
| 1.047 | 1.332 | (285) | -21,4% | Iberia | 2.519 | 2.859 | (340) | -11,9% |
| 272 | 408 | (136) | -33,3% | America Latina | 674 | 1.001 | (327) | -32,7% |
| 24 | 63 | (39) | -61,9% | - di cui Argentina | 88 | 164 | (76) | -46,3% |
| 24 | 58 | (34) | -58,6% | - di cui Brasile | 68 | 126 | (58) | -46,0% |
| 168 | 191 | (23) | -12,0% | - di cui Cile | 336 | 493 | (157) | -31,8% |
| 46 | 26 | 20 | 76,9% | - di cui Colombia | 95 | 45 | 50 | - |
| 10 | 70 | (60) | -85,7% | - di cui Perù | 87 | 173 | (86) | -49,7% |
| (157) | 4 | (161) | - | Nord America | 8 | 5 | 3 | 60,0% |
| 277 | 229 | 48 | 21,0% | Europa | 277 | 495 | (218) | -44,0% |
| (165) | 5 | (170) | - | - di cui Romania | - | 14 | (14) | - |
| 275 | 224 | 51 | 22,8% | - di cui Russia | 275 | 481 | (206) | -42,8% |
| 2 | - | 2 | - | - di cui altri Paesi | 2 | - | 2 | - |
| 231 | 11 | 220 | - | Altro | 62 | 26 | 36 | - |
| (8.601) | (95) | (8.506) | - | Elisioni e rettifiche | (27) | (219) | 192 | 87,7% |
| 3.702 | 6.378 | (2.676) | -42,0% | Totale | 12.276 | 16.446 | (4.170) | -25,4% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 50 | 42 | 8 | 19,0% Italia | 180 | 176 | 4 | 2,3% | |
| 177 | 151 | 26 | 17,2% Iberia | 605 | 309 | 296 | 95,8% | |
| 49 | 85 | (36) | -42,4% America Latina | 125 | 321 | (196) | -61,1% | |
| 9 | 26 | (17) | -65,4% - di cui Argentina | 50 | 70 | (20) | -28,6% | |
| 7 | 7 | - | - - di cui Brasile | 20 | 53 | (33) | -62,3% | |
| 10 | 13 | (3) | -23,1% - di cui Cile | (3) | 121 | (124) | - | |
| (2) | 7 | (9) | - - di cui Colombia | (4) | 10 | (14) | - | |
| 25 | 32 | (7) | -21,9% - di cui Perù | 62 | 67 | (5) | -7,5% | |
| 4 | (5) | 9 | - Nord America | 10 | (5) | 15 | - | |
| 28 | 43 | (15) | -34,9% Europa | 77 | 114 | (37) | -32,5% | |
| - | (1) | 1 | - - di cui Romania | - | (1) | 1 | - | |
| 27 | 44 | (17) | -38,6% - di cui Russia | 76 | 115 | (39) | -33,9% | |
| 1 | - | 1 | - - di cui altri Paesi | 1 | - | 1 | - | |
| 1 | (6) | 7 | - Altro | 4 | (10) | 14 | - | |
| 309 | 310 | (1) | -0,3% Totale | 1.001 | 905 | 96 | 10,6% |
L'incremento del margine operativo lordo del primo semestre 2020 è riferibile principalmente:
all'aumento del margine in Iberia, sostanzialmente riconducibile:
alla riduzione del margine in America Latina principalmente riferibile:
euro, dovuta prevalentemente alla rilevazione nel primo semestre 2019 dell'indennizzo da Anglo American di 80 milioni di euro, per l'esercizio anticipato dell'opzione di recesso, nonché alla riduzione dei volumi venduti;
al decremento del margine in Europa per 37 milioni di euro, prevalentemente in Russia essenzialmente a seguito della cessione della centrale a carbone Reftinskaya GRES;
al margine in Italia, pressoché allineato a quello del primo semestre 2019 in quanto la maggiore efficienza operativa del primo semestre 2020 è stata integralmente compensata dalle svalutazioni del magazzino combustibili delle centrali oggetto di impairment e dalla plusvalenza derivante dalla cessione di Mercure Srl nel primo semestre 2019.
Il margine operativo lordo ordinario aumenta di 262 milioni di euro rispetto al 2019 nel primo semestre 2020. La variazione positiva, oltre alle variazioni già commentate del margine operativo lordo, è dovuta ai seguenti impatti delle partite non ricorrenti:
le maggiori svalutazioni, del primo semestre 2020, dei magazzini combustibili relativi agli impianti oggetto di impairment (67 milioni di euro, di cui 44 milioni di euro in Italia,14 milioni di euro in Cile e 9 milioni di euro in Spagna);
i costi sostenuti per fronteggiare la pandemia COVID-19 (5 milioni di euro) per la sanificazione degli ambienti di lavoro, i dispositivi di protezione individuale e donazioni.
Nell'analogo periodo del 2019 la sola partita straordinaria era
costituita dal provento relativo alla cessione dell'impianto a biomasse della Valle del Mercure (94 milioni di euro al netto degli oneri di bonifica prevista contrattualmente del sito industriale).
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| 16 | (25) | 41 | - Italia | 102 | 46 | 56 | - |
| 34 | (27) | 61 | - Iberia | 356 | (35) | 391 | - |
| (734) | (345) | (389) | - America Latina | (708) | (158) | (550) | - |
| (4) | 2 | (6) | - - di cui Argentina | 19 | 37 | (18) | -48,6% |
| 4 | 8 | (4) | -50,0% - di cui Brasile | 15 | 47 | (32) | -68,1% |
| (747) | (381) | (366) | -96,1% - di cui Cile | (776) | (292) | (484) | - |
| (5) | 4 | (9) | - - di cui Colombia | (12) | 2 | (14) | - |
| 18 | 22 | (4) | -18,2% - di cui Perù | 46 | 48 | (2) | -4,2% |
| 5 | (6) | 11 | - Nord America | 11 | (6) | 17 | - |
| 19 | (91) | 110 | - Europa | 52 | (37) | 89 | - |
| - | - | - | - - di cui Romania | - | - | - | - |
| 19 | (91) | 110 | - - di cui Russia | 52 | (37) | 89 | - |
| - | - | - | - - di cui altri Paesi | - | - | - | - |
| 1 | (8) | 9 | - Altro | 3 | (12) | 15 | - |
| - | - | - | - Elisioni e rettifiche | - | - | - | - |
| (659) | (502) | (157) | -31,3% Totale | (184) | (202) | 18 | 8,9% |
L'incremento del risultato operativo è dovuto ai fenomeni illustrati nel margine operativo lordo, nonostante l'incremento degli ammortamenti e impairment per 78 milioni di euro. Si evidenzia, infatti, che nel corso del primo semestre 2020 l'adeguamento di valore dell'impianto a carbone di Bocamina II (per 741 milioni di euro), a seguito della decisione del Gruppo di accelerare il processo di transizione energetica del Cile verso tecnologie a emissioni zero, ha più che compensato le svalutazioni effettuate nel primo semestre 2019 degli impianti di Bocamina I e Tarapacá, in Cile (per un totale di 364 milioni di euro), e di Reftinskaya GRES, in Russia (per 120 milioni di euro), al netto dei minori ammortamenti riferiti agli impianti oggetto di impairment nel corso del 2019 in Italia, Spagna, Cile e Russia.
| Milioni di euro 1° semestre |
|||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||||||
| Italia | 55 | 59 | (4) | -6,8% | |||||
| Iberia | 116 | 132 | (16) | -12,1% | |||||
| America Latina | 45 | 71 | (26) | -36,6% | |||||
| Europa | 23 | 30 | (7) | -23,3% | |||||
| Altro | - | - | - | - | |||||
| Totale | 239 | 292 | (53) | -18,2% |
Gli investimenti del primo semestre 2020 ammontano a 239 milioni di euro e presentano una diminuzione di 53 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, da ricondurre essenzialmente alla riduzione di alcune attività di
ambientalizzazione in Spagna su impianti a carbone, a minori investimenti in Colombia nonché a una diversa programmazione in Argentina.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020
| Milioni di kWh | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Idroelettrica | 30.522 | 29.266 | 1.256 | 4,3% |
| Geotermoelettrica | 3.127 | 3.040 | 87 | 2,9% |
| Eolica | 14.684 | 12.752 | 1.932 | 15,2% |
| Solare | 2.763 | 1.988 | 775 | 39,0% |
| Altre fonti | 1 | 20 | (19) | -95,0% |
| Totale produzione netta | 51.097 | 47.066 | 4.031 | 8,6% |
| - di cui Italia | 11.919 | 11.794 | 125 | 1,1% |
| - di cui Iberia | 7.397 | 4.905 | 2.492 | 50,8% |
| - di cui America Latina | 21.353 | 22.492 | (1.139) | -5,1% |
| - di cui Europa | 1.174 | 1.003 | 171 | 17,0% |
| - di cui Nord America | 8.531 | 6.118 | 2.413 | 39,4% |
| - di cui Africa, Asia e Oceania | 723 | 754 | (31) | -4,1% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019, esposti tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
Nel primo semestre 2020 la produzione netta di energia elettrica registra un incremento riconducibile prevalentemente alla maggior produzione soprattutto da fonte idroelettrica ed eolica.
In particolare, si registra una maggiore produzione da fonte idroelettrica in Italia (+191 milioni di kWh) e Iberia (+1.883 milioni di kWh), mentre in riduzione risulta il valore riscontrato in America Latina (-788 milioni di kWh). In quest'ultima si evidenzia una produzione idroelettrica con andamenti diversi nei vari Paesi: in particolar modo si registra un incremento in Perù (+123 milioni di kWh), Argentina (+175 milioni di kWh) e Guatemala (+40 milioni di kWh) e un decremento in Colombia (-237 milioni di kWh), Cile (-805 milioni di kWh), Brasile (-71 milioni di kWh) e Panama (-16 milioni di kWh).
Le variazioni più rilevanti da fonte eolica si sono verificate nel
Nord America, dove nello specifico si è registrato un incremento di 1.530 milioni di kWh negli Stati Uniti, di 133 milioni di kWh in Canada e di 127 milioni di kWh in Messico, e in Iberia, con una maggiore produzione per 365 milioni di kWh. Si rileva inoltre un incremento della generazione da fonte eolica in Grecia (149 milioni di kWh) legato principalmente all'avvio delle nuove centrali eoliche di Kafireas. In Brasile, si riscontra invece un decremento della produzione di energia eolica per 255 milioni di kWh, in parte a seguito della cessione avvenuta nel secondo trimestre 2019 di otto società (operazione Gamma). La produzione da fonte solare registra un incremento prevalentemente negli Stati Uniti (+368 milioni di kWh), in Messico (+231 milioni di kWh) e in Iberia (+244 milioni di kWh), in parte compensato dalla minore produzione in Brasile (-122 milioni di kWh) conseguente alla suddetta variazione di perimetro.
| MW | 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 (1) | Variazioni | ||||
| Idroelettrica | 27.832 | 27.830 | 2 | - | ||
| Geotermoelettrica | 880 | 878 | 2 | 0,2% | ||
| Eolica | 10.661 | 10.327 | 334 | 3,2% | ||
| Solare | 3.514 | 3.094 | 420 | 13,6% | ||
| Altre fonti | 5 | 5 | - | - | ||
| Totale | 42.892 | 42.134 | 758 | 1,8% | ||
| - di cui Italia | 13.977 | 13.972 | 5 | - | ||
| - di cui Iberia | 7.405 | 7.391 | 14 | 0,2% | ||
| - di cui America Latina | 13.852 | 13.676 | 176 | 1,3% | ||
| - di cui Europa | 1.037 | 1.037 | - | - | ||
| - di cui Nord America | 5.792 | 5.282 | 510 | 9,7% | ||
| - di cui Africa, Asia e Oceania | 829 | 776 | 53 | 6,8% |
(1) Al 31 dicembre 2019.
L'incremento della potenza efficiente netta si registra principalmente negli Stati Uniti negli impianti solari di Roadrunner Ph II, Roadrunner Ph III, Roadrunner Ph IV, in Messico dove è riferita ai parchi eolici Dolores Wind SA de Cv e Parque Amistad III SA de Cv, e in Brasile a seguito dell'incremento della potenza installata dagli impianti fotovoltaici di São Gonçalo.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 1.756 | 1.818 | (62) | -3,4% Ricavi | 3.575 | 3.835 | (260) | -6,8% | |
| Margine operativo | ||||||||
| 1.153 | 1.026 | 127 | 12,4% | lordo | 2.291 | 2.274 | 17 | 0,7% |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | 2.296 | 2.274 | 22 | 1,0% | ||||
| 839 | 728 | 111 | 15,2% Risultato operativo | 1.665 | 1.673 | (8) | -0,5% | |
| Investimenti | 1.912 | 1.816 (3) | 96 | 5,3% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019, esposti tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
(2) I dati sono stati adeguati per tener conto che in America Latina i valori afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali.
(3) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 550 | 520 | 30 | 5,8% Italia | 1.092 | 957 | 135 | 14,1% | |
| 176 | 149 | 27 | 18,1% Iberia | 390 | 329 | 61 | 18,5% | |
| 682 | 896 | (214) | -23,9% America Latina | 1.432 | 1.930 | (498) | -25,8% | |
| 10 | 17 | (7) | -41,2% - di cui Argentina | 23 | 32 | (9) | -28,1% | |
| 83 | 162 | (79) | -48,8% - di cui Brasile | 233 | 360 | (127) | -35,3% | |
| 323 | 363 | (40) | -11,0% - di cui Cile | 587 | 839 | (252) | -30,0% | |
| 202 | 244 | (42) | -17,2% - di cui Colombia | 422 | 492 | (70) | -14,2% | |
| 17 | 47 | (30) | -63,8% - di cui Perù | 66 | 89 | (23) | -25,8% | |
| 31 | 45 | (14) | -31,1% - di cui Panama | 71 | 86 | (15) | -17,4% | |
| 16 | 18 | (2) | -11,1% - di cui altri Paesi | 30 | 32 | (2) | -6,3% | |
| 249 | 167 | 82 | 49,1% Nord America | 459 | 447 | 12 | 2,7% | |
| 224 | 150 | 74 | 49,3% | - di cui Stati Uniti e Canada |
407 | 371 | 36 | 9,7% |
| 25 | 17 | 8 | 47,1% - di cui Messico | 52 | 76 | (24) | -31,6% | |
| 72 | 66 | 6 | 9,1% Europa | 164 | 132 | 32 | 24,2% | |
| 46 | 47 | (1) | -2,1% - di cui Romania | 109 | 92 | 17 | 18,5% | |
| 24 | 17 | 7 | 41,2% - di cui Grecia | 49 | 35 | 14 | 40,0% | |
| 2 | 2 | - | - - di cui Bulgaria | 6 | 5 | 1 | 20,0% | |
| - | - | - | - - di cui altri Paesi | - | - | - | - | |
| 19 | 26 | (7) | -26,9% | Africa, Asia e Oceania |
44 | 49 | (5) | -10,2% |
| 59 | 22 | 37 | - Altro | 99 | 52 | 47 | 90,4% | |
| (51) | (28) | (23) | -82,1% Elisioni e rettifiche | (105) | (61) | (44) | -72,1% | |
| 1.756 | 1.818 | (62) | -3,4% Totale | 3.575 | 3.835 | (260) | -6,8% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019, esposti tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
(2) I dati sono stati adeguati per tener conto che in America Latina i valori afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 386 | 347 | 39 | 11,2% Italia | 745 | 615 | 130 | 21,1% | |
| 109 | 77 | 32 | 41,6% Iberia | 216 | 183 | 33 | 18,0% | |
| 436 | 510 | (74) | -14,5% America Latina | 953 | 1.132 | (179) | -15,8% | |
| 9 | 16 | (7) | -43,8% - di cui Argentina | 18 | 26 | (8) | -30,8% | |
| 43 | 82 | (39) | -47,6% - di cui Brasile | 118 | 187 | (69) | -36,9% | |
| 179 | 169 | 10 | 5,9% - di cui Cile | 366 | 462 | (96) | -20,8% | |
| 146 | 161 | (15) | -9,3% - di cui Colombia | 314 | 310 | 4 | 1,3% | |
| 27 | 37 | (10) | -27,0% - di cui Perù | 63 | 70 | (7) | -10,0% | |
| 22 | 35 | (13) | -37,1% - di cui Panama | 54 | 58 | (4) | -6,9% | |
| 10 | 10 | - | - - di cui altri Paesi | 20 | 19 | 1 | 5,3% | |
| 189 | 78 | 111 | - Nord America | 305 | 297 | 8 | 2,7% | |
| 161 | 73 | 88 | - | - di cui Stati Uniti e Canada |
260 | 250 | 10 | 4,0% |
| 28 | 5 | 23 | - - di cui Messico | 45 | 47 | (2) | -4,3% | |
| 31 | 31 | - | - Europa | 80 | 69 | 11 | 15,9% | |
| 14 | 18 | (4) | -22,2% - di cui Romania | 42 | 42 | - | - | |
| (2) | - | (2) | - - di cui Russia | (2) | - | (2) | - | |
| 18 | 13 | 5 | 38,5% - di cui Grecia | 37 | 26 | 11 | 42,3% | |
| 2 | 1 | 1 | - - di cui Bulgaria | 5 | 3 | 2 | 66,7% | |
| (1) | (1) | - | - - di cui altri Paesi | (2) | (2) | - | - | |
| Africa, Asia e | ||||||||
| 8 | 11 | (3) | -27,3% | Oceania | 22 | 28 | (6) | -21,4% |
| (6) | (28) | 22 | -78,6% Altro | (30) | (50) | 20 | -40,0% | |
| 1.153 | 1.026 | 127 | 12,4% Totale | 2.291 | 2.274 | 17 | 0,7% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019 esposti tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
(2) I dati sono stati adeguati per tener conto che in America Latina i valori afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali.
La variazione del margine operativo lordo del primo semestre 2020 è sostanzialmente riferibile:
al maggior margine in Italia riconducibile principalmente alle migliori perfomance degli impianti idroelettrici;
al più alto margine in Spagna conseguente alla maggiore capacità installata nell'arco del 2019 in impianti eolici;
all'aumento del margine registrato in Europa e in particolare in Grecia (11 milioni di euro) a seguito dell'operatività delle centrali eoliche di Kafireas, non attive nel 2019;
al più alto margine registrato in Nord America, principalmente negli Stati Uniti per un aumento delle vendite e un miglioramento del margine energia (40 milioni di euro), soprattutto per gli impianti acquisiti nel corso del 2019, per i maggiori proventi per tax partnership (46 milioni di euro) rilevati nel primo semestre 2020 a seguito dell'entrata in funzione di nuovi impianti di Enel North America (già Enel Green Power North America), in particolare High Lonesome, Cimarron e Roadrunner, nonché per maggiori proventi da indennizzi e contenziosi (50 milioni di euro).
Tali effetti sono stati in gran parte compensati dalla rilevazione nel primo trimestre 2019 del negative goodwill di 106 milioni di euro a seguito dell'operazione di acquisizione da parte di Enel North America (già Enel Green Power North America) di 13 società da Enel Green Power North America Renewable Energy Partner LLC (EGPNA REP);
al minore margine in America Latina dovuto soprattutto:
Il margine operativo lordo ordinario, pari a 2.296 milioni di euro (2.274 milioni di euro nel primo semestre 2019), risente dei costi straordinari sostenuti, pari a 5 milioni di euro, a seguito della pandemia COVID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, per dispositivi di protezione individuale e per donazioni.
| Risultato operativo (1) (2) |
|---|
| ----------------------------- |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 300 | 272 | 28 | 10,3% Italia | 585 | 467 | 118 | 25,3% | |
| 64 | 37 | 27 | 73,0% Iberia | 122 | 102 | 20 | 19,6% | |
| 342 | 419 | (77) | -18,4% America Latina | 765 | 930 | (165) | -17,7% | |
| 7 | 13 | (6) | -46,2% - di cui Argentina | 16 | 23 | (7) | -30,4% | |
| 28 | 63 | (35) | -55,6% - di cui Brasile | 85 | 140 | (55) | -39,3% | |
| 138 | 136 | 2 | 1,5% - di cui Cile | 283 | 380 | (97) | -25,5% | |
| 133 | 145 | (12) | -8,3% - di cui Colombia | 287 | 281 | 6 | 2,1% | |
| 18 | 27 | (9) | -33,3% - di cui Perù | 45 | 50 | (5) | -10,0% | |
| 15 | 30 | (15) | -50,0% - di cui Panama | 43 | 50 | (7) | -14,0% | |
| 3 | 5 | (2) | -40,0% - di cui altri Paesi | 6 | 6 | - | - | |
| 123 | 12 | 111 | - Nord America | 170 | 170 | - | - | |
| 103 | 13 | 90 | - | - di cui Stati Uniti e Canada |
141 | 136 | 5 | 3,7% |
| 20 | (1) | 21 | - - di cui Messico | 29 | 34 | (5) | -14,7% | |
| 19 | 15 | 4 | 26,7% Europa | 52 | 46 | 6 | 13,0% | |
| 9 | 12 | (3) | -25,0% - di cui Romania | 32 | 32 | - | - | |
| (1) | (1) | - | - - di cui Russia | (2) | (1) | (1) | - | |
| 10 | 6 | 4 | 66,7% - di cui Grecia | 21 | 16 | 5 | 31,3% | |
| 1 | - | 1 | - - di cui Bulgaria | 3 | 2 | 1 | 50,0% | |
| - | (2) | 2 | - - di cui altri Paesi | (2) | (3) | 1 | -33,3% | |
| (2) | 1 | (3) | - | Africa, Asia e Oceania |
3 | 8 | (5) | -62,5% |
| (6) | (28) | 22 | -78,6% Altro | (32) | (50) | 18 | -36,0% | |
| (1) | - | (1) | - Elisioni e rettifiche | - | - | - | - | |
| 839 | 728 | 111 | 15,2% Totale | 1.665 | 1.673 | (8) | -0,5% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019, esposti tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
(2) I dati sono stati adeguati per tener conto che in America Latina i valori afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali.
Il decremento del risultato operativo, che risente dei fenomeni illustrati nel margine operativo lordo, sconta inoltre maggiori ammortamenti e impairment per 25 milioni di euro, di cui 14 milioni di euro riferiti all'impairment dell'impianto solare dell'Interporto di Nola.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Italia | 80 | 82 | (2) | -2,4% |
| Iberia | 221 | 483 | (262) | -54,2% |
| America Latina | 572 | 313 (2) | 259 | 82,7% |
| Nord America | 739 | 655 | 84 | 12,8% |
| Europa | 68 | 119 | (51) | -42,9% |
| Africa, Asia e Oceania | 217 | 155 | 62 | 40,0% |
| Altro | 15 | 9 | 6 | 66,7% |
| Totale | 1.912 | 1.816 | 96 | 5,3% |
(1) I dati sono stati riclassificati per consentire la comparabilità con i risultati del primo semestre 2019 tenuto conto che i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua, precedentemente ricompresi nell'area geografica Nord e Centro America, sono stati inclusi nell'area geografica America Latina.
(2) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
Gli investimenti del primo semestre 2020 registrano un incremento di 96 milioni di euro rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, tale variazione è attribuibile essenzialmente a:
maggiori investimenti in America Latina per 259 milioni di euro prevalentemente in impianti eolici (92 milioni di euro), fotovoltaici (186 milioni di euro) e geotermici (12 milioni di euro), in parte compensati da minori investimenti in impianti idroelettrici (42 milioni di euro). I maggiori investimenti sono concentrati prevalentemente in Brasile (134 milioni di euro) e Cile (127 milioni di euro);
maggiori investimenti in Nord America per 84 milioni di euro registrati soprattutto negli Stati Uniti (230 milioni di euro) per l'incremento degli investimenti in impianti eolici e solari effettuati nella prima parte del 2020, compensa-
ti dalla riduzione registrata in Messico per il passaggio in esercizio di numerosi impianti realizzati nel 2019;
maggiori investimenti in Africa, Asia e Oceania per 62 milioni di euro riferiti principalmente allo sviluppo di impianti eolici in Sudafrica (136 milioni di euro) in particolare per lo sviluppo del Round 4, in parte compensati dai minori investimenti in India (50 milioni di euro);
minori investimenti in Europa per 51 milioni di euro, in particolare in Grecia (74 milioni di euro) a seguito di progetti sviluppati nel corso del 2019 e passati in esercizio;
minori investimenti in Iberia per 262 milioni di euro prevalentemente in impianti eolici (255 milioni di euro) e solari (14 milioni di euro) in considerazione del fatto che la maggior parte dei progetti in portafoglio sono stati realizzati nel corso del 2019.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020
| Milioni di kWh | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1) | 228.720 | 249.486 | (20.766) | -8,3% |
| - di cui Italia | 98.719 | 110.864 | (12.145) | -11,0% |
| - di cui Iberia | 58.788 | 62.346 | (3.558) | -5,7% |
| - di cui America Latina | 63.845 | 68.492 | (4.647) | -6,8% |
| - di cui Europa | 7.368 | 7.784 | (416) | -5,3% |
| Utenti finali con smart meter attivi (n.) | 44.736.784 | 44.165.543 | 571.241 | 1,3% |
(1) Il dato del 2019 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.
Nel corso del primo semestre 2020 si riscontra una riduzione dell'energia trasportata sulla rete (-8,3%) in generale per gli effetti dell'emergenza sanitaria COVID-19. Si commentano di seguito gli impatti sulle differenti aree geografiche:
in Italia (-11,0%) principalmente per la diminuzione della domanda di energia elettrica distribuita ai clienti in bassa tensione, in particolare per quanto riguarda gli usi non domestici (-1,36 TWh), e in media tensione (-1,18 TWh). In
in Iberia (-5,7%) essenzialmente per la diminuzione dell'energia trasportata da Edistribución Redes Digitales SL;
in America Latina (-6,8%) per la diminuzione dei volumi vettoriati principalmente in Brasile;
in Europa (-5,3%) per la diminuzione dell'energia distribuita in Romania.
| 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| SAIFI (n. medio) | 2020 | 2019 (1) | Variazioni | |
| Italia | 1,7 | 1,9 | (0,2) | -10,5% |
| Iberia | 1,4 | 1,4 | - | - |
| Argentina | 5,1 | 6,0 | (0,9) | -15,0% |
| Brasile | 5,4 | 5,8 | (0,4) | -6,9% |
| Cile | 1,5 | 1,6 | (0,1) | -6,3% |
| Colombia | 6,7 | 6,8 | (0,1) | -1,5% |
| Perù | 2,6 | 2,8 | (0,2) | -7,1% |
| Romania | 3,6 | 4,1 | (0,5) | -12,2% |
(1) Al 31 dicembre 2019.
| 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| SAIDI (minuti medi) | 2020 | 2019 (1) | Variazioni | |
| Italia | 44,6 | 48,5 | (3,9) | -8,0% |
| Iberia | 72,3 | 75,8 | (3,5) | -4,6% |
| Argentina | 1.052,0 | 1.214,1 | (162,1) | -13,4% |
| Brasile | 646,2 | 728,8 | (82,6) | -11,3% |
| Cile | 174,0 | 184,1 | (10,1) | -5,5% |
| Colombia | 617,5 | 666,6 | (49,1) | -7,4% |
| Perù | 414,0 | 418,9 | (4,9) | -1,2% |
| Romania | 137,8 | 169,6 | (31,8) | -18,8% |
(1) Al 31 dicembre 2019.
Come evidenziato in tabella, le interruzioni del servizio più significative si registrano in Argentina, in particolare per guasti ai sistemi di trasmissione di alta tensione non gestiti dal Gruppo.
| 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| Perdite di rete (% media) | 2020 | 2019 (1) | Variazioni | |
| Italia | 4,7 | 4,7 | - | - |
| Iberia | 7,4 | 7,5 | (0,1) | -0,9% |
| Argentina | 15,9 | 15,5 | 0,4 | 2,7% |
| Brasile | 13,2 | 12,8 | 0,4 | 3,4% |
| Cile | 5,2 | 5,0 | 0,2 | 4,4% |
| Colombia | 7,5 | 7,7 | (0,2) | -3,0% |
| Perù | 8,3 | 8,2 | 0,1 | 1,0% |
| Romania | 9,4 | 9,7 | (0,3) | -3,4% |
(1) Al 31 dicembre 2019.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 4.586 | 5.436 | (850) | -15,6% Ricavi | 9.548 | 10.687 | (1.139) | -10,7% | |
| Margine operativo | ||||||||
| 1.871 | 2.145 | (274) | -12,8% | lordo | 3.816 | 3.971 | (155) | -3,9% |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | 3.849 | 3.921 | (72) | -1,8% | ||||
| 1.083 | 1.510 | (427) | -28,3% Risultato operativo | 2.346 | 2.650 | (304) | -11,5% | |
| Investimenti | 1.668 | 1.726 | (58) | -3,4% |
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 1.878 | 1.848 | 30 | 1,6% Italia | 3.633 | 3.680 | (47) | -1,3% | |
| 627 | 657 | (30) | -4,6% Iberia | 1.252 | 1.310 | (58) | -4,4% | |
| 1.990 | 2.844 | (854) | -30,0% America Latina | 4.463 | 5.518 | (1.055) | -19,1% | |
| 158 | 503 | (345) | -68,6% - di cui Argentina | 363 | 750 | (387) | -51,6% | |
| 1.216 | 1.597 | (381) | -23,9% - di cui Brasile | 2.801 | 3.320 | (519) | -15,6% | |
| 291 | 394 | (103) | -26,1% - di cui Cile | 614 | 739 | (125) | -16,9% | |
| 147 | 155 | (8) | -5,2% - di cui Colombia | 303 | 309 | (6) | -1,9% | |
| 178 | 195 | (17) | -8,7% - di cui Perù | 382 | 400 | (18) | -4,5% | |
| 89 | 90 | (1) | -1,1% Europa | 191 | 185 | 6 | 3,2% | |
| 90 | 8 | 82 | - Altro | 145 | 24 | 121 | - | |
| (88) | (11) | (77) | - Elisioni e rettifiche | (136) | (30) | (106) | - | |
| 4.586 | 5.436 | (850) | -15,6% Totale | 9.548 | 10.687 | (1.139) | -10,7% |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 1.016 | 931 | 85 | 9,1% Italia | 1.873 | 1.824 | 49 | 2,7% | |
| 478 | 498 | (20) | -4,0% Iberia | 1.121 | 974 | 147 | 15,1% | |
| 343 | 696 | (353) | -50,7% America Latina | 773 | 1.138 | (365) | -32,1% | |
| 14 | 230 | (216) | -93,9% - di cui Argentina | 23 | 242 | (219) | -90,5% | |
| 149 | 254 | (105) | -41,3% - di cui Brasile | 384 | 487 | (103) | -21,1% | |
| 38 | 63 | (25) | -39,7% - di cui Cile | 83 | 116 | (33) | -28,4% | |
| 91 | 97 | (6) | -6,2% - di cui Colombia | 185 | 185 | - | - | |
| 51 | 52 | (1) | -1,9% - di cui Perù | 98 | 108 | (10) | -9,3% | |
| 40 | 31 | 9 | 29,0% Europa | 55 | 47 | 8 | 17,0% | |
| (6) | (11) | 5 | 45,5% Altro | (6) | (12) | 6 | 50,0% | |
| 1.871 | 2.145 | (274) | -12,8% Totale | 3.816 | 3.971 | (155) | -3,9% |
Il margine operativo lordo si decrementa per i seguenti motivi:
in America Latina, per i minori volumi vettoriati in conseguenza del COVID-19 e per lo sfavorevole andamento dei cambi, soprattutto in Brasile;
in Argentina, per la rilevazione nel primo semestre 2019 dell'accordo transattivo di Edesur con il Governo argentino che ha sanato pendenze reciproche originate nel periodo dal 2006 al 2016 (215 milioni di euro).
Tali effetti sono stati in parte compensati:
dall'incremento del margine in Iberia per 147 milioni di euro, in particolare per effetto della sottoscrizione, nel corso del primo semestre 2020, del "V Accordo Quadro sul Lavoro di Endesa" che ha comportato una modifica al beneficio dello sconto energia ai dipendenti e agli ex dipendenti con un conseguente riversamento del fondo per un ammontare complessivo di 269 milioni di euro, il cui effetto positivo è stato solo parzialmente compensato dall'accantonamento per la risoluzione anticipata del rapporto di lavoro su base volontaria per 91 milioni di euro e per il negativo effetto derivante dall'applicazione del nuovo quadro regolatorio in Spagna entrato in vigore per il periodo 2020-2025;
dall'incremento del margine in Italia dovuto essenzialmente al provento connesso all'applicazione delle delibere 50/2018 e 568/2019 dell'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) per l'accordo raggiunto in sede fallimentare con un Trader (156 milioni di euro). Tale effetto è stato in parte compensato dall'indennizzo per la cessione di Enel Rete Gas (50 milioni di euro) e dai minori margini rilevati a seguito dei minori volumi vettoriati per il COVID-19.
Il margine operativo lordo ordinario diminuisce di 72 milioni di euro rispetto al 2019. Le partite straordinarie producono una variazione positiva di 83 milioni di euro sul margine operativo lordo ordinario tenendo presente che nel 2020 esse si riferiscono, per 33 milioni di euro, ai costi sostenuti principalmente in Italia e in Brasile a causa della pandemia CO-VID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, per dispositivi di protezione individuale e per donazioni, mentre nell'esercizio a confronto includevano l'ulteriore indennizzo (pari a 50 milioni di euro) connesso alla cessione di Enel Rete Gas avvenuta nel 2009.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 591 | 676 | (85) | -12,6% Italia | 1.169 | 1.308 | (139) | -10,6% | |
| 297 | 334 | (37) | -11,1% Iberia | 752 | 618 | 134 | 21,7% | |
| 180 | 504 | (324) | -64,3% America Latina | 418 | 737 | (319) | -43,3% | |
| 11 | 222 | (211) | -95,0% - di cui Argentina | 13 | 226 | (213) | -94,2% | |
| 44 | 122 | (78) | -63,9% - di cui Brasile | 152 | 202 | (50) | -24,8% | |
| 26 | 50 | (24) | -48,0% - di cui Cile | 60 | 92 | (32) | -34,8% | |
| 66 | 73 | (7) | -9,6% - di cui Colombia | 131 | 139 | (8) | -5,8% | |
| 33 | 37 | (4) | -10,8% - di cui Perù | 62 | 78 | (16) | -20,5% | |
| 21 | 7 | 14 | - Europa | 14 | - | 14 | - | |
| (6) | (11) | 5 | 45,5% Altro | (7) | (13) | 6 | 46,2% | |
| 1.083 | 1.510 | (427) | -28,3% Totale | 2.346 | 2.650 | (304) | -11,5% |
Il risultato operativo, inclusivo di ammortamenti e impairment per 1.470 milioni di euro (1.321 milioni di euro nel primo semestre 2019), è sostanzialmente riconducibile a quanto già commentato per il margine operativo lordo del periodo e ai maggiori ammortamenti rilevati in Italia anche per effetto dell'entrata in funzione degli investimenti effettuati nel corso del 2019, oltreché alle maggiori svalutazioni dei crediti in Italia. In particolare, e-distribuzione ha svalutato il credito verso un Trader (156 milioni di euro) in base a un accordo in sede fallimentare per il quale attraverso le delibere 50/2018 e 568/2019 dell'ARERA il Gruppo ha rilevato un correlato provento di pari importo.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Italia | 803 | 843 | (40) | -4,7% |
| Iberia | 242 | 234 | 8 | 3,4% |
| America Latina | 537 | 579 | (42) | -7,3% |
| Europa | 85 | 69 | 16 | 23,2% |
| Altro | 1 | 1 | - | - |
| Totale | 1.668 | 1.726 | (58) | -3,4% |
Gli investimenti nei due periodi messi a confronto si riducono complessivamente per 58 milioni di euro. In particolare, tale decremento è stato registrato soprattutto in Argentina e in Italia per effetto del lockdown derivante dalla pandemia COVID-19.
| Milioni di kWh | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Mercato libero | 76.780 | 83.779 | (6.999) | -8,4% |
| Mercato regolato | 68.218 | 74.370 | (6.152) | -8,3% |
| Totale (1) | 144.998 | 158.149 | (13.151) | -8,3% |
| - di cui Italia | 43.198 | 47.681 | (4.483) | -9,4% |
| - di cui Iberia | 39.038 | 43.134 | (4.096) | -9,5% |
| - di cui America Latina (1) | 58.373 | 62.394 | (4.021) | -6,4% |
| - di cui Europa | 4.389 | 4.940 | (551) | -11,2% |
(1) I volumi contengono anche le vendite a grandi clienti effettuate dalle società di generazione in America Latina; il dato riferito al primo semestre 2019 è stato conseguentemente adeguato per rendere omogenea la comparabilità dei dati.
L'andamento negativo dell'energia venduta nel primo semestre 2020 riflette sostanzialmente le minori quantità vendute in Italia e Spagna. In Italia il calo è dovuto alle minori vendite registrate sia nel mercato regolato sia in quello libero, principalmente per gli effetti della pandemia COVID-19 che ha comportato nel mercato libero una diminuzione dei volumi venduti relativi ai clienti "business to business" (B2B), parzialmente compensata da una variazione positiva in Italia delle quantità vendute ai clienti domestici (B2C - "business to consumer"). Nel mercato regolato la diminuzione è dovuta al minore numero di clienti rispetto al corrispondente periodo del 2019. In Spagna la variazione è da riferirsi sostanzialmente alla riduzione dei consumi connessa al calo della domanda di energia elettrica nel Paese.
| Milioni di m3 | 1° semestre | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||||||||
| Business to consumer | 2.191 | 2.353 | (162) | -6,9% | ||||||
| Business to business | 3.122 | 3.692 | (570) | -15,4% | ||||||
| Totale | 5.313 | 6.045 | (732) | -12,1% | ||||||
| - di cui Italia | 2.659 | 2.945 | (286) | -9,7% | ||||||
| - di cui Iberia | 2.588 | 3.090 | (502) | -16,2% | ||||||
| - di cui Europa | 66 | 10 | 56 | - |
La variazione negativa del gas venduto nei primi sei mesi del 2020, rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, è riferibile principalmente a una riduzione dei consumi in Italia e Spagna.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 6.056 | 7.558 | (1.502) | -19,9% Ricavi | 14.417 | 16.841 | (2.424) | -14,4% | |
| Margine operativo | ||||||||
| 649 | 800 | (151) | -18,9% | lordo | 1.582 | 1.661 | (79) | -4,8% |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | 1.591 | 1.661 | (70) | -4,2% | ||||
| 302 | 515 | (213) | -41,4% Risultato operativo | 929 | 1.171 | (242) | -20,7% | |
| Investimenti | 182 | 187 | (5) | -2,7% |
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 2.928 | 3.538 | (610) | -17,2% Italia | 7.148 | 8.222 | (1.074) | -13,1% | |
| 2.490 | 3.341 | (851) | -25,5% Iberia | 5.931 | 7.244 | (1.313) | -18,1% | |
| 379 | 417 | (38) | -9,1% America Latina | 759 | 814 | (55) | -6,8% | |
| 1 | 34 | (33) | -97,1% - di cui Argentina | 2 | 36 | (34) | -94,4% | |
| 66 | 102 | (36) | -35,3% - di cui Brasile | 158 | 209 | (51) | -24,4% | |
| 60 | 71 | (11) | -15,5% - di cui Cile | 140 | 144 | (4) | -2,8% | |
| 167 | 195 | (28) | -14,4% - di cui Colombia | 361 | 395 | (34) | -8,6% | |
| 85 | 15 | 70 | - - di cui Perù | 98 | 30 | 68 | - | |
| (1) | 3 | (4) | - Nord America | (1) | 3 | (4) | - | |
| 260 | 259 | 1 | 0,4% Europa | 580 | 558 | 22 | 3,9% | |
| - | - | - | - Elisioni e rettifiche | - | - | - | - | |
| 6.056 | 7.558 | (1.502) | -19,9% Totale | 14.417 | 16.841 | (2.424) | -14,4% |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 515 | 484 | 31 | 6,4% Italia | 1.134 | 1.167 | (33) | -2,8% | |
| 64 | 195 | (131) | -67,2% Iberia | 305 | 324 | (19) | -5,9% | |
| 47 | 102 | (55) | -53,9% America Latina | 105 | 173 | (68) | -39,3% | |
| (1) | 20 | (21) | - - di cui Argentina | (3) | 16 | (19) | - | |
| 23 | 40 | (17) | -42,5% - di cui Brasile | 55 | 83 | (28) | -33,7% | |
| 4 | 10 | (6) | -60,0% - di cui Cile | 15 | 19 | (4) | -21,1% | |
| 16 | 25 | (9) | -36,0% - di cui Colombia | 27 | 39 | (12) | -30,8% | |
| 5 | 7 | (2) | -28,6% - di cui Perù | 11 | 16 | (5) | -31,3% | |
| (1) | 3 | (4) | - Nord America | (1) | 3 | (4) | - | |
| 24 | 16 | 8 | 50,0% Europa | 39 | (6) | 45 | - | |
| 649 | 800 | (151) | -18,9% Totale | 1.582 | 1.661 | (79) | -4,8% |
Il margine operativo lordo del primo semestre 2020 si riduce essenzialmente a seguito degli effetti COVID-19, che hanno ridotto i volumi di vendita, in Italia, Spagna e Brasile, oltre che dell'andamento negativo delle valute sudamericane rispetto all'euro, in particolare in Brasile. In Argentina la variazione del margine risente principalmente della rilevazione nel primo semestre 2019 dell'accordo transattivo di Edesur con il Governo argentino che ha sanato pendenze reciproche originate nel periodo dal 2006 al 2016 (31 milioni di euro).
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori co-
sti di approvvigionamento delle commodity energetiche soprattutto in Spagna (effetto prezzo) e dai maggiori margini sul mercato regolato e libero della Romania.
Il margine operativo lordo ordinario diminuisce di 70 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019. L'unica partita straordinaria presente nel 2020 è rappresentata dai costi sostenuti, per 9 milioni di euro, a seguito della pandemia CO-VID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, per dispositivi di protezione individuale e per donazioni.
Risultato operativo
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 319 | 320 | (1) | -0,3% Italia | 758 | 883 | (125) | -14,2% | |
| (14) | 156 | (170) | - Iberia | 186 | 247 | (61) | -24,7% | |
| (17) | 26 | (43) | - America Latina | (36) | 53 | (89) | - | |
| (2) | 5 | (7) | - - di cui Argentina | (16) | (10) | (6) | -60,0% | |
| (21) | (14) | (7) | -50,0% - di cui Brasile | (44) | 6 | (50) | - | |
| (3) | 7 | (10) | - - di cui Cile | 3 | 13 | (10) | -76,9% | |
| 7 | 22 | (15) | -68,2% - di cui Colombia | 15 | 31 | (16) | -51,6% | |
| 2 | 6 | (4) | -66,7% - di cui Perù | 6 | 13 | (7) | -53,8% | |
| (2) | 3 | (5) | - Nord America | (2) | 3 | (5) | - | |
| 16 | 10 | 6 | 60,0% Europa | 23 | (15) | 38 | - | |
| - | - | - | - Elisioni e rettifiche | - | - | - | - | |
| 302 | 515 | (213) | -41,4% Totale | 929 | 1.171 | (242) | -20,7% |
Il risultato operativo, inclusivo di ammortamenti e impairment per 653 milioni di euro (490 milioni di euro nel primo semestre 2019), si è ridotto soprattutto per gli effetti già commentati nel margine operativo lordo. I maggiori ammortamenti e impairment sono riferibili agli investimenti dello scorso
esercizio entrati in funzione nel corso del 2019 e alle maggiori svalutazioni sui crediti commerciali in Italia e Spagna a seguito del peggioramento delle curve di incasso per effetto del COVID-19.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | Variazioni | |||||||
| Italia | 135 | 144 | (9) | -6,3% | ||||
| Iberia | 43 | 36 | 7 | 19,4% | ||||
| America Latina | - | - | - | - | ||||
| Europa | 4 | 7 | (3) | -42,9% | ||||
| Totale | 182 | 187 | (5) | -2,7% |
Gli investimenti sono sostanzialmente in linea con quelli effettuati nel medesimo periodo del precedente esercizio.
| 1° semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||||
| Demand Response (MW) | 6.128 | 6.023 | 105 | 1,7% | |||
| Punti luce (n.) | 2.360 | 2.400 | (40) | -1,7% | |||
| Storage (MW) (1) | 63,6 | 62,4 | 1,2 | 1,9% | |||
| Punti di ricarica (n.) | 89.301 | 63.352 | 25.949 | 41,0% |
(1) Non contiene lo Storage on Plant; il dato 2019 è al 31 dicembre
Si evidenzia come il Gruppo nel corso del primo semestre 2020 abbia ulteriormente aumentato le infrastrutture di ricarica per l'auto elettrica; i punti di ricarica venduti a privati registrano un incremento di di 22.457 unità prevalentemente in Nord America, mentre i punti di ricarica pubblici sono incrementati di 3.492 unità principalmente in Italia.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 240 | 299 | (59) | -19,7% Ricavi | 463 | 492 | (29) | -5,9% | |
| Margine operativo | ||||||||
| 16 | 69 | (53) | -76,8% | lordo | 23 | 72 | (49) | -68,1% |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | 25 | 72 | (47) | -65,3% | ||||
| (22) | 19 | (41) | - Risultato operativo | (48) | (8) | (40) | - | |
| Investimenti | 103 | 105 | (2) | -1,9% |
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 81 | 69 | 12 | 17,4% Italia | 153 | 128 | 25 | 19,5% | |
| 58 | 65 | (7) | -10,8% Iberia | 113 | 122 | (9) | -7,4% | |
| 35 | 33 | 2 | 6,1% America Latina | 72 | 71 | 1 | 1,4% | |
| - | - | - | - - di cui Argentina | 1 | - | 1 | - | |
| 2 | 4 | (2) | -50,0% - di cui Brasile | 5 | 7 | (2) | -28,6% | |
| 16 | 12 | 4 | 33,3% - di cui Cile | 27 | 29 | (2) | -6,9% | |
| 16 | 16 | - | - - di cui Colombia | 37 | 33 | 4 | 12,1% | |
| 1 | 1 | - | - - di cui Perù | 2 | 2 | - | - | |
| 42 | 121 | (79) | -65,3% Nord America | 68 | 145 | (77) | -53,1% | |
| 12 | 8 | 4 | 50,0% Europa | 22 | 14 | 8 | 57,1% | |
| 8 | 8 | - | - | Africa, Asia e Oceania |
28 | 23 | 5 | 21,7% |
| 27 | 13 | 14 | - Altro | 49 | 21 | 28 | - | |
| (23) | (18) | (5) | -27,8% Elisioni e rettifiche | (42) | (32) | (10) | -31,3% | |
| 240 | 299 | (59) | -19,7% Totale | 463 | 492 | (29) | -5,9% |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 6 | 3 | 3 | - Italia | 9 | - | 9 | - | |
| 10 | 11 | (1) | -9,1% Iberia | 25 | 23 | 2 | 8,7% | |
| 12 | 9 | 3 | 33,3% America Latina | 23 | 19 | 4 | 21,1% | |
| (1) | (1) | - | - - di cui Brasile | (3) | (2) | (1) | -50,0% | |
| 4 | 2 | 2 | - - di cui Cile | 4 | 3 | 1 | 33,3% | |
| 10 | 8 | 2 | 25,0% - di cui Colombia | 23 | 18 | 5 | 27,8% | |
| (1) | - | (1) | - - di cui Perù | (1) | - | (1) | - | |
| (5) | 54 | (59) | - Nord America | (20) | 43 | (63) | - | |
| 2 | (1) | 3 | - Europa | 3 | - | 3 | - | |
| Africa, Asia e | ||||||||
| (3) | (2) | (1) | -50,0% | Oceania | (1) | (3) | 2 | -66,7% |
| (6) | (5) | (1) | -20,0% Altro | (16) | (10) | (6) | -60,0% | |
| 16 | 69 | (53) | -76,8% Totale | 23 | 72 | (49) | -68,1% |
La variazione negativa del margine operativo lordo deriva principalmente dalla rilevazione nel 2019 di ricavi non ricorrenti pari a 58 milioni di euro per l'adeguamento del corrispettivo per l'acquisizione di eMotorWerks, avvenuta nel 2017, a seguito dell'applicazione di alcune clausole contrattuali. Enel X ha subíto un forte rallentamento, soprattutto in Italia e negli Stati Uniti, nello sviluppo dei propri business innovativi per effetto delle misure restrittive adottate dai Governi per fronteggiare l'emergenza sanitaria da COVID-19.
Il margine operativo lordo ordinario ammonta a 25 milioni di euro, con un decremento di 47 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2019. L'unica partita straordinaria presente nel 2020 è rappresentata dai costi sostenuti, per 2 milioni di euro, a seguito della pandemia COVID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, dispositivi di protezione individuale e donazioni.
Investimenti
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| (8) | (7) | (1) | -14,3% Italia | (15) | (17) | 2 | 11,8% | |
| 4 | (5) | 9 | - Iberia | 10 | (1) | 11 | - | |
| 10 | 7 | 3 | 42,9% America Latina | 19 | 13 | 6 | 46,2% | |
| (2) | (2) | - | - - di cui Brasile | (4) | (2) | (2) | - | |
| 3 | 2 | 1 | 50,0% - di cui Cile | 2 | 3 | (1) | -33,3% | |
| 10 | 7 | 3 | 42,9% - di cui Colombia | 22 | 12 | 10 | 83,3% | |
| (1) | - | (1) | - - di cui Perù | (1) | - | (1) | - | |
| (18) | 35 | (53) | - Nord America | (42) | 15 | (57) | - | |
| - | - | - | - Europa | - | (1) | 1 | - | |
| Africa, Asia e | ||||||||
| (3) | (4) | 1 | 25,0% | Oceania | (2) | (4) | 2 | -50,0% |
| (7) | (7) | - | - Altro | (18) | (13) | (5) | -38,5% | |
| (22) | 19 | (41) | - Totale | (48) | (8) | (40) | - |
Il risultato operativo è sostanzialmente in linea con la riduzione del margine operativo lordo.
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Italia | 27 | 23 | 4 | 17,4% |
| Iberia | 22 | 23 | (1) | -4,3% |
| America Latina | 7 | 10 | (3) | -30,0% |
| Nord America | 23 | 23 | - | - |
| Europa | - | 2 | (2) | - |
| Africa, Asia e Oceania | 2 | - | 2 | - |
| Altro | 22 | 24 | (2) | -8,3% |
| Totale | 103 | 105 | (2) | -1,9% |
Gli investimenti registrano nel complesso un lieve calo ma l'andamento nei diversi Paesi risulta lineare rispetto allo stesso periodo del 2019.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 497 | 578 | (81) | -14,0% Ricavi | 951 | 1.026 | (75) | -7,3% | |
| Margine operativo | ||||||||
| (61) | 9 | (70) | - | lordo | (68) | 24 | (92) | - |
| Margine operativo | ||||||||
| lordo ordinario | (40) | 24 | (64) | - | ||||
| (109) | (38) | (71) | - Risultato operativo | (165) | (71) | (94) | - | |
| Investimenti | 33 | 41 | (8) | -19,5% |
Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per Regione/Paese nel secondo trimestre e nel primo semestre 2020.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 188 | 327 | (139) | -42,5% Italia | 359 | 620 | (261) | -42,1% | |
| 95 | 182 | (87) | -47,8% Iberia | 212 | 263 | (51) | -19,4% | |
| 1 | 10 | (9) | -90,0% America Latina | 3 | 17 | (14) | -82,4% | |
| 5 | 4 | 1 | 25,0% Europa | 12 | 12 | - | - | |
| 251 | 72 | 179 | - Altro | 459 | 142 | 317 | - | |
| (43) | (17) | (26) | - Elisioni e rettifiche | (94) | (28) | (66) | - | |
| 497 | 578 | (81) | -14,0% Totale | 951 | 1.026 | (75) | -7,3% |
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 21 | 40 | (19) | -47,5% Italia | 33 | 81 | (48) | -59,3% | |
| (16) | 17 | (33) | - Iberia | 2 | 44 | (42) | -95,5% | |
| (31) | (21) | (10) | -47,6% America Latina | (54) | (49) | (5) | -10,2% | |
| (1) | - | (1) | - Nord America | (1) | - | (1) | - | |
| 1 | - | 1 | - Europa | 2 | 2 | - | - | |
| (35) | (27) | (8) | -29,6% Altro | (50) | (54) | 4 | 7,4% | |
| (61) | 9 | (70) | - Totale | (68) | 24 | (92) | - |
Il decremento del margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2020 è riferibile principalmente alla riduzione del margine in Italia per 48 milioni di euro principalmente a seguito della riduzione dei ricavi per servizi e da contratti con clienti verso altre società del Gruppo, solo parzialmente compensata dalla riduzione dei costi per servizi e del costo del personale. Tali fenomeni sono principalmente attribuibili all'operazione di scissione dei rami Global Procurement e Global Digital Solutions ora ricompresi, solo in parte, nella riga "Altro", il cui margine è in aumento di 4 milioni di euro. La riduzione del margine in Spagna è principalmente dovuta a maggiori costi per l'accantonamento al fondo Plan de Salida in base alle modifiche apportate all'"Accordo sulle Misure Volontarie di Sospensione o Risoluzione del Contratto di Lavoro", parzialmente compensati dal rilascio dello sconto energia a seguito della sottoscrizione del "V Accordo Quadro sul Lavoro in Endesa". Si segnala sia in Italia sia in Spagna l'effetto negativo sul margine legato ai costi relativi alle donazioni COVID-19.
Il margine operativo lordo ordinario diminuisce di 64 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019. L'unica partita straordinaria presente nel 2020 è rappresentata dai costi, pari a 28 milioni di euro, sostenuti a seguito della pandemia CO-VID-19 per sanificazioni di ambienti di lavoro, dispositivi di protezione individuale e donazioni.
| 2° trimestre | Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| 3 | 7 | (4) | -57,1% Italia | (1) | 20 | (21) | - | |
| (24) | 13 | (37) | - Iberia | (16) | 25 | (41) | - | |
| (30) | (23) | (7) | -30,4% America Latina | (54) | (52) | (2) | -3,8% | |
| - | - | - | - Nord America | (1) | - | (1) | - | |
| 1 | (1) | 2 | - Europa | 1 | 1 | - | - | |
| (59) | (34) | (25) | -73,5% Altro | (94) | (65) | (29) | -44,6% | |
| (109) | (38) | (71) | - Totale | (165) | (71) | (94) | - |
Il risultato operativo dei primi sei mesi del 2020 è sostanzialmente in linea con la riduzione del margine operativo lordo.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||||
| Italia | 5 | 21 | (16) | -76,2% | |||
| Iberia | 5 | 10 | (5) | -50,0% | |||
| Altro | 23 | 10 | 13 | - | |||
| Totale | 33 | 41 | (8) | -19,5% |
Il decremento degli investimenti dei primi sei mesi del 2020 è da attribuire ai minori investimenti in Italia.
Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo e di analizzarne la struttura patrimoniale e finanziaria, nel Bilancio consolidato semestrale abbreviato 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 semestrale abbreviato, 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 3 dicembre 2015, la CONSOB ha emesso la Comunicazione n. 92543/15 che rende applicabili gli orientamenti emanati il 5 ottobre 2015 dalla European Securities and Markets Authority (ESMA) circa la loro presentazione nelle informazioni regolamentate diffuse o nei prospetti pubblicati a partire dal 3 luglio 2016. Questi orientamenti, che aggiornano la precedente raccomandazione CESR (CESR/05- 178b), 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 calcolato depurando dal "Margine operativo lordo" tutte le partite relative a operazioni straordinarie quali acquisizioni o cessioni di aziende (per es., plusvalenze e minusvalenze), a eccezione di quelle realizzate nel settore di sviluppo delle energie rinnovabili secondo il nuovo modello di business, avviato nel quarto trimestre 2016, di "Build, Sell and Operate", nel quale i proventi derivanti dalla cessione dei progetti rappresentano il risultato di un'attività di natura ordinaria per il Gruppo. A seguito dell'emergenza COVID-19, dal primo trimestre 2020 tra le partite straordinarie si includono anche i costi sostenuti per COVID-19 (quali, per es., sanificazioni ambienti di lavoro, dispositivi individuali di sicurezza e donazioni).
Risultato operativo ordinario: è determinato eliminando dal "Risultato operativo" gli effetti delle operazioni straordinarie commentate relativamente al margine operativo lordo ordinario, nonché gli impairment significativi rilevati sugli asset, anche a esito degli impairment test o della classificazione tra le "Attività possedute per la vendita".
Risultato netto del Gruppo ordinario: definito come il "Risultato netto del Gruppo" riconducibile alla sola gestione caratteristica, è pari al "Risultato netto del Gruppo" al netto degli effetti sullo stesso (al netto quindi degli eventuali effetti fiscali e sulle interessenze di terzi) delle partite precedentemente commentate nel "Risultato operativo ordinario".
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".
Attività nette possedute per la vendita: definite come somma algebrica delle "Attività possedute per la vendita" e delle "Passività possedute per la vendita".
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" e dai "Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine" e tenendo conto dei "Debiti finanziari a breve" 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 "Crediti per factoring", dei "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";
al netto dei "Titoli" e dei "Crediti finanziari diversi" inclusi nelle "Altre attività finanziarie non correnti".
Più in generale, l'indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel è determinato conformemente a quanto previsto nel paragrafo 127 delle raccomandazioni CESR/05-054b, attuative del regolamento 809/2004/CE e in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006 per la definizione della posizione finanziaria netta, dedotti i crediti finanziari e i titoli non correnti.
Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019, cui si rinvia per una trattazione completa, di seguito sono riportate le principali variazioni rilevate nel semestre relativamente agli aspetti normativi e tariffari nei Paesi in cui Enel opera.
Per contribuire al rilancio dell'economia europea a seguito degli effetti della pandemia, la Commissione Europea ha proposto in maggio 2020 un Recovery Plan del valore complessivo di 1.850 miliardi di euro che prevede un rafforzamento del budget finanziario pluriennale per il periodo 2021-2027 per un importo pari a 1.100 miliardi di euro, volto a indirizzare rapidamente gli investimenti dove più necessario (rafforzare il mercato unico, guidare la transizione verde e digitale e intensificare la cooperazione in settori quali la sanità e la gestione delle crisi), e un nuovo strumento – il Next Generation EU – del valore complessivo di 750 miliardi di euro (500 miliardi di euro in forma di grant e garanzie e 250 miliardi di euro di finanziamenti) per aumentare temporaneamente (2021-2024) le risorse a disposizione del bilancio dell'UE e garantire una risposta immediata alla crisi riavviando l'economia europea attraverso una crescita sostenibile e resiliente.
Con particolare riferimento al Next Generation EU, le risorse più significative (circa l'85%) sono concentrate sul "Supporto agli Stati membri per sostenere gli investimenti e le riforme". In particolare, il Recovery and Resilience Facility costituisce lo strumento più rilevante. Lo stesso prevede lo stanziamento di 560 miliardi di euro (310 miliardi di euro in forma di grant e 250 miliardi di euro in forma di finanziamenti) allo scopo di supportare gli investimenti e le riforme essenziali per una ripresa duratura (con focus sugli investimenti connessi alle transizioni verdi e digitali). Inoltre, è stato previsto un significativo incremento delle risorse destinate al Just Transition Fund pari a 32,5 miliardi di euro che porta le risorse a disposizione di tale programma a 40 miliardi di euro.
Il secondo pilastro del Next Generation EU è costituito dagli strumenti per "Rilanciare l'economia e sostenere gli investimenti privati" in settori e tecnologie chiave, e per fornire un sostegno urgente alle aziende sane messe a rischio dalla crisi. Si tratta di 55 miliardi di euro di garanzie EU per: garantire il sostegno alle imprese sane colpite dalla pandemia e affrontare eventuali problemi di solvibilità (Solvency Support Instrument), rafforzare la capacità di investimento delle imprese e costruire un'autonomia strategica nelle catene di approvvigionamento vitali a livello europeo (Invest EU program - Strategic Investment Facility).
Il terzo pilastro del Next Generation EU è costituito dalle misure predisposte per "Apprendere dalla crisi e rispondere alle sfide strategiche cui deve far fronte l'Europa". Si tratta di circa 40 miliardi di euro di ulteriori risorse volte a potenziare la sicurezza sanitaria e permettere di prepararsi alle crisi sanitarie del futuro: il nuovo programma per la salute EU4Health; rafforzamento di RescEU, il meccanismo di protezione civile dell'UE, per rispondere alle emergenze su vasta scala; rafforzamento di altri programmi affinché possano svolgere appieno il loro ruolo per rendere l'Unione più resiliente e affrontare le sfide poste dalla pandemia e dalle sue conseguenze (Horizon Europe, Digital Europe, strumenti di vicinato, cooperazione allo sviluppo e cooperazione internazionale, aiuti umanitari ecc.).
A seguito della comunicazione "The European Green Deal", presentata a fine 2019, la Commissione Europea durante il primo semestre 2020 ha pubblicato una serie di iniziative legislative e non, volte a implementare i princípi presentati nella comunicazione.
La proposta di Regolamento Europeo, presentata dalla Commissione il 4 marzo 2020 e attualmente in discussione presso il Parlamento e il Consiglio Europeo, rende vincolante per tutti i Paesi l'obiettivo fissato dal Green Deal europeo di rendere l'economia e la società europee a impatto climatico zero (carbon neutral) entro il 2050. Ciò significa che i Paesi membri dell'Unione Europea dovranno raggiungere collettivamente l'azzeramento delle emissioni nette (bilanciamento tra emissioni e assorbimenti) di gas a effetto serra, principalmente attraverso la riduzione delle emissioni, l'investimento in tecnologie verdi e la protezione dell'ambiente naturale. Si tratta di un atto giuridico che – una volta approvato – inserirebbe per la prima volta nella legislazione comunitaria l'obiettivo della climate neutrality al 2050.
La proposta della Commissione Europea include anche l'obiettivo di ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 50- 55% al 2030, mentre in seno al Parlamento Europeo è stato proposto il target più ambizioso di riduzione del 65%.
Per perseguire tale fine, la proposta di Regolamento UE prevede anche che tutte le politiche europee dovranno essere riviste per contribuire al raggiungimento della neutralità climatica, in modo che tutti i settori dell'economia europea facciano la loro parte. Entro il 2021 l'esecutivo europeo proporrà di rivedere tutti gli strumenti politici necessari per conseguire le riduzioni aggiuntive previste per il 2030.
Il 10 marzo 2020 è stata presentata la nuova Strategia Industriale con l'obiettivo di mantenere la competitività mondiale dell'industria europea, rendere l'Europa climaticamente neutra entro il 2050 e plasmare il futuro digitale dell'Europa. La strategia propone una serie di iniziative (legislative e non) a supporto di tutti gli attori dell'industria europea, dalle grandi alle piccole imprese, ai centri di ricerca e alle start-up. Le azioni includono misure complessive per modernizzare e decarbonizzare le industrie ad alta intensità energetica, per sostenere le industrie della mobilità sostenibile e intelligente, per promuovere l'efficienza energetica e per garantire un approvvigionamento sufficiente e costante di energia a basse emissioni di carbonio e a prezzi competitivi. La Strategia Industriale prevede inoltre il lancio di una serie di nuove alleanze come quella europea per l'idrogeno pulito, per accelerare la decarbonizzazione dell'industria e mantenere la leadership industriale, seguita da un'alleanza per industrie a basse emissioni di carbonio, un'alleanza su cloud e piattaforme industriali e una sulle materie prime. Oltre a una serie completa di azioni, sia orizzontali sia a favore di specifiche tecnologie, la Commissione analizzerà sistematicamente i rischi e le esigenze dei diversi ecosistemi industriali. Nell'effettuare questa analisi, la Commissione lavorerà in stretta collaborazione con un forum industriale aperto e inclusivo, che sarà istituito entro settembre 2020.
Il 19 febbraio 2020 la Commissione ha presentato le strategie per i dati e l'intelligenza artificiale (IA). Tali comunicazioni introducono una serie di iniziative legislative e non, con l'obiettivo di sviluppare una tecnologia al servizio dei cittadini e di creare un'economia digitale equa e competitiva. Gli ambiti coinvolti da queste iniziative sono molteplici: creazione di competenze digitali, regolazione della concorrenza e delle piattaforme (mediante la proposta di un Digital Services Act) e neutralità climatica al 2050.
Più nel dettaglio, l'obiettivo della strategia europea per i dati è quello di garantire che l'UE assuma il ruolo di modello e di guida per le società rese più autonome grazie ai dati. La strategia punta essenzialmente a creare un vero spazio europeo dei dati e un mercato unico degli stessi, al fine di sbloccare quelli a oggi inutilizzati per consentirne la libera circolazione all'interno dell'Unione Europea in tutti i settori, a vantaggio così delle imprese, dei ricercatori e delle pubbliche amministrazioni. La Commissione propone di istituire un quadro normativo per la governance dei dati, l'accesso ai dati e il riutilizzo degli stessi tra imprese, tra imprese e pubblica amministrazione e all'interno delle amministrazioni. La Commissione intende altresì sostenere lo sviluppo dei sistemi tecnologici e della prossima generazione di infrastrutture, che permetteranno all'UE e a tutti gli operatori di avvalersi delle opportunità offerte dall'economia dei dati.
Nel Libro Bianco sull'intelligenza artificiale la Commissione ha inoltre auspicato un quadro affidabile, basato sull'eccellenza e sulla fiducia. In partenariato con il settore pubblico e privato, l'obiettivo è quello di mobilitare risorse lungo l'intera catena del valore e creare i giusti incentivi per accelerare la diffusione dell'IA. Il documento richiede norme chiare per regolamentare i sistemi di IA ad alto rischio senza imporre eccessivi oneri a quelli meno rischiosi. Il Libro Bianco sottolinea inoltre il fatto che si debba continuare ad applicare le norme rigorose dell'UE per proteggere i consumatori, far fronte alle pratiche commerciali sleali e proteggere i dati personali e la privacy.
Il Just Transition Fund (JTF) è uno strumento di funding, incluso all'interno del Just Transition Mechanism (JTM), volto a supportare i Paesi membri nella riduzione degli impatti economici e sociali della transizione verso un'economia climaticamente neutra. Le risorse complessive (2021-2027) a livello comunitario proposte per il JTF, inizialmente pari a 7,5 miliardi di euro, sono state incrementate a 40 miliardi a seguito della proposta del Recovery Plan. Attualmente il regolamento della Commissione è in discussione nel Parlamento Europeo mentre il Consiglio ha raggiunto un accordo parziale lo scorso 25 giugno ed è pronto per i negoziati con il Parlamento.
A marzo del 2020 il Taxonomy Expert Group ha presentato il suo report finale sulla tassonomia e una guida relativa alle raccomandazioni per una normativa europea sui green bond. Con riferimento alla tassonomia, a giugno il Parlamento Europeo ha votato e adottato il regolamento UE a riguardo; l'approvazione del Parlamento ha fatto seguito all'adozione del testo da parte del Consiglio il 10 giugno 2020. La Commissione dovrebbe adottare nel quarto trimestre 2020 un regolamento delegato sulla tassonomia che stabilirà i criteri tecnici di screening per determinare se una specifica attività economica contribuisca sostanzialmente a uno o più degli obiettivi ambientali dell'UE.
In data 19 marzo 2020, e successivamente in data 3 aprile, 8 maggio e 29 giugno 2020, la Commissione Europea ha adottato un quadro temporaneo per far fronte agli effetti dell'epidemia COVID-19 al fine di supportare gli Stati membri in materia di utilizzo degli aiuti di Stato a fornire la liquidità necessaria al sistema economico, incluse le PMI, ad agevolare l'applicazione a tutti i settori e alle tipologie di impresa colpiti dalla crisi (eccezion fatta per il settore finanziario e per società già in difficoltà alla fine del 2019) e a contribuire a far fronte alla stabilità dell'economia europea, proteggendo al contempo il mercato unico.
Lo scorso 28 maggio 2020 la Commissione Europea ha approvato il regime di sostegno per la produzione di elettricità nelle Isole Canarie, nelle Isole Baleari, a Ceuta e Melilla nell'ambito della disciplina degli aiuti di Stato alla compensazione concessa per la prestazione di servizi di interesse economico generale (SIEG).
La Commissione ha approvato il regime fino alla fine del 2029 per le Isole Canarie, Ceuta e Melilla mentre per le Isole Baleari fino alla fine del 2025. Al fine di garantire una sicurezza dell'approvvigionamento a lungo termine, la Spagna si è impegnata a costruire un secondo collegamento sottomarino tra la terraferma e Maiorca entro il 2025. Ai produttori di elettricità cui sono stati affidati obblighi di servizio pubblico il meccanismo compenserà il costo aggiuntivo della fornitura di tali servizi e garantirà l'istituzione di procedure competitive per lo sviluppo di nuovi impianti di produzione elettrica e/o soluzioni decarbonizzate.
Per l'anno 2020 sono stati ammessi a reintegro dei costi gli impianti essenziali di Assemini e Portoferraio.
Per il biennio 2019-2020 sono stati ammessi gli impianti di Brindisi Sud e Sulcis.
L'impianto di Porto Empedocle è invece soggetto a regime di reintegro costi pluriennale fino al 2025.
Per il 2020 la restante parte di capacità essenziale è stata contrattualizzata nell'ambito di contratti alternativi che prevedono, sulla base della regolazione vigente, l'obbligo di offerta sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) della capacità a fronte di un premio fisso.
Gli impianti di Enel Produzione ubicati nelle isole minori identificati su base annua come impianti essenziali per la sicurezza delle reti non interconnesse alla RTN sono ammessi di diritto al regime di reintegro dei costi.
Nel corso del primo semestre 2020 l'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha adottato una serie di provvedimenti per il riconoscimento dei costi di produzione a impianti essenziali, riportati di seguito:
conguaglio per impianti sulle isole non interconnesse relativi agli anni 2011 e 2012;
acconto per impianti sulle isole non interconnesse per gli anni dal 2016 al 2018;
conguaglio per impianti Anapo e Guadalami per l'anno 2015.
In data 28 giugno 2019 il Ministro dello Sviluppo Economico ha approvato, mediante decreto, la disciplina definitiva del meccanismo di remunerazione della capacità (c.d. "capacity market"). In data 6 novembre e 28 novembre 2019 si sono svolte le due aste madri con delivery rispettivamente 2022 e 2023: Enel è risultata assegnataria di capacità per entrambi gli anni di consegna. Alcuni operatori e un'associazione di categoria del settore hanno impugnato il decreto e gli esiti delle due aste dinanzi al TAR Milano; due operatori hanno impugnato anche la decisione della Commissione Europea di approvazione del meccanismo italiano dinanzi al Tribunale UE. Entrambi i giudizi sono in corso di svolgimento.
L'ARERA ha confermato il meccanismo di remunerazione transitoria di capacità (c.d. "capacity payment") per gli anni 2020 e 2021, in modo da assicurare continuità con il nuovo mercato della capacità che produrrà i suoi effetti economici a partire dal 2022.
Nell'ambito del procedimento di riforma del dispacciamento avviato con la delibera n. 393/2015/R/eel volto ad ampliare la platea dei soggetti e delle risorse abilitate all'MSD e alla sperimentazione di nuovi servizi necessari al sistema elettrico, l'A-RERA, con la delibera n. 200/2020/R/eel, ha approvato il progetto pilota Fast Reserve per l'approvvigionamento a termine di un nuovo servizio di regolazione di frequenza ultrarapida necessario a gestire in sicurezza il sistema elettrico. Il progetto prevede l'assegnazione da parte di Terna, tramite procedura d'asta competitiva, di contratti di fornitura quinquennali con il riconoscimento del premio fisso aggiudicato in esito all'asta a fronte della messa a disposizione della capacità aggiudicata. Le tempistiche della gara saranno rese note con successiva pubblicazione da parte di Terna.
L'Ordine TEC/1260/2019, del 26 dicembre 2019, ha proceduto alla revisione dei parametri tecnici ed economici della remunerazione dei gruppi di generazione nei sistemi elettrici dei territori non peninsulari (TNP) per il secondo periodo regolatorio (2020-2025). In relazione ai prezzi del carburante, il suddetto Ordine ha stabilito che entro tre mesi i prezzi dei prodotti saranno rivisti dall'Ordine ministeriale, con effetto dal 1° gennaio 2020.
Il 28 febbraio 2020 è stato pubblicato l'Ordine TED/171/2020 del 24 febbraio, che aggiorna i valori applicabili nel secondo periodo regolatorio (2020-2025) per i diversi parametri che determinano la remunerazione degli impianti rinnovabili esistenti con regime di remunerazione specifico.
Attraverso l'ordinanza di emergenza 74/2020 del Governo è stato consentito alle nuove capacità di generazione di energia, commissionate dopo il 1° giugno 2020, di firmare contratti bilaterali a lungo termine (PPA) al di fuori del mercato centralizzato, aumentando così la bancabilità di tali nuovi progetti.
Nel dicembre 2019 il Servizio federale antitrust ha stabilito le tariffe per la capacità e l'elettricità fornite da contratti regolamentati nel 2020. Le nuove tariffe così stabilite risultano inferiori a quanto pianificato a budget 2020 per l'impianto di Nevinnomysskaya GRES.
Il 1° maggio 2020 il Consiglio di vigilanza del mercato ha adottato una regolamentazione temporanea del mercato all'ingrosso valida durante il periodo dell'emergenza dovuto al CO-VID-19 e relativa alla possibilità per i generatori di prolungare e posticipare le manutenzioni programmate senza incorrere in penalità, se dovute allo stato di emergenza.
Con data 2 novembre 2019 il Ministero dell'Energia ha pubblicato la legge n. 21.185 che ha introdotto un meccanismo transitorio di stabilizzazione del prezzo dell'energia elettrica per i clienti soggetti a regolazione della tariffa (c.d. "regolati"). Per mezzo di questa legge, tra il 1° di luglio del 2019 e il 31 dicembre del 2020 la tariffa da applicare ai clienti regolati resta fissa e pari a quella del primo semestre 2019 (decreto 20T/2018) e si denominerà "Prezzo Stabilizzato a Cliente Regolato" (PEC). A partire dal 1° gennaio 2021, e fino alla fine del meccanismo di stabilizzazione, i prezzi saranno quelli definiti nella fissazione semestrale della tariffa prevista dall'art. 158 della Ley Eléctrica, ma non potranno però essere superiori al PEC adeguato all'indice dei prezzi al consumo a partire dal 1° gennaio del 2021 (PEC aggiustato). Le differenze di fatturazione tra tariffa effettiva e tariffa stabilizzata (PEC) genereranno un credito a favore delle società di generazione con un limite di 1.350 milioni di dollari statunitensi fino al 2023. Il saldo a favore di tali società dovrà essere recuperato dalle stesse in tariffa al più tardi al 31 dicembre 2027.
Secondo quanto previsto dalla legge sulle gare di energia, in Cile si sono svolti tre processi di gara: gara per la fornitura di energia 2015/01, 2015/02 e 2017/01. La Comisión Nacional de Energía (CNE) nel 2019 ha annunciato un quarto processo di gara pubblica per la fornitura di energia elettrica denominato "Licitación Suministro 2019/01".
Quest'ultima gara prevede una fornitura di energia elettrica di 5,6 TWh/annuali per un periodo di tempo dal 2026 al 2040. La data di scadenza per la presentazione delle offerte è il 18 novembre 2020.
Il decreto ministeriale del 4 luglio 2019 ha previsto procedure concorsuali basate su aste al ribasso e registri, in funzione della capacità installata e per gruppi di tecnologia, compreso il fotovoltaico. In particolare, fino a settembre 2021, è previsto lo svolgimento di sette procedure con:
aste al ribasso, per impianti di potenza superiore a 1 MW;
registri, per impianti di potenza inferiore a 1 MW.
Al contrario dei precedenti decreti, il decreto ministeriale del 4 luglio 2019 ha previsto una nuova modalità di sostegno alle fonti rinnovabili attraverso contratti per differenza a due vie che fanno sì che il produttore aggiudicatario restituisca le eventuali differenze positive tra il prezzo zonale e il prezzo aggiudicato. Il soggetto aggiudicatario di capacità rinnovabile beneficia del meccanismo incentivante per tutta la durata utile dell'impianto (20, 25 o 30 anni a seconda della tecnologia).
I meccanismi di incentivazione sopra riportati termineranno al raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 5,8 miliardi di euro. Al 31 marzo 2020 il costo indicativo cumulato annuo era di circa 5,3 miliardi di euro.
Enel Green Power ha partecipato alla prima asta (ottobre 2019) e alla seconda (febbraio 2020) del Gestore dei Servizi Energetici (GSE) risultando assegnataria di capacità rinnovabile per un totale di 128 MW per nuovi progetti eolici e di 36 MW per rifacimenti di impianti rinnovabili esistenti (eolici e idroelettrici).
Il Governo, a fine giugno, ha pubblicato le basi per la concessione, attraverso un processo competitivo, di sussidi per l'investimento di fondi FEDER (Fundo Europeo de Desarrollo Regional) per impianti fotovoltaici nelle Isole Canarie. Si prevede lo sviluppo di circa 150 MW.
Il Governo ha rinviato a novembre 2020 le aste per l'attribuzione di contratti di fornitura di energia rinnovabile prevista per giugno. Con decreto del 22 aprile i volumi ad asta sono stati incrementati da 182 a 214 MW per gli impianti a tecnologia eolica e da 99,5 MW a 240 MW per il fotovoltaico.
La Grecia ha approvato un ambizioso piano nazionale per l'energia e il clima, che stabilisce nuovi obiettivi per lo sviluppo di fonti rinnovabili al 2030 pari almeno al 35% del consumo finale lordo di energia. Il piano include la chiusura degli impianti a carbone entro il 2023.
Recentemente il Parlamento greco ha approvato alcune misure per sostenere lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel Paese. In particolare, è stato approvato l'uso di strumenti di contrattazione bilaterale (c.d. "contratti PPA") per commercializzare l'energia prodotta da impianti rinnovabili. Inoltre, è stata introdotta una serie di misure per ridurre i tempi di autorizzazione degli impianti rinnovabili.
Il 6 febbraio 2020 è terminato il servizio di interrompibilità fornito dai clienti industriali e remunerato tramite risorse provenienti dai ricavi dei produttori di energia. Il servizio verrà probabilmente prorogato.
La Romania ha approvato un ambizioso piano nazionale per l'energia e il clima, che stabilisce nuovi obiettivi per lo sviluppo di fonti rinnovabili al 2030 (quota energia rinnovabile rispetto al consumo finale lordo di energia ≥30,7%). È prevista l'installazione di nuovi impianti eolici per 2.300 MW e fotovoltaici per 3.700 MW.
Per permettere un maggiore sviluppo delle fonti rinnovabili il Governo romeno ha introdotto l'uso di strumenti di contrattazione bilaterale (c.d. "contratti PPA") per commercializzare l'energia prodotta da impianti rinnovabili. La decisione è in attesa di ratifica da parte del Parlamento.
Il Governo ha annunciato che le prossime aste YEKA (Renewable Energy Resources Areas) si terranno nell'autunno 2020 e riguarderanno 40 regioni con volumi tra 10 e 50 MW.
Il Ministero francese per la transizione ecologica (MEIT) ha pubblicato lo scorso aprile due decreti di attuazione del piano pluriennale per l'energia al 2028 (Programmation pluriannuelle de l'énergie - PPE) che definisce la strategia per la riduzione delle emissioni di CO2 , tra cui un piano di aste rinnovabili fino al 2024. In base al piano strategico per l'energia e il clima, la capacità di generazione di energia rinnovabile dovrebbe raddoppiare entro il 2028 rispetto al 2017 e la quota di energie rinnovabili sul consumo finale di energia dovrebbe aumentare al 33% entro il 2030.
La strategia, inoltre, prevede la completa eliminazione delle automobili a benzina e diesel entro il 2040 ed, entro il 2028, l'uso di idrogeno rinnovabile da parte dell'industria per una quota tra il 20% e il 40% del consumo totale di gas.
La Germania ha recentemente pubblicato il suo piano nazionale finale per l'energia e il clima. L'obiettivo di riduzione delle emissioni di CO2 per il 2030 è stato fissato al -52% rispetto al 1990. L'obiettivo per le energie rinnovabili per il 2030 è stato confermato al 30% del consumo di energia (attualmente meno del 20%). La capacità di produzione da energia eolica a terra crescerà fino a raggiungere 71 GW, dagli attuali 53. L'energia eolica in mare contribuirà con ulteriori 20 GW, mentre il fotovoltaico dovrebbe raggiungere 98 GW di capacità installata.
Il Governo tedesco ha inoltre approvato la legge (Kohleausstiegsgesetz) che definisce le fasi per la chiusura degli impianti a carbone entro il 2038. Sono previsti indennizzi a favore dei proprietari degli impianti e misure di sostegno economico e sociale per le zone interessate dalla loro chiusura.
A giugno è stata pubblicata da parte del Governo tedesco la strategia nazionale sull'idrogeno. Il documento prevede di utilizzare l'idrogeno per ridurre sostanzialmente le emissioni di CO2 e nel contempo creare un forte settore industriale legato alla produzione di idrogeno rinnovabile. Le misure previste riguardano il settore energetico, quello dei trasporti e quello dei consumi industriali, oltre che notevoli investimenti nell'attività di ricerca e sviluppo.
L'Independent Bulgarian Energy Exchange (IBEX), l'unica piattaforma per lo scambio dell'elettricità in Bulgaria, ha modificato le regole per la negoziazione di prodotti a lungo termine. In seguito a questa modifica, la negoziazione dei prodotti legati all'elettricità rinnovabile sarà possibile solo sulle piattaforme a breve termine Day-ahead e Intraday ed esclusa da quella a lungo termine, che garantiva maggiore prevedibilità dei flussi di cassa.
Enel Green Power Cachoeira Dourada SA (CDSA) è stata autorizzata dal 2 giugno 2020 a esportare energia elettrica in Argentina e Uruguay. L'autorizzazione rimarrà valida fino al 31 dicembre 2022.
A maggio, il Dipartimento del Tesoro degli Stati Uniti ha integrato la guida amministrativa per i crediti d'imposta sulle energie rinnovabili, dando ai progetti altri due anni di tempo per essere portati a termine mantenendo l'ammissibilità ai sensi del "requisito di continuità" prevalente. La guida è stata pubblicata per tenere conto delle interruzioni legate al COVID-19 sulla costruzione e sulla catena di approvvigionamento. I progetti eolici che hanno iniziato la costruzione nel 2016 possono ora essere messi in servizio fino al 2022 ricevendo il 100% del credito d'imposta pertinente; i progetti che hanno iniziato la costruzione nel 2017 possono ora essere messi in servizio fino al 2023 ricevendo l'80% del credito d'imposta pertinente. Le sessioni legislative e significativi cambiamenti politici del Paese sono stati sospesi a causa della pandemia di COVID-19. In prospettiva, gli incentivi per la produzione di un'energia "green" creano opportunità per i settori dell'energia pulita, mentre le sfide di bilancio (in primis le entrate fiscali e le maggiori spese indotte dal COVID-19) presentano rischi a causa dei quali i programmi di finanziamento possono essere ridotti.
L'impianto Enel Green Power di Cohuna soffre di ritardi nella connessione fin da inizio 2019, anche a causa di mutamenti regolatori che hanno richiesto standard tecnici più rigidi. Tali modifiche sono occorse nel 2019 e continuano a dispiegare il loro effetti di "loss revenues" nel primo semestre 2020.
Il regolatore Australian Energy Market Commission (AEMC) ha stabilito che tutti i generatori da fonti rinnovabili debbano mantenere un controllo sulla Primary Frequency Response, esentandoli comunque dalla necessità di mantenere capacità di storage. Si tratta di una disposizione interinale, che avrà effetto da ottobre 2020 fino a giugno 2023.
Il Governo ha dichiarato che l'emergenza COVID-19 si configura come causa di forza maggiore, consentendo lo slittamento delle scadenze contrattuali ed evitando così di incorrere in penalità per ritardi, contenendo potenziali perdite finanziarie.
I progetti a energia rinnovabile hanno visto confermato – durante l'emergenza COVID-19 – il loro status di "must run", evitando così di subire tagli alla produzione (curtailment).
Le società di distribuzione (ossia gli acquirenti dell'energia generata dai progetti a fonti rinnovabili) hanno avuto la possibilità di dilazionare i pagamenti ai generatori.
L'esenzione dall'"Inter-State Transmission Charges and Losses" è stata estesa ai progetti che entreranno in esercizio entro il 31 dicembre 2022 (prima entro fine marzo 2022), con positivi effetti economici.
Positivi effetti economici deriveranno anche dal fatto che il regolatore nazionale Centre for Energy Regulation (CER) ha stabilito che non sarà richiesta una garanzia bancaria per la costruzione di progetti che si connettono attraverso la Central Transmission Utility, se il contratto di vendita di elettricità (PPA - Power Purchase Agreement) è firmato direttamente dalla società di generazione con la società di distribuzione. Se il PPA è firmato con un'agenzia intermediaria (come la Solar Energy Corporation of India - SECI, nel caso di Enel Green Power), allora tale agenzia deve avere un contratto di vendita back-toback con la società di distribuzione.
La regolazione tariffaria relativa al V periodo (2016-2023) è disciplinata dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) con la delibera n. 654/2015/R/eel. Tale periodo ha una durata di otto anni ed è suddiviso in due semi-periodi, di quattro anni ciascuno, identificati come NPR1 (2016-2019) e NPR2 (2020-2023).
Con riferimento al periodo NPR2, il 27 dicembre 2019 l'ARERA ha pubblicato la delibera n. 568/2019/R/eel, con la quale ha aggiornato la regolazione tariffaria per i servizi di distribuzione e misura in vigore nel quadriennio 2020-2023, pubblicando i nuovi testi integrati (TIT 2020-2023 e TIME 2020-2023), confermando sostanzialmente il quadro regolatorio preesistente riguardo alla remunerazione del capitale e degli ammortamenti e apportando solo alcune modifiche alle modalità di riconoscimento dei costi operativi.
Con la delibera n. 639/2018/R/com l'ARERA ha fissato il valore del WACC per le attività di distribuzione e misura elettrica, valido per il triennio 2019-2021, pari al 5,9%.
Per quanto riguarda le tariffe di distribuzione e misura, con la delibera n. 144/2020/R/eel l'ARERA ha approvato le tariffe di riferimento definitive per l'anno 2019, che rappresentano il livello dei ricavi riconosciuti per ciascun esercente, sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all'anno 2018 e degli altri parametri rilevanti (livello di recupero di produttività, inflazione ecc.).
Con la delibera n. 162/2020/R/eel l'ARERA ha pubblicato le tariffe di riferimento provvisorie per l'anno 2020, sulla base dei dati patrimoniali pre-consuntivi relativi al 2019 e degli altri parametri rilevanti (livello di recupero di produttività, inflazione ecc.).
Con delibera n. 190/2020/R/eel l'ARERA ha disposto interventi urgenti necessari ad attuare quanto previsto dal decreto legge 19 maggio 2020, n. 34 (c.d. "DL Rilancio"), recante "Misure urgenti in materia di salute, sostegno al lavoro e all'economia, nonché di politiche sociali connesse all'emergenza epidemiologica da COVID-19", per la riduzione della spesa sostenuta dalle utenze elettriche connesse in bassa tensione diverse dagli usi domestici, per i mesi di maggio, giugno e luglio 2020, con riferimento alle voci della bolletta identificate come "trasporto e gestione del contatore" e "oneri generali di sistema". L'ARERA ha rimandato a un successivo provvedimento l'attivazione di un acconto straordinario di perequazione nei confronti delle imprese distributrici, a mitigazione degli effetti finanziari sugli incassi prodotti da tale provvedimento.
Riguardo alla qualità del servizio, con la delibera n. 566/2019/R/ eel l'ARERA ha definito la nuova regolazione della qualità dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura per il secondo semi-periodo regolatorio relativo agli anni 2020-2023, introducendo innovativi strumenti regolatori finalizzati al miglioramento delle performance di rete e al superamento del divario tra Nord e Sud Italia.
Con la delibera n. 534/2019/R/eel l'ARERA ha pubblicato l'elenco degli interventi del Piano Resilienza 2019-2021 di e-distribuzione eleggibili al meccanismo premi-penali di cui alla delibera n. 668/2019/R/eel, che aveva introdotto un meccanismo incentivante degli investimenti finalizzati all'incremento della resilienza delle reti di distribuzione sotto il profilo della tenuta alle sollecitazioni derivanti da eventi meteorologici estremi.
I ricavi derivanti dal mercato regolato connesso alle attività della Distribuzione nel corso del primo semestre 2020 si sono ridotti di circa il 4,4% rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente sostanzialmente per effetto dell'applicazione dei nuovi parametri retributivi che sono entrati in vigore per il periodo regolatorio 2020-2025.
L'autorità di regolamentazione (ANRE) ha rivisto il tasso di rendimento regolamentato (RRR) calcolato pari al valore WACC. Nell'anno precedente il regolatore aveva approvato un tasso del 5,66%, mentre il Governo ne ha approvato uno del 6,9% con l'obiettivo di incrementare gli investimenti nella rete. Nel maggio 2020 l'ANRE ha rivisto i calcoli e approvato un nuovo valore del 6,39%. Inoltre, con l'obiettivo di incoraggiare gli investimenti nelle reti, viene concesso un bonus dell'1% per i nuovi investimenti e sono previste ulteriori collaborazioni tra distribution system operator (DSO) e ANRE per chiarire le modalità di attuazione del nuovo incentivo.
In data 10 marzo 2020 l'Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ha approvato la revisione tariffaria per Enel Distribuição Rio, a partire dal 15 marzo 2020, a seguito della quale l'effetto medio percepito dai consumatori comporterà un incremento del 2,71%, dato da un +3,38% per i clienti connessi alle linee di alta tensione e un +2,48% per quelli connessi alle linee di bassa tensione.
In data 14 aprile 2020 l'ANEEL ha approvato la revisione tariffaria per Enel Distribuição Ceará a seguito della quale l'effetto medio percepito dai consumatori finali sarà pari a un +3,94%. L'aumento tariffario è stato proposto dal regolatore per far fronte all'emergenza economica derivante dalla crisi generata dal COVID-19 con l'obiettivo di proteggere le categorie di clienti più deboli. Le tariffe sono state congelate fino al 30 giugno 2020 e a partire dal 1° luglio 2020 sono soggette a ulteriori revisioni.
Inoltre, si segnala che i minori ricavi dovuti alla mancata applicazione delle nuove tariffe nel periodo sopra riportato si compenseranno con i pagamenti delle quote di Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) relative ai mesi di maggio, giugno e luglio 2020. Detti pagamenti saranno debitamente adeguati per effetto della tassa Selic e la ridefinizione del fondo CDE per Enel Distribuição Ceará, in modo da essere rimodulati fino a un massimo di cinque rate di pari importo a partire da agosto 2020. Infine, la differenza tra la nuova tariffa approvata e quella applicata può essere adeguata fino al 30 giugno 2020 e sarà comunque considerata nei successivi processi di revisione tariffaria.
In data 30 giugno 2020 l'ANEEL ha approvato la revisione tariffaria per Enel Distribuição São Paulo a partire da tale data, a seguito della quale l'effetto medio percepito dai consumatori comporterà un incremento del 4,23%, dato da un +6,00% per i clienti connessi alle linee di alta tensione e un +3,58% per quelli connessi alle linee di bassa tensione.
L'ANEEL ha stabilito, con decorrenza 24 marzo 2020, misure per garantire il servizio pubblico relativo alla distribuzione di energia elettrica a seguito dell'emergenza causata dal CO-VID-19, tra le quali si segnalano le seguenti:
proibire la sospensione della fornitura ai clienti residenziali di aree urbane e rurali;
permettere la sospensione della consegna delle fatture emesse ai consumatori, sostituendola con l'emissione di fatture elettroniche o con codici a barre;
dare priorità ai servizi di emergenza e a quelli essenziali per contribuire alle azioni di isolamento sociale e garantire le forniture di energia elettrica in modo continuo e affidabile.
A seguito della pandemia COVID-19, l'ANEEL ha sospeso, eccezionalmente e temporaneamente, con decorrenza 1° giugno 2020, l'applicazione delle Bandeiras Tarifarias fino al 31 dicembre 2020.
Nel quadro normativo relativo alla pandemia mondiale associata al COVID-19 il Governo ha stabilito quanto segue:
17 marzo DNU 287/2020 Dichiarazione di emergenza sanitaria dal 12 marzo e per un anno;
20 marzo DNU 297/2020 Isolamento sociale, preventivo e obbligatorio (lockdown);
31 marzo DNU 325/2020 Proroga fino al 12 aprile;
11 aprile DNU 355/2020 Proroga fino al 26 aprile;
20 marzo DNU 298/2020 Sospensione dei termini amministrativi nel perdurare del lockdown;
25 marzo DNU 311/2020 Limitazioni alla possibilità di effettuare sospensioni/scioperi relativi a servizi basici.
Nel medesimo quadro normativo l'Ente Nacional Regulator de la Electricidad (ENRE) ha comunicato, da un lato, l'apertura di un tavolo virtuale per avere accesso alle informazioni e attraverso il quale poter inviare relazioni note allo stesso regolatore, e nel contempo ha ufficializzato le seguenti risoluzioni:
Risoluzione ENRE 0003 del 21 marzo 2020, la quale sospende i servizi di gestione della clientela forniti in uffici predisposti implementando un sistema, attraverso call center, per la gestione della clientela;
Risoluzione ENRE 0006 del 24 marzo 2020, la quale richiede di efficientare i processi e comunque assicurare il funzionamento dei centri di controllo, gestione e distribuzione delle forniture di energia elettrica di alta e bassa tensione.
In data 19 giugno 2020 è stato pubblicato un Bollettino Ufficiale relativo al Decreto di Necessità e Urgenza n. 543 che ha stabilito in primo luogo una proroga di 180 giorni rispetto alla data di scadenza dell'ultima revisione tariffaria stabilita dall'art. 5 della legge n. 27541 di Solidarietà e Riattivazione Produttiva. Conseguentemente, la nuova data limite per effettuare la revisione tariffaria sarà il 17 dicembre 2020. In secondo luogo, provvede ad ampliare i benefíci stabiliti dal DNU 311/20 (limitazioni o sospensioni delle forniture di elettricità) nel caso di mora o mancato pagamento da parte dei clienti fino a un numero massimo di sei fatture consecutive o alterne la cui scadenza sia successiva al 1° marzo 2020.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) definisce la metodologia di remunerazione della rete di distribuzione. Le tariffe di distribuzione si definiscono ogni cinque anni e si aggiornano mensilmente in base all'Indice dei Prezzi al Produttore (IPP).
A seguito degli effetti nazionali e mondiali provocati dalla pandemia da COVID-19, nel mese di marzo 2020 il Governo colombiano ha dichiarato lo stato di emergenza economica, sociale ed ecologica su tutto il territorio nazionale e ordinato l'isolamento preventivo obbligatorio di tutti gli abitanti del territorio; queste misure hanno generato l'emissione di diverse norme e regolamenti transitori da parte delle autorità colombiane che governano i servizi pubblici, e tra questi quello elettrico, allo scopo di garantire la continuità della prestazione dei servizi pubblici domiciliari e mitigare gli effetti economici e sociali nel settore dell'energia elettrica e del gas naturale.
La CREG ha emesso le Risoluzioni CREG.ADM 050/2020 e CREG.ADM 052/2020 mediante le quali ha sospeso temporaneamente (fino al 12 aprile 2020) i termini per le proprie azioni amministrative.
Di seguito le norme emesse dal Ministero delle Miniere e dell'Energia (MME) e dalla CREG nel secondo trimestre 2020 a causa del COVID-19:
nuove normative di proroga dello stato di emergenza economica e adozione di nuove misure: Decreti 417, 637 e 798, Risoluzioni 131 e 132;
isolamento preventivo obbligatorio, Decreti 457, 531, 593, 636 e 749;
Risoluzione MME 517: pagamento differito Estratto 1 e 2;
linee di credito e contributi per le imprese;
Risoluzione CREG 058, Risoluzione CREG 108, e Risoluzione CREG 104: misure transitorie per il pagamento delle fatture del mercato all'ingrosso;
Risoluzione CREG 056.061, Circolare CREG 036 e Risoluzione CREG 107: opzioni di finanziamento nel mercato all'ingrosso;
Risoluzione CREG 043: regole transitorie sulla limitazione della fornitura e del ritiro dal mercato;
Decreto 581: nuova linea di credito Findeter;
Decreto D.C. 123 e Risoluzione 157: il sindaco di Bogotà assegna un beneficio del 10% del consumo di energia per gli utenti di categoria 1, 2, 3 e 4;
Risoluzione MME 40130: meccanismo di contribuzione per le categorie di clienti 4, 5 e 6, e clienti commerciali e industriali.
Il 24 giugno 2020 la CREG ha emesso la Risoluzione CREG 122/2020, che ha approvato le tariffe di distribuzione di Enel Codensa.
Con il Decreto Supremo n. 044-2020-PCM, pubblicato il 15 marzo 2020, è stato dichiarato lo stato di emergenza nazionale per 15 giorni. Tale periodo è stato più volte prorogato almeno fino al 31 luglio a causa della pandemia da COVID-19. Durante tale periodo sono state prese alcune misure di distanziamento sociale per evitare la diffusione del COVID-19. In particolare, il Decreto Supremo n. 044-2020-PCM stabilisce che lo Stato garantisce l'accesso ai servizi pubblici e beni e servizi essenziali senza alcuna restrizione.
Mediante la Risoluzione Viceministeriale n. 001-2020-MINEM/ VME, pubblicata il 19 marzo del 2020, si stabilisce che le imprese di generazione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica debbono:
attivare protocolli di sicurezza per salvaguardare il personale, gli appaltatori e i terzi;
intraprendere tutte le azioni necessarie per assicurare la continuità del servizio elettrico;
inviare all'OSINERGMIN e al Ministero dell'Energia e delle Miniere i piani di emergenza predisposti.
Mediante il Decreto d'Urgenza n. 029-2020, pubblicato il 20 marzo 2020, è stata introdotta la sospensione per 30 giorni lavorativi dal calcolo delle scadenze di inizio dell'attivazione di procedimenti amministrativi e procedimenti di qualsiasi tipo, inclusi quelli normati da leggi e disposizioni speciali, soggette a scadenze.
Mediante il Decreto d'Urgenza n. 035-2020, pubblicato il 3 aprile 2020, si è stabilito che le imprese distributrici possono rateizzare fino a 24 mesi le fatture emesse nel mese di marzo del 2020 o che includono consumi effettuati durante il periodo di stato di emergenza nazionale dagli utenti "vulnerabili" (quelli con un consumo inferiore o uguale a 100 kWh/mese). Lo Stato riconosce interessi compensatori per la menzionata rateizzazione, che saranno pagati alle imprese elettriche facendo ricorso al Fondo de Inclusión Social Energético. La norma stabilisce, inoltre, che le imprese elettriche non pagheranno compensazioni o sanzioni per il mancato rispetto delle norme tecniche di qualità del servizio. Sono state, altresì, introdotte diverse misure di carattere commerciale come la sospensione dell'obbligo delle attività di lettura dei contatori e di consegna di fatture cartacee (è stata introdotta la consegna per mezzo digitale) e dell'obbligo di assistere fisicamente i clienti nei Centri di Attenzione al Cliente, ed è stata autorizzata la fatturazione tramite l'utilizzo del consumo medio degli ultimi sei mesi fino a quando non sarà possibile la lettura reale.
Mediante il Decreto d'Urgenza n. 062-2020, pubblicato il 28 maggio 2020, è stata ampliata la fascia dei clienti che possono accedere alla rateizzazione delle fatture di energia elettrica, includendo quelli che consumano fino a 300 kWh/mese. In questo caso, la norma stabilisce che la rateizzazione potrà applicarsi alle fatture del mese di maggio e a quelle che includono consumi effettuati durante il periodo di emergenza nazionale. Gli interessi compensatori da riconoscere alle imprese elettriche saranno in parte a carico dello Stato e in parte pagati dai clienti. La norma stabilisce infine che la violazione delle norme tecniche di qualità non comporteranno il pagamento di compensazioni o sanzioni fino a 60 giorni di calendario successivi alla fase di emergenza.
Mediante il Decreto Supremo n. 101-2020-PCM, pubblicato il 4 giugno 2020, è stata approvata la ripartenza delle attività economiche considerate nella cosiddetta "Fase II". Le aziende comprese in questa fase debbono inviare alle autorità competenti un piano per "la vigilanza, la prevenzione e il controllo del COVID-19 nei luoghi e nelle attività di lavoro".
Mediante il Decreto Supremo n. 117-2020-PCM, pubblicato il 30 giugno 2020, è stata approvata la ripartenza delle attività economiche considerate nella cosiddetta "Fase III". Le aziende comprese in questa fase debbono inviare alle autorità competenti un piano per "la vigilanza, la prevenzione e il controllo del COVID-19 nei luoghi e nelle attività di lavoro".
In data 21 dicembre 2019 il Ministero dell'Energia ha pubblicato la legge n. 21.194 che ha rivisto al ribasso la remunerazione delle imprese di distribuzione e perfezionato il processo tariffario della distribuzione elettrica. Tramite questa legge si modifica il tasso di attualizzazione per il calcolo dei costi annuali di investimento, che passa dal 10% a un tasso che deve essere compreso tra il 6% e l'8% post imposte. Il tasso di remunerazione post imposte delle società di distribuzione di energia elettrica non dovrà discostarsi di più di due punti in alto e tre in basso rispetto al tasso di remunerazione definito dalla Comisión Nacional de Energía (CNE). Infine, a partire da gennaio 2021 le società di distribuzione dovranno avere attività esclusiva.
In data 9 giugno 2020 è stata pubblicata la Risoluzione della CNE n.176 che determina il contenuto dell'obbligazione di attività esclusiva e contabilità separata per la prestazione del servizio pubblico di distribuzione di energia elettrica, in conformità con quanto stabilito dalla legge 21.194.
In base a quanto fissato da tale risoluzione, le società concessionarie del servizio pubblico di distribuzione che operano nel sistema elettrico nazionale cileno dovranno costituirsi come società con attività esclusiva di distribuzione e potranno soltanto esercitare attività economica destinata a prestare il servizio pubblico di distribuzione, in conformità alla normati-
va vigente. Le norme contenute nella suddetta risoluzione si applicheranno a partire dal 1° gennaio 2021. Laddove per motivate esigenze non si possa provvedere entro tale data, con opportuna comunicazione alla CNE si potrà ritardare l'applicazione di tale risoluzione, ma comunque non oltre il 1° gennaio 2022.
Alla data di chiusura di questa Relazione finanziaria semestrale è in corso di discussione nel Congresso Nazionale un progetto di legge sui servizi essenziali (basici) che prevede misure già in via di adozione volontaria da parte della maggior parte delle imprese di distribuzione. Tra le misure incluse nel progetto di legge c'è la sospensione dell'interruzione della fornitura per morosità e la possibilità di rateizzare le bollette di energia elettrica per una parte dei clienti definiti "vulnerabili".
Le tariffe ai clienti finali applicate nel 2020 sono state determinate sulla base dei seguenti decreti e risoluzioni:
Decreto n. 11T/2016, che ha fissato le formule tariffarie applicabili alla fornitura di energia elettrica a prezzi regolati, pubblicato nel Diario Oficial il 24 agosto 2017;
Decreto n. 2T/2018, che ha fissato le modalità di aggiustamento del fattore di potenza nelle tariffe applicabili alle forniture di energia a prezzi regolati, pubblicato nel Diario Oficial il 27 giugno 2018 e valido fino a novembre 2020;
Decreto n. 5T/2018, che ha fissato le formule tariffarie applicabili alle forniture soggette al prezzo regolato fissato dal Decreto n. 11T del 2016 del Ministero dell'Energia, pubblicato nel Diario Oficial il 28 settembre 2018;
Oficio Ordinario SEC n. 15699/2019, che ha fissato il procedimento per aggiustamenti tariffari in base all'Oficio Ordinario CNE n. 490/2019 con validità fino al 3 novembre 2020;
Decreto n. 6T/2017, che ha determinato il valore annuale degli impianti di trasmissione con validità fino al 31 dicembre 2019;
decreti di prezzo.
In data 5 ottobre 2019 il Ministero dell'Energia ha pubblicato nel Diario Oficial il Decreto n. 7T/2019, che ha fissato il "prezzo nudo" per la fornitura di energia elettrica e aggiustamenti e carichi per l'applicazione del Meccanismo di Equità Tariffaria Residenziale, con effetto retroattivo dal 1° luglio 2019. Il 2 novembre 2019 il Ministero dell'Energia ha pubblicato la legge n. 21.185 che ha introdotto un meccanismo transitorio di stabilizzazione del prezzo dell'energia elettrica per i clienti soggetti a regolazione della tariffa.
Il 23 ottobre 2019 il Ministero dell'Energia ha pubblicato il Decreto n. 9T/2019, che ha fissato il "prezzo nudo" per la fornitura di energia elettrica con effetto dal 1° ottobre 2019.
Il 7 aprile 2020 il Ministero dell'Energia ha pubblicato il Decreto n. 2T/2020, che fissa il "prezzo nudo" per la fornitura di energia elettrica, valido a partire dal 1° aprile 2020.
Mediante la Risoluzione n. 24 del 21 gennaio 2020 la CNE ha pubblicato le Basi tecniche preliminari per il calcolo delle componenti di Valore Aggregato di Distribuzione per il quadriennio 2020-2024 e lo Studio dei costi di servizio associati alla fornitura di energia elettrica, dando inizio al processo di determinazione delle tariffe di distribuzione.
Seguendo le tappe del processo stabilito dalla legislazione vigente, le imprese hanno inviato le loro osservazioni e successivamente, in data 11 giugno 2020, la CNE ha pubblicato le Basi tecniche definitive con la Risoluzione n. 195.
Nel quadro del processo di determinazione delle tariffe di trasmissione 2020-2023 si stanno elaborando i processi di:
qualificazione degli impianti e sistemi di trasmissione;
determinazione della vita utile degli impianti di trasmissione;
definizione della base tecnica e amministrativa per lo studio della valorizzazione delle tariffe di trasmissione.
In questo contesto, in data 5 giugno 2018 la CNE ha approvato un elaborato tecnico definitivo che determina la vita utile degli impianti di trasmissione (Risoluzione n. 412).
Con la delibera n. 576/2019/R/eel l'ARERA ha aggiornato per l'anno 2020 la componente a copertura dei costi di commercializzazione degli esercenti il servizio di maggior tutela (RCV) e i livelli del corrispettivo PCV, che rappresenta il prezzo di riferimento per i venditori del mercato libero.
Con la delibera n.119/2019/R/eel l'ARERA ha introdotto misure per l'efficientamento della gestione dei prelievi fraudolenti dei clienti finali in maggior tutela e modifiche al meccanismo esistente di compensazione degli importi non incassati relativi a tali prelievi. Nell'ambito del giudizio promosso da Servizio Elettrico Nazionale, il TAR Milano, con la sentenza n. 565 del 27 marzo 2020, ha disposto l'annullamento della delibera citata nella parte in cui ha previsto l'applicazione del meccanismo di riduzione degli importi oggetto di reintegro in relazione alle attività di fatturazione poste in essere nel periodo antecedente l'entrata in vigore della stessa.
Tra le misure connesse all'emergenza epidemiologica CO-VID-19 adottate dall'ARERA, con la delibera n. 116/2020/R/ com, essa ha disposto deroghe temporanee per il periodo aprile-giugno 2020 alla disciplina dei pagamenti da parte dei venditori ai distributori, per attenuare gli impatti su tutta la filiera legati al blocco dei distacchi che, sempre a causa del periodo emergenziale, i venditori devono rispettare nei confronti dei clienti finali in bassa tensione (delibera n. 60/2020/R/com). I minori versamenti effettuati dai venditori saranno recuperati dai distributori attraverso un apposito meccanismo previsto dalla delibera n. 248/2020/R/com, che ne consentirà il recupero entro l'anno.
Nell'ambito della disciplina della morosità, con la delibera n. 219/2020/R/com l'ARERA ha recepito le nuove regole stabilite dalla legge di bilancio 2020 (art. 1, comma 291) relative alle tempistiche e alle modalità di sospensione delle forniture in caso di morosità dei clienti finali e, parallelamente, ha disposto un potenziamento del sistema indennitario (indennizzo riconosciuto ai venditori in caso in cui il cliente lasci crediti non pagati in occasione di un cambio di fornitore).
Con la delibera n. 89/2020/R/gas l'ARERA ha avviato un procedimento finalizzato all'ottemperanza alla sentenza 38/2020 relativa alla revisione dell'ambito di applicazione e alla conseguente rideterminazione dei corrispettivi da applicare ai clienti finali al fine di regolare le partite economiche tra i venditori e i clienti finali, per il periodo 2010-2012, relativamente alla materia prima gas per il servizio di tutela. Con la delibera n. 247/2020/R/gas l'ARERA ha temporaneamente confermato i corrispettivi applicati in attesa della rideterminazione ed estensione dell'ambito degli stessi a partire da gennaio 2021. Con la delibera n. 577/2019/R/gas l'ARERA ha aggiornato la componente QVD delle condizioni economiche del servizio di tutela del gas naturale per l'anno 2020.
La legge 28 febbraio 2020, n. 8, con cui è stato convertito il decreto "Milleproroghe" (decreto legge 30 dicembre 2019, n. 162), ha modificato il testo della Legge Concorrenza 124/2017 e disposto il superamento dei regimi di tutela di prezzo per le piccole imprese che non rientrano nella definizione di "microimprese" a partire dal 1° gennaio 2021 e per le microimprese e per i clienti domestici a partire dal 1° gennaio 2022.
Il 28 dicembre 2019 è stato pubblicato l'Ordine TEC/1258/2019 del 20 dicembre, che stabilisce le tariffe d'accesso per il 2020. Secondo tale Ordine, le tariffe rimangono invariate fino all'entrata in vigore delle tariffe stabilite dalla Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Per quanto riguarda il gas naturale, il 28 dicembre 2019 è stato pubblicato il decreto TEC/1259/2019 del 20 dicembre, che stabilisce le tariffe d'accesso per il settore gas nell'anno 2020.
Il 30 dicembre 2019 è stata pubblicata la risoluzione del 23 dicembre della Direzione Generale per la Politica Energetica e le Miniere, che stabilisce il tasso di ultima istanza (TUR) per il gas naturale da applicare dal 1° gennaio 2020, determinando, a causa della diminuzione del costo delle materie prime, una riduzione media del 3,3% e del 4,2% a seconda che si tratti rispettivamente della tariffa Last Resort 1 (TUR1) o Last Resort 2 (TUR2).
L'Ordine TED/28/2020 del 23 marzo stabilisce per Endesa un contributo al Fondo nazionale per l'efficienza energetica di 28 milioni di euro corrispondente agli obblighi dell'esercizio finanziario 2020.
L'Ordine TEC/1080/2019 del 23 ottobre ha stabilito la percentuale di distribuzione del finanziamento del Bonus Sociale 2019, corrispondente alla percentuale per Endesa SA del 36,26%, rispetto al 37,15% dell'anno precedente. Nel gennaio 2020 è iniziata l'elaborazione della proposta dell'Ordine che stabilirà la distribuzione del finanziamento per il Bonus Sociale 2020, con una percentuale proposta per Endesa SA pari al 35,57%.
Il 14 marzo 2020 è stato pubblicato il Regio Decreto n. 463/2020, che proclama lo stato di emergenza per la gestione della situazione di crisi sanitaria causata dal COVID-19. Al fine di contrastare l'impatto economico e sociale derivante da
questa situazione eccezionale, il Governo spagnolo ha approvato una serie di disposizioni legislative che prevedono varie misure per far fronte a tale impatto. Per quanto riguarda il settore elettrico, le misure più rilevanti adottate sono le seguenti.
La validità del Bonus Sociale è stata estesa fino al 15 settembre 2020 per tutti i beneficiari per cui era previsto il termine prima di questa data. Allo stesso tempo, il diritto al Bonus Sociale viene esteso ai titolari di punti di fornitura o a qualsiasi membro del loro nucleo familiare, che hanno lo status di professionisti autonomi o autonomi che soddisfano determinati livelli di reddito e che, a causa dell'emergenza, hanno cessato la propria attività o hanno visto la loro fatturazione significativamente ridotta. La misura così introdotta è limitata al periodo dell'emergenza, per un massimo di sei mesi.
Durante il mese successivo all'entrata in vigore del Regio Decreto Legge n. 8/2020 del 17 marzo, la fornitura di elettricità, acqua e gas naturale ai consumatori identificati come consumatori vulnerabili (secondo i criteri del Regio Decreto n. 897/2017) non può essere sospesa. Inoltre, il Regio Decreto n. 11/2020 del 31 marzo ha esteso questa garanzia, stabilendo che, durante tutto lo stato di emergenza, la fornitura di elettricità, acqua, gas naturale e altri derivati del petrolio a persone fisiche non potrà essere sospesa nella loro residenza abituale, tranne che per motivi di sicurezza dell'approvvigionamento.
Durante lo stato di emergenza, i liberi professionisti e le società possono sospendere o modificare i loro contratti per sottoscrivere un'offerta alternativa con il loro fornitore di energia allo scopo di adattarsi ai nuovi profili di consumo e potenza impegnata senza addebiti o penalità. Al termine dello stato di emergenza, è previsto un periodo di tre mesi per riattivare il contratto o modificare la potenza in modo gratuito, tranne che in determinate situazioni. Per compensare il settore elettrico della riduzione delle entrate che queste iniziative comportano, verranno introdotte misure nella prossima legge di bilancio (PGE) prevista dopo l'entrata in vigore del Regio Decreto Legge n. 11/2020, del 31 marzo. Misure analoghe sono state previste per il settore del gas naturale.
Durante lo stato di emergenza, lavoratori autonomi e piccole e medie imprese possono richiedere al proprio fornitore (o distributore) la sospensione del pagamento delle fatture corrispondenti ai periodi di fatturazione in cui vige lo stato di emergenza. In questo caso, il fornitore è esonerato dal pagamento delle tariffe di trasporto e distribuzione fino al completo pagamento della fattura da parte del cliente. Il fornitore è inoltre esonerato dal pagamento dell'imposta sul valore aggiunto (IVA), dell'imposta speciale sull'elettricità e dell'imposta speciale sugli idrocarburi per la generazione di elettricità fino al saldo della fattura da parte dei clienti o entro sei mesi dalla fine dello stato di emergenza. Una volta terminato lo stato di emergenza, il saldo sarà regolarizzato in parti uguali nei periodi di fatturazione che compongono i successivi sei mesi. Allo stesso modo, i fornitori il cui reddito è ridotto, o i distributori i cui ricavi sono ridotti, possono richiedere l'attivazione delle garanzie definite nel Regio Decreto Legge n. 8/2020 del 17 marzo o di qualsiasi altra linea creata a tale scopo.
I diritti di accesso in scadenza il 31 marzo 2020 sono stati prolungati fino a un nuovo termine previsto due mesi dopo la fine dello stato di emergenza.
In questo contesto, attraverso l'Ordine SND/260/2020 del 19 marzo, è stata sospesa l'attivazione del servizio di gestione della domanda di interrompibilità dovuta a criteri economici.
L'autorità di regolamentazione (ANRE) ha definito gli accordi commerciali all'ingrosso e al dettaglio per il mercato regolamentato in due tranche. Per ogni semestre e per ciascun fornitore di Last Resort, l'ANRE ha approvato un portafoglio di contratti bilaterali regolamentati con i generatori più economici e una serie di tariffe regolate per gli utenti finali, che dovrebbero garantire un margine sufficiente per consentire il recupero delle perdite degli anni passati. Mentre le disposizioni per il primo semestre 2020 sono state approvate nel dicembre 2019, le disposizioni per il secondo trimestre 2020 sono state approvate il 29 giugno 2020.
Il 17 aprile 2020 Enel Trading Brasil SA (Enel Trading), una compagnia costituita dal Gruppo per la vendita di energia, è stata autorizzata a operare come agente di commercializzazione di energia elettrica in Brasile.
La transizione energetica che sta progressivamente trasformando il settore delle utility è alla base del Piano Strategico 2020-2022, presentato a novembre 2019, che si focalizza su un modello di business sostenibile e pienamente integrato, in grado di cogliere le opportunità legate ai trend globali della decarbonizzazione della generazione e dell'elettrificazione dei consumi. La digitalizzazione delle reti e l'adozione di piattaforme per tutte le attività relative ai clienti sono fattori abilitanti della strategia del Gruppo, che mira ad accelerare lo sviluppo delle rinnovabili riducendo al contempo la generazione da fonti termoelettriche e, in primo luogo, la generazione da carbone. In particolare, il Piano di Investimenti 2020-2022 prevede:
investimenti in decarbonizzazione per circa 14,4 miliardi di euro (il 50% del CAPEX complessivo), finalizzati allo sviluppo di nuova capacità rinnovabile e alla graduale sostituzione degli asset a generazione convenzionale. Il contributo alla crescita dell'EBITDA derivante dalla decarbonizzazione sarà pari a 1,4 miliardi di euro nell'arco di piano. Si prevede che la capacità rinnovabile sul totale raggiunga il 60% in tre anni, guidando l'aumento della redditività del parco impianti e aumentando la produzione a zero emissioni di CO2 fino al 68% nel 2022. In particolare, il Piano Strategico 2020- 2022 prevede un rapido e progressivo disimpegno dalla generazione da carbone, che sarà in larga parte sostituita da nuova capacità rinnovabile. La netta accelerazione della crescita in rinnovabili supporterà il Gruppo nell'obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra in linea con l'Accordo di Parigi e di raggiungere la totale decarbonizzazione del mix di generazione entro il 2050;
circa 1,2 miliardi di euro di investimenti saranno dedicati all'elettrificazione dei consumi, facendo leva sulla crescita e la diversificazione della base clienti retail e sulle efficienze collegate al trasferimento delle attività su piattaforma. Il contributo atteso di tali investimenti alla crescita dell'EBIT-DA di Gruppo ammonta a 0,4 miliardi di euro;
circa 13 miliardi di euro che saranno investiti nei fattori abilitanti della transizione energetica, nello specifico infrastrutture, per adattare le reti di distribuzione a un sistema di generazione basato sulle energie rinnovabili, ed ecosistemi e piattaforme per lo sviluppo di nuovi servizi, quali per esempio mobilità elettrica e Demand Response, che avranno un ruolo sempre maggiore nella transizione energetica.
Il contributo atteso alla crescita dell'EBITDA è di circa 1,1 miliardi di euro.
Gli investimenti del Gruppo, che si prevede ammontino a 28,7 miliardi di euro nell'arco di piano, agiranno in modo diretto principalmente su tre degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) definiti dalle Nazioni Unite: SDG 7 (Energia Pulita e Accessibile), SDG 9 (Industria, Innovazione e Infrastrutture) e SDG 11 (Città e Comunità Sostenibili), contribuendo, dunque, all'SDG 13 relativo al cambiamento climatico.
Con riferimento alla politica di dividendi, Enel continuerà a corrispondere, lungo l'arco di piano, il più elevato tra un dividendo del 70% sull'utile netto ordinario consolidato e un dividendo per azione (dividend per share, DPS) minimo garantito, con un tasso annuo di crescita composto dell'8,6% del DPS implicito e del 7,7% del DPS minimo.
Per il 2020 il Piano prevede:
l'accelerazione degli investimenti nelle energie rinnovabili, in particolare in America Latina e Nord America, a supporto della crescita industriale e finalizzati a guidare la decarbonizzazione;
ulteriori progressi nella digitalizzazione delle reti di distribuzione, prevalentemente in Italia e America Latina, con l'obiettivo di migliorare la qualità del servizio e aumentare la flessibilità e resilienza della rete;
l'incremento degli investimenti dedicati all'elettrificazione dei consumi, con l'obiettivo di valorizzare la crescita della base clienti, e al continuo efficientamento, sostenuto dalla creazione di piattaforme globali di business.
In relazione all'epidemia da COVID-19 diffusasi da inizio anno e ancora in corso, il Gruppo ha emanato linee guida volte a prevenire e/o mitigare gli effetti del contagio in ambito lavorativo e al contempo assicurare la continuità aziendale. Il Gruppo ha altresì attivato un monitoraggio costante degli impatti sulle variabili macroeconomiche e di business al fine di disporre in tempo reale della migliore stima dei potenziali effetti sul Gruppo e permetterne la mitigazione con piani di reazione o contingency.
Grazie alla diversificazione geografica, al modello di business integrato lungo la catena del valore, a una solida struttura finanziaria, nonché al livello di digitalizzazione raggiunto che permette di garantire la continuità delle attività operative con lo stesso livello di servizio, il Gruppo ha mostrato una significativa resilienza che si è riflessa nei solidi risultati economico-finanziari del primo semestre 2020.
Tuttavia, la svalutazione delle valute latinoamericane nei confronti dell'euro, gli impatti negativi sui volumi di energia elettrica consumata legati all'epidemia in corso, nonché la sospensione dei processi di sollecito dei pagamenti inducono a una revisione di alcuni degli obiettivi previsti dal Piano Strategico 2020-2022, come illustrato di seguito:
| Miliardi di euro | Piano Strategico 2020-2022 | Piano Strategico 2020-2022 |
|---|---|---|
| Valori degli obiettivi 2020 annunciati nel novembre 2019 |
Nuovi valori attesi degli obiettivi 2020 |
|
| EBITDA ordinario | 18,6 | ca.18,0 |
| Utile netto ordinario | 5,4 | 5,0-5,2 |
| Indebitamento finanziario netto | 46,8 | 48,0-49,0 |
Per la descrizione delle transazioni e il dettaglio dei rapporti patrimoniali ed economici con parti correlate, si rinvia a quanto illustrato di seguito nella nota 32 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO 2.
Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx 109
| Milioni di euro | Note | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | ||||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Ricavi | 6 | ||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni (1) | 32.520 | 1.933 | 39.492 | 2.477 | |
| Altri proventi | 855 | 6 | 1.475 | 5 | |
| [Subtotale] | 33.375 | 40.967 | |||
| Costi | 7 | ||||
| Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile (1) | 13.769 | 2.306 | 20.388 | 4.093 | |
| Costi per servizi e altri materiali (1) | 8.332 | 1.308 | 8.849 | 1.512 | |
| Costo del personale | 1.855 | 2.338 | |||
| Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti | 637 | 347 | |||
| Ammortamenti e altri impairment | 3.465 | 3.347 | |||
| Altri costi operativi | 1.089 | 109 | 1.315 | 138 | |
| Costi per lavori interni capitalizzati | (916) | (1.018) | |||
| [Subtotale] | 28.231 | 35.566 | |||
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity (1) | 8 | (601) | (1) | (188) | 12 |
| Risultato operativo | 4.543 | 5.213 | |||
| Proventi finanziari da contratti derivati | 9 | 937 | 595 | ||
| Altri proventi finanziari | 10 | 928 | 31 | 847 | 49 |
| Oneri finanziari da contratti derivati | 9 | 759 | 665 | ||
| Altri oneri finanziari | 10 | 2.255 | 29 | 2.103 | 15 |
| Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione | 10 | 30 | 85 | ||
| Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
11 | 13 | (85) | ||
| Risultato prima delle imposte | 3.437 | 3.887 | |||
| Imposte | 12 | 1.034 | 994 | ||
| Risultato delle continuing operations | 2.403 | 2.893 | |||
| Risultato delle discontinued operations | - | - | |||
| Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi) | 2.403 | 2.893 | |||
| Quota di interessenza del Gruppo | 1.947 | 2.215 | |||
| Quota di interessenza di terzi | 456 | 678 | |||
| Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,19 | 0,22 | ||
| Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,19 | 0,22 | ||
| Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,19 | 0,22 | ||
| Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,19 | 0,22 |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | |||
| Risultato netto del periodo | 2.403 | 2.893 | ||
| Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico (al netto dell'effetto delle imposte) |
||||
| Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari | 811 | 26 | ||
| Variazione del fair value dei costi di hedging | (154) | 10 | ||
| Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto |
(2) | (34) | ||
| Variazione di fair value delle attività finanziarie FVOCI | - | 6 | ||
| Variazione della riserva di traduzione | (3.319) | 352 | ||
| Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico (al netto delle imposte) |
||||
| Rimisurazione delle passività/(attività) nette per benefíci ai dipendenti | 33 | (176) | ||
| Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese | (1) | - | ||
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto | (2.632) | 184 | ||
| Utile complessivo rilevato nel periodo | (229) | 3.077 | ||
| Quota di interessenza: | ||||
| - del Gruppo | 544 | 2.259 | ||
| - di terzi | (773) | 818 |
| Milioni di euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Attività non correnti | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | 14 | 78.418 | 79.809 | ||
| Investimenti immobiliari | 108 | 112 | |||
| Attività immateriali | 15 | 17.265 | 19.089 | ||
| Avviamento | 16 | 14.115 | 14.241 | ||
| Attività per imposte anticipate | 17 | 8.789 | 9.112 | ||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
18 | 1.732 | 1.682 | ||
| Derivati | 19 | 2.877 | 27 | 1.383 | 15 |
| Attività derivanti da contratti con i clienti non correnti | 20 | 401 | 487 | ||
| Altre attività finanziarie non correnti | 21 | 5.376 | 6.006 | ||
| Altre attività non correnti | 22 | 2.642 | 2.701 | ||
| [Totale] | 131.723 | 134.622 | |||
| Attività correnti | |||||
| Rimanenze | 2.629 | 2.531 | |||
| Crediti commerciali | 23 | 11.308 | 927 | 13.083 | 896 |
| Attività derivanti da contratti con i clienti correnti | 20 | 173 | 166 | ||
| Crediti per imposte sul reddito | 1.040 | 409 | |||
| Derivati | 19 | 6.059 | 3 | 4.065 | 8 |
| Altre attività finanziarie correnti | 24 | 4.328 | 49 | 4.305 | 27 |
| Altre attività correnti | 22 | 3.890 | 203 | 3.115 | 183 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 5.840 | 9.029 | |||
| [Totale] | 35.267 | 36.703 | |||
| Attività classificate come possedute per la vendita | 26 | 5 | 101 | ||
| TOTALE ATTIVITÀ | 166.995 | 171.426 |
| Milioni di euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Patrimonio netto del Gruppo | |||||
| Capitale sociale | 10.167 | 10.167 | |||
| Riserva azioni proprie | (1) | (1) | |||
| Altre riserve | (250) | 1.130 | |||
| Utili e perdite accumulati | 19.264 | 19.081 | |||
| [Totale] | 29.180 | 30.377 | |||
| Interessenze di terzi | 14.188 | 16.561 | |||
| Totale patrimonio netto | 27 | 43.368 | 46.938 | ||
| Passività non correnti | |||||
| Finanziamenti a lungo termine | 25 | 53.623 | 670 | 54.174 | 715 |
| Benefíci ai dipendenti | 28 | 2.780 | 3.771 | ||
| Fondi rischi e oneri quota non corrente | 29 | 4.981 | 5.324 | ||
| Passività per imposte differite | 17 | 8.160 | 8.314 | ||
| Derivati | 19 | 2.958 | 2.407 | ||
| Passività derivanti da contratti con i clienti non correnti | 20 | 6.257 | 181 | 6.301 | 151 |
| Altre passività non correnti | 22 | 3.419 | 3.706 | ||
| [Totale] | 82.178 | 83.997 | |||
| Passività correnti | |||||
| Finanziamenti a breve termine | 25 | 7.196 | 3.917 | ||
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine | 25 | 2.738 | 89 | 3.409 | 89 |
| Fondi rischi e oneri quota corrente | 29 | 1.084 | 1.196 | ||
| Debiti commerciali | 9.348 | 2.730 | 12.960 | 2.291 | |
| Debiti per imposte sul reddito | 997 | 209 | |||
| Derivati | 19 | 5.381 | 5 | 3.554 | 8 |
| Passività derivanti da contratti con i clienti correnti | 20 | 1.249 | 46 | 1.328 | 39 |
| Altre passività finanziarie correnti | 750 | 754 | |||
| Altre passività correnti | 22 | 12.704 | 32 | 13.161 | 30 |
| [Totale] | 41.447 | 40.488 | |||
| Passività incluse in gruppi in dismissione classificate | |||||
| come possedute per la vendita Totale passività |
26 | 2 123.627 |
3 124.488 |
||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 166.995 | 171.426 | |||
| Capitale sociale e riserve del Gruppo | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Capitale sociale |
Riserva da sovrapprezzo azioni |
Riserva azioni proprie |
Riserva legale | Altre riserve | Riserva conversione bilanci in valuta estera |
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge |
| Al 1° gennaio 2019 | 10.167 | 7.489 | - | 2.034 | 2.262 | (3.317) | (1.745) |
| Distribuzione dividendi in acconto | - | - | - | - | - | - | - |
| Riclassifiche | - | 7 | - | - | - | - | - |
| Rivalutazione monetaria | - | - | - | - | - | - | - |
| Operazioni su non controlling | |||||||
| interest | - | - | - | - | - | - | - |
| Variazione perimetro di consolidato | - | - | - | - | - | (98) | 41 |
| Utile/(Perdita) complessivo rilevato | |||||||
| nel periodo | - | - | - | - | - | 193 | (12) |
| di cui: | |||||||
| - utile/(perdita) rilevato direttamente | |||||||
| a patrimonio netto | - | - | - | - | - | 193 | (12) |
| - utile del periodo | - | - | - | - | - | - | - |
| Al 30 giugno 2019 | 10.167 | 7.496 | - | 2.034 | 2.262 | (3.222) | (1.716) |
| Al 1° gennaio 2020 | 10.167 | 7.487 | (1) | 2.034 | 2.262 | (3.802) | (1.610) |
| Distribuzione dividendi in acconto | - | - | - | - | - | - | - |
| Riserva per pagamenti basati su azioni (Bonus LTI) |
- | - | - | - | 2 | - | - |
| Riclassifica per effetto del "curtailment" di taluni piani a benefíci definiti (IAS 19) a seguito della sottoscrizione del "V Accordo Quadro sul Lavoro in Endesa" |
- | - | - | - | - | - | - |
| Rivalutazione monetaria | - | - | - | - | - | - | - |
| Operazioni su non controlling | |||||||
| interest | - | - | - | - | - | (257) | (13) |
| Utile/(Perdita) complessivo rilevato nel periodo |
- | - | - | - | - | (2.120) | 854 |
| di cui: | |||||||
| - utile/(perdita) rilevato direttamente a patrimonio netto |
- | - | - | - | - | (2.120) | 854 |
| - utile del periodo | - | - | - | - | - | - | - |
| Al 30 giugno 2020 | 10.167 | 7.487 | (1) | 2.034 | 2.264 | (6.179) | (769) |
| Rimisurazione | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Riserva | delle | Riserva da | Riserve da | |||||
| Riserva da | per cessioni | passività/ | partecipazioni | Riserve da | valutazione | |||
| acquisizioni | di quote | (attività) nette | valutate | valutazione | strumenti | |||
| Patrimonio | Utili | su non | azionarie senza | per piani a | con il metodo | strumenti | finanziari | |
| Patrimonio patrimonio |
netto del | e perdite | controlling | perdita | benefíci | del patrimonio | finanziari | costi |
| netto di terzi | Gruppo | accumulati | interest | di controllo | definiti | netto | FVOCI | di hedging |
| 16.132 | 31.720 | 19.853 | (1.623) | (2.381) | (714) | (63) | 16 | (258) |
| (677) | (1.423) | (1.423) | - | - | - | - | - | |
| - | - | - | (7) | - | - | - | - | |
| 92 | 51 | 51 | - | - | - | - | - | - |
| (130) | 47 | - | 47 | - | - | - | - | - |
| 1 | (65) | (2) | (1) | - | (5) | - | - | - |
| 818 | 2.259 | 2.215 | - | - | (124) | (32) | 6 | 13 |
| 140 | 44 | - | - | - | (124) | (32) | 6 | 13 |
| 678 | 2.215 | 2.215 | - | - | - | - | - | - |
| (245) | ||||||||
| 16.236 | 32.589 | 20.694 | (1.584) | (2.381) | (843) | (95) | 22 | |
| 16.561 | 30.377 | 19.081 | (1.572) | (2.381) | (1.043) | (119) | 21 | |
| (981) | (1.708) | (1.708) | - | - | - | - | - | |
| - | 2 | - | - | - | - | - | - | - |
| - | - | (106) | - | - | 106 | - | - | - |
| 74 | 52 | 52 | - | - | - | - | - | - |
| (693) | (87) | (2) | 213 | - | (28) | - | - | - |
| (773) | 544 | 1.947 | - | - | 23 | (1) | (1) | |
| (1.229) | (1.403) | - | - | - | 23 | (1) | (1) | |
| (158) | ||||||||
| 456 | 1.947 | 1.947 | - | - | - | - | - | - |
| 14.188 | 29.180 | 19.264 | (1.359) | (2.381) | (942) | (120) | 20 | (305) |
| Milioni di euro | Note | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | ||||
| di cui con | di cui con | ||||
| parti correlate | parti correlate | ||||
| Risultato prima delle imposte | 3.437 | 3.887 | |||
| Rettifiche per: | |||||
| Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti | 7 | 637 | 347 | ||
| Ammortamenti e altri impairment | 7 | 3.465 | 3.347 | ||
| (Proventi)/Oneri finanziari | 9-10 | 1.119 | 1.241 | ||
| Proventi netti derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
11 | (13) | 85 | ||
| Variazioni del capitale circolante netto: | (3.831) | (2.229) | |||
| - rimanenze | (196) | (242) | |||
| - crediti commerciali | 660 | (31) | (251) | 91 | |
| - debiti commerciali | (3.142) | 439 | (2.605) | 145 | |
| - altre attività derivanti da contratti con i clienti (1) | (7) | (95) | |||
| - altre passività derivanti da contratti con i clienti (1) | (118) | (1) | |||
| - altre attività e passività | (1.028) | (13) | 965 | (94) | |
| Accantonamenti ai fondi | (199) | 398 | |||
| Utilizzo fondi | (515) | (625) | |||
| Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati | 810 | 31 | 684 | 49 | |
| Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati | (1.859) | (29) | (1.767) | (15) | |
| (Proventi)/Oneri netti da valutazione commodity | (122) | 55 | |||
| Imposte pagate | (891) | (589) | |||
| (Plusvalenze)/Minusvalenze | 4 | (215) | |||
| Cash flow da attività operativa (A) | 2.042 | 4.619 | |||
| Investimenti in attività materiali non correnti | 14 | (3.466) | (3.503) | ||
| Investimenti in attività immateriali | 15 | (361) | (461) | ||
| Investimenti in attività derivanti da contratti con i clienti non correnti | 20 | (310) | (207) | ||
| Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti |
(7) | (249) | |||
| Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti |
88 | 454 | |||
| (Incremento)/Decremento di altre attività di investimento | (63) | (46) | |||
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento (B) | (4.119) | (4.012) | |||
| Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine | 25 | 1.884 | 3.824 | ||
| Rimborsi di debiti finanziari (1) | 25 | (1.941) | (2.917) | ||
| Altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto (1) | 25 | 2.953 | (45) | 165 | (45) |
| Incassi da cessione di partecipazioni senza perdita di controllo (1) | - | - | |||
| Pagamenti effettuati per l'acquisizione di partecipazioni senza modifica del controllo e altre operazioni con non controlling interest (1) |
(973) | (449) | |||
| Oneri accessori alla cessione di quote azionarie senza perdita di controllo | - | - | |||
| Vendita/(Acquisto) azioni proprie | - | - | |||
| Dividendi e acconti sui dividendi pagati | (2.629) | (2.174) | |||
| Cash flow da attività di finanziamento (C) | (706) | (1.551) | |||
| Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D) |
(374) | 31 | |||
| Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D) |
(3.157) | (913) | |||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio (2) | 9.080 | 6.714 | |||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio (3) | 5.923 | 5.801 |
(1) Ai fini di una migliore esposizione tali voci sono state ulteriormente dettagliate rispetto a quanto fatto in passato ed è stato quindi necessario, per garantire l'omogeneità e la comparabilità dei dati con l'esercizio precedente, riclassificare i dati riferiti al 2019.
(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 9.029 milioni di euro al 1° gennaio 2020 (6.630 milioni di euro al 1° gennaio 2019), "Titoli a breve" pari a 51 milioni di euro al 1° gennaio 2020 (63 milioni di euro al 1° gennaio 2019) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 21 milioni di euro al 1° gennaio 2019.
(3) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 5.840 milioni di euro al 30 giugno 2020 (5.747 milioni di euro al 30 giugno 2019) e "Titoli a breve" pari a 83 milioni di euro al 30 giugno 2020 (54 milioni di euro al 30 giugno 2019).
La società Enel SpA, operante nel settore delle utility energetiche, ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina Margherita 137. La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020 comprende le situazioni contabili di Enel SpA e delle sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in società collegate e joint venture, nonché la quota di attività, passività, costi e ricavi delle joint operation ("il Gruppo"). L'elenco delle società controllate, collegate, joint venture e joint operation incluse nell'area di consolidamento è riportato in allegato.
Per una descrizione delle principali attività del Gruppo, si rinvia alla Relazione intermedia sulla gestione.
La pubblicazione della presente Relazione finanziaria semestrale è stata autorizzata dagli Amministratori in data 29 luglio 2020.
La presente Relazione finanziaria semestrale del Gruppo al 30 giugno 2020 e per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2020 è stata predisposta ai sensi dell'art. 154 ter del decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58, così come modificato dal decreto legislativo n. 195 del 6 novembre 2007, nonché dell'art. 81 del Regolamento Emittenti e successive modifiche.
Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020, incluso nella Relazione finanziaria semestrale, è stato redatto in conformità ai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell'Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla stessa data. L'insieme di tutti i princípi e le interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito "IFRS-EU".
In particolare, tale Bilancio è stato redatto in conformità al principio contabile internazionale applicabile per la predisposizione delle situazioni infrannuali ("IAS 34 - Bilanci intermedi") ed è costituito dal Conto economico consolidato, dal Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consolidato nonché dalle relative Note illustrative.
Si precisa che il Gruppo Enel adotta il semestre quale periodo intermedio di riferimento ai fini dell'applicazione del citato principio contabile internazionale IAS 34 e della definizione di bilancio intermedio ivi indicata.
I princípi contabili utilizzati, i criteri di rilevazione e di misurazione, nonché i criteri e i metodi di consolidamento applicati al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020 sono gli stessi adottati per la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione, a eccezione dei nuovi princípi contabili di prima adozione e delle assunzioni del management su talune aree di bilancio in conseguenza della pandemia da COVID-19 di seguito illustrati.
Tale Bilancio consolidato semestrale abbreviato, pertanto, può non comprendere tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al Bilancio consolidato predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019. A integrazione dei princípi contabili adottati per la redazione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019, si riportano di seguito i princípi, le interpretazioni e le modifiche ai princípi esistenti, rilevanti per il Gruppo Enel, di prima adozione al 1° gennaio 2020.
"Modifiche all'IFRS 3 - Definizione di un'attività aziendale", emesso a ottobre 2018 per aiutare le società a determinare se un insieme integrato di attività e beni acquisito sia o meno un business. In particolare, le modifiche chiariscono che un business, considerato come un insieme integrato di attività e beni, deve includere almeno un input e un processo sostanziale che, insieme, contribuiscono in modo significativo alla capacità di creare output. Pertanto, le modifiche chiariscono che un business non può esistere senza includere gli input e i processi sostanziali necessari per creare gli output. La definizione di "output", così come modificata dai presenti amendment, si focalizza sui beni e servizi forniti ai clienti, sui proventi da investimenti e altri ricavi, ed esclude i rendimenti sotto forma di minori costi e altri benefíci economici.
"Modifiche all'IFRS 9, allo IAS 39 e all'IFRS 7 Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse", emesso a settembre 2019. Le modifiche: (i) prevedono deroghe temporanee che consentano alle relazioni di copertura di hedge accounting di continuare durante il periodo di incertezza fino a quando non saranno definiti tassi alternativi privi di rischio dalla Interbank Offered Rates (IBORs) Reform; e (ii) richiedono di fornire informative aggiuntive sulle relazioni di copertura che sono direttamente influenzate dalle incertezze. Al riguardo, va notato che la riforma impatterà la valutazione al fair value, gli effetti sull'hedge accounting e i risultati finanziari netti quando saranno definiti i tassi alternativi.
"Modifiche allo IAS 1 e allo IAS 8 Definizione di rilevante", emesso a ottobre 2018 per allineare la definizione di "rilevanza" fra i princípi e il Conceptual Framework for Financial Reporting, e per chiarire alcuni aspetti della sua definizione. La nuova definizione prevede quanto segue: "un'informazione è rilevante se è ragionevole presumere che la sua omissione, errata indicazione od occultamento potrebbe influenzare le decisioni che gli utilizzatori principali dei bilanci redatti per scopi di carattere generale prendono sulla base di questi bilanci, i quali forniscono informazioni finanziarie circa il soggetto che redige il bilancio". Più nel dettaglio, le modifiche chiariscono che:
"Modifiche ai riferimenti al Quadro concettuale negli IFRS", emesso a marzo 2018. Il documento delinea le modifiche ai princípi interessati al fine di aggiornare i riferimenti al revised Conceptual Framework. Tali modifiche accompagnano
l'ultima versione del Revised Conceptual Framework for Financial Reporting, emesso a marzo 2018 e applicabile dal 1° gennaio 2020, che prevede alcuni concetti nuovi, definizioni e criteri di rilevazione aggiornati, nonché chiarimenti su alcuni concetti importanti. Le modifiche principali includono:
In linea con le raccomandazioni dell'ESMA, contenute nei public statements2 pubblicati nei mesi di marzo, maggio e luglio 2020, e della CONSOB, di cui ai "Richiami di attenzione" n. 6/20 del 9 aprile 2020 e n. 8/20 del 16 luglio 2020, il Gruppo ha monitorato attentamente l'evoluzione della pandemia da COVID-19 riguardo alle principali aree di interesse e nei principali Paesi in cui opera, sulla base delle dimensioni di analisi riportate nel paragrafo "Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio" delle Note di commento relative al Bilancio consolidato 2019.
La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020 fornisce un aggiornamento dell'informativa inerente alla pandemia da COVID-19, in base alle specifiche circostanze aziendali e alla disponibilità di informazioni affidabili, al fine di evidenziarne gli impatti sulle attività di business, sulla situazione patrimoniale e finanziaria nonché sulla performance economica del Gruppo a tale data, identificando anche i principali rischi e incertezze cui il Gruppo risulta esposto. Per quanto riguarda
(2) ESMA 71-99-1290 dell'11 marzo 2020; ESMA 32-63-951 del 25 marzo 2020; ESMA 31-67-742 del 27 marzo 2020; ESMA 32-63-972 del 20 maggio 2020; ESMA 32-61-417 del 21 luglio 2020.
gli impatti economici derivanti dalla pandemia da COVID-19 si rimanda al commento dei risultati economici del Gruppo nella Relazione intermedia sulla gestione della Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020.
In riferimento alla valutazione degli impatti del COVID-19, si evidenzia che le previsioni in merito alla futura evoluzione dell'attuale contesto macroeconomico, finanziario e di business in cui opera il Gruppo si caratterizzano, in ogni caso, per un elevato grado di incertezza, che potrebbe riflettersi sulle valutazioni e sulla stima effettuata dal management dei valori contabili delle attività e delle passività interessate da una maggiore volatilità. Al 30 giugno 2020, le aree di bilancio che, sulla base delle informazioni disponibili a tale data e considerato lo scenario in continua evoluzione, risultano maggiormente interessate da stime e giudizi sono le seguenti:
valutazione delle attività non finanziarie: le valutazioni riguardanti l'esistenza di eventuali indicatori di riduzione di valore, le metodologie e le assunzioni utilizzate per stimare il valore recuperabile di tali attività ai sensi dello "IAS 36 - Riduzione di valore delle attività", incluse le analisi di sensitività, confermano la piena recuperabilità al 30 giugno 2020 dei valori contabili delle Cash Generating Unit (CGU) che, pertanto, non hanno subíto una riduzione di valore per effetto del COVID-19. Si rimanda alla nota 16 per maggiori dettagli riguardo agli impairment e ai ripristini di valore delle attività non finanziarie;
valutazione delle attività finanziarie: in taluni casi, al fine di tenere conto degli effetti del COVID-19 sull'impairment dei crediti commerciali, sono stati rilevati specifici adjustment rispetto ai risultati del modello di impairment adottato dal Gruppo in base all'"IFRS 9 - Strumenti finanziari" (c.d. "post-model adjustments"), determinati sulla base principalmente di un expert credit judgment basato sul peggioramento delle curve di incasso di taluni segmenti di clientela; tali aggiustamenti hanno portato alla rilevazione contabile di talune svalutazioni, sulla base delle informazioni disponibili. Si rimanda alla nota 23 per maggiori dettagli riguardo agli impairment e ai ripristini di valore delle attività finanziarie;
benefíci ai dipendenti: per effetto del COVID-19 sono sta-
te aggiornate alcune significative ipotesi attuariali utilizzate per determinare il valore attuale dell'obbligazione per benefíci definiti ai dipendenti ai sensi dello "IAS 19 - Benefíci ai dipendenti". Laddove sia stato necessario, alla luce dell'analisi di sensitività effettuata, si è proceduto alla rimisurazione di taluni benefíci. Si rimanda alla nota 28 per maggiori dettagli;
fondi rischi e oneri: sono state aggiornate le assunzioni alla base della valutazione circa l'eventuale presenza di contratti onerosi; da tali analisi non sono emerse situazioni che abbiano reso necessaria la rilevazione contabile di ulteriori accantonamenti, per effetto del COVID-19, ai sensi dello "IAS 37 - Accantonamenti, passività e attività potenziali". Si rimanda alla nota 29 per maggiori dettagli;
imposte sul reddito: si è proceduto, laddove previsto, alla rilevazione contabile di eventuali sgravi fiscali, nonché al monitoraggio delle tempistiche di annullamento delle differenze temporanee deducibili e della recuperabilità delle imposte anticipate, ai sensi dello "IAS 12 - Imposte sul reddito". Si rimanda alla nota 12 per maggiori dettagli.
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 giugno 2020.
L'area di consolidamento al 30 giugno 2020, rispetto a quella del 30 giugno 2019 e del 31 dicembre 2019, ha subíto alcune modifiche a seguito delle seguenti principali operazioni.
In data 1° marzo 2019 è stata finalizzata l'operazione di cessione del 100% di Mercure Srl, società nella quale era stato precedentemente conferito il ramo d'azienda costituito dalla centrale a biomasse Mercure e dai relativi rapporti giuridici. A fronte di tale cessione, come previsto dal contratto preliminare stipulato in data 30 maggio 2018, è stato incassato un corrispettivo provvisorio pari a 162 milioni di euro corrispondente alla valorizzazione del ramo alla data di riferimento del 1° gennaio 2018. Al 30 giugno 2019 tale corrispettivo è stato oggetto di aggiustamento successivo in funzione di alcune variabili predeterminate;
in data 14 marzo 2019 acquisizione da parte di Enel Green Power SpA, tramite la controllata statunitense per le rinnovabili Enel North America (già Enel Green Power North America), del 100% di 13 società titolari di sette impianti operativi da fonti rinnovabili, da Enel Green Power North America Renewable Energy Partners (EGPNA REP), joint venture detenuta al 50% da Enel North America (già Enel Green Power North America) e per il restante 50% da General Electric Capital's Energy Financial Services;
in data 27 marzo 2019 acquisizione da parte di Enel Green Power SpA (EGP), tramite la controllata statunitense per le rinnovabili Enel North America (già Enel Green Power North America), di Tradewind Energy, società di sviluppo di progetti rinnovabili con sede a Lenexa, in Kansas. EGP ha incorporato l'intera piattaforma di sviluppo di Tradewind che comprende 13 GW tra progetti eolici, solari e di storage situati negli Stati Uniti. Nell'accordo è inoltre prevista la cessione, avvenuta nel mese di giugno, di Savion, società controllata al 100% da Tradewind;
in data 30 aprile 2019 Enel X Italia ha acquistato il 100% di YouSave SpA, società italiana che opera nel settore dei servizi energetici, fornendo assistenza ai grandi consumatori di energia;
in data 31 maggio 2019 è stata finalizzata, tramite la con-
trollata per le rinnovabili Enel Green Power Brasil Participações Ltda, la cessione del 100% di tre impianti rinnovabili in esercizio in Brasile. Il corrispettivo totale dell'operazione ammonta a circa 2,7 miliardi di real brasiliani, equivalenti a circa 603 milioni di euro.
Nel corso del mese di gennaio 2020 è stata ceduta la società di progetto Wild Plains detenuta al 100% da Tradewind. Dalla cessione non sono emersi impatti contabili nel Conto economico;
in data 11 maggio 2020 Endesa Energía ha venduto l'80% di Endesa Soluciones per un ammontare di 21 milioni di euro. Tale partecipazione, precedentemente consolidata integralmente, è ora valutata con il metodo del patrimonio netto.
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:
cessione, nel mese di gennaio 2020, di alcune joint venture detenute al 50%, incluse nel portafoglio idroelettrico di Enel North America. L'intero portafoglio era stato classificato già a dicembre 2019 come posseduto per la vendita in accordo all'IFRS 5. La plusvalenza riconosciuta a Conto economico ammonta a 4 milioni di euro;
Enel SpA ha incrementato nel corso del primo semestre 2020 la propria quota di interessenza in Enel Américas del 5,03% in base a quanto previsto dai contratti di share swap stipulati con un istituto finanziario. Il Gruppo ha quindi raggiunto una quota di partecipazione pari al 65%;
Enel SpA ha aumentato la propria quota di interessenza in Enel Chile del 2,89% in base a quanto previsto dai due contratti di share swap stipulati con un istituto finanziario. Il Gruppo ha quindi raggiunto una quota di partecipazione pari al 64,93%.
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle Note al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato sono omogenei e confrontabili tra di loro.
A tal proposito si precisa che si sono resi necessari alcuni adeguamenti dei dati economici riferiti al 30 giugno 2019 per le seguenti fattispecie:
1) alla luce dell'introduzione della nuova policy contabile, per effetto dell'Interpretazione "IFRIC Agenda Decision" del 2019, riferita alla rilevazione dei contratti stipulati per la compravendita di elementi non finanziari, contabilizzati al fair value a Conto economico conformemente all'IFRS 9 e regolati con consegna fisica, sono state effettuate analoghe riclassifiche sui saldi comparativi riferiti al 2019 per garantire l'omogeneità e la confrontabilità dei dati. Tali riclassifiche non hanno avuto impatti né sui margini né sul patrimonio netto. Si rimanda alla nota 4 per ulteriori dettagli;
2) in merito all'informativa per settore operativo si segnala che il Gruppo Enel, a partire dalla chiusura contabile al 30 settembre 2019, ha modificato i settori primari e secondari concordemente a quanto previsto dall'IFRS 8. Nello specifico, tenendo presente che nel corso del 2019 il management ha iniziato a comunicare al mercato i propri risultati a partire dalle aree di attività, il Gruppo ha adottato quindi la seguente impostazione settoriale: > settore primario: area di attività;
settore secondario: area geografica.
L'area di attività, quindi, risulta essere la discriminante principale e predominante nelle analisi svolte e decisioni prese dal management del Gruppo Enel, 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 area di attività e solo successivamente si declinano per Paese.
La nuova struttura di business è ripartita nel seguente modo: Generazione Termoelettrica e Trading, Enel Green Power, Infrastrutture e Reti, Mercati finali, Enel X, Servizi e Holding/Altro; 3) con decorrenza 30 settembre 2019 l'America Latina, con riferimento alla Linea di Business Enel Green Power, include anche i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua che in precedenza erano riportati nell'area geografica Nord e Centro America (ora ridenominata Nord America e composta dai seguenti Paesi: Stati Uniti, Canada e Messico); 4) con decorrenza 31 marzo 2020 in America Latina i dati afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattribuiti alla Linea di Business Globale Mercati finali.
Le modifiche riguardanti l'informativa settoriale di cui ai punti 2), 3) e 4) non ha prodotto alcuna variazione dei dati complessivi riferiti al Gruppo sebbene all'interno delle diverse Linee di Business siano state effettuate riclassifiche di valori.
Nell'"Agenda Decision" del 2019, l'IFRS Interpretations Committee (IFRIC) ha chiarito la corretta rilevazione contabile dei contratti stipulati per la compravendita di elementi non finanziari a prezzo fisso, contabilizzati al fair value a Conto economico conformemente all'IFRS 9 e regolati con consegna fisica, fra cui le commodity energetiche.
Su tale base, il Gruppo ha modificato la sua policy contabile per l'esercizio chiuso al 2019, senza impatti né sul risultato netto né sul patrimonio netto.
La precedente pratica prevedeva la rilevazione alla voce:
"Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value", delle variazioni nel fair value dei derivati in essere oltre che degli impatti a Conto economico, alla data di regolamento, della cancellazione delle attività/passività derivanti dalla valutazione al fair value di tali contratti;
"Ricavi delle vendite e delle prestazioni" e "Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile", dei ricavi e costi alla data di regolamento.
L'attuale rilevazione di tali contratti su elementi non finanziari, che non soddisfano i requisiti per l'"own use exemption", prevede l'iscrizione:
nella voce "Ricavi", delle variazioni di fair value su contratti di vendita in essere oltre che, alla data di regolamento, dei connessi ricavi insieme agli effetti, a Conto economico, della cancellazione delle attività/passività derivanti dalla valutazione al fair value di tali contratti;
nella voce "Costi":
sto insieme agli effetti sul Conto economico relativi alla cancellazione delle attività/passività derivanti dalla valutazione al fair value di tali contratti.
Di conseguenza, la voce di Conto economico "Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value" è stata rinominata "Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity" che attualmente comprende solo le variazioni nel fair value e gli effetti del regolamento di derivati su commodity energetiche regolati senza consegna fisica.
| Milioni di euro | Note | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | Effetto applicazione IFRIC |
2019 | ||||
| Ricavi | 6 | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 37.516 | 1.976 | 39.492 | |||
| Altri proventi | 1.475 | - | 1.475 | |||
| [Subtotale] | 38.991 | 1.976 | 40.967 | |||
| Costi | 7 | |||||
| Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile | 18.729 | 1.659 | 20.388 | |||
| Costi per servizi e altri materiali | 8.824 | 25 | 8.849 | |||
| Costo del personale | 2.338 | - | 2.338 | |||
| Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti |
347 | - | 347 | |||
| Ammortamenti e altri impairment | 3.347 | - | 3.347 | |||
| Altri costi operativi | 1.315 | - | 1.315 | |||
| Costi per lavori interni capitalizzati | (1.018) | - | (1.018) | |||
| [Subtotale] | 33.882 | 1.684 | 35.566 | |||
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity | 8 | 104 | (292) | (188) | ||
| Risultato operativo | 5.213 | - | 5.213 | |||
| Proventi finanziari da contratti derivati | 9 | 595 | - | 595 | ||
| Altri proventi finanziari | 10 | 847 | - | 847 | ||
| Oneri finanziari da contratti derivati | 9 | 665 | - | 665 | ||
| Altri oneri finanziari | 10 | 2.103 | - | 2.103 | ||
| Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione | 10 | 85 | - | 85 | ||
| Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il | ||||||
| metodo del patrimonio netto | 11 | (85) | - | (85) | ||
| Risultato prima delle imposte | 3.887 | - | 3.887 | |||
| Imposte | 12 | 994 | - | 994 | ||
| Risultato delle continuing operations | 2.893 | - | 2.893 | |||
| Risultato delle discontinued operations | - | - | - | |||
| Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi) | 2.893 | - | 2.893 | |||
| Quota di interessenza del Gruppo | 2.215 | - | 2.215 | |||
| Quota di interessenza di terzi | 678 | - | 678 | |||
| Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,22 | - | 0,22 | ||
| Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della | ||||||
| Capogruppo | 13 | 0,22 | - | 0,22 | ||
| Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,22 | - | 0,22 | ||
| Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
13 | 0,22 | - | 0,22 |
di tale interpretazione sui contratti su commodity con consegna fisica rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRS 9.
Con riferimento alle note 6 e 7, rispettivamente sui Ricavi e sui Costi, si riportano di seguito gli effetti analitici dell'applicazione
| Milioni di euro | Note | 1° semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | Effetto applicazione IFRIC |
2019 | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | |||||||
| Vendite di commodity energetiche da contratti con consegna fisica (IFRS 9): |
|||||||
| - vendite energia elettrica | 6 | 2.248 | (217) | 2.031 | |||
| - vendite di combustibili | 6 | 4.240 | (725) | 3.515 | |||
| - vendite certificati ambientali | 6 | 4 | - | 4 | |||
| - risultati da contratti derivati su vendite di commodity con consegna | |||||||
| fisica | 6 | - | 2.918 | 2.918 | |||
| Totale | 6.492 | 1.976 | 8.468 | ||||
| Milioni di euro | Note | 1° semestre | |||||
| Effetto applicazione | |||||||
| 2019 | IFRIC | 2019 | |||||
| Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile | |||||||
| Acquisti di commodity energetiche da contratti con consegna fisica (IFRS 9): |
|||||||
| - energia elettrica | 7 | 1.971 | (165) | 1.806 | |||
| - gas | 7 | 4.502 | (767) | 3.735 | |||
| - risultati da contratti derivati su acquisti di commodity | |||||||
| con consegna fisica | 7 | - | 2.591 | 2.591 | |||
| Totale | 6.473 | 1.659 | 8.132 | ||||
| Costi per servizi e altri materiali | |||||||
| Acquisti di quote CO2 da contratti con consegna fisica (IFRS 9) |
7 | 391 | 38 | 429 | |||
| Risultati da contratti derivati su acquisti di quote CO2 con consegna fisica |
7 | - | (13) | (13) | |||
| Totale | 391 | 25 | 416 | ||||
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity | 8 | 104 | (292) | (188) | |||
| Totale effetto applicazione IFRIC a Conto economico | (268) | - | (268) |
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 semestrale 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 del primo semestre 2020 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.
Bilancio consolidato semestrale abbreviato
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 applicando, 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 rispettivamente alla data del 31 dicembre 2018, del 31 dicembre 2019 e del 30 giugno 2020:
| 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 30 giugno 2020 | 13,05% |
Nel corso del primo semestre 2020 l'applicazione dello IAS 29 ha comportato la rilevazione di un provento finanziario netto (al lordo delle imposte) pari a 30 milioni di euro.
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato patrimoniale al 30 giugno 2020 e gli impatti dell'iperinflazione sulle principali voci di Conto economico del primo semestre 2020, 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 31.12.2019 |
Effetto iperinflazione del periodo |
Differ. cambio | Effetto iperinflazione cumulato al 30.06.2020 |
|
| Totale attività | 857 | 152 | (125) | 884 |
| Totale passività | 164 | 54 | (48) | 170 |
| Patrimonio netto | 693 | 98 (1) | (77) | 714 |
(1) Il dato include il risultato netto del primo semestre 2020 negativo per 28 milioni di euro.
| 1° semestre 2020 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Effetto IAS 29 | Effetto IAS 21 | Totale effetto | |||||
| 23 | (74) | (51) | |||||
| 57 (1) | (45) (2) | 12 | |||||
| (34) | (29) | (63) | |||||
| 1 | (1) | - | |||||
| 30 | - | 30 | |||||
| (3) | (30) | (33) | |||||
| 25 | (8) | 17 | |||||
| (28) | (22) | (50) | |||||
| (7) | (12) | (19) | |||||
| (21) | (10) | (31) | |||||
(1) Il dato include l'effetto su ammortamenti e impairment per 27 milioni di euro.
(2) Il dato include l'effetto su ammortamenti e impairment per (4) milioni di euro.
La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali per area di attività 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 e patrimoniali che hanno caratterizzato il semestre in analisi, si rimanda all'apposita sezione della presente Relazione finanziaria semestrale.
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 11.588 | 3.468 | 8.809 | 8.333 | 398 | 774 | 5 | 33.375 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali | 688 | 107 | 739 | 6.084 | 65 | 50 | (7.733) | - |
| Totale ricavi | 12.276 | 3.575 | 9.548 | 14.417 | 463 | 824 | (7.728) | 33.375 |
| Totale costi | 10.478 | 1.341 | 5.732 | 12.975 | 440 | 810 | (7.647) | 24.129 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity |
(797) | 57 | - | 140 | - | (4) | 3 | (601) |
| Ammortamenti | 444 | 624 | 1.316 | 169 | 66 | 81 | 17 | 2.717 |
| Impairment | 756 | 15 | 175 | 546 | 6 | 1 | (1) | 1.498 |
| Ripristini di valore | (15) | (13) | (21) | (62) | (1) | (2) | 1 | (113) |
| Risultato operativo | (184) | 1.665 | 2.346 | 929 | (48) | (70) | (95) | 4.543 |
| Investimenti | 239 | 1.912 | 1.668 | 182 | 103 | 19 | 14 | 4.137 |
(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.
| Generazione Termoelettrica |
Enel Green | Infrastrutture | Mercati | Altro, elisioni e |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | e Trading | Power | e Reti | finali | Enel X | Servizi | rettifiche | Totale |
| Ricavi e altri proventi verso terzi | 15.834 | 3.576 | 9.890 | 10.362 | 430 | 870 | 5 | 40.967 |
| Ricavi e altri proventi intersettoriali | 612 | 259 | 797 | 6.479 | 62 | 33 | (8.242) | - |
| Totale ricavi | 16.446 | 3.835 | 10.687 | 16.841 | 492 | 903 | (8.237) | 40.967 |
| Totale costi | 15.374 | 1.543 | 6.716 | 15.178 | 420 | 821 | (8.180) | 31.872 |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione | ||||||||
| rischio commodity | (167) | (18) | - | (2) | - | - | (1) | (188) |
| Ammortamenti | 616 | 602 | 1.320 | 158 | 69 | 83 | 11 | 2.859 |
| Impairment | 494 | 6 | 47 | 448 | 14 | 2 | - | 1.011 |
| Ripristini di valore | (3) | (7) | (46) | (116) | (3) | (1) | - | (176) |
| Risultato operativo | (202) | 1.673 | 2.650 | 1.171 | (8) | (2) | (69) | 5.213 |
| Investimenti | 292 | 1.816 (5) | 1.726 | 187 | 105 | 31 | 10 | 4.167 |
(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) I dati dei "Ricavi e altri proventi" e dei "Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity" del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
(3) I dati sono stati rideterminati per consentire la comparabilità con i risultati dei primi sei mesi del 2019, esposti identificando come "reporting segment primario" la vista per area di attività.
(4) I dati sono stati adeguati per tener conto che in America Latina i valori afferenti ai grandi clienti gestiti dalle società di generazione sono stati riattributi alla Linea di Business Globale Mercati finali.
(5) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Altro, elisioni e rettifiche |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Immobili, impianti e macchinari | 10.583 | 30.401 | 36.146 | 151 | 438 | 692 | 11 | 78.422 |
| Attività immateriali | 126 | 4.691 | 21.789 | 3.667 | 632 | 443 | 32 | 31.380 |
| Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti |
5 | 2 | 421 | - | 43 | 27 | 76 | 574 |
| Crediti commerciali | 2.416 | 1.827 | 6.375 | 3.291 | 701 | 742 | (4.044) | 11.308 |
| Altro | 1.706 | 1.415 | 2.831 | 595 | 233 | 1.098 | (954) | 6.924 |
| Attività operative | 14.836 (1) | 38.336 (2) | 67.562 | 7.704 | 2.047 | 3.002 | (4.879) | 128.608 |
| Debiti commerciali | 2.174 | 1.599 | 4.531 | 3.602 | 303 | 753 | (3.614) | 9.348 |
| Passività da contratti con i clienti non correnti e correnti |
112 | 192 | 7.209 | 22 | 1 | 6 | (36) | 7.506 |
| Fondi diversi | 3.140 | 806 | 3.398 | 428 | 31 | 571 | 472 | 8.846 |
| Altro | 1.187 | 1.449 | 7.528 | 2.566 | 442 | 1.047 | 34 | 14.253 |
| Passività operative | 6.613 | 4.046 (3) | 22.666 | 6.618 | 777 | 2.377 | (3.144) | 39.953 |
(1) Di cui 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
(2) Di cui 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
(3) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
| Generazione Termoelettrica |
Enel Green | Infrastrutture | Mercati | Altro, elisioni e |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | e Trading | Power | e Reti | finali | Enel X | Servizi | rettifiche | Totale |
| Immobili, impianti e macchinari | 11.863 | 30.351 | 36.333 | 160 | 442 | 663 | 11 | 79.823 |
| Attività immateriali | 134 | 4.697 | 23.782 | 3.624 | 605 | 466 | 29 | 33.337 |
| Attività da contratti con i clienti non correnti e correnti |
- | - | 482 | - | 53 | 75 | 43 | 653 |
| Crediti commerciali | 3.219 | 1.726 | 7.649 | 3.838 | 607 | 676 | (4.632) | 13.083 |
| Altro | 1.426 | 1.421 | 1.654 | 543 | 1.098 | 1.283 | (1.350) | 6.075 |
| Attività operative | 16.642 (1) | 38.195 (2) | 69.900 (3) | 8.165 | 2.805 | 3.163 | (5.899) | 132.971 |
| Debiti commerciali | 3.383 | 2.192 | 5.411 | 5.028 | 414 | 949 | (4.417) | 12.960 |
| Passività da contratti con i clienti | ||||||||
| non correnti e correnti | 199 | 167 | 7.271 | 75 | 5 | 16 | (104) | 7.629 |
| Fondi diversi | 3.410 | 903 | 4.412 | 494 | 34 | 578 | 459 | 10.290 |
| Altro | 1.074 | 1.843 | 8.867 | 2.642 | 415 | 1.451 | (503) | 15.789 |
| Passività operative | 8.066 | 5.105 | 25.961 (4) | 8.239 | 868 | 2.994 | (4.565) | 46.668 |
(1) Di cui 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
(2) Di cui 7 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
(3) Di cui 10 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".
(4) Di cui 3 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.
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |
|---|---|---|
| Totale attività | 166.995 | 171.426 |
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1.732 | 1.682 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 5.376 | 6.006 |
| Crediti tributari a lungo inclusi in "Altre attività non correnti" | 1.599 | 1.587 |
| Altre attività finanziarie correnti | 4.328 | 4.305 |
| Derivati | 8.936 | 5.448 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 5.840 | 9.029 |
| Attività per imposte anticipate | 8.789 | 9.112 |
| Crediti tributari | 1.787 | 1.206 |
| Attività finanziarie e fiscali di "Attività possedute per la vendita" | - | 80 |
| Attività di settore | 128.608 | 132.971 |
| Totale passività | 123.627 | 124.488 |
| Finanziamenti a lungo termine | 53.623 | 54.174 |
| Passività finanziarie non correnti | - | - |
| Finanziamenti a breve termine | 7.196 | 3.917 |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine | 2.738 | 3.409 |
| Altre passività finanziarie correnti | 750 | 754 |
| Derivati | 8.339 | 5.961 |
| Passività di imposte differite | 8.160 | 8.314 |
| Debiti per imposte sul reddito | 997 | 209 |
| Debiti tributari diversi | 1.871 | 1.082 |
| Passività finanziarie e fiscali di "Passività possedute per la vendita" | - | - |
| Passività di settore | 39.953 | 46.668 |
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Vendite energia elettrica (1) | 16.699 | 19.747 | (3.048) | -15,4% |
| Trasporto energia elettrica | 5.177 | 5.208 | (31) | -0,6% |
| Corrispettivi da gestori di rete | 458 | 450 | 8 | 1,8% |
| Contributi da operatori istituzionali di mercato | 711 | 789 | (78) | -9,9% |
| Vendite gas | 1.682 | 2.482 | (800) | -32,2% |
| Trasporto gas | 353 | 380 | (27) | -7,1% |
| Vendite di combustibili (1) | 301 | 488 | (187) | -38,3% |
| Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas | 347 | 376 | (29) | -7,7% |
| Ricavi per lavori e servizi su ordinazione | 369 | 335 | 34 | 10,1% |
| Vendite certificati ambientali (1) | 16 | 26 | (10) | -38,5% |
| Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto | 82 | 128 | (46) | -35,9% |
| Altre vendite e prestazioni | 646 | 615 | 31 | 5,0% |
| Totale ricavi IFRS 15 | 26.841 | 31.024 | (4.183) | -13,5% |
| Vendite di commodity energetiche derivanti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) (1) |
3.163 | 5.550 | (2.387) | -43,0% |
| Risultati da contratti derivati su vendite di commodity con consegna fisica (IFRS 9) (1) |
2.501 | 2.918 | (417) | -14,3% |
| Contributi per certificati ambientali | 182 | 278 | (96) | -34,5% |
| Rimborsi vari | 141 | 325 | (184) | -56,6% |
| Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint operation e attività non correnti possedute per la vendita |
7 | 213 | (206) | -96,7% |
| Plusvalenze da alienazione di attività materiali e immateriali | 9 | 19 | (10) | -52,6% |
| Altri ricavi e proventi | 531 | 640 | (109) | -17,0% |
| Totale ricavi | 33.375 | 40.967 | (7.592) | -18,5% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
I ricavi da vendite di energia elettrica si attestano nel primo semestre 2020 a 16.699 milioni di euro, in riduzione di 3.048 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (-15,4%). Tale riduzione è dovuta sostanzialmente:
alla riduzione dei volumi venduti in Italia (657 milioni di euro) e Spagna (700 milioni di euro) soprattutto per gli effetti del COVID-19;
a una significativa riduzione delle quantità vendute in America Latina (1.437 milioni di euro) per gli effetti del COVID-19 e per il deprezzamento delle valute locali rispetto all'euro;
ai minori ricavi in Russia (202 milioni di euro) principalmente per la vendita dell'impianto a carbone di Reftinskaya avvenuta a ottobre 2019.
La diminuzione dei ricavi da vendite di gas per 800 milioni di euro (-32,2%) rispetto al primo semestre 2019, registrata soprattutto in Spagna e in Italia, risente delle minori quantità vendute a causa della chiusura delle attività commerciali e produttive per il COVID-19.
I ricavi per vendite di combustibili si riducono di 187 milioni di euro per i minori volumi intermediati da Enel Global Trading.
Le vendite di commodity energetiche derivanti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) e i risultati delle valutazioni al fair value di tali contratti si riducono complessivamente di 2.804 milioni di euro per i minori volumi negoziati e per la contrazione dei prezzi sul mercato spot.
I "Rimborsi vari" si riducono prevalentemente per la rilevazione nel 2019 del rimborso previsto contrattualmente a seguito dell'esercizio dell'opzione di recesso da parte di un grande cliente industriale dalle forniture di energia elettrica da Enel Generación Chile (160 milioni di euro, di cui 80 milioni di euro afferenti alla Linea di Business Generazione Termoelettrica e Trading e 80 milioni afferenti alla Linea di Business Enel Green Power).
Le plusvalenze da alienazione di società si riducono di 206 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'esercizio precedente soprattutto per la rilevazione nel 2019:
della plusvalenza relativa alla cessione di Mercure Srl, società veicolo alla quale Enel Produzione aveva precedentemente conferito l'impianto a biomasse della Valle del Mercure (108 milioni di euro);
del negative goodwill (pari a 106 milioni di euro), derivante dall'allocazione definitiva del prezzo di acquisto effettuata da esperti indipendenti, a seguito dell'acquisto da parte di Enel North America (già Enel Green Power North America) di alcune società cedute da Enel Green Power North America Renewable Energy Partners LLC (EGPNA REP) nel corso del primo trimestre 2019.
Negli "Altri ricavi e proventi" si registra un decremento di 109 milioni di euro dovuto prevalentemente alla rilevazione nel 2019 di proventi per:
la liquidazione anticipata e forfettaria del secondo indennizzo, di 50 milioni di euro, connesso alla vendita nel 2009 della partecipazione detenuta da e-distribuzione in Enel Rete Gas;
l'accordo transattivo di Edesur (246 milioni di euro) con il Governo argentino che sanava pendenze reciproche originate nel periodo dal 2006 al 2016;
l'adeguamento del corrispettivo per l'acquisizione di eMotorWerks, avvenuta nel 2017, a seguito dell'applicazione di alcune clausole contrattuali (58 milioni di euro).
Tali effetti sono stati parzialmente compensati:
dalla rilevazione, nel primo semestre 2020, in e-distribuzione di 156 milioni di euro per il reintegro degli oneri di sistema e dei corrispettivi di rete relativi ai crediti rientranti nel piano di risanamento sottoscritto con un Trader;
dall'incremento in Enel Green Power North America dei proventi per tax partenership per 46 milioni di euro e degli altri ricavi per 50 milioni di euro derivanti da indennizzi e contenzioso.
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) relativi al primo semestre 2020 ammontano complessivamente a 26.841 milioni di euro e sono ripartiti tra "point in time" e "over time", così come esposto nella tabella seguente.
| Milioni di euro | 1° semestre 2020 | |||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Iberia | America Latina | Europa | Nord America | Africa, Asia e Oceania |
Altro, elisioni e rettifiche |
Totale | |||||||||
| Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
Over time |
Point in time |
|
| Totale ricavi IFRS 15 |
10.225 | 174 | 7.973 | 378 | 6.533 | 161 | 709 | 288 | 265 | 23 | 68 | 2 | 15 | 27 | 25.788 | 1.053 |
| Milioni di euro 1° semestre |
||||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Acquisto di energia elettrica (1) | 7.260 | 10.470 | (3.210) | -30,7% |
| Combustibili e gas (1) | 6.509 | 9.918 | (3.409) | -34,4% |
| Totale acquisti energia elettrica, combustibili e gas | 13.769 | 20.388 | (6.619) | -32,5% |
| Vettoriamenti passivi | 4.741 | 5.054 | (313) | -6,2% |
| Godimento beni di terzi | 196 | 170 | 26 | 15,3% |
| Altri servizi | 2.629 | 2.853 | (224) | -7,9% |
| Materie prime (1) | 766 | 772 | (6) | -0,8% |
| Totale servizi e altri materiali | 8.332 | 8.849 | (517) | -5,8% |
| Costo del personale | 1.855 | 2.338 | (483) | -20,7% |
| Ammortamenti delle attività materiali | 2.121 | 2.259 | (138) | -6,1% |
| Ammortamenti delle attività immateriali | 596 | 600 | (4) | -0,7% |
| Impairment e relativi ripristini | 1.385 | 835 | 550 | 65,9% |
| Totale ammortamenti e impairment | 4.102 | 3.694 | 408 | 11,0% |
| Oneri per certificati ambientali | 322 | 589 | (267) | -45,3% |
| Altri costi operativi | 767 | 726 | 41 | 5,6% |
| Totale altri costi operativi | 1.089 | 1.315 | (226) | -17,2% |
| Costi capitalizzati per materiali | (334) | (372) | 38 | 10,2% |
| Costi capitalizzati del personale | (357) | (371) | 14 | 3,8% |
| Altri costi capitalizzati | (225) | (275) | 50 | 18,2% |
| Totale costi per lavori interni capitalizzati | (916) | (1.018) | 102 | 10,0% |
| TOTALE COSTI | 28.231 | 35.566 | (7.335) | -20,6% |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
Gli acquisti di energia elettrica subiscono un significativo decremento a causa dei minori volumi acquistati. La voce comprende gli acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) e i risultati delle valutazioni al fair value di tali contratti, che registrano una riduzione di 585 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.
L'andamento decrescente dei costi per "Combustibili e gas" risente di una diminuzione dei volumi intermediati e di quelli utilizzati nella generazione elettrica. La voce comprende gli acquisti di gas da contratti con consegna fisica (IFRS 9) e i risultati delle valutazioni al fair value di tali contratti, che registrano una riduzione di 288 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019.
I costi per servizi e altri materiali nel primo semestre 2020 hanno subíto un decremento di 517 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019, principalmente dovuto:
a una riduzione dei costi per vettoriamenti passivi soprattutto in Spagna, Brasile e Cile per la riduzione dei volumi trasportati, in conseguenza della pandemia dovuta al COVID-19;
ai minori costi per servizi connessi al business elettrico e del gas per 67 milioni di euro, registrati prevalentemente in Cile e Argentina;
a una diminuzione dei costi relativi a servizi per lavori di manutenzione e riparazione in Italia pari a 54 milioni di euro.
Il "Costo del personale" del primo semestre 2020 è pari a 1.855 milioni di euro, con un decremento di 483 milioni di euro (-20,7%). La variazione è da riferire principalmente a:
minori costi in Spagna, dovuti alla modifica del beneficio dello sconto energia ai dipendenti conseguente al rinnovo contrattuale e all'entrata in vigore del V Convenio Colectivo Marco de Endesa, che ha portato al rilascio del relativo fondo per 515 milioni di euro;
minori costi in America Latina, principalmente in Brasile, dove a seguito di operazioni di efficientamento si registra una minore consistenza media del personale rispetto al corrispondente periodo del 2019.
Tale effetto risulta solo parzialmente compensato da maggiori costi in Spagna, dovuti principalmente a un ulteriore accantonamento di 159 milioni di euro al fondo Plan de Salida, per la soppressione dell'opzione estintiva dell'accordo individuale relativamente alla sospensione del rapporto di lavoro per determinati contratti individuali conseguente alla firma del nuovo contratto collettivo citato in precedenza.
1.428 unità, rispetto al 31 dicembre 2019, si riferisce all'effetto negativo del saldo tra le assunzioni e le cessazioni del periodo (-447 unità) e alle variazioni di perimetro (-981 risorse) dovute alla dismissione di impianti idroelettrici negli Stati Uniti e alla dismissione dell'impianto di Reftinskaya in Russia.
unità (68.253 unità al 31 dicembre 2019). La diminuzione di
Gli "Ammortamenti e impairment" del primo semestre 2020 registrano un andamento crescente dovuto principalmente ai maggiori impairment di attività materiali e di crediti commerciali, solo in parte compensati dai minori ammortamenti per effetto degli impairment degli impianti a carbone rilevati nel corso del 2019 in Italia, Spagna, Cile e Russia.
Gli impairment del primo semestre 2020 (al netto dei rispettivi ripristini) presentano un incremento di 550 milioni di euro, dettagliato nella tabella seguente:
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Impairment: | |||||
| - immobili, impianti e macchinari | 759 | 367 | 392 | - | |
| - investimenti immobiliari | - | - | - | - | |
| - attività immateriali | - | 8 | (8) | - | |
| - avviamento | - | - | - | - | |
| - crediti commerciali | 729 | 510 | 219 | 42,9% | |
| - impairment attività (nette) derivanti da contratti con i clienti | 1 | - | 1 | - | |
| - altre attività | 9 | 127 | (118) | -92,9% | |
| Totale impairment | 1.498 | 1.012 | 486 | 48,0% | |
| Ripristini di valore: | |||||
| - immobili, impianti e macchinari | (7) | (7) | - | - | |
| - investimenti immobiliari | - | - | - | - | |
| - attività immateriali | (2) | - | (2) | - | |
| - crediti commerciali | (85) | (165) | 80 | 48,5% | |
| - attività classificate come possedute per la vendita | (4) | - | (4) | - | |
| - altre attività | (15) | (5) | (10) | - | |
| Totale ripristini di valore | (113) | (177) | 64 | 36,2% | |
| TOTALE IMPAIRMENT E RELATIVI RIPRISTINI | 1.385 | 835 | 550 | 65,9% |
Gli impairment di immobili, impianti e macchinari aumentano, nonostante la rilevazione nel primo semestre 2019 delle perdite di valore relative agli impianti di Bocamina I e Tarapacá (364 milioni di euro) in Cile e di Reftinskaya (120 milioni di euro) in Russia, a seguito della svalutazione dell'impianto a carbone di Bocamina II in Cile per 741 milioni di euro. Tali azioni sono finalizzate ad accelerare il processo di transizione energetica del Gruppo verso la decarbonizzazione.
Nel corso del primo semestre 2020, inoltre, a seguito della pandemia dovuta al COVID-19 sono state riviste le stime di recuperabilità dei crediti commerciali, soprattutto in Italia e Spagna, dove si registrano maggiori impairment per 136 milioni di euro, tenendo conto del peggioramento delle curve di incasso di determinati segmenti di clientela. Infine si segnala che sulla medesima voce si registra la svalutazione da parte di e-distribuzione del credito verso un Trader in base a un ac-
Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2020 è pari a 66.825
cordo in sede fallimentare per il quale attraverso le delibere 50/2018 e 568/2019 dell'ARERA è stato possibile iscrivere un provento dello stesso ammontare, così come commentato nella nota 6.
Gli "Altri costi operativi" si riducono per minori oneri per certificati ambientali e tale effetto è solo in parte compensato da un aumento di imposte e tasse, per 65 milioni di euro, dovuto in particolare alla sospensione, nel 2019, in Spagna, dell'applicazione delle imposte sugli idrocarburi impiegati nella produzione di energia elettrica (IVPEE) e sulla generazione nucleare in base al Regio Decreto n. 15/2018 del 5 ottobre 2018.
Nel primo semestre 2020 i costi capitalizzati rilevano un decremento di 102 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, attribuibile prevalentemente alla società e-distribuzione, per i rallentamenti causati dall'emergenza COVID-19 nello svolgimento delle varie attività di investimento.
Gli oneri netti derivanti dalla gestione rischio commodity ammontano a 601 milioni di euro (oneri netti per 188 milioni di euro nel primo semestre 2019) e risultano così composti:
proventi netti derivanti dalla gestione dei derivati designati come strumenti di copertura per 38 milioni di euro (proventi netti per 96 milioni di euro nel primo semestre 2019);
oneri netti su derivati al fair value con impatto a Conto economico per 639 milioni di euro (oneri netti per 284 milioni di euro nel primo semestre 2019).
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Proventi: | ||||
| - proventi da derivati di cash flow hedge | 51 | 104 | (53) | -51,0% |
| - proventi da derivati di fair value rilevati a Conto economico (1) | 3.353 | (1.491) | 4.844 | - |
| Totale proventi | 3.404 | (1.387) | 4.791 | - |
| Oneri: | ||||
| - oneri da derivati di cash flow hedge | (13) | (8) | (5) | 62,5% |
| - oneri da derivati di fair value rilevati a Conto economico (1) | (3.992) | 1.207 | (5.199) | - |
| Totale oneri | (4.005) | 1.199 | (5.204) | - |
| PROVENTI/(ONERI) NETTI DA GESTIONE RISCHIO COMMODITY | (601) | (188) | (413) | - |
(1) I dati del primo semestre 2019 sono stati adeguati per tener conto delle interpretazioni dell'IFRS Committee (IFRIC), contenute nell'"Agenda Decision" del 2019, che hanno comportato una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a Conto economico (si rinvia a quanto illustrato nella nota 4 al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020).
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Proventi: | ||||
| - proventi da derivati di cash flow hedge | 523 | 394 | 129 | 32,7% |
| - proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico | 367 | 198 | 169 | 85,4% |
| - proventi da derivati di fair value hedge | 47 | 3 | 44 | - |
| Totale proventi | 937 | 595 | 342 | 57,5% |
| Oneri: | ||||
| - oneri da derivati di cash flow hedge | (423) | (371) | (52) | -14,0% |
| - oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico | (318) | (289) | (29) | -10,0% |
| - oneri da derivati di fair value hedge | (18) | (5) | (13) | - |
| Totale oneri | (759) | (665) | (94) | -14,1% |
| PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI | 178 | (70) | 248 | - |
I proventi netti derivanti dalla gestione dei contratti derivati finanziari ammontano a 178 milioni di euro (oneri netti per 70 milioni di euro nel primo semestre 2019); sono riferiti sostanzialmente alle strategie di copertura del rischio di tasso di cambio e risultano così composti:
come strumenti di copertura per 129 milioni di euro (proventi netti per 21 milioni di euro nel primo semestre 2019); > proventi netti su derivati al fair value con impatto a Conto economico per 49 milioni di euro (oneri netti per 91 milioni di euro nel primo semestre 2019).
proventi netti derivanti dalla gestione dei derivati designati
| Milioni di euro 1° semestre |
||||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Interessi e altri proventi da attività finanziarie | 110 | 162 | (52) | -32,1% |
| Differenze positive di cambio | 691 | 488 | 203 | 41,6% |
| Proventi da partecipazioni | 2 | 2 | - | - |
| Proventi da iperinflazione | 219 | 356 | (137) | -38,5% |
| Altri proventi | 125 | 195 | (70) | -35,9% |
| Totale altri proventi finanziari | 1.147 | 1.203 | (56) | -4,7% |
| Interessi e altri oneri su debiti finanziari | (1.202) | (1.293) | 91 | 7,0% |
| Differenze negative di cambio | (910) | (432) | (478) | - |
| Attualizzazione TFR e altri benefíci ai dipendenti | (59) | (93) | 34 | 36,6% |
| Attualizzazione altri fondi | (49) | (103) | 54 | 52,4% |
| Oneri da iperinflazione | (189) | (271) | 82 | 30,3% |
| Altri oneri | (35) | (182) | 147 | 80,8% |
| Totale altri oneri finanziari | (2.444) | (2.374) | (70) | -2,9% |
| TOTALE ALTRI PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI | (1.297) | (1.171) | (126) | -10,8% |
Gli altri proventi finanziari, pari a 1.147 milioni di euro, registrano un decremento di 56 milioni di euro rispetto al precedente periodo. Tale decremento si riferisce principalmente:
alla flessione dei proventi da iperinflazione (137 milioni di
euro), connessi all'applicazione dello IAS 29 alle società argentine. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2020;
alla diminuzione degli altri proventi (70 milioni di euro) riferita principalmente ai proventi maturati su attività finanziarie per accordi pubblici in concessione nelle società brasiliane e agli interessi di mora;
al decremento degli interessi e degli altri proventi da attività finanziarie per 52 milioni di euro, connesso essenzialmente a minori interessi su investimenti finanziari e titoli a breve termine (56 milioni di euro) prevalentemente in Enel Américas (51 milioni di euro), essenzialmente per effetto di una riduzione del tasso di remunerazione e dell'ammontare degli investimenti a breve termine.
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall'incremento delle differenze positive di cambio per 203 milioni di euro che risente soprattutto dell'andamento dei tassi di cambio associati all'indebitamento netto in valuta diversa dall'euro. Tale variazione si riferisce prevalentemente a Enel SpA (116 milioni di euro), Enel Finance International (113 milioni di euro) ed Enel Chile (50 milioni di euro), parzialmente compensata da un decremento dei proventi su differenze su cambio soprattutto in Enel Green Power Brasil (52 milioni di euro) ed Enel Américas (33 milioni di euro).
Gli altri oneri finanziari, pari a 2.444 milioni di euro, registrano un incremento di 70 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019 dovuto essenzialmente a un aumento delle differenze negative di cambio per 478 milioni di euro, che riguarda soprattutto Enel Américas (235 milioni di euro), Enel Green Power Brasil (117 milioni di euro), Enel Chile (40 milioni di euro), Enel Finance International (21 milioni di euro), Enel Green Power México (13 milioni di euro) ed Enel SpA (10 milioni di euro).
Tale effetto è parzialmente compensato dai seguenti fenomeni:
la riduzione degli altri oneri per 147 milioni di euro riferita prevalentemente:
ne di crediti (18 milioni di euro) e all'emissione di garanzie (14 milioni di euro);
la contrazione degli interessi su debiti finanziari per 91 milioni di euro, relativa prevalentemente ai finanziamenti bancari a medio e lungo temine (59 milioni di euro) e ai prestiti obbligazionari (39 milioni di euro), dovuta essenzialmente all'effetto combinato dell'andamento dei cambi in Sud America, soprattutto in Brasile, e alle strategie finanziarie di ottimizzazione che hanno dato luogo alla negoziazione di tassi di interesse più bassi;
la contrazione degli oneri da iperinflazione (82 milioni di euro) connessi all'applicazione dello IAS 29 alle società argentine;
il decremento di oneri finanziari di attualizzazione connessi alle passività per benefíci ai dipendenti (34 milioni di euro), prevalentemente in Spagna, e al fondo per rischi e oneri (54 milioni di euro), riferito soprattutto a Enel Américas prevalentemente per la minore attualizzazione del fondo rischi in Edesur a seguito dell'accordo transattivo con il Governo argentino che ha sanato pendenze reciproche originate dal 2006 al 2016.
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nel primo semestre 2020 è positiva per complessivi 13 milioni di euro. La variazione positiva di 98 milioni di euro risente principalmente della rilevazione nel primo trimestre 2019 della minusvalenza in Enel Green Power North America Renewable Energy Partners (EGPNA REP) per il riacquisto da parte di Enel North America (già Enel Green Power North America - EGPNA) del controllo di 13 società precedentemente detenute dalla stessa.
Gli altri movimenti risentono dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo delle società valutate con l'equity method.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | |||
| Imposte correnti | 1.154 | 1.174 | (20) | -1,7% | |
| Rettifiche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti | (43) | (99) | 56 | 56,6% | |
| Totale imposte correnti | 1.111 | 1.075 | 36 | 3,3% | |
| Imposte differite | 265 | (174) | 439 | - | |
| Imposte anticipate | (342) | 93 | (435) | - | |
| TOTALE | 1.034 | 994 | 40 | 4,0% |
Le imposte del primo semestre 2020 ammontano a 1.034 milioni di euro e si incrementano di 40 milioni di euro nonostante si registri un decremento dell'utile ante imposte.
L'incidenza sul risultato ante imposte nel primo semestre 2020 è del 30,1%, a fronte di un'incidenza del 25,6% nel primo semestre 2019. La maggiore incidenza rilevata nel primo semestre 2020 rispetto all'analogo periodo del precedente esercizio risente essenzialmente dei seguenti fenomeni rilevati nel 2019:
le minori imposte in Italia per effetto del raggiungimento dell'accordo con l'amministrazione finanziaria in merito al regime opzione "Patent Box" che consente una tassazione agevolata per i redditi derivanti dall'utilizzo di proprietà intellettuali (+53 milioni di euro);
le minori imposte (40 milioni di euro) rilevate in Argentina, già nel primo trimestre 2019, dalle società di generazione Enel Generación Costanera e Central Dock Sud, a seguito dell'esercizio dell'opzione per il regime agevolato del "revalúo impositivo". Tale regime – a fronte del pagamento di un'imposta sostitutiva – consente di rivalutare fiscalmente
determinate attività materiali con conseguente iscrizione di imposte differite attive a fronte della maggiore deducibilità fiscale degli ammortamenti in futuro;
il riversamento di imposte differite passive in EGPNA, quale effetto accessorio dell'operazione di acquisto di alcune società da EGPNA REP.
Si segnala, inoltre, che il Gruppo, al 30 giugno 2020, non rileva impatti di una certa rilevanza in merito alle azioni fiscali intraprese dai Governi dei vari Paesi in cui esso opera per attenuare gli effetti dell'emergenza sanitaria COVID-19 e dare impulso alla ripresa economica.
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media delle azioni ordinarie del periodo, pari nel primo semestre 2020 a 10.165.130.794 azioni.
| Milioni di euro | 1° semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | Variazioni | ||
| Risultato delle continuing operations di pertinenza del Gruppo (milioni di euro) |
1.947 | 2.215 | (268) | -12,1% |
| Risultato delle discontinued operations di pertinenza del Gruppo (milioni di euro) |
- | - | - | - |
| Risultato netto del periodo di pertinenza del Gruppo (milioni di euro) | 1.947 | 2.215 | (268) | -12,1% |
| Numero medio di azioni ordinarie | 10.165.130.794 | 10.166.679.946 | (1.549.152) | - |
| Effetto diluitivo per stock option | - | - | - | - |
| Risultato e risultato diluito per azione (euro) | 0,19 | 0,22 | (0,03) | -13,6% |
| Risultato e risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) | 0,19 | 0,22 | (0,03) | -13,6% |
| Risultato e risultato diluito delle discontinued operations per azione (euro) |
- | - | - | - |
Tra la data di chiusura del Bilancio consolidato semestrale abbreviato e la data di pubblicazione dello stesso non si sono verificati eventi che abbiano cambiato il numero delle azioni
ordinarie o delle potenziali azioni ordinarie in circolazione a fine periodo.
La movimentazione degli immobili, impianti e macchinari nel corso del primo semestre 2020 è la seguente:
| Milioni di euro | |
|---|---|
| Totale al 31 dicembre 2019 | 79.809 |
| Investimenti | 3.466 |
| Differenza cambi | (2.253) |
| Variazioni perimetro di consolidamento | (11) |
| Ammortamenti | (2.120) |
| Impairment e ripristini di valore | (752) |
| Riclassifica da/ad "Attività possedute per la vendita" | - |
| Dismissioni e altri movimenti | 279 |
| Totale al 30 giugno 2020 | 78.418 |
Gli investimenti effettuati nel corso del primo semestre 2020 ammontano a 3.466 milioni di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2019 di 33 milioni di euro. Nella seguente tabella sono elencati gli investimenti effettuati nel primo semestre 2020, distinti per tipologia di impianto.
| Milioni di euro | 1° semestre | ||
|---|---|---|---|
| 2020 | 2019 | ||
| Impianti di produzione: | |||
| - termoelettrici | 151 | 205 | |
| - idroelettrici | 113 | 143 | |
| - geotermoelettrici | 59 | 59 | |
| - nucleari | 57 | 46 | |
| - con fonti energetiche alternative | 1.693 | 1.577 | |
| Totale impianti di produzione | 2.073 | 2.030 | |
| Reti di distribuzione di energia elettrica | 1.359 | 1.402 | |
| Terreni e fabbricati, altri beni e attrezzature | 34 | 67 | |
| TOTALE | 3.466 | 3.499 |
Gli investimenti in impianti di produzione ammontano a 2.073 milioni di euro, con un incremento di 43 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, sostanzialmente a seguito dei maggiori investimenti in impianti eolici e solari in Nord America, Brasile e Cile.
Gli investimenti sulla rete di distribuzione di energia elettrica, pari a 1.359 milioni di euro, risultano invece in decremento di 43 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019 e fanno riferimento ai minori investimenti sulle reti di distribuzione di energia elettrica in Sud America e in Italia per effetto del rallentamento dell'attività di sostituzione massiva dei contatori a causa dell'emergenza COVID-19.
L'impatto negativo dei cambi per 2.253 milioni di euro è connesso al generale deprezzamento delle valute sudamericane rispetto all'euro.
La voce "Variazioni di perimetro di consolidamento" si riferisce essenzialmente alla vendita di una quota detenuta nella società spagnola Endesa Soluciones SLU, a oggi partecipata al 14%, nonché all'acquisizione del controllo da parte di Enel Green Power Italia in alcune società delle rinnovabili.
Gli "Impairment e ripristini di valore" rilevati sugli immobili, impianti e macchinari per 752 milioni di euro sono relativi principalmente al processo di decarbonizzazione avviato dal Gruppo, che si completerà al più tardi nel 2025 e che ha comportato nel primo semestre 2020 la svalutazione della centrale di Bocamina II.
Le "Dismissioni e altri movimenti" evidenziano un saldo positivo pari a 279 milioni di euro, per la maggior parte (238 milioni di euro) riferito alla stipula di nuovi contratti di leasing.
La movimentazione delle attività immateriali nel corso del primo semestre 2020 è la seguente:
| Milioni di euro | |
|---|---|
| Totale al 31 dicembre 2019 | 19.089 |
| Investimenti | 361 |
| Differenze cambio | (1.844) |
| Variazioni perimetro di consolidamento | 8 |
| Ammortamenti | (601) |
| Impairment e ripristini di valore | 2 |
| Altri movimenti | 250 |
| Totale al 30 giugno 2020 | 17.265 |
La variazione del periodo delle attività immateriali, in diminuzione di 1.824 milioni di euro, si riferisce sostanzialmente alle differenze cambio negative dei Paesi dell'America Latina, in particolar modo del Brasile.
La movimentazione dell'avviamento nel corso del primo semestre 2020 è la seguente:
| Totale al 30 giugno 2020 | 14.115 |
|---|---|
| Differenze cambio | (126) |
| Totale al 31 dicembre 2019 | 14.241 |
| Milioni di euro |
La movimentazione dell'avviamento, come già commentato nella nota precedente, è principalmente attribuibile all'effetto cambio negativo delle società brasiliane.
Il valore dell'avviamento è così dettagliato:
| Milioni di euro | Generazione Termoelettrica e Trading |
Enel Green Power |
Infrastrutture e Reti |
Mercati finali |
Enel X | Servizi | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | - | 20 | - | 579 | 19 | - | 618 |
| Enel Green Power Italia | - | 20 | - | - | - | - | 20 |
| Enel Energia | - | - | - | 579 | - | - | 579 |
| Altro | - | - | - | - | 19 | - | 19 |
| Iberia | - | 1.190 | 5.788 | 1.807 | - | - | 8.785 |
| America Latina | 43 | 1.961 | 1.884 | - | - | - | 3.888 |
| Argentina | - | 40 | 236 | - | - | - | 276 |
| Brasile | - | 397 | 892 | - | - | - | 1.289 |
| Cile | - | 996 | 213 | - | - | - | 1.209 |
| Colombia | - | 307 | 223 | - | - | - | 530 |
| Perù | 43 | 198 | 320 | - | - | - | 561 |
| Panama | - | 23 | - | - | - | - | 23 |
| Europa | 3 | - | 338 | 58 | - | - | 399 |
| Romania | - | - | 338 | 58 | - | - | 396 |
| Altri Paesi | 3 | - | - | - | - | - | 3 |
| Nord America | - | 89 | - | - | 336 | - | 425 |
| Stati Uniti e Canada | - | 70 | - | - | 336 | - | 406 |
| Messico | - | 19 | - | - | - | - | 19 |
| Totale | 46 | 3.260 | 8.010 | 2.444 | 355 | - | 14.115 |
La verifica di recuperabilità delle attività, secondo le disposizioni dello IAS 36, è stata eseguita al 30 giugno 2020 in presenza di indicatori di perdita di valore (c.d. "indicatori interni ed esterni"). Nell'attuale contesto l'analisi dei "trigger event" ha assunto ancor più rilievo dal momento che è stata indirizzata anche a verificare se gli impatti derivanti dall'emergenza pandemica COVID-19 potrebbero aver comportato una riduzione del relativo valore contabile di talune attività al 30 giugno 2020.
Tenuto conto dello scenario macroeconomico e degli impatti economico-finanziari sul Gruppo descritti nei precedenti paragrafi, si riportano di seguito alcune considerazioni valutative in riferimento alla verifica di recuperabilità delle attività all'interno del Gruppo Enel.
Dalle nostre analisi possiamo riassumere sinteticamente che gli impatti da COVID-19 sulle dinamiche economico-finanziarie del Gruppo a oggi sono per lo più poco rilevanti denotando un'esposizione limitata del Gruppo alla crisi (soprattutto rispetto a società attive in altri settori).
Gli impatti a oggi stimati sono sostanzialmente relativi a effetti di breve termine ritenuti transitori e non permanenti, evidenziando così una scarsa vulnerabilità agli effetti della crisi nel medio termine e resilienza nella capacità di generare reddito nel lungo termine. Tale aspetto mette ancor più in risalto il peso del terminal value nella stima del value in use.
Si evidenzia infatti che la stima del terminal value ha un peso rilevante nella determinazione dell'Enterprise Value (EV) rispetto al valore derivante dai flussi di cassa del piano industriale considerato. Sulla base delle diverse metodologie di calcolo del terminal value, per ciascun business si osservano le seguenti incidenze rispetto agli EV risultanti al 31 dicembre 2019.
| Generazione | Generazione | |||
|---|---|---|---|---|
| Enel X | Retail | Distribuzione | (Rinnovabili) | (Tradizionale) |
| • LH: Perpetuity | ||||
| Perpetuity | Annuity | Perpetuity | • EGP: Annuity + Salvation | Annuity + Salvation Value |
| Value | ||||
| ~100% | ~80% | ~90% | ~85% | ~50% |
Ne consegue che, pur considerando impatti negativi sui flussi di cassa di breve termine, i flussi di cassa di lungo periodo considerati ai fini del terminal value rimangono invariati, dando robustezza ai risultati derivanti dalle valutazioni effettuate per la Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2019.
L'EV è calcolato dal Gruppo come valore attuale dei flussi di cassa e pertanto viene influenzato dal tasso di sconto considerato.
I tassi di attualizzazione utilizzati per l'impairment test si basano sulla formula del WACC secondo l'applicazione del modello finanziario del Capital Asset Pricing Model (CAPM).
Pertanto, analizzando lo scostamento dei principali parametri considerati per il calcolo del WACC (Risk Free, Country Risk Premium, Market Risk Premium e Beta) si evidenzia, in estrema sintesi, che nonostante la crisi da COVID-19 i tassi non hanno subíto variazioni al rialzo significative, a eccezione di limitate casistiche, per lo più relative ai Paesi dell'America Latina (maggiormente colpiti dalla pandemia negli ultimi mesi) e ai business Retail. A tal proposito si evidenzia che già in sede di chiusura annuale (2019) erano state effettuate analisi di sensitività simulando variazioni del 5% del WACC che avevano restituito la piena recuperabilità dei valori contabili.
Alla luce delle considerazioni fin qui esposte, non emergono potenziali criticità sulla recuperabilità dei valori contabili delle Cash Generating Unit (CGU) del Gruppo, a eccezione dei business di generazione tradizionale in Argentina e Brasile, per i quali si evidenziano impatti negativi da COVID-19. Allo stesso tempo, si evidenzia una contenuta differenza tra value in use e capitale investito netto al 31 dicembre 2019 e, per quanto riguarda l'Argentina, anche un aumento del WACC.
Con riferimento ai business di generazione tradizionale in Ar-
gentina e Brasile, è stata effettuata una analisi di sensitività finalizzata alla verifica dei relativi valori contabili tenuto conto degli effetti derivanti dall'attuale scenario. A tal proposito si è determinato il value in use al 30 giugno 2020 sulla base di:
proiezioni economico-finanziarie di breve termine coerenti con il flusso semestrale del Forecast 2020 che tengono conto degli effetti da COVID-19 a oggi stimati e descritti in precedenza;
proiezioni economico-finanziarie di medio-lungo termine (2021-2024) coerenti con l'ultimo Piano Industriale 2020- 2024 approvato;
tassi di sconto aggiornati al 30 giugno 2020 sulla base della stessa metodologia adottata in sede di chiusura al 31 dicembre 2019;
tassi di crescita di lungo periodo mantenuti invariati rispetto agli impairment test effettuati al 31 dicembre 2019, coerentemente con le ipotesi di piano di lungo periodo che a oggi risultano essere confermate, alla luce del fatto che gli effetti da COVID-19 sono ritenuti transitori e non permanenti.
Sulla base delle risultanze delle analisi di sensitività svolte sui business di generazione tradizionale in Argentina e Brasile non sono stati evidenziati eventi che hanno comportato l'effettuazione del test di impairment al 30 giugno 2020.
Milioni di euro al 30.06.2020 al 31.12.2019 Variazioni Attività per imposte anticipate 8.789 9.112 (323) -3,5% Passività per imposte differite 8.160 8.314 (154) -1,9% di cui: - attività per imposte anticipate non compensabili 6.090 4.743 1.347 28,4% - passività per imposte differite non compensabili 4.029 3.054 975 31,9% - passività per imposte differite nette eccedenti anche dopo un'eventuale compensazione 1.432 891 541 60,7%
La variazione delle attività per imposte anticipate e delle passività per imposte differite è riconducibile essenzialmente a un effetto cambi negativo, registrato principalmente in Brasile, all'incremento dei derivati attivi di Enel Finance International nonché al rilascio del fondo sconto energia in Spagna; tali effetti negativi sono stati in parte compensati dalla variazione positiva delle imposte anticipate derivante dall'impairment dell'impianto a carbone Bocamina II in Cile.
Le imposte anticipate sono originate principalmente dagli ac-
cantonamenti ai fondi rischi e dalle differenze di valore (tra fiscale e contabile) degli asset e derivati. Si segnala, inoltre, che sono state iscritte le sole imposte anticipate per le quali sussiste la ragionevole certezza della loro recuperabilità sulla base di coerenti piani previsionali e delle attuali stime dei futuri imponibili fiscali.
Le imposte differite, altresì, sono originate prevalentemente da adeguamenti al fair value, ai soli fini contabili, di talune attività a seguito di operazioni straordinarie, derivati e ammortamenti accelerati.
Nella seguente tabella è esposta la movimentazione delle principali partecipazioni in imprese collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
| Impatto | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Quota % | a Conto economico |
Variaz. perim. | Dividendi | Altri movim. | Quota % | ||
| al 31.12.2019 | al 30.06.2020 | |||||||
| Società a controllo congiunto | ||||||||
| Slovak Power Holding | 504 | 50,0% | 11 | - | - | (1) | 514 | 50,0% |
| EGPNA Renewable Energy Partners |
137 | 20,0% | 4 | (16) | - | (6) | 119 | 50,0% |
| OpEn Fiber | 384 | 50,0% | (34) | - | - | 82 | 432 | 50,0% |
| Zacapa Topco Sàrl | 133 | 20,6% | (2) | - | - | (9) | 122 | 20,6% |
| Società progetto Kino | 60 | 20,0% | (9) | - | - | (8) | 43 | 20,0% |
| Tejo Energia Produção e Distribuição de Energia Elétrica |
58 | 43,8% | 4 | - | - | (1) | 61 | 43,8% |
| Rocky Caney Holding | 46 | 20,0% | 3 | - | - | - | 49 | 20,0% |
| Drift Sand Wind Project | 36 | 50,0% | 2 | - | - | - | 38 | 50,0% |
| Front Marítim del Besòs | 37 | 61,4% | - | - | - | - | 37 | 61,4% |
| Enel Green Power Bungala | - | 51,0% | (1) | - | - | 21 | 20 | 51,0% |
| Rusenergosbyt | 40 | 49,5% | 24 | - | (19) | 1 | 46 | 49,5% |
| Energie Electrique de Tahaddart | 26 | 32,0% | - | - | (2) | 1 | 25 | 32,0% |
| Transmisora Eléctrica de Quillota | 7 | 50.0% | - | - | - | 1 | 8 | 50,0% |
| Società collegate | ||||||||
| CESI | 61 | 42,7% | (2) | - | - | - | 59 | 42,7% |
| Tecnatom | 30 | 45,0% | 1 | - | - | - | 31 | 45,0% |
| Suministradora Eléctrica de Cádiz |
11 | 33,5% | 1 | - | - | - | 12 | 33,5% |
| Compañía Eólica Tierras Altas | 9 | 37,5% | - | - | - | - | 9 | 37,5% |
| New Cogenerazione.Si | 11 | 20,0% | 1 | - | - | - | 12 | 20,0% |
| Altre minori | 92 | 10 | 6 | (8) | (5) | 95 | ||
| Totale | 1.682 | 13 | (10) | (29) | 76 | 1.732 |
La principale movimentazione del periodo è riconducibile:
all'incremento relativo a OpEn Fiber per l'aumento di capitale da parte dei soci (85 milioni di euro) e riserve OCI per derivati di cash flow hedge (-3 milioni di euro);
all'impatto positivo di 21 milioni di euro registrato dalle società australiane Enel Green Power Bungala per l'adegua-
mento al fair value dei contratti PPA siglati con i clienti a seguito di un andamento al ribasso dei prezzi del mercato forward australiano.
Tali effetti sono stati solo in minima quota compensati dai dividendi e dalle variazioni di perimetro che hanno riguardato il Nord America per la vendita di alcune società e la Spagna per la
riduzione della quota detenuta da Endesa Energía SA in Endesa Soluciones SLU, precedentemente consolidata integralmente. La voce "Impatto a Conto economico" include i risultati positivi e negativi rilevati dalle società, in proporzione alla quota di interessenza del Gruppo Enel nelle stesse.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | |||
|---|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 al 31.12.2019 |
al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |||
| Contratti derivati attivi | 2.877 | 1.383 | 6.059 | 4.065 | |
| Contratti derivati passivi | 2.958 | 2.407 | 5.381 | 3.554 |
Per i commenti relativi ai contratti derivati si rimanda alle note 30.1 e seguenti.
Le attività derivanti da contratti con i clienti non correnti, pari a 401 milioni di euro, si riferiscono principalmente alle attività in fase di realizzazione derivanti da accordi per servizi pubblici in concessione "public-to-private" rilevati secondo quanto previsto dall'IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (394 milioni di euro). Si precisa che il valore al 30 giugno 2020 comprende investimenti del periodo per un ammontare pari a 310 milioni di euro.
Le attività derivanti da contratti con i clienti correnti ammontano a 173 milioni di euro e accolgono principalmente le attività per lavori e servizi in corso su ordinazione (141 milioni di euro) relative a commesse ancora aperte il cui corrispettivo è subordinato all'adempimento di una prestazione contrattuale.
Le passività derivanti da contratti con i clienti non correnti fanno riferimento alle passività da contratto relative ai ricavi da servizi di connessione alla rete elettrica, precedentemente rilevati a Conto economico al momento dell'allaccio, e ammontano a 6.257 milioni di euro al 30 giugno 2020. Tale valore è da attribuire all'Italia (3.447 milioni di euro), alla Spagna (2.395 milioni di euro) e alla Romania (415 milioni di euro).
Le passività derivanti da contratti con i clienti correnti, pari a 1.249 milioni di euro, accolgono le passività da contratto relative ai ricavi da servizi di connessione alla rete elettrica con scadenza entro i 12 mesi per 886 milioni di euro rilevate in Italia e Spagna, nonché le passività per lavori in corso su ordinazione (363 milioni di euro).
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
| Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value | 73 | 72 | 1 | 1,4% |
| Crediti e titoli inclusi nell'indebitamento finanziario netto (vedi nota 25.3) | 3.166 | 3.185 | (19) | -0,6% |
| Accordi per servizi in concessione | 2.094 | 2.702 | (608) | -22,5% |
| Risconti attivi finanziari non correnti | 43 | 47 | (4) | -8,5% |
| Totale | 5.376 | 6.006 | (630) | -10,5% |
Le "Altre attività finanziarie non correnti" si riducono nel primo semestre 2020 di 630 milioni di euro principalmente per effetto del minore valore delle attività finanziarie relative agli accordi per servizi in concessione in Brasile per 608 milioni di euro. In contrazione sono anche i crediti e titoli inclusi nell'indebitamento finanziario netto, commentati nella nota 25.3.
Le "Altre attività non correnti" e le "Altre passività non correnti" contengono principalmente la rilevazione dell'esito del contenzioso PIS/COFINS in Brasile. A seguito della notifica delle relative sentenze sono stati rilevati in Brasile, alla chiusura del primo semestre 2020, crediti tributari per 2.131 milioni di euro e un passivo regolatorio per 1.612 milioni di euro.
Le altre passività non correnti, inoltre, includono l'importo relativo alla chiusura del contenzioso di Enel Distribuição São Paulo con Eletrobras per un importo pari a 113 milioni di euro.
Le "Altre attività correnti" aumentano per effetto soprattutto dei maggiori risconti operativi per canoni per la derivazione di acqua a uso industriale e per premi di assicurazione, nonché per i più alti risconti per pagamenti anticipati per servizi di Cloud e altri servizi informatici.
La riduzione delle "Altre passività correnti" è riconducibile principalmente al più basso importo dei debiti verso il personale, a una riduzione dei risconti per premi non acquisiti e alla contrazione degli altri debiti, sostanzialmente riferibile alla rilevazione del debito associato all'acquisto, attraverso intermediari finanziari (share swap), di ulteriori quote azionarie in Enel Américas ed Enel Chile.
I crediti commerciali sono iscritti al netto del relativo fondo svalutazione che a fine periodo è pari a 3.145 milioni di euro, a fronte di un saldo iniziale pari a 2.980 milioni di euro. Nella tabella seguente è esposta la movimentazione del fondo.
| Totale al 30 giugno 2020 | 3.145 |
|---|---|
| Altri movimenti | (158) |
| Utilizzi | (321) |
| Rilasci | (85) |
| Accantonamenti | 729 |
| Totale al 31 dicembre 2019 | 2.980 |
| Milioni di euro |
Nello specifico, la riduzione del periodo dei crediti commerciali per 1.775 milioni di euro è registrata per la maggior quota in Italia ed è riconducibile ai minori volumi fatturati sia per la riduzione delle tariffe obbligatorie di distribuzione e misura fissate per il 2020 (delibera 570/19 ARERA) sia per la riduzione dei consumi, in particolare dei grandi clienti, come diretta conseguenza del lockdown. Nel corso del primo semestre 2020, inoltre, a seguito della pandemia dovuta al COVID-19 sono state riviste le stime di recuperabilità dei crediti, soprattutto in Italia e Spagna, dove si registrano maggiori accantonamenti per 136 milioni di euro tenendo conto del peggioramento delle curve di incasso di determinati segmenti di clientela. Gli altri movimenti del fondo svalutazione crediti risentono principalmente dell'andamento sfavorevole dei cambi soprattutto in America Latina.
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
|---|---|---|---|---|
| Attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento | 4.167 | 4.158 | 9 | 0,2% |
| Altre | 161 | 147 | 14 | 9,5% |
| Totale | 4.328 | 4.305 | 23 | 0,5% |
finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine" a partire dalle voci presenti nello schema di Stato patrimoniale consolidato.
La tabella seguente mostra la ricostruzione della "Posizione
| Milioni di euro | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
| Finanziamenti a lungo termine | 25.1 | 53.623 | 54.174 | (551) | -1,0% |
| Finanziamenti a breve termine | 25.2 | 7.196 | 3.917 | 3.279 | 83,7% |
| Altri debiti finanziari correnti (1) | 27 | 47 | (20) | -42,6% | |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine | 25.1 | 2.738 | 3.409 | (671) | -19,7% |
| Attività finanziarie non correnti incluse nell'indebitamento | 25.3 | (3.166) | (3.185) | 19 | 0,6% |
| Attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento | 25.4 | (4.167) | (4.158) | (9) | -0,2% |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | (5.840) | (9.029) | 3.189 | 35,3% | |
| Totale | 50.411 | 45.175 | 5.236 | 11,6% | |
(1) Include debiti finanziari correnti ricompresi nelle Altre passività finanziarie correnti.
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 30 giugno 2020 e al 31 dicembre 2019, in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l'indebitamento finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo Enel.
Milioni di euro
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
|---|---|---|---|---|
| Denaro e valori in cassa | 36 | 87 | (51) | -58,6% |
| Depositi bancari e postali | 5.612 | 7.910 | (2.298) | -29,1% |
| Altri investimenti di liquidità | 192 | 1.032 | (840) | -81,4% |
| Titoli | 83 | 51 | 32 | 62,7% |
| Liquidità | 5.923 | 9.080 | (3.157) | -34,8% |
| Crediti finanziari a breve termine | 2.612 | 2.522 | 90 | 3,6% |
| Quota corrente crediti finanziari a lungo termine | 1.472 | 1.585 | (113) | -7,1% |
| Crediti finanziari correnti | 4.084 | 4.107 | (23) | -0,6% |
| Debiti verso banche | (1.214) | (579) | (635) | - |
| Commercial paper | (4.495) | (2.284) | (2.211) | -96,8% |
| Quote correnti di finanziamenti bancari | (1.458) | (1.121) | (337) | -30,1% |
| Quote correnti debiti per obbligazioni emesse | (932) | (1.906) | 974 | 51,1% |
| Quote correnti debiti verso altri finanziatori | (348) | (382) | 34 | 8,9% |
| Altri debiti finanziari correnti (1) | (1.514) | (1.101) | (413) | -37,5% |
| Totale debiti finanziari correnti | (9.961) | (7.373) | (2.588) | -35,1% |
| Posizione finanziaria corrente netta | 46 | 5.814 | (5.768) | - |
| Debiti verso banche e istituti finanziatori | (8.830) | (8.407) | (423) | -5,0% |
| Obbligazioni | (42.299) | (43.294) | 995 | 2,3% |
| Debiti verso altri finanziatori | (2.494) | (2.473) | (21) | -0,8% |
| Posizione finanziaria non corrente | (53.623) | (54.174) | 551 | 1,0% |
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA come da Comunicazione | ||||
| CONSOB | (53.577) | (48.360) | (5.217) | -10,8% |
| Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine | 3.166 | 3.185 | (19) | -0,6% |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | (50.411) | (45.175) | (5.236) | -11,6% |
(1) Include debiti finanziari correnti ricompresi nelle Altre passività finanziarie correnti.
obbligazionari, a finanziamenti bancari e ad altri finanziamenti in euro e altre valute, incluse le quote in scadenza entro i 12 mesi.
Tale voce riflette il debito a lungo termine relativo a prestiti
| Milioni di euro | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Totale | Di cui quote correnti |
Di cui quote oltre i 12 mesi |
|||
| Obbligazioni | 43.231 | 932 | 42.299 | 45.200 | (1.969) |
| Finanziamenti bancari | 10.288 | 1.458 | 8.830 | 9.528 | 760 |
| Leasing | 1.991 | 236 | 1.755 | 1.964 | 27 |
| Debiti verso altri finanziatori | 851 | 112 | 739 | 891 | (40) |
| Totale | 56.361 | 2.738 | 53.623 | 57.583 | (1.222) |
Nella tabella che segue viene esposto il dettaglio delle obbligazioni in essere al 30 giugno 2020.
| Saldo | Quote | Quote con scadenza |
Saldo | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | contabile | Fair value | correnti | oltre i 12 mesi | contabile | Fair value | |
| Scadenza | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | |||||
| Obbligazioni: | |||||||
| - tasso fisso quotate | 2020-2097 | 25.200 | 29.390 | 702 | 24.498 | 26.593 | 31.073 |
| - tasso variabile quotate | 2020-2031 | 2.871 | 2.964 | 152 | 2.719 | 3.488 | 3.655 |
| - tasso fisso non quotate | 2022-2047 | 14.414 | 16.583 | - | 14.414 | 14.359 | 15.794 |
| - tasso variabile non quotate | 2020-2032 | 746 | 847 | 78 | 668 | 760 | 753 |
| Totale obbligazioni | 43.231 | 49.784 | 932 | 42.299 | 45.200 | 51.275 |
La seguente tabella riassume il profilo temporale del piano di rimborsi del debito a lungo termine del Gruppo.
| Milioni di euro | Quote con scadenza nel | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Secondo semestre |
|||||||
| Quote correnti | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | Oltre | ||
| Obbligazioni | 932 | 1.404 | 4.631 | 5.815 | 6.687 | 23.762 | |
| Finanziamenti: | 1.806 | 832 | 1.541 | 1.028 | 929 | 6.994 | |
| - di cui leasing | 236 | 116 | 185 | 145 | 120 | 1.189 | |
| Totale | 2.738 | 2.236 | 6.172 | 6.843 | 7.616 | 30.756 |
per valuta e tasso di interesse
a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) per valuta e tasso di interesse.
Nella tabella seguente è riportato l'indebitamento finanziario
| Tasso di | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Tasso medio | interesse | ||||
| Saldo | Valore | Saldo | di interesse in | effettivo in | |
| Milioni di euro | contabile | nozionale | contabile | vigore | vigore |
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | al 30.06.2020 | |||
| Euro | 26.524 | 27.114 | 27.272 | 2,3% | 2,8% |
| Dollaro USA | 20.764 | 20.909 | 20.103 | 4,2% | 4,3% |
| Sterlina inglese | 4.066 | 4.100 | 4.354 | 6,1% | 6,2% |
| Peso colombiano | 1.192 | 1.192 | 1.381 | 7,2% | 7,2% |
| Real brasiliano | 1.789 | 1.817 | 2.412 | 5,1% | 5,1% |
| Franchi svizzeri | 333 | 333 | 419 | 1,8% | 1,8% |
| Peso cileno/UF | 362 | 369 | 414 | 5,0% | 5,1% |
| Sol peruviano | 437 | 437 | 426 | 6,0% | 6,0% |
| Rublo russo | 278 | 280 | 225 | 8,5% | 8,5% |
| Altre valute | 616 | 623 | 577 | ||
| Totale valute non euro | 29.837 | 30.060 | 30.311 | ||
| TOTALE | 56.361 | 57.174 | 57.583 |
| Nuove | Altre | Differenze | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Rimborsi | emissioni | movimentazioni | cambio | ||
| al 31.12.2019 | al 30.06.2020 | |||||
| Obbligazioni | 46.045 | (1.184) | 5 | - | (862) | 44.004 |
| Finanziamenti | 12.418 | (757) | 1.879 | (48) | (322) | 13.170 |
| - di cui leasing | 1.964 | (109) | 201 | - | (65) | 1.991 |
| Totale | 58.463 | (1.941) | 1.884 | (48) | (1.184) | 57.174 |
Rispetto al 31 dicembre 2019, il valore nozionale dell'indebitamento a lungo termine registra un decremento di 1.289 milioni di euro dovuto principalmente alle differenze positive di cambio pari a 1.184 milioni di euro e ai rimborsi pari a 1.941 milioni di euro, parzialmente compensati dalle nuove emissioni pari a 1.884 milioni di euro.
I principali rimborsi effettuati nel corso del primo semestre 2020 si riferiscono a:
prestiti obbligazionari per 1.184 milioni di euro, tra i quali si segnalano:
scaduto nel mese di gennaio 2020;
finanziamenti per 757 milioni di euro, tra i quali si segnalano:
un controvalore di 105 milioni di euro relativi a società sudamericane;
71 milioni di euro relativi al rimborso di linee di credito da parte di Endesa;
Nel corso del primo semestre 2020 le emissioni del Gruppo fanno riferimento principalmente a finanziamenti bancari, tra i quali si segnalano:
250 milioni di euro relativi all'utilizzo di un finanziamento a tasso variabile, legato al raggiungimento di obiettivi di sostenibilità, concesso a e-distribuzione dalla Banca Europea per gli Investimenti;
un controvalore di 375 milioni di euro relativi a finanziamenti a tasso variabile concessi a Enel Finance America e legati al raggiungimento di obiettivi di sostenibilità;
300 milioni di euro relativi a un finanziamento a tasso variabile concesso a Endesa e legato al raggiungimento di obiettivi di sostenibilità;
un controvalore di 134 milioni di euro relativi a finanziamenti a tasso variabile concessi a società messicane e legati al
raggiungimento di obiettivi di sostenibilità;
un controvalore di 219 milioni di euro relativi a finanziamenti bancari concessi a società sudamericane;
un controvalore di 131 milioni di euro relativi a un finanziamento a tasso variabile concesso a Enel Green Power RSA.
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo contengono impegni (covenant) in capo alle società debitrici (Enel, Enel Finance International, Endesa e altre società del Gruppo) e, in alcuni casi, in capo a Enel nella sua qualità di garante, tipici della prassi internazionale. Per una descrizione puntuale degli stessi, si rimanda al Bilancio consolidato 2019.
Al 30 giugno 2020 i finanziamenti a breve termine ammontano complessivamente a 7.196 milioni di euro, registrando un incremento di 3.279 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, e sono dettagliati nella tabella che segue.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Debiti verso banche a breve termine | 1.214 | 579 | 635 |
| Commercial paper | 4.495 | 2.284 | 2.211 |
| Cash collateral e altri finanziamenti su derivati | 1.418 | 750 | 668 |
| Altri debiti finanziari a breve termine (1) | 69 | 304 | (235) |
| Indebitamento finanziario a breve | 7.196 | 3.917 | 3.279 |
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle Altre passività finanziarie correnti.
Le commercial paper, pari a 4.495 milioni di euro, si riferiscono per 2.321 milioni di euro alle emissioni effettuate nell'ambito del programma da 6.000 milioni di euro da Enel Finance International (con la garanzia di Enel SpA), per un controvalore di 686 milioni di euro alle emissioni effettuate nell'ambito del programma da 3.000 milioni di dollari statunitensi da Enel Finance America, per 1.346 milioni di euro alle emissioni effettuate nell'ambito di un programma complessivo da 4.000 milioni di euro da Endesa SA e per un controvalore di 142 milioni di euro alle emissioni effettuate dalle società sudamericane. Si sottolinea che, nel corso del primo semestre 2020, Enel Finance International ed Endesa hanno strutturato alcuni programmi di commercial paper legati a obiettivi di sostenibilità e che al 30 giugno 2020 l'ammontare totale delle commercial paper emesse sotto questi nuovi programmi sono pari a 3.527 milioni di euro.
Milioni di euro
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
|---|---|---|---|---|
| Titoli al FVOCI | 413 | 416 | (3) | -0,7% |
| Crediti finanziari diversi | 2.753 | 2.769 | (16) | -0,6% |
| Totale | 3.166 | 3.185 | (19) | -0,6% |
Milioni di euro
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazioni | ||
|---|---|---|---|---|
| Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine | 1.472 | 1.585 | (113) | -7,1% |
| Titoli al FVOCI | 84 | 61 | 23 | 37,7% |
| Crediti finanziari e cash collateral | 2.326 | 2.153 | 173 | 8,0% |
| Altre | 285 | 359 | (74) | -20,6% |
| Totale | 4.167 | 4.158 | 9 | 0,2% |
La voce "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine" è costituita essenzialmente dalla quota a breve termine del credito finanziario relativo al deficit del sistema elettrico spagnolo per 895 milioni di euro (950 milioni di euro al 31 dicembre 2019).
Nella seguente tabella è esposta la composizione delle due voci, rispettivamente al 30 giugno 2020 e al 31 dicembre 2019.
| Milioni di euro | Attività possedute per la vendita | Passività possedute per la vendita | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Enel Américas | - | 10 | (10) | - | 3 | (3) |
| Enel North America | 1 | 87 | (86) | 2 | - | 2 |
| Altre società minori | 4 | 4 | - | - | - | - |
| Totale | 5 | 101 | (96) | 2 | 3 | (1) |
Il saldo al 30 giugno 2020 accoglie principalmente gli impianti destinati alla vendita relativi al ramo d'azienda di Enel Produzione costituito dal sito "Ettore Majorana" di Termini Imerese per 4 milioni di euro.
La variazione del periodo riguarda sostanzialmente la cessio-
ne di alcune partecipazioni idroelettriche detenute da Enel North America, precedentemente classificate come disponibili per la vendita, da cui è stata realizzata una plusvalenza di circa 4 milioni di euro, e l'impianto colombiano di Rionegro classificato in tale voce e venduto nel corso del secondo trimestre 2020.
Al 30 giugno 2020 il capitale sociale di Enel SpA, interamente sottoscritto e versato, risulta pari a 10.166.679.946 euro, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna.
L'indicato importo del capitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto al precedente ammontare registrato al 31 dicembre 2019.
Al 30 giugno 2020, in base alle risultanze del libro dei Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CONSOB e pervenute alla Società ai sensi dell'art. 120 del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonché delle altre informazioni a disposizione, risulta in possesso di una partecipazione superiore al 3% del capitale della Società il Ministero dell'Economia e delle Finanze (con il 23,585% del capitale sociale) e Capital Research and Management Company (con il 5,029% del capitale sociale, posseduto a titolo di gestione del risparmio).
L'Assemblea degli azionisti di Enel SpA del 14 maggio 2020 ha approvato la distribuzione di un dividendo complessivo pari a 0,328 euro per azione e deliberato la distribuzione di 0,168 euro per azione quale saldo del dividendo, tenuto conto dell'acconto di 0,16 euro per azione già pagato nel mese di gennaio 2020 e al netto delle azioni proprie che risulteranno in portafoglio alla "record date" del 21 luglio 2020. Tale saldo del dividendo verrà messo in pagamento, al lordo delle eventuali ritenute di legge, a decorrere dal 22 luglio 2020.
Al 30 giugno le azioni proprie sono rappresentate da n. 1.549.152 azioni ordinarie di Enel SpA del valore nominale di 1 euro, acquistate tramite un intermediario abilitato per un valore complessivo di 10 milioni di euro.
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell'art. 2431 del codice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni sopra la pari, l'eccedenza del prezzo di emissione delle azioni rispetto al loro valore nominale, ivi comprese quelle derivate dalla conversione di obbligazioni. Tale riserva, che ha natura di riserva di capitale, non può essere distribuita fino a che la riserva legale non abbia raggiunto il limite stabilito dall'art. 2430 del codice civile.
La riserva legale rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo.
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota residua delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazione di Enel da ente pubblico a società per azioni.
In caso di distribuzione il relativo ammontare non costituisce distribuzione di utile ai sensi dell'art. 47 del TUIR.
La variazione negativa del periodo, pari a 2.377 milioni di euro, è dovuta principalmente agli effetti dell'apprezzamento netto della valuta funzionale rispetto alle valute estere delle società controllate e alla variazione di perimetro relativa all'acquisto del 5,03% di Enel Américas e del 2,89% di Enel Chile.
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimonio netto per effetto di valutazioni su derivati di copertura.
Tale riserva accoglie, in applicazione dell'IFRS 9, la variazione di fair value dei currency basis point e dei punti forward.
Includono i proventi netti non realizzati relativi a valutazioni al fair value di attività finanziarie.
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo da rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile alle società valutate con il metodo del patrimonio netto.
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite attuariali
in contropartita delle passività per benefíci ai dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale. La variazione è principalmente relativa alla riclassifica per effetto del "curtailment" di taluni piani a benefíci definiti a seguito della sottoscrizione del "V Accordo Quadro sul Lavoro in Endesa".
Tale riserva accoglie le minusvalenze e le plusvalenze realizzate, inclusive dei costi di transazione, a seguito della cessione a terzi di quote di minoranza senza perdita di controllo. La riserva non ha subíto variazioni nel corso del periodo.
Tale riserva accoglie l'eccedenza dei prezzi di acquisizione ri-
spetto ai patrimoni netti contabili acquisiti a seguito dell'acquisto da terzi di ulteriori interessenze in imprese già controllate soprattutto in America Latina.
La variazione del periodo si riferisce principalmente agli effetti dell'incremento dell'interessenza del 5,03% in Enel Américas e del 2,89% in Enel Chile, portando la quota di partecipazione rispettivamente al 65% e al 64,93%.
Tale riserva accoglie gli utili di esercizi precedenti non distribuiti né accantonati in altre riserve.
Nella tabella seguente viene rappresentata la movimentazione degli utili e delle perdite rilevati direttamente a patrimonio netto al 30 giugno 2020, comprensiva delle quote di terzi.
| Milioni di euro | Variazioni | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Utili/(Perdite) rilevati a patr. netto nel periodo |
Rilasciati a Conto economico |
Imposte | Totale | Di cui Gruppo |
Di cui inter. di terzi |
|
| Riserva conversione bilanci in valuta estera | (3.319) | - | - | (3.319) | (2.120) | (1.199) |
| Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge |
5.689 | (4.659) | (219) | 811 | 854 | (43) |
| Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging |
(225) | (3) | 74 | (154) | (158) | 4 |
| Riserva da valutazione di attività finanziarie FVOCI | - | - | - | - | - | - |
| Quota OCI di società collegate valutate a equity | - | - | (2) | (2) | (1) | (1) |
| Riserve da valutazione di partecipazioni in altre imprese |
(1) | - | - | (1) | (1) | - |
| Rimisurazione delle passività/(attività) nette per piani a benefíci definiti |
46 | - | (13) | 33 | 23 | 10 |
| Totale utili/(perdite) iscritti a patrimonio netto | 2.190 | (4.662) | (160) | (2.632) | (1.403) | (1.229) |
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizione delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
| Milioni di euro | Patrimonio netto di terzi | Risultato del periodo di terzi | ||
|---|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | al 30.06.2020 | al 30.06.2019 | |
| Italia | 1 | 1 | - | (1) |
| Iberia | 6.031 | 5.961 | 306 | 202 |
| America Latina | 7.159 | 9.277 | 114 | 494 |
| Europa | 656 | 903 | 29 | (20) |
| Nord America | 190 | 222 | 4 | 1 |
| Africa, Asia e Oceania | 151 | 197 | 3 | 2 |
| Totale | 14.188 | 16.561 | 456 | 678 |
Il decremento della quota attribuibile alle interessenze di terzi si riferisce principalmente all'effetto cambi, ai dividendi e all'incremento della percentuale di possesso in Enel Américas ed Enel Chile.
Si segnala, infine, che con decorrenza settembre 2019 l'America Latina include anche i Paesi Panama, Costa Rica, Guatemala, El Salvador e Nicaragua che in precedenza erano riportati nell'area geografica Nord e Centro America (ora ridenominata Nord America).
Al fine di garantire una piena comparabilità dei dati commentati alla luce della nuova ripartizione si è resa necessaria una coerente rideterminazione dei dati comparativi del risultato del periodo di terzi riferiti al 2019.
| Milioni di euro | |
|---|---|
| Al 31 dicembre 2019 | 3.771 |
| Accantonamenti | 51 |
| Utilizzi | (172) |
| Rilasci | (522) |
| Oneri da attualizzazione | 57 |
| Differenze cambio | (406) |
| Variazioni perimetro di consolidamento | - |
| Altri movimenti | 1 |
| Al 30 giugno 2020 | 2.780 |
Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benefíci individuati nelle prestazioni connesse a "trattamento di fine rapporto" di lavoro, mensilità aggiuntive per raggiunti limiti di età o per maturazione del diritto alla pensione di anzianità, premi di fedeltà per il raggiungimento di determinati requisiti di anzianità in azienda, previdenza e assistenza sanitaria integrativa, sconti sul prezzo di fornitura dell'energia elettrica consumata a uso domestico e altre prestazioni simili.
L'analisi sulla passività derivante dai benefíci ai dipendenti viene svolta annualmente, a meno di significative variazioni delle ipotesi attuariali o dei piani intervenute nel frattempo. Relativamente alla chiusura al 30 giugno 2020, a seguito dell'emergenza sanitaria COVID-19 il Gruppo ha ritenuto opportuno effettuare un'analisi approfondita dei possibili impatti della crisi economica generata dalla pandemia con riguardo alle ipotesi attuariali applicate nella valutazione delle passività attuariali.
Le analisi hanno confermato le ipotesi attuariali già utilizzate in precedenza rimarcando come spesso gli effetti del COVID-19 sono da considerarsi transitori e di breve periodo, ma ciononostante sono state effettuate valutazioni aggiornate su Cile e Brasile in quanto:
il Cile ha evidenziato una importante variazione del tasso di sconto; e
il Brasile, invece, ha un elevato livello della passività coinvolta, sebbene i tassi non abbiano subíto significative modifiche.
A esito degli aggiornamenti predisposti dall'attuario i risultati finali denotano addirittura una riduzione della passività complessiva in Brasile, prevalentemente per l'effetto cambio, mentre in Cile non comportano variazioni di rilievo.
In estrema sintesi si segnala, quindi, che le obbligazioni verso il personale del Gruppo Enel non hanno risentito degli effetti causati dal COVID-19.
Si segnala, inoltre, che nel corso del primo semestre 2020 le passività connesse ai benefíci ai dipendenti si riducono significativamente in Spagna per la sottoscrizione del "V Accordo Quadro sul Lavoro in Endesa" in quanto il beneficio dello sconto energia ai dipendenti e agli ex dipendenti è stato riformulato con conseguente riversamento a Conto economico dell'eccedenza precedentemente accantonata (515 milioni di euro).
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | Totale fondi rischi e oneri |
|---|---|---|---|
| Al 31 dicembre 2019 | 5.324 | 1.196 | 6.520 |
| Accantonamenti | 226 | 141 | 367 |
| Utilizzi | (83) | (260) | (343) |
| Rilasci | (133) | (24) | (157) |
| Oneri da attualizzazione | 26 | 7 | 33 |
| Differenze cambio | (230) | (48) | (278) |
| Variazioni perimetro di consolidamento | - | - | - |
| Accantonamenti per fondi smantellamento e ripristino | (85) | - | (85) |
| Altri movimenti | (64) | 72 | 8 |
| Al 30 giugno 2020 | 4.981 | 1.084 | 6.065 |
La voce al 30 giugno 2020 include, tra gli altri, il fondo contenzioso legale per 845 milioni di euro (1.070 milioni di euro al 31 dicembre 2019), il cui decremento è riferito essenzialmente all'effetto negativo dei cambi in Brasile, il fondo per decommissioning nucleare per 577 milioni di euro (640 milioni di euro al 31 dicembre 2019), il fondo per smantellamento e ripristino impianti per 1.874 milioni di euro (1.942 milioni di euro al 31 dicembre 2019), la cui riduzione è riferita prevalentemente a una rideterminazione dei costi futuri di smantellamento in Iberia a seguito della rivisitazione del tasso di
Per una trattazione completa degli strumenti di hedging utilizzati dal Gruppo allo scopo di fronteggiare i diversi rischi insiti nell'esercizio della propria attività industriale, si rinvia a quanto descritto nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019.
L'impatto del COVID-19 sui temi legati alla gestione del rischio è stato limitato e comunque non tale da influenzare direttamente e in misura significativa la valutazione degli strumenti derivati e l'esito delle verifiche di efficacia sulle coperture del rischio cambio, tasso e commodity. La volatilità che ha caratterizzato i mercati finanziari durante la prima fase della pandemia in molti casi è rientrata ai livelli pre-COVID-19 e comunque è stata compensata da azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finanziari derivati.
In relazione alle esposizioni al rischio coperto, si sono registra-
inflazione, il fondo oneri su imposte e tasse per 298 milioni di euro (336 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e il fondo oneri per incentivo all'esodo per 1.133 milioni di euro (1.233 milioni di euro al 31 dicembre 2019), il cui decremento è riconducibile prevalentemente agli utilizzi in Italia, parzialmente compensati dall'incremento del medesimo fondo in Spagna a seguito della firma del nuovo accordo per la risoluzione volontaria anticipata del rapporto di lavoro.
Non si segnalano particolari impatti sulla voce dovuti alla pandemia da COVID-19.
ti lievi slittamenti temporali nei piani di realizzazione di alcuni impianti solari ed eolici che non hanno però determinato effetti indesiderati nell'applicazione dell'hedge accounting (discontinuing, inefficacie ecc.). La costruzione di tali impianti rimane altamente attesa e la metodologia di misurazione dell'efficacia applicata per questa tipologia di esposizioni cautela il Gruppo da problemi di timing nella realizzazione di tali progetti.
Anche i sottostanti finanziari non hanno risentito dell'impatto negativo del COVID-19. Non si sono registrate variazioni nelle esposizioni né negli strumenti di hedging.
Nelle note seguenti sono evidenziati i saldi contabili relativi agli strumenti derivati, distinti per ciascuna voce dello Stato patrimoniale consolidato.
Con riferimento ai contratti derivati classificati tra le attività non correnti, nella tabella che segue è riportato il fair value dei contratti stessi, suddivisi per tipologia di rischio e per designazione.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Derivati di cash flow hedge: | |||
| - tassi | 36 | 26 | 10 |
| - cambi | 2.237 | 1.081 | 1.156 |
| - commodity | 518 | 215 | 303 |
| Totale derivati di cash flow hedge | 2.791 | 1.322 | 1.469 |
| Derivati di fair value hedge: | |||
| - tassi | 8 | 7 | 1 |
| - cambi | 25 | 25 | - |
| Totale derivati di fair value hedge | 33 | 32 | 1 |
| Derivati di trading: | |||
| - tassi | 2 | 2 | - |
| - cambi | 1 | - | 1 |
| - commodity | 50 | 27 | 23 |
| Totale derivati di trading | 53 | 29 | 24 |
| TOTALE | 2.877 | 1.383 | 1.494 |
I derivati su tasso di interesse in cash flow hedge presentano un incremento di 10 milioni di euro connesso principalmente all'andamento delle curve dei tassi di interesse del mercato statunitense e all'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro verificatisi nel corso del primo semestre 2020.
I derivati su tasso di interesse in fair value hedge presentano un incremento del fair value, pari a 1 milione di euro, imputabile principalmente alla riduzione delle curve dei tassi di interesse dell'Eurozona verificatasi nel corso del primo semestre 2020.
I derivati di cash flow hedge su tasso di cambio sono riferiti essenzialmente alle operazioni di copertura del cambio relativo alle emissioni obbligazionarie in valuta tramite cross currency interest rate swap. L'incremento del loro fair value è determinato principalmente dall'andamento dell'euro rispetto alle principali divise verificatosi nel corso del primo semestre 2020.
I derivati su commodity di cash flow hedge sono relativi a coperture su energia per un fair value di 223 milioni di euro, a contratti derivati su gas e commodity petrolifere per 250 milioni di euro e a transazioni su CO2 e carbone per complessivi 45 milioni di euro. Il fair value dei derivati su commodity di trading è riferito a operazioni in derivati per complessivi 50 milioni di euro relativi principalmente alla commodity energia.
Con riferimento ai contratti derivati classificati tra le attività finanziarie correnti, nella tabella che segue è riportato il fair value dei contratti stessi, suddivisi per tipologia di rischio e per designazione.
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione |
|---|---|---|
| 235 | 132 | 103 |
| 759 | 847 | (88) |
| 994 | 979 | 15 |
| 32 | - | 32 |
| 32 | - | 32 |
| 48 | 34 | 14 |
| 4.985 | 3.052 | 1.933 |
| 5.033 | 3.086 | 1.947 |
| 6.059 | 4.065 | 1.994 |
I derivati su cambi di cash flow hedge si riferiscono alle transazioni utilizzate per coprire il rischio cambio connesso al prezzo delle commodity energetiche, a progetti di investimenti e alle operazioni di copertura del cambio relativo a finanziamenti in valuta. Le variazioni di fair value sono connesse all'andamento dell'euro rispetto alle principali divise verificatosi nel corso del primo semestre 2020.
La voce "Derivati di fair value hedge" accoglie esclusivamente la riclassifica, pari a 87 milioni di euro di nozionale e 32 milioni di euro di fair value, dalle "Attività finanziarie non correnti" dei derivati su cambi stipulati a copertura di finanziamenti in valuta diversa dall'euro.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati su cambi di trading, pari a 48 milioni di euro, è riferito a operazioni che, pur essendo state poste in essere con l'intento di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai princípi contabili per il trattamento in hedge accounting.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity di cash flow hedge è riferito alle coperture su energia per un ammontare di 93 milioni di euro, a operazioni in derivati su gas e petrolio per 545 milioni di euro e a coperture su CO2 e carbone per complessivi 121 milioni di euro.
Il fair value dei derivati su commodity di trading è relativo a operazioni in derivati su energia, gas e petrolio, carbone e CO2 e altri sottostanti per complessivi 4.985 milioni di euro. Il maggior impatto si può attribuire alle operazioni su gas e petrolio ma il periodo di forte volatilità dei prezzi ha caratterizzato l'intero comparto delle commodity.
Sono ricomprese in tali valori anche quelle operazioni che, pur essendo state poste in essere con l'intento di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai princípi contabili per il trattamento in hedge accounting.
Nella tabella che segue è riportato il fair value dei contratti derivati di cash flow hedge, fair value hedge e di trading.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Derivati di cash flow hedge: | |||
| - tassi | 978 | 779 | 199 |
| - cambi | 1.734 | 1.560 | 174 |
| - commodity | 126 | 47 | 79 |
| Totale derivati di cash flow hedge | 2.838 | 2.386 | 452 |
| Derivati di fair value hedge: | |||
| - cambi | - | 1 | (1) |
| Totale derivati di fair value hedge | - | 1 | (1) |
| Derivati di trading: | |||
| - tassi | 7 | 6 | 1 |
| - cambi | 1 | - | 1 |
| - commodity | 112 | 14 | 98 |
| Totale derivati di trading | 120 | 20 | 100 |
| TOTALE | 2.958 | 2.407 | 551 |
Il peggioramento del fair value dei derivati di cash flow hedge sui tassi di interesse è dovuto principalmente all'andamento delle curve dei tassi di interesse verificatosi nel corso del primo semestre 2020.
I derivati di cash flow hedge su tasso di cambio sono relativi essenzialmente alle operazioni di copertura (mediante cross currency interest rate swap) delle emissioni obbligazionarie in valuta. Il peggioramento del fair value rispetto al 31 dicembre 2019 è determinato principalmente dall'andamento dell'euro rispetto alla sterlina inglese.
I derivati su commodity di cash flow hedge si riferiscono a transazioni su energia per 61 milioni di euro e su gas e petrolio per 65 milioni di euro. Il fair value degli strumenti finanziari derivati di trading ammonta complessivamente a 112 milioni di euro.
Nella tabella che segue è riportato il fair value dei "Contratti derivati".
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Derivati di cash flow hedge: | |||
| - tassi | 2 | 1 | 1 |
| - cambi | 104 | 115 | (11) |
| - commodity | 511 | 457 | 54 |
| Totale derivati di cash flow hedge | 617 | 573 | 44 |
| Derivati di trading: | |||
| - tassi | 89 | 79 | 10 |
| - cambi | 28 | 38 | (10) |
| - commodity | 4.647 | 2.864 | 1.783 |
| Totale derivati di trading | 4.764 | 2.981 | 1.783 |
| TOTALE | 5.381 | 3.554 | 1.827 |
I derivati su cambi di cash flow hedge si riferiscono a operazioni di copertura del cambio relativo alle emissioni obbligazionarie in valuta, a entrate provenienti da contratti di vendita di energia con clienti del mercato regolamentato cileno, indicizzati al dollaro statunitense, e alle attività di acquisto di gas naturale e di altri combustibili. La variazione di fair value dei derivati di cash flow hedge è dovuta principalmente all'andamento dell'euro rispetto alle principali divise e alla normale operatività in cambi.
I derivati di trading su tasso di cambio si riferiscono essenzialmente a operazioni in derivati a copertura del rischio cambio che, pur essendo state poste in essere con l'intento di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai princípi contabili per il trattamento in hedge accounting.
I derivati su commodity di cash flow hedge sono relativi a contratti su gas e commodity petrolifere per un fair value di 368 milioni di euro, a coperture su energia per 116 milioni di euro e a transazioni su carbone e CO2 per complessivi 27 milioni di euro. I derivati su commodity classificati di trading includono contratti derivati relativi a energia, carbone e CO2 , gas, petrolio e altre commodity per un fair value complessivo di 4.647 milioni di euro.
Ai sensi dell'informativa richiesta dal paragrafo 15B (k) dello IAS 34, si precisa che il Gruppo determina il fair value in conformità all'IFRS 13 ogni volta che tale criterio di valorizzazione è richiesto dai princípi contabili internazionali.
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passività nell'ambito di una transazione ordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data di valutazione (c.d. "exit price").
La sua proxy migliore è il prezzo di mercato, ossia il suo prezzo corrente, pubblicamente disponibile ed effettivamente negoziato su un mercato liquido e attivo.
Il fair value delle attività e delle passività è classificato in una gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli, definiti come segue, in base agli input e alle tecniche di valutazione utilizzati per valutare il fair value:
Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per attività o passività identiche cui la Società può accedere alla data di valutazione;
Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o per la passività, sia direttamente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati da prezzi);
Livello 3: input per l'attività e la passività non basati su dati osservabili di mercato (input non osservabili).
Si segnala che non si sono verificati cambiamenti nei livelli della gerarchia di fair value utilizzati ai fini della misurazione degli strumenti finanziari rispetto all'ultimo bilancio annuale (così come evidenziati nelle note 47 e 48 del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019) e che le metodologie utilizzate nella misurazione di tale fair value di Livello 2 e di Livello 3 sono coerenti con quelle dell'ultimo bilancio annuale. Per una più ampia descrizione degli aspetti generali e dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo relativamente alla valutazione al fair value, si rinvia alla nota 2 "Princípi contabili e criteri di valutazione" della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2019.
Bilancio consolidato semestrale abbreviato
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 nel primo semestre 2020 e 2019 e al 30 giugno 2020 e al 31 dicembre 2019.
| Gruppo Cassa | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Acquirente Unico | GME | Depositi e Prestiti | GSE | Altre | |
| Rapporti economici | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | - | 306 | 1.257 | 157 | 126 |
| Altri ricavi e proventi | - | - | - | - | - |
| Altri proventi finanziari | - | - | - | - | - |
| Acquisto di energia elettrica, gas e | |||||
| combustibile | 842 | 875 | 490 | - | 1 |
| Costi per servizi e altri materiali | 2 | 13 | 1.151 | 1 | 67 |
| Altri costi operativi | - | 103 | 5 | 1 | - |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio | |||||
| commodity | - | - | - | - | - |
| Altri oneri finanziari | - | - | 7 | - | - |
Milioni di euro
| Gruppo Cassa | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Acquirente Unico | GME | Depositi e Prestiti |
GSE | Altre | |
| Rapporti patrimoniali | |||||
| Derivati attivi non correnti | - | - | - | - | - |
| Crediti commerciali | - | 21 | 608 | 14 | 28 |
| Derivati attivi correnti | - | - | - | - | - |
| Altre attività finanziarie correnti | - | - | - | - | - |
| Altre attività correnti | - | 15 | 62 | 110 | 1 |
| Passività derivanti da contratti con i clienti non correnti |
- | - | 3 | - | 5 |
| Finanziamenti a lungo termine | - | - | 670 | - | - |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine |
- | - | 89 | - | - |
| Debiti commerciali | 624 | 50 | 719 | 1.253 | 21 |
| Derivati passivi correnti | - | - | - | - | - |
| Passività derivanti da contratti con i clienti correnti |
- | - | - | - | - |
| Altre passività correnti | - | - | 14 | - | 11 |
| Altre informazioni | |||||
| Garanzie rilasciate | - | 250 | 324 | - | 157 |
| Garanzie ricevute | - | - | 154 | - | 42 |
| Impegni | - | - | 102 | - | 4 |
Relazione intermedia sulla gestione
| Totale voce | Totale generale | Società collegate e a | Totale | Dirigenti con | |
|---|---|---|---|---|---|
| Incidenza % | di bilancio | 1° semestre 2020 | controllo congiunto | 1° semestre 2020 | responsabilità strategica |
| 5,9% | 32.520 | 1.933 | 87 | 1.846 | - |
| 0,7% | 855 | 6 | 6 | - | - |
| 3,3% | 928 | 31 | 31 | - | - |
| 16,7% | 13.769 | 2.306 | 98 | 2.208 | - |
| 15,7% | 8.332 | 1.308 | 74 | 1.234 | - |
| 10,0% | 1.089 | 109 | - | 109 | - |
| (601) | (1) | (1) | - | - | |
| 2.255 | 29 | 22 | 7 | - |
| Incidenza % | Totale voce di bilancio |
Totale generale al 30.06.2020 |
Società collegate e a controllo congiunto |
Totale al 30.06.2020 |
Dirigenti con responsabilità strategica |
|---|---|---|---|---|---|
| 0,9% | 2.877 | 27 | 27 | - | - |
| 8,2% | 11.308 | 927 | 256 | 671 | - |
| - | 6.059 | 3 | 3 | - | - |
| 1,1% | 4.328 | 49 | 49 | - | - |
| 5,2% | 3.890 | 203 | 15 | 188 | - |
| 2,9% | 6.257 | 181 | 173 | 8 | - |
| 1,2% | 53.623 | 670 | - | 670 | - |
| 3,3% | 2.738 | 89 | - | 89 | - |
| 29,2% | 9.348 | 2.730 | 62 | 2.668 | - |
| 0,1% | 5.381 | 5 | 5 | - | - |
| 3,7% | 1.249 | 46 | 46 | - | - |
| 0,3% | 12.704 | 32 | 7 | 25 | - |
| 731 | - | 731 | - | ||
| 196 | - | 196 | - | ||
| 106 | - | 106 | - |
| Gruppo Cassa | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Depositi | |||||
| Acquirente Unico | GME | e Prestiti | GSE | Altre | |
| Rapporti economici | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | - | 786 | 1.306 | 167 | 76 |
| Altri ricavi e proventi | - | - | - | - | - |
| Altri proventi finanziari | - | - | - | - | - |
| Acquisto di energia elettrica, gas e | |||||
| combustibile | 1.524 | 1.687 | 592 | 199 | - |
| Costi per servizi e altri materiali | - | 28 | 1.351 | 2 | 63 |
| Altri costi operativi | 1 | 133 | 3 | 1 | - |
| Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio | |||||
| commodity | - | - | 13 | - | - |
| Altri oneri finanziari | - | - | 8 | - | - |
Milioni di euro
| Acquirente Unico | GME | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti |
GSE | Altre | |
|---|---|---|---|---|---|
| Rapporti patrimoniali | |||||
| Derivati attivi non correnti | - | - | - | - | - |
| Crediti commerciali | - | 45 | 573 | 15 | 13 |
| Derivati attivi correnti | - | - | - | - | - |
| Altre attività finanziarie correnti | - | - | - | - | - |
| Altre attività correnti | - | 23 | 69 | 89 | 1 |
| Finanziamenti a lungo termine | - | - | 715 | - | - |
| Passività derivanti da contratti con i clienti non correnti |
- | - | 2 | - | 6 |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine |
- | - | 89 | - | - |
| Debiti commerciali | 601 | 92 | 726 | 793 | 18 |
| Derivati passivi correnti | - | - | - | - | - |
| Passività derivanti da contratti con i clienti correnti |
- | - | - | - | 1 |
| Altre passività correnti | - | - | 16 | - | 9 |
| Altre informazioni | |||||
| Garanzie rilasciate | - | 250 | 354 | - | 164 |
| Garanzie ricevute | - | - | 125 | - | 35 |
| Impegni | - | - | 9 | - | 4 |
| Incidenza % | Totale voce di bilancio |
Totale generale 1° semestre 2019 |
Società collegate e a controllo congiunto |
Totale 1° semestre 2019 |
Dirigenti con responsabilità strategica |
|---|---|---|---|---|---|
| 6,3% | 39.492 | 2.477 | 142 | 2.335 | - |
| 0,3% | 1.475 | 5 | 5 | - | - |
| 5,8% | 847 | 49 | 49 | - | - |
| 20,1% | 20.388 | 4.093 | 91 | 4.002 | - |
| 17,1% | 8.849 | 1.512 | 68 | 1.444 | - |
| 10,5% | 1.315 | 138 | - | 138 | - |
| -6,4% | (188) | 12 | (1) | 13 | - |
| 0,7% | 2.103 | 15 | 7 | 8 | - |
| Incidenza % | Totale voce di bilancio |
Totale generale al 31.12.2019 |
Società collegate e a controllo congiunto |
Totale al 31.12.2019 |
Dirigenti con responsabilità strategica |
| 1,1% | 1.383 | 15 | 15 | - | - |
| 6,8% | 13.083 | 896 | 250 | 646 | - |
| 0,2% | 4.065 | 8 | 8 | - | - |
| 0,6% | 4.305 | 27 | 27 | - | - |
| 5,9% | 3.115 | 183 | 1 | 182 | - |
| 1,3% | 54.174 | 715 | - | 715 | - |
| 6.301 | 151 | 143 | 8 | - |
|---|---|---|---|---|
| 3.409 | 89 | - | 89 | - |
| 12.960 | 2.291 | 61 | 2.230 | - |
| 3.554 | 8 | 8 | - | - |
| 1.328 | 39 | 38 | 1 | - |
| 13.161 | 30 | 5 | 25 | - |
| 768 | - | 768 | - | |
| 160 | - | 160 | - | |
| 13 | - | 13 | - |
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo e le garanzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 30.06.2020 | al 31.12.2019 | Variazione | |
| Garanzie prestate: | |||
| - fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi | 11.636 | 11.078 | 558 |
| Impegni assunti verso fornitori per: | |||
| - acquisti di energia elettrica | 72.759 | 97.472 | (24.713) |
| - acquisti di combustibili | 42.196 | 48.016 | (5.820) |
| - forniture varie | 1.388 | 1.034 | 354 |
| - appalti | 3.335 | 3.522 | (187) |
| - altre tipologie | 4.141 | 3.391 | 750 |
| Totale | 123.819 | 153.435 | (29.616) |
| TOTALE | 135.455 | 164.513 | (29.058) |
Gli impegni per energia elettrica ammontano al 30 giugno 2020 a 72.759 milioni di euro, di cui 19.257 milioni di euro relativi al periodo 1° luglio 2020-2024, 17.142 milioni di euro relativi al periodo 2025-2029, 13.898 milioni di euro al periodo 2030-2034 e i rimanenti 22.462 milioni di euro con scadenza successiva.
Gli impegni per acquisti di combustibili, determinati in funzio-
ne 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 giugno 2020 a 42.196 milioni di euro, di cui 21.327 milioni di euro relativi al periodo 1° luglio 2020-2024, 11.616 milioni di euro relativi al periodo 2025- 2029, 6.478 milioni di euro al periodo 2030-2034 e i rimanenti 2.775 milioni di euro con scadenza successiva.
Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2019, cui si rinvia per maggiori dettagli, di seguito sono riportate le principali variazioni nelle attività e passività potenziali.
Con riguardo al ricorso per cassazione presentato il 22 giugno 2019 avverso la sentenza della Corte d'Appello di Lecce dell'8 febbraio 2019 in merito al procedimento penale nei confronti di alcuni dipendenti di Enel Produzione per i reati di danneggiamento e getto pericoloso di cose riguardo a presunte contaminazioni di polveri di carbone su terreni adiacenti l'area della centrale termoelettrica di Brindisi Sud, l'udienza, inizialmente fissata per il 24 aprile 2020, è stata poi rinviata al 1° ottobre 2020 a causa dell'emergenza sanitaria legata al COVID-19.
Con riferimento al processo penale presso il Tribunale di Vibo
Valentia che ha coinvolto alcuni dipendenti di Enel Produzione per il reato di illecito smaltimento dei rifiuti a seguito di presunte violazioni in merito allo smaltimento dei rifiuti della centrale termoelettrica di Brindisi, all'udienza del 24 febbraio 2020 si è tenuto l'esame del consulente del Pubblico Ministero. A seguito del rinvio d'ufficio delle udienze di tutti i procedimenti penali e civili, disposto nell'ambito delle misure di contrasto al COVID-19, il proseguimento dell'istruttoria è previsto per il 7 settembre 2020.
Con riguardo ai procedimenti di appello pendenti dinanzi al Consiglio di Stato avverso le sentenze del TAR Lazio del 7 ottobre 2019, all'udienza per la discussione del merito della controversia tenutasi il 21 maggio 2020 i giudizi sono stati posti in decisione. Con un'ordinanza del 20 luglio 2020 il Consiglio di Stato (accogliendo una domanda subordinata delle difese delle tre società), previa riunione dei tre giudizi, ha sospeso il giudizio e disposto il rinvio pregiudiziale dinanzi alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea ai sensi dell'art. 267 del Trattato sul funzionamento dell'Unione Europea, formulando alcuni quesiti volti a chiarire l'interpretazione del concetto di "abuso di posizione dominante" da applicarsi al caso di specie.
Con riguardo al procedimento avviato da Enel SpA ed Enelpower SpA, attualmente pendente dinanzi alla Corte d'Appello di Roma e volto a ottenere l'accertamento della responsabilità di BEG SpA per avere aggirato la pronuncia del lodo reso in Italia a favore di Enelpower SpA mediante le iniziative assunte dalla controllata Albania BEG Ambient Shpk, l'udienza fissata il 7 maggio 2020 è stata rinviata al 18 febbraio 2021 a causa dell'emergenza sanitaria legata al COVID-19.
Con riferimento al procedimento avviato da Albania BEG Ambient Shpk per ottenere il riconoscimento e l'esecuzione della decisione albanese in Francia, l'udienza dinanzi la Corte d'Appello di Parigi, inizialmente fissata per il 9 giugno 2020, è stata rinviata a data da destinarsi a causa delle misure di contrasto al COVID-19. È ancora in corso lo scambio di memorie tra le parti.
Con riferimento al procedimento avviato da Albania BEG Ambient Shpk per ottenere il riconoscimento e l'esecuzione della decisione albanese in Olanda, il 3 dicembre 2019 la Corte d'Appello di Amsterdam ha emesso una sentenza con la quale ha annullato la sentenza di primo grado del 29 giugno 2016, rigettando ogni pretesa avanzata da Albania BEG Ambient Shpk. La Corte è giunta a questa conclusione dopo aver affermato la propria giurisdizione sulla domanda subordinata di Albania BEG Ambient Shpk e aver analizzato nuovamente il merito della causa ai sensi del diritto albanese. Pertanto, Enel ed Enelpower non sono tenute a versare alcuna somma ad Albania BEG Ambient Shpk che, al contrario, è stata condannata dalla Corte d'Appello a rimborsare alle società appellanti i danni sofferti per aver subíto sequestri conservativi illegittimi, da quantificarsi nell'ambito di un apposito procedimento, e le spese del procedimento di primo grado e di appello. In data 3 marzo 2020 si è appreso che Albania BEG Ambient Shpk ha
depositato un ricorso dinanzi alla Corte Suprema olandese. Il 3 aprile 2020 Enel ed Enelpower si sono costituite dinanzi alla Corte Suprema ed è in corso lo scambio di memorie tra le parti.
Con riguardo alla prima domanda, presentata nel 1999 con riferimento agli anni dal 1995 al 1999, dei sei giudizi avviati da Cibran nei confronti di Ampla per ottenere il risarcimento di presunti danni subiti come conseguenza delle interruzioni nel servizio energetico fornito dalla società di distribuzione brasiliana, il 16 dicembre 2016 Cibran ha impugnato la decisione di appello favorevole ad Ampla con ricorso (Recurso Especial) dinanzi al Tribunal Superior de Justiça, che è stato respinto il 19 giugno 2020.
In merito ai procedimenti arbitrali avviati contro Codensa ed Emgesa dal Grupo Energía de Bogotá (GEB) e oggi riuniti in due procedimenti distinti per ciascuna società, il 24 febbraio 2020 GEB ha depositato una riforma della domanda arbitrale presentata contro Emgesa, includendo, tra le altre, richieste relative al mancato perseguimento dell'oggetto sociale e all'abuso dell'esercizio del diritto di voto da parte di Enel Américas e dei suoi Amministratori. Emgesa ha presentato una memoria difensiva per contestare le nuove pretese di GEB. Entrambi i due procedimenti avviati, rispettivamente, contro Emgesa e Codensa, sono attualmente sospesi per trattative su accordo delle parti. Il valore dei contenziosi è indeterminato e i procedimenti si trovano entrambi nella fase preliminare.
Riguardo al procedimento per accertare e dichiarare l'invalidità del VEG Indemnity Agreement, l'appello presentato da Vodohospodárska Výstavba Štátny Podnik (VV) è stato rigettato, confermando la decisione di primo grado a favore di Slovenské elektrárne (SE). Avverso questa decisione, VV ha presentato un ulteriore ricorso (dovolanie) in data 9 marzo 2020 al quale SE ha risposto con una memoria presentata l'8 giugno 2020. Con riguardo ai giudizi intentati da VV nei confronti di SE per l'accertamento di un asserito ingiustificato arricchimento da parte di quest'ultima (stimato in circa 360 milioni di euro, oltre a interessi) per il periodo 2006-2015: (i) con riguardo agli anni 2006, 2007 e 2008, all'udienza del 26 giugno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato le richieste di entrambe le parti per ragioni processuali. La sentenza di primo grado è stata appellata sia da VV sia da SE e si è in attesa della decisione; (ii) per il procedimento relativo all'anno 2009, il Tribunale di Bratislava ha fissato la prima udienza l'8 settembre 2020; (iii) per i procedimenti relativi agli anni 2010 e 2013, si è concluso lo scambio delle comparse conclusionali tra le parti e l'udienza di primo grado, dapprima fissata il 12 maggio 2020, è stata rinviata al 6 ottobre 2020; (iv) per il procedimento relativo all'anno 2014, l'udienza di primo grado fissata il 31 marzo 2020 è stata cancellata senza indicazione di una nuova data. Infine, nel procedimento avviato da VV innanzi il Tribunale di Bratislava per la restituzione del corrispettivo per il trasferimento da SE a VV degli asset tecnologici dell'impianto di Gabcˇ íkovo, l'udienza originariamente fissata il 12 marzo 2020 è stata rinviata dapprima al 28 maggio 2020 e poi, nuovamente, al 1° ottobre 2020.
Il "recurso de aclaración y adición" presentato da Chucas in data 11 settembre 2019 davanti alla Corte Suprema costaricana è stato parzialmente accolto in data 8 giugno 2020. Con tale decisione la Corte ha integrato il dispositivo della sentenza del 5 settembre 2019 con alcune informazioni relative all'ammissione di elementi probatori depositati da Chucas senza, tuttavia, modificare la decisione in merito alla nullità del lodo arbitrale. In data 15 luglio 2020 Chucas ha presentato una domanda di arbitrato presso la Cámara Costarricense-Norteamericana de Comercio (AMCHAM CICA).
In data 15 gennaio 2020 è stata emessa la sentenza della Corte Suprema del Cile con la quale è stata confermata la decisione della Corte d'Appello di Santiago che aveva ridotto da circa 6 milioni di dollari statunitensi a circa 300.000 dollari statunitensi l'importo della multa irrogata dalla Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), il 4 agosto 2016, a GasAtacama Chile e avente a oggetto informazioni fornite da quest'ultima al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SING) tra il 1° gennaio 2011 e il 29 ottobre 2015. La decisione è passata in giudicato e, in data 12 marzo 2020, GasAtacama Chile ha pagato la multa nell'importo confermato dalla sentenza della Corte Suprema del Cile.
Il 4 novembre 2014 l'Autorità Fiscale brasiliana ha emesso un avviso di accertamento verso Endesa Brasil SA (attuale Enel Brasil SA) contestando una mancata applicazione di ritenute sul pagamento di presunti maggiori dividendi attribuibili a soggetti non residenti.
In particolare, nel 2009, Endesa Brasil, per effetto della prima applicazione degli IFRS-IAS, ha effettuato lo storno di un goodwill imputandone gli effetti a patrimonio netto, sulla base di quanto previsto dalla corretta applicazione dei princípi contabili adottati. Viceversa, l'Amministrazione Finanziaria brasiliana ha ritenuto – nel corso di una verifica fiscale – che la scelta contabile adottata dalla società non fosse corretta e che gli effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a Conto economico; per effetto di ciò, il corrispondente valore (circa 202 milioni di euro) è stato riqualificato quale pagamento di reddito a soggetti non residenti e, pertanto, soggetto a una withholding tax del 15%.
A tal riguardo, si annota che l'impostazione contabile adottata dalla società era stata condivisa dall'auditor esterno e altresì confermata da una specifica legal opinion, rilasciata da uno Studio locale. I primi due gradi di giudizio amministrativo si sono conclusi a favore dell'Amministrazione Finanziaria. Nel terzo grado di giudizio amministrativo l'appello della società è stato respinto per aspetti formali; anche l'ulteriore contestazione verso tale decisione è stata respinta e, nel merito, la società continua a difendere in via giudiziale il proprio operato e la correttezza del trattamento contabile adottato.
Il valore complessivo della causa al 30 giugno 2020 è di circa 58 milioni di euro.
In data 7 luglio 2020 Enel SpA ha annunciato di aver incrementato la propria partecipazione nella controllata cilena Enel Chile SA (Enel Chile) fino al 64,9% del capitale sociale, a seguito del regolamento di due operazioni di share swap stipulate a dicembre 2019 con un istituto finanziario per l'acquisizione fino al 3% del capitale sociale di Enel Chile, annunciate a suo tempo al mercato.
Le operazioni sopra indicate, finanziate dai flussi di cassa della gestione corrente, sono in linea con l'obiettivo annunciato dal Gruppo Enel di incrementare la propria partecipazione azionaria nelle società del Gruppo che operano in Sud America, riducendo così la presenza delle minoranze azionarie.
In data 8 luglio 2020 Enel ha comunicato di aver costituito una società per il recupero e la riconversione in Italia di aree e strutture inutilizzate adiacenti alle centrali elettriche, situate nelle vicinanze di luoghi strategici come porti, aeroporti e interporti, da destinare a deposito doganale per la logistica, la movimentazione e lo stoccaggio di merci. I primi due siti pilota potrebbero essere operativi a inizio 2021, con la collaborazione delle istituzioni locali, nelle aree della centrale "Eugenio Montale" a La Spezia e all'interno del sito della centrale Marzocco a Livorno.
Il riutilizzo di strutture esistenti, nel rispetto dei princípi dell'economia circolare, permetterà notevoli vantaggi ambientali, grazie all'estensione della vita delle aree che verranno riconvertite; economici, con la valorizzazione di competenze e asset esistenti; e sociali, attraverso la creazione di nuovi posti di lavoro.
Enel, nel suo ruolo di leader nella transizione energetica, ha posto al centro della propria strategia la decarbonizzazione e la crescita delle rinnovabili nel mondo. Il Piano Strategico 2020-2022 prevede infatti un significativo incremento della capacità installata da fonti rinnovabili, dagli attuali 46 GW a 60 GW a fine 2022, e la progressiva riduzione della capacità e della produzione da carbone; in particolare, è previsto che tale capacità si riduca di oltre il 40% al 2022 rispetto al 2019. Al fine di gestire in maniera integrata il parco di generazione rinnovabile e termica nel mondo e guidarne e accelerarne la trasformazione, Enel ha pertanto creato nel 2019 una nuova Linea di Business.
In tale contesto, in data 2 luglio 2020, Enel ha avviato la ristrutturazione delle attività derivanti dal processo di transizione energetica che coinvolgerà gli impianti di generazione da fonti termiche nelle geografie in cui il Gruppo opera. La conseguente revisione dei processi e dei modelli operativi richiederà cambiamenti di ruoli e competenze dei dipendenti che il Gruppo intende attuare con piani altamente sostenibili basati su programmi di redeployment, con importanti piani di upskilling e reskilling e con il raggiungimento di accordi volontari individuali di prepensionamento che coinvolgeranno circa 1.300 persone nel mondo.
Il Gruppo definirà e avvierà tali iniziative nel corso dei prossimi due anni, sostenendo un onere non ricorrente stimato di circa 0,4 miliardi di euro che non concorrerà all'EBITDA ordinario e all'utile netto ordinario del Gruppo e, pertanto, non avrà riflessi sulla politica dei dividendi di Enel.
Il piano di ristrutturazione sarà attuato secondo modalità e tempi differenti nei diversi Paesi di presenza, avviando le opportune interlocuzioni con le comunità locali e le competenti istituzioni e parti sociali.
Attestazione dell'Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Enel al 30 giugno 2020, ai sensi dell'art. 154 bis, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell'art. 81 ter del Regolamento CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971
Roma, 29 luglio 2020
| Francesco Starace | Alberto De Paoli |
|---|---|
| Amministratore Delegato di Enel SpA | Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel SpA |
Relazioni 169
In conformità a quanto disposto dalla comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel SpA e a essa collegate al 30 giugno 2020, a norma dell'art. 2359 del codice civile, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di proprietà.
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione sociale, la sede legale, la nazione, il capitale sociale, la valuta in cui è espresso, l'attività, il metodo di consolidamento, le società del Gruppo che possiedono una partecipazione nell'impresa e le rispettive percentuali di possesso e la percentuale di possesso del Gruppo.
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Controllante | |||||||||
| Enel SpA | Roma | Italia | 10.166.679.946,00 | Euro | Holding | Holding | 100,00% | ||
| Controllate | |||||||||
| 4814 Investments LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Aced Renewables Hidden Valley (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Ltd 60,00% |
60,00% | |
| ACEFAT AIE | Barcellona | Spagna | 793.340,00 | Euro | Progettazione e servizi |
- | Edistribución Redes Digitales SL (Sociedad Unipersonal) |
14,29% | 10,01% |
| Activation Energy Limited |
Dublino | Irlanda | 100.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | EnerNOC Ireland Limited |
100,00% | 100,00% |
| Adams Solar PV Project Two (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
10.000.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
60,00% | 60,00% |
| Adria Link Srl | Gorizia | Italia | 300.297,00 | Euro | Progettazione, realizzazione e gestione di linee elettriche di interconnessione commerciale |
Equity | Enel Produzione SpA |
50,00% | 50,00% |
| Aero-tanna Srl | Roma | Italia | 15.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Agassiz Beach LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Agatos Green Power Trino Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Solar Energy Srl |
80,00% | 80,00% |
| Aguilón 20 SA | Saragozza | Spagna | 2.682.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
51,00% | 35,75% |
| Alba Energia Ltda | Niterói | Brasile | 16.045.169,00 | Real brasiliano |
Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Albany Solar LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Alliance SA | Managua | Nicaragua | 6.180.150,00 | Cordoba oro nicaraguense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 49,90% | 10,28% | |
| Almeyda Solar SpA Santiago de Chile | Cile | 1.736.965.000,00 | Peso cileno | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Chile SA |
100,00% | 64,55% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Almussafes Servicios Energéticos SL |
Barcellona | Spagna | 3.010,00 | Euro | Manutenzione e gestione operativa di centrali di produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Alpe Adria Energia Srl |
Udine | Italia | 900.000,00 | Euro | Progettazione, realizzazione e gestione di linee elettriche di interconnessione commerciale |
Integrale | Enel Produzione SpA |
50,00% | 50,00% |
| Alta Farms Wind Project II LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Alvorada Energia SA |
Niterói | Brasile | 22.017.415,92 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Ampla Energia e Serviços SA |
Niterói | Brasile | 2.498.230.386,65 | Real brasiliano |
Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 99,73% | 63,97% |
| Annandale Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Apiacás Energia SA | Niterói | Brasile | 14.216.846,33 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Aquilla Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Aragonesa de Actividades Energéticas SA |
Teruel | Spagna | 60.100,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| Aranort Desarrollos SL |
Madrid | Spagna | 3.010,00 | Euro | Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II AIE |
Tarragona | Spagna | 19.232.400,00 | Euro | Manutenzione e gestione operativa di centrali di produzione di energia elettrica |
Proporzionale | Endesa Generación SA |
85,41% | 59,87% |
| Athonet France SASU |
Parigi | Francia | 50.000,00 | Euro | Servizi ICT | - | Athonet Srl | 100,00% | 16,00% |
| Athonet Srl | Trieste | Italia | 6.892.757,00 | Euro | - | - | Enel X Srl | 16,00% | 16,00% |
| Athonet UK Ltd | Battle, East Sussex |
Regno Unito | 1,00 | Sterlina inglese |
Telecomunicazioni | - | Athonet Srl | 100,00% | 16,00% |
| Athonet USA Inc. | Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Qualsiasi scopo lecito |
- | Athonet Srl | 100,00% | 16,00% |
| Atwater Solar LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Aurora Distributed Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Solar Holdings LLC |
73,51% | 73,51% |
| Aurora Land Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Aurora Solar Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Aurora Wind Holdings LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Aurora Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Autumn Hills LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Avikiran Energy India Private Limited |
Gurugram | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Avikiran Solar India Private Limited |
New Delhi | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Avikiran Surya India Private Limited |
Gurugram | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Avikiran Vayu India Private Limited |
Gurugram | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Azure Sky Solar Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Azure Sky Wind Holdings LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Azure Sky Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Azure Sky Wind Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Baikal Enterprise SL |
Palma de Mallorca | Spagna | 3.006,00 | Euro | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Baleares Energy SLPalma de Mallorca | Spagna | 4.509,00 | Euro | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% | |
| Barnwell County Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Baylio Solar SLU | Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Beaver Falls Water Power Company |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Beaver Valley Holdings LLC |
67,50% | 67,50% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Beaver Valley Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Belomechetskaya WPS |
Mosca | Federazione Russa |
3.010.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Rus Limited Liability Company |
100,00% | 100,00% |
| Bioenergy Casei Gerola Srl |
Roma | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Bison Meadows Wind Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Blue Star Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| BluRe M.A. | Manternach | Lussemburgo | 6.400.000,00 | Euro | Associazione di mutua assicurazione - |
Slovenské elektrárne AS |
5,00% | 1,65% | |
| Bogaris PV1 SLU | Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Impianti fotovoltaici Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% | |
| Boiro Energía SA | Boiro | Spagna | 601.010,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
40,00% | 28,04% |
| Bondia Energia Ltda |
Niterói | Brasile | 2.950.888,00 | Real brasiliano |
Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Bosa del Ebro SL | Saragozza | Spagna | 3.010,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
51,00% | 35,75% |
| Bottom Grass Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Boujdour Wind Farm |
Casablanca | Marocco | 300.000,00 | Dirham marocchino |
Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Equity | Nareva Enel Green Power Morocco SA 90,00% |
45,00% | |
| Bp Hydro Associates |
Boise | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Chi Idaho LLC Enel Green Power North America Inc. |
68,00% 32,00% |
100,00% |
| Bp Hydro Finance Partnership |
Salt Lake City | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Bp Hydro Associates Enel Green Power North America Inc. |
75,92% 24,08% |
100,00% |
| Bravo Dome Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Brazoria County Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Brazoria West Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione, trasporto, vendita e trading di energia elettrica |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Brazos Flat Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Broadband Comunicaciones SA |
Quito | Ecuador | 30.290,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Ecuador Ufiec SA Ufinet Latam SLU |
99,99% 0,01% |
20,60% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Buffalo Dunes Wind Project LLC |
Topeka | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | EGPNA Development Holdings LLC |
75,00% | 75,00% |
| Buffalo Jump LP | Alberta | Canada | 10,00 | Dollaro canadese |
Holding | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
0,10% 99,90% |
100,00% |
| Buffalo Spirit Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Bungala One Finco (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 1.000,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Bungala One Property (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala One Operation Holding Trust |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
50,00% | 50,00% |
| Bungala One Operations Holding (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
51,00% | 51,00% |
| Bungala One Operations (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 1.000,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Bungala One Operations Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala One Operations Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Bungala One Operations Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala One Property (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 1.000,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Bungala One Property Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala One Property Holding (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
51,00% | 51,00% |
| Bungala One Property Holding Trust |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
50,00% | 50,00% |
| Bungala One Property Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Bungala One Property Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala Two Finco (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Bungala Two Property (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala Two Operations Holding (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
51,00% | 51,00% |
| Bungala Two Operations Holding Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
50,00% | 50,00% |
| Bungala Two Operations (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Bungala Two Operations Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala Two Operations Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Bungala Two Operations Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Bungala Two Property Holding (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
51,00% | 51,00% |
| Bungala Two Property Holding Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
50,00% | 50,00% |
| Bungala Two Property (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Bungala Two Property Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bungala Two Property Trust |
Sydney | Australia | 1,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Equity | Bungala Two Property Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 51,00% |
| Business Venture Investments 1468 (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
100,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Butterfly Meadows Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| C&C Castelvetere Srl |
Roma | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| C&C Uno Energy Srl |
Roma | Italia | 118.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Canastota Wind Power LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Fenner Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Caney River Wind Project LLC |
Overland Park | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Rocky Caney Wind LLC |
100,00% | 20,00% |
| Carbopego - Abastecimientos e Combustíveis SA |
Lisbona | Portogallo | 50.000,00 | Euro | Fornitura di combustibili |
Equity | Endesa Generación Portugal SA Endesa Generación SA |
0,01% 49,99% |
35,05% |
| Cascade Energy Storage LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Castiblanco Solar SL |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Fotovoltaico | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Castle Rock Ridge Limited Partnership |
Alberta | Canada | - | Dollaro canadese |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
0,10% 99,90% |
100,00% |
| Catalana d'Iniciatives SCR SA |
Barcellona | Spagna | 30.862.800,00 | Euro | Holding | - | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
0,94% | 0,66% |
| Ccp.Ro Bucharest SA |
Bucarest | Romania | 79.800.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Finanziaria | - | Enel Romania SA | 9,52% | 9,52% |
| Cdec - Sic Ltda | Santiago de Chile | Cile | 709.783.206,00 | Peso cileno - | - | Empresa Eléctrica Panguipulli SA |
6,00% | 3,87% | |
| Cedar Run Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Celg Distribuição SA - Celg D |
Goiás | Brasile | 5.075.679.362,52 | Real brasiliano |
Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 99,96% | 64,12% |
| Central Dock Sud SA |
Buenos Aires | Argentina | 1.231.270.567,54 | Peso argentino |
Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Argentina SA Inversora Dock Sud SA |
0,25% 69,99% |
25,82% |
| Central Geradora Fotovoltaica Bom Nome Ltda |
Salvador | Brasile | 4.859.739,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Central Geradora Fotovoltaica São Francisco Ltda |
Niterói | Brasile | 11.687.672,00 | Real brasiliano |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Brasil SA Enel X Brasil SA |
0,00% 100,00% |
64,14% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA |
Fortaleza | Brasile | 151.935.779,00 | Real brasiliano |
Impianti di generazione termoelettrici |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Central Hidráulica Güejar-Sierra SL |
Siviglia | Spagna | 364.213,34 | Euro | Gestione di impianti Equity | Enel Green Power España SL |
33,30% | 23,34% | |
| Central Térmica de Anllares AIE |
Madrid | Spagna | 595.000,00 | Euro | Gestione di impianti Equity | Endesa Generación SA |
33,33% | 23,36% | |
| Central Vuelta de Obligado SA |
Buenos Aires | Argentina | 500.000,00 | Peso argentino |
Costruzione di impianti elettrici |
Equity | Central Dock Sud SA Enel Generación Costanera SA Enel Generación El Chocón SA |
6,40% 1,30% 33,20% |
16,28% |
| Centrales Nucleares Almaraz Trillo AIE |
Madrid | Spagna | - | Euro | Gestione di impianti Equity | Endesa Generación SA Nuclenor SA |
23,57% 0,69% |
16,76% | |
| Centrum Pre Vedu A Vyskum SRO |
Kalná Nad Hronom | Slovacchia | 6.639,00 | Euro | Attività di ricerca e sviluppo nel settore scientifico e dell'ingegneria |
Equity | Slovenské elektrárne AS |
100,00% | 33,00% |
| CESI - Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano Giacinto Motta SpA |
Milano | Italia | 8.550.000,00 | Euro | Ricerche, servizi di prova e collaudo, studio e consulenza, ingegneria, progettazione, certificazione, consulenza |
Equity | Enel SpA | 42,70% | 42,70% |
| Champagne Storage LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Cherokee Falls Hydroelectric Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Cheyenne Ridge Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Black River LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Idaho LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Minnesota Wind LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Operations Inc. | Andover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Power Inc. | Naples | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi Power Marketing Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chi West LLC | San Francisco | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Chinango SAC | San Miguel | Perù | 295.249.298,00 | Sol peruviano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Generación Perú SAA |
80,00% | 42,90% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Chisago Solar LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Chisholm View II Holding LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Chisholm View Wind Project II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chisholm View II Holding LLC |
62,79% | 62,79% |
| Chisholm View Wind Project LLC |
New York | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA REP Wind Holdings LLC |
100,00% | 20,00% |
| Cimarron Bend Assets LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Cimarron Bend Wind Project I LLC Cimarron Bend Wind Project II LLC Cimarron Bend Wind Project III LLC Enel Kansas LLC |
49,00% 49,00% 1,00% 1,00% |
100,00% |
| Cimarron Bend Wind Holdings I LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Cimarron Bend Wind Holdings II LLC |
100,00% | 100,00% |
| Cimarron Bend Wind Holdings II LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Cimarron Bend Wind Holdings LLC 100,00% |
100,00% | ||
| Cimarron Bend Wind Holdings III LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Cimarron Bend Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Cimarron Bend Wind Project I LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Cimarron Bend Wind Holdings I LLC |
100,00% | 100,00% |
| Cimarron Bend Wind Project II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Cimarron Bend Wind Holdings I LLC |
100,00% | 100,00% |
| Cimarron Bend Wind Project III LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Cimarron Bend Wind Holdings III LLC |
100,00% | 100,00% |
| CivDrone | Haifa | Israele | 1.093.350,00 | Siclo israeliano |
Ricerca e sviluppo | - | Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
4,27% | 4,27% |
| Clear Sky Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Clinton Farms Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Codensa SA ESP | Bogotà | Colombia | 13.487.545.000,00 | Peso colombiano |
Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Américas SA | 48,30% | 30,98% |
| Cogein Sannio Srl | Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Cogeneración El Salto SL |
Saragozza | Spagna | 36.060,73 | Euro | Cogenerazione di energia elettrica e termica |
Equity | Enel Green Power España SL |
20,00% | 14,02% |
| Cogenio Srl | Roma | Italia | 2.310.000,00 | Euro | - | Equity | Enel.si Srl | 20,00% | 20,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cohuna Solar Farm (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Cohuna Holdings (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Cohuna Solar Farm Trust |
Sydney | Australia | 1,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Cohuna Trust |
100,00% | 100,00% |
| Comanche Crest Ranch LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Comercializadora Eléctrica de Cádiz SA |
Cadice | Spagna | 600.000,00 | Euro | Trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica |
Equity | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
33,50% | 23,48% |
| Compagnia Porto di Civitavecchia SpA in liquidazione |
Roma | Italia | 14.730.800,00 | Euro | Costruzione di infrastrutture portuali Equity |
Enel Produzione SpA |
25,00% | 25,00% | |
| Companhia Energética do Ceará - Coelce |
Fortaleza | Brasile | 892.246.885,77 | Real brasiliano |
Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 74,05% | 47,50% |
| Compañía de Transmisión del Mercosur Ltda - CTM |
Buenos Aires | Argentina | 14.012.000,00 | Peso argentino |
Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel CIEN SA Enel SpA |
100,00% 0,00% |
64,15% |
| Compañía Energética Veracruz SAC |
San Miguel | Perù | 2.886.000,00 | Sol peruviano |
Progetti idroelettrici Integrale | Enel Perú SAC | 100,00% | 64,14% | |
| Compañía Eólica Tierras Altas SA |
Soria | Spagna | 13.222.000,00 | Euro | Impianti eolici | Equity | Compañía Eólica Tierras Altas SA Enel Green Power España SL |
5,00% 35,63% |
26,29% |
| Concert Srl | Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Certificazione di prodotti, attrezzature e impianti |
Integrale | Enel Global Thermal Generation Srl |
100,00% | 100,00% |
| Coneross Power Corporation Inc. |
Greenville | USA | 110.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| CONSEL - Consorzio ELIS per la formazione professionale superiore |
Roma | Italia | 51.000,00 | Euro | Formazione | Equity | OpEn Fiber SpA | 1,00% | 0,50% |
| Consolidated Hydro New Hampshire LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Consolidated Hydro Southeast LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Consolidated Pumped Storage Inc. |
Wilmington | USA | 550.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
81,83% | 81,83% |
| Consorzio Civita in liquidazione |
Roma | Italia | 156.000,00 | Euro | - | - | Enel SpA | 33,30% | 33,30% |
| Conza Green Energy Srl |
Roma | Italia | 73.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Copper Landing Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Corporación Empresarial de Extremadura SA |
Badajoz | Spagna | 44.538.000,00 | Euro | Sviluppo regionale | - | Endesa SA | 1,01% | 0,71% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Corporación Eólica de Zaragoza SL |
La Puebla de Alfindén |
Spagna | 271.652,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
25,00% | 17,53% |
| Cow Creek Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Danax Energy (Pty) Ltd |
Sandton | Repubblica del Sudafrica |
100,00 | Rand | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| De Rock Int'l Srl | Bucarest | Romania | 5.629.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Dehesa de los Guadalupes Solar SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Dehesa PV Farm 03 SLU |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Dehesa PV Farm 04 SLU |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Impianti fotovoltaici Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% | |
| Depuración Destilación Reciclaje SL |
Boiro | Spagna | 600.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
40,00% | 28,04% |
| Derivex SA | Bogotà | Colombia | 715.292.000,00 | Peso colombiano Finanziaria |
- | Emgesa SA ESP | 5,00% | 1,55% | |
| Desarrollo de Fuerzas Renovables S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 33.101.350,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv |
99,99% 0,01% |
100,00% |
| Di.T.N.E. - Distretto Tecnologico Nazionale sull'Energia Società Consortile a Responsabilità Limitata |
Roma | Italia | 398.321,50 | Euro | Ricerca e sviluppo sperimentale nel campo delle scienze naturali e dell'ingegneria |
- | Enel Produzione SpA |
1,89% | 1,89% |
| Diamond Vista Holdings LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Distribuidora de Energía Eléctrica del Bages SA |
Barcellona | Spagna | 108.240,00 | Euro | Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) Hidroeléctrica de Catalunya SL |
55,00% 45,00% |
70,10% |
| Distribuidora Eléctrica del Puerto de La Cruz SA |
Santa Cruz de Tenerife |
Spagna | 12.621.210,00 | Euro | Acquisto, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| Distrilec Inversora SA |
Buenos Aires | Argentina | 497.612.021,00 | Peso argentino |
Holding | Integrale | Enel Américas SA | 51,50% | 33,03% |
| Dmd Holding AA in liquidazione |
Trenčín-Zlatovce | Slovacchia | 199.543.284,87 | Euro | Produzione di energia |
- | Slovenské elektrárne AS |
2,94% | 0,97% |
| Dodge Center Distributed Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Dolores Wind SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 200,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Dominica Energía Limpia SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 2.070.600.646,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Dorset Ridge Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Dover Solar I LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Drift Sand Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Kansas LLC | 50,00% | 50,00% |
| Drift Sand Wind Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Drift Sand Wind Holdings LLC |
100,00% | 50,00% |
| Dwarka Vayu 1 Private Limited |
Gurgaon | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| E.S.CO. Comuni Srl | Bergamo | Italia | 1.000.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | YouSave SpA | 60,00% | 60,00% |
| Eastwood Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Edistribución Redes Digitales SL (Sociedad Unipersonal) |
Madrid | Spagna | 1.204.540.060,00 | Euro | Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| E-Distribu ie Banat SA |
Timisoara | Romania | 382.158.580,00 | Nuovo leu rumeno |
Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 51,00% | 51,00% |
| E-Distribu ie Dobrogea SA |
Constan a | Romania | 280.285.560,00 | Nuovo leu rumeno |
Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 51,00% | 51,00% |
| E-Distribu ie Muntenia SA |
Bucarest | Romania | 271.635.250,00 | Nuovo leu rumeno |
Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 78,00% | 78,00% |
| e-distribuzione SpA | Roma | Italia | 2.600.000.000,00 | Euro | Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| EF Divesture LLC | Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Efficientya Srl | Bergamo | Italia | 100.000,00 | Euro | Ricerche, servizi di prova e collaudo, studio e consulenza, ingegneria, progettazione, certificazione, consulenza |
Equity | YouSave SpA | 50,00% | 50,00% |
| EGP Australia (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 10.000,00 | Dollaro australiano |
Holding. Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| EGP BioEnergy Srl | Roma | Italia | 1.000.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Puglia Srl |
100,00% | 100,00% |
| EGP Geronimo Holding Company Inc. |
Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGP HoldCo 1 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 10 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EGP HoldCo 11 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 12 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 13 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 14 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 15 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 16 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 17 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 18 LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 2 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 3 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 4 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 5 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 6 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 7 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 8 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP HoldCo 9 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP Magdalena Solar SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 691.771.740,00 | Peso | messicano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| EGP Nevada Power LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| EGP Salt Wells Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| EGP San Leandro Microgrid I LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| EGP Solar 1 LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | EGPNA REP Solar Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| EGP Stillwater Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Stillwater LLC | 100,00% | 100,00% |
| EGP Stillwater Solar PV II LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Stillwater Woods Hill Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| EGP Timber Hills Project LLC |
Los Angeles | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Padoma Wind Power LLC |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EGPNA Development Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Development LLC |
100,00% | 100,00% |
| EGPNA Hydro Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Preferred Wind Holdings II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Preferred Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 1 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 2 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 3 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 4 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 5 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 6 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Project HoldCo 7 LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA Renewable Energy Partners LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Joint Venture | Equity | EGPNA REP Holdings LLC |
20,00% | 20,00% |
| EGPNA REP Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA REP Solar Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| EGPNA REP Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA Renewable Energy Partners LLC |
100,00% | 20,00% |
| EGPNA Wind Holdings 1 LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA REP Wind Holdings LLC |
100,00% | 20,00% |
| Elcogas SA in liquidazione |
Puertollano (Ciudad Real) |
Spagna | 809.690,40 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Equity | Endesa Generación SA Enel SpA |
40,99% 4,32% |
33,05% |
| Elcomex Solar Energy Srl |
Bucarest | Romania | 4.590.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Elecgas SA | Pego | Portogallo | 50.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica a ciclo combinato |
Equity | Endesa Generación Portugal SA |
50,00% | 35,05% |
| Electra Capital (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
10.000.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
60,00% | 60,00% |
| Eléctrica de Jafre SA |
Girona | Spagna | 165.876,00 | Euro | Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) Hidroeléctrica de Catalunya SL |
52,54% 47,46% |
70,10% |
| Eléctrica de Lijar SL | Cadice | Spagna | 1.081.821,79 | Euro | Trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Equity | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
50,00% | 35,05% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eléctrica del Ebro SA (Sociedad Unipersonal) |
Tarragona | Spagna | 500.000,00 | Euro | Fornitura di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| Electricidad de Puerto Real SA |
Cadice | Spagna | 4.960.246,40 | Euro | Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Equity | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
50,00% | 35,05% |
| Electrometalúrgica del Ebro SL |
Barcellona | Spagna | 2.906.862,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
- | Enel Green Power España SL |
0,18% | 0,12% |
| Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo SA |
Barueri | Brasile | 3.079.524.934,33 | Real brasiliano |
Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Elini | Antwerpen | Belgio | 31.855.683,05 | Euro | Associazione di mutua assicurazione - |
Slovenské elektrárne AS |
4,26% | 1,41% | |
| Elk Creek Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Emerging Networks El Salvador SA de Cv |
- | El Salvador | 2.000,00 | Dollaro | statunitense Telecomunicazioni | Equity | Livister Guatemala SA Livister Latam SLU |
1,00% 99,00% |
20,60% |
| Emerging Networks Latam Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Emerging Networks Panama SA |
Panama | Repubblica di Panama |
1.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx/eni - Spc Panama Inc. |
100,00% | 20,60% | |
| Emgesa SA ESP | Bogotà | Colombia | 655.222.312.800,00 | Peso colombiano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Américas SA | 48,48% | 31,10% |
| Emintegral Cycle SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Empresa Carbonífera del Sur SA |
Madrid | Spagna | 18.030.000,00 | Euro | Attività mineraria | Integrale | Endesa Generación SA |
100,00% | 70,10% |
| Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Distribución SA (Sociedad Unipersonal) |
Ceuta | Spagna | 9.335.000,00 | Euro | Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta SA |
100,00% | 67,55% |
| Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta SA |
Ceuta | Spagna | 16.562.250,00 | Euro | Holding | Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
96,37% | 67,55% |
| Empresa de Generación Eléctrica Los Pinos SA |
San Miguel | Perù | 7.928.044,00 | Sol peruviano |
Generazione, trasmissione, distribuzione, vendita e acquisto di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Perú SAC Energética Monzón SAC |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Empresa de Generación Eléctrica Marcona SAC |
San Miguel | Perù | 3.368.424,00 | Sol peruviano |
Generazione, trasmissione, distribuzione, vendita e acquisto di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Perú SAC Energética Monzón SAC |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Empresa de Transmisión Chena SA |
Santiago de Chile | Cile | 250.428.941,00 | Peso cileno Trasmissione di energia elettrica |
Integrale | Enel Colina SA Enel Distribución Chile SA |
0,10% 99,90% |
63,96% | |
| Empresa Distribuidora Sur SA - Edesur |
Buenos Aires | Argentina | 898.585.028,00 | Peso argentino |
Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Distrilec Inversora SA Enel Argentina SA |
56,36% 43,10% |
46,26% |
| Empresa Eléctrica Panguipulli SA |
Santiago de Chile | Cile | 49.195.959,84 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Chile SA Enel Green Power Chile SA |
0,03% 99,97% |
64,55% |
| Produzione, Empresa Eléctrica trasmissione e Enel Generación Santiago de Chile Cile 175.774.920.733,00 Peso cileno Integrale 92,65% Pehuenche SA distribuzione di Chile SA energia elettrica Endesa Red Empresa Energía Fornitura di energia Cadice Spagna 2.500.000,00 Euro Equity SA (Sociedad 50,00% SA elettrica Unipersonal) Produzione di Empresa Nacional Enel Green Power Santiago de Chile Cile 12.647.789.439,24 Peso cileno energia elettrica da Integrale 51,00% de Geotermia SA Chile SA fonte rinnovabile |
55,94% 35,05% 32,92% |
|---|---|
| Empresa Trasmissione e Repubblica di Dollaro Propietaria de la Panama 58.500.000,00 distribuzione di - Enel SpA 11,11% Panama statunitense Red SA energia elettrica |
11,11% |
| Endesa Capital SA Madrid Spagna 60.200,00 Euro Finanziaria Integrale Endesa SA 100,00% |
70,10% |
| Endesa Produzione e Comercialização de Porto Portogallo 250.000,00 Euro vendita di energia Integrale Endesa Energía SA 100,00% Energia SA elettrica |
70,10% |
| Endesa Energía Renovable Fornitura di energia Madrid Spagna 100.000,00 Euro Integrale Endesa Energía SA 100,00% SL (Sociedad elettrica Unipersonal) |
70,10% |
| Marketing di Endesa Energía SA Madrid Spagna 14.919.195,32 Euro Integrale Endesa SA 100,00% prodotti energetici |
70,10% |
| Endesa Energía Servizi nel settore SAU y Clece SA Madrid Spagna 6.000,00 Euro - Endesa Energía SA 50,00% energetico UTE |
35,05% |
| Endesa Energía Sviluppo e SAU - Automnibus Madrid Spagna - Euro costruzione di Equity Endesa Energía SA 70,00% Interurbanos SA, impianti Valdemoro UTE |
49,07% |
| Endesa Energía Servizi di pubblica SAU - Tecnocontrol, Madrid Spagna - Euro - Endesa Energía SA 50,00% illuminazione Vitoria UTE |
35,05% |
| Endesa Financiación Filiales Madrid Spagna 4.621.003.006,00 Euro Finanziaria Integrale Endesa SA 100,00% SA |
70,10% |
| Endesa Generación Produzione di Siviglia Spagna 63.107,00 Euro Integrale Endesa SA 100,00% II SA energia elettrica |
70,10% |
| Subholding di Endesa Generación Endesa Generación Siviglia Spagna 60.000,00 Euro partecipazioni nel Integrale 100,00% Nuclear SA SA settore nucleare |
70,10% |
| Endesa Energía SA 0,20% Endesa Generación Endesa Generación Produzione di Lisbona Portogallo 50.000,00 Euro Integrale SA 99,20% Portugal SA energia elettrica Enel Green Power España SL 0,60% |
70,10% |
| Produzione e Endesa Generación Siviglia Spagna 1.940.379.735,35 Euro vendita di energia Integrale Endesa SA 100,00% SA elettrica |
70,10% |
| Endesa Red Endesa Ingeniería Servizi di ingegneria Siviglia Spagna 1.000.000,00 Euro Integrale SA (Sociedad 100,00% SLU e consulenza Unipersonal) |
70,10% |
| Endesa Ingeniería Endesa Ingeniería Servizi di pubblica SLU - Enel Sole Srl Siviglia Spagna - Euro - SLU 50,00% illuminazione UTE XIV Enel Sole Srl 50,00% |
85,05% |
| Endesa Medios y Sistemas Madrid Spagna 89.999.790,00 Euro Servizi Integrale Endesa SA 100,00% SL (Sociedad Unipersonal) |
70,10% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Endesa Operaciones y Servicios Comerciales SL |
Madrid | Spagna | 10.138.580,00 | Euro | Servizi | Integrale | Endesa Energía SA | 100,00% | 70,10% |
| Endesa Power Trading Ltd |
Londra | Regno Unito | 2,00 | Sterlina inglese |
Operazioni di trading Integrale | Endesa SA | 100,00% | 70,10% | |
| Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
Madrid | Spagna | 719.901.723,26 | Euro | Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa SA | 100,00% | 70,10% |
| Endesa SA | Madrid | Spagna | 1.270.502.540,40 | Euro | Holding | Integrale | Enel Iberia Srl | 70,10% | 70,10% |
| Endesa Soluciones SL |
Madrid | Spagna | 2.874.621,80 | Euro | Marketing di prodotti energetici |
Equity | Endesa Energía SA | 20,00% | 14,02% |
| Endesa X SA (Sociedad Unipersonal) |
Madrid | Spagna | 60.000,00 | Euro | Servizi | Integrale | Endesa SA | 100,00% | 70,10% |
| Enel Alberta Wind Inc. |
Alberta | Canada | 16.251.021,00 | Dollaro canadese |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Canada Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Américas SA | Santiago de Chile | Cile | 9.783.875.314,43 | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 64,14% | 64,14% |
| Enel AMPCI Chile SpA |
Santiago de Chile | Cile | 1.000,00 | Dollaro statunitense |
Attività nel settore della mobilità elettrica |
- | Enel X Chile SpA | 20,00% | 12,91% |
| Enel AMPCI Ts1 Holdings SpA |
Santiago de Chile | Cile | 1.000,00 | Dollaro statunitense |
Attività nel settore della mobilità elettrica |
- | Enel AMPCI Chile SpA |
100,00% | 12,91% |
| Enel AMPCI Ts1 SpA |
Santiago de Chile | Cile | 1.000,00 | Dollaro statunitense |
Attività nel settore della mobilità elettrica |
- | Enel AMPCI Ts1 Holdings SpA |
100,00% | 12,91% |
| Enel and Shikun & Binui Innovation Infralab Ltd |
Airport City | Israele | 38.000,00 | Siclo israeliano |
Attività legali | Equity | Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
50,00% | 50,00% |
| Enel Argentina SA | Buenos Aires | Argentina | 2.297.711.908,00 | Peso argentino |
Holding | Integrale | Enel Américas SA Enel Generación Chile SA |
99,92% 0,08% |
64,14% |
| Enel Bella Energy Storage LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Enel Brasil SA | Niterói | Brasile | 18.978.311.482,06 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Américas SA Enel Brasil SA |
99,25% 0,75% |
64,14% |
| Enel Chile SA | Santiago de Chile | Cile | 3.882.103.470.184,00 | Peso cileno | Holding. Produzione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 64,55% | 64,55% |
| Enel CIEN SA | Niterói | Brasile | 285.044.682,00 | Real brasiliano |
Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Enel Colina SA | Santiago de Chile | Cile | 82.222.000,00 | Peso cileno Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Chile SA Enel Distribución Chile SA |
0,00% 100,00% |
63,96% | |
| Enel Cove Fort II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Cove Fort LLC | Beaver | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Geothermal LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Distribución Chile SA |
Santiago de Chile | Cile | 230.137.979.938,00 | Peso cileno | Holding. Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Chile SA | 99,09% | 63,96% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Distribución Perú SAA |
San Miguel | Perù | 638.563.900,00 | Sol peruviano |
Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Perú SAC | 83,15% | 53,34% |
| Enel Energia SpA | Roma | Italia | 302.039,00 | Euro | Vendita di gas e di energia elettrica |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Energía SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 25.000.100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Energía Nueva de Iguu S de RL de Cv |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Energie Muntenia SA |
Bucarest | Romania | 37.004.350,00 | Nuovo leu rumeno |
Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 78,00% | 78,00% |
| Enel Energie SA | Bucarest | Romania | 140.000.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 51,00% | 51,00% |
| Enel Energy Australia (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel Energy South Africa |
Wilmington | Repubblica del Sudafrica |
100,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
Andover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Finance America LLC |
Wilmington | USA | 200.000.000,00 | Dollaro statunitense Finanziaria |
Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Enel Finance International NV |
Amsterdam | Olanda | 1.478.810.371,00 | Euro | Finanziaria | Integrale | Enel Holding Finance Srl Enel SpA |
75,00% 25,00% |
100,00% |
| Enel Fortuna SA | Panama | Repubblica di Panama |
100.000.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl |
50,06% | 50,06% |
| Enel Generación Chile SA |
Santiago de Chile | Cile | 552.777.320.871,00 | Peso cileno | Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Chile SA | 93,55% | 60,38% |
| Enel Generación Costanera SA |
Buenos Aires | Argentina | 701.988.378,00 | Peso argentino |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Argentina SA | 75,68% | 48,54% |
| Enel Generación El Chocón SA |
Buenos Aires | Argentina | 298.584.050,00 | Peso argentino |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Argentina SA Hidroinvest SA |
8,67% 59,00% |
42,16% |
| Enel Generación Perú SAA |
San Miguel | Perù | 2.498.101.267,20 | Sol peruviano |
Generazione di energia elettrica |
Integrale | Enel Perú SAC | 83,60% | 53,62% |
| Enel Generación Piura SA |
San Miguel | Perù | 73.982.594,00 | Sol peruviano |
Generazione di energia elettrica |
Integrale | Enel Perú SAC | 96,50% | 61,90% |
| Enel Generación SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 7.100.100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Energía Nueva de Iguu S de RL de Cv |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Geothermal LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
Roma | Italia | 10.100.000,00 | Euro | Servizi di misurazione, telegestione e connettività mediante comunicazione su rete elettrica |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Global Services Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Servizi di ingegneria e consulenza |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Global Thermal Generation Srl |
Roma | Italia | 11.000.000,00 | Euro | Attività di consulenza imprenditoriale e altra consulenza amministrativo gestionale e pianificazione aziendale |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Global Trading SpA |
Roma | Italia | 90.885.000,00 | Euro | Trading e logistica dei combustibili |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Argentina SA |
Buenos Aires | Argentina | 82.534.295,00 | Peso argentino |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
99,24% 0,76% |
100,00% |
| Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Australia Trust |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Boa Vista Eólica SA |
Niterói | Brasile | 108.952.830,00 | Real brasiliano |
Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
Niterói | Brasile | 8.411.724.678,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Brejolândia Solar SA |
Rio de Janeiro | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Bulgaria EAD |
Sofia | Bulgaria | 35.231.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Bungala (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro australiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Bungala Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Cabeça de Boi SA |
Niterói | Brasile | 270.114.539,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Cachoeira Dourada SA |
Cachoeira Dourada | Brasile | 64.339.835,85 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA Enel Green Power Cachoeira Dourada SA |
99,61% 0,15% |
63,99% |
| Enel Green Power Calabria Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Canada Inc. |
Montreal | Canada | 85.681.857,00 | Dollaro canadese |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Cerrado Solar SA |
Rio de Janeiro | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Chile SA |
Santiago de Chile | Cile | 1.197.691.313,37 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Chile SA Enel Green Power Chile SA Enel SpA |
72,46% 27,54% 0,01% |
64,55% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Cohuna Holdings (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 3.419.700,00 | Dollaro australiano Holding |
Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% | |
| Enel Green Power Cohuna Trust |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Australia Trust |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Colombia SAS ESP |
Bogotà | Colombia | 3.878.946.000,00 | Peso colombiano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Costa Rica SA |
San José | Costa Rica | 27.500.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Energía y Servicios South America SpA 100,00% |
100,00% | |
| Enel Green Power Cove Fort Solar LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Enel Green Power Cremzow GmbH & Co. Kg |
Schenkenberg | Germania | 1.000,00 | Euro | Costruzione e gestione di impianti Integrale |
Enel Green Power Germany GmbH |
90,00% | 90,00% | |
| Enel Green Power Cremzow Verwaltungs GmbH |
Schenkenberg | Germania | 25.000,00 | Euro | Servizi alle imprese Integrale | Enel Green Power Germany GmbH |
90,00% | 90,00% | |
| Enel Green Power Cristal Eólica SA |
Niterói | Brasile | 144.784.899,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,17% 0,83% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru 01 SA |
Niterói | Brasile | 100.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru 02 SA |
Niterói | Brasile | 100.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru 03 SA |
Niterói | Brasile | 100.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru 04 SA |
Niterói | Brasile | 100.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru 05 SA |
Niterói | Brasile | 100.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru Participações SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Cumaru Solar 01 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Cumaru Solar 02 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Damascena Eólica SA |
Niterói | Brasile | 83.709.003,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,16% 0,84% |
100,00% |
| Enel Green Power Delfina A Eólica SA |
Niterói | Brasile | 549.062.483,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Delfina B Eólica SA |
Niterói | Brasile | 93.538.826,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Delfina C Eólica SA |
Niterói | Brasile | 39.558.322,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Delfina D Eólica SA |
Niterói | Brasile | 113.170.233,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Delfina E Eólica SA |
Niterói | Brasile | 115.923.464,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
Niterói | Brasile | 41.474.258,38 | Real brasiliano |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Development Srl |
Roma | Italia | 20.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Diamond Vista Wind Project LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Diamond Vista Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Dois Riachos Eólica SA |
Niterói | Brasile | 130.354.009,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Egypt SAE |
Cairo | Egitto | 250.000,00 | Sterlina egiziana |
Gestione, esercizio e manutenzione impianti di produzione di energia di tutti i tipi e le loro reti di distribuzione |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power El Salvador SA de Cv |
- | El Salvador | 22.860,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
99,96% 0,04% |
100,00% |
| Enel Green Power Elkwater Wind Limited Partnership |
Alberta | Canada | 1.000,00 | Dollaro canadese |
Holding | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Emiliana Eólica SA |
Niterói | Brasile | 150.191.530,00 | Real brasiliano |
Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
98,93% 1,07% |
100,00% |
| Enel Green Power España SL |
Siviglia | Spagna | 11.152,74 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Endesa Generación SA |
100,00% | 70,10% |
| Enel Green Power Esperança Eólica SA |
Niterói | Brasile | 129.418.174,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,14% 0,86% |
100,00% |
| Enel Green Power Esperança Solar SA |
Rio de Janeiro | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Fazenda SA |
Niterói | Brasile | 264.141.174,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Fontes dos Ventos 2 SA |
Niterói | Brasile | 121.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Fontes dos Ventos 3 SA |
Niterói | Brasile | 121.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Fontes Solar SA |
Rio de Janeiro | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Germany GmbH |
Monaco | Germania | 25.000,00 | Euro | Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Girgarre Holdings (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | 100,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Australia (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Global Investment BV |
Amsterdam | Olanda | 10.000,00 | Euro | Holding | Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Guatemala SA |
Città del Guatemala |
Guatemala | 10.000.000,00 | Quetzal guatemalteco Holding |
Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% | |
| Enel Green Power Hadros Wind Limited Partnership |
- | Canada | 1.000,00 | Dollaro canadese |
Holding | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Hellas SA |
Maroussi | Grecia | 8.180.350,00 | Euro | Holding. Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Hellas Supply SA |
Maroussi | Grecia | 600.000,00 | Euro | Produzione, trasporto, vendita e trading di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Hellas SA |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 106.609.641,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas SA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Hilltopper Wind LLC (ex Hilltopper Wind Power LLC) |
Dover | USA | 1,00 | Dollaro | statunitense Operator Wind | Integrale | Hilltopper Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Horizonte Mp Solar SA |
Niterói | Brasile | 451.566.053,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
New Delhi | India | 100.000.000,00 | Rupia indiana Holding | Integrale | Enel Green Power Development Srl |
100,00% | 100,00% | |
| Enel Green Power Italia Srl |
Roma | Italia | 272.000.000,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Ituverava Norte Solar SA |
Niterói | Brasile | 199.552.644,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Bondia Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,09% 99,91% |
100,00% |
| Enel Green Power Ituverava Solar SA |
Niterói | Brasile | 219.235.933,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Bondia Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ituverava Sul Solar SA |
Niterói | Brasile | 407.279.143,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Bondia Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Joana Eólica SA |
Niterói | Brasile | 135.459.530,00 | Real brasiliano |
Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
98,89% 1,11% |
100,00% |
| Enel Green Power Kenya Limited |
Nairobi | Kenya | 100.000,00 | Scellino keniota |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd Enel Green Power SpA |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Lagoa do Sol 01 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Lagoa do Sol 02 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Lagoa do Sol 03 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Lagoa do Sol 04 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Lagoa II Participações SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Lagoa Participações SA (ex Enel Green Power Projetos 45 SA) |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Maniçoba Eólica SA |
Niterói | Brasile | 90.722.530,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,20% 0,80% |
100,00% |
| Enel Green Power Metehara Solar Private Limited Company |
- | Etiopia | 5.600.000,00 | Birr etiope | Sviluppo e costruzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Solar Metehara SpA 80,00% |
80,00% | |
| Enel Green Power México S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 2.399.774.165,00 | Peso messicano Holding |
Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% | |
| Enel Green Power Modelo I Eólica SA |
Niterói | Brasile | 132.642.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Modelo II Eólica SA |
Niterói | Brasile | 117.142.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Morocco SARLAU |
Casablanca | Marocco | 270.000.000,00 | Dirham marocchino |
Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Morro do Chapéu I Eólica SA |
Niterói | Brasile | 280.286.323,91 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Morro do Chapéu II Eólica SA |
Niterói | Brasile | 235.992.413,25 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Mourão SA |
Niterói | Brasile | 25.600.100,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Namibia (Pty) Ltd |
Windhoek | Namibia | 10.000,00 | Dollaro namibiano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power North America Development LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power North America Inc. |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione, trasporto, vendita e trading di energia elettrica |
Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power O&M Solar LLC |
Andover | USA | - | Dollaro | statunitense Gestione di impianti Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Enel Green Power Panamá Srl |
Panama | Repubblica di Panama |
3.001,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power SpA Energía y Servicios South America SpA |
99,97% 0,03% |
100,00% | |
| Enel Green Power Paranapanema SA |
Niterói | Brasile | 123.350.100,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Produzione di Enel Green Power Partecipazioni Roma Italia 10.000,00 Euro energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% SpA Speciali Srl fonte rinnovabile Enel Green Power Brasil Participações Enel Green Power Real Ltda 98,79% Niterói Brasile 127.424.000,00 Impianti eolici Integrale 100,00% Pau Ferro Eólica SA brasiliano Enel Green Power Desenvolvimento Ltda 1,21% Enel Green Power Brasil Participações Enel Green Power Real Ltda 98,90% Pedra do Gerônimo Niterói Brasile 189.519.527,57 Impianti eolici Integrale 100,00% brasiliano Enel Green Power Eólica SA Desenvolvimento Ltda 1,10% Enel Green Power Produzione di Enel Green Power Sol SpA 100,00% San Miguel Perù 411.881.707,00 energia elettrica da Integrale 100,00% Perú SAC peruviano Energía y Servicios fonte rinnovabile South America SpA 0,00% Enel Green Power Brasil Participações Enel Green Power Real Ltda 99,00% Primavera Eólica Niterói Brasile 143.674.900,01 Impianti eolici Integrale 100,00% brasiliano Enel Green Power SA Desenvolvimento Ltda 1,00% Produzione di Enel Green Power Enel Green Power Roma Italia 1.000.000,00 Euro energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% Puglia Srl Italia Srl fonte rinnovabile Progettazione, decisione, gestione, esercizio Enel Green e manutenzione Sterlina Enel Green Power Power RA SAE in Cairo Egitto 15.000.000,00 impianti di Integrale 100,00% 100,00% egiziana Egypt SAE liquidazione produzione di energia di tutti i tipi e le loro reti di distribuzione Enel Green Power Rattlesnake Creek Produzione di Wind Project LLC Dollaro Rattlesnake Creek Delaware USA 1,00 energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% (ex Rattlesnake statunitense Holdings LLC fonte rinnovabile Creek Wind Project LLC) Costruzione Enel Green Power di impianti e Roadrunner Solar Dollaro Andover USA - produzione di Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Project Holdings statunitense energia elettrica da II LLC fonte rinnovabile |
Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Roadrunner Solar Dollaro Andover USA - e distribuzione di Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Project Holdings statunitense energia elettrica LLC |
Enel Green Power | Holding. Produzione | |||||||
| Enel Green Power Roadrunner Solar Dollaro Roadrunner Solar Dover USA 100,00 statunitense Energia rinnovabile Integrale Project Holdings 100,00% 100,00% Project II LLC LLC |
|||||||||
| Produzione di Enel Green Power Nuovo leu Enel Green Power Bucarest Romania 2.430.631.000,00 energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% Romania Srl rumeno SpA fonte rinnovabile |
|||||||||
| Produzione di Enel Green Power Repubblica del Enel Green Power Johannesburg 1.000,00 Rand energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% RSA (Pty) Ltd Sudafrica Development Srl fonte rinnovabile |
|||||||||
| Enel Green Power Produzione di Repubblica del Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Johannesburg 120,00 Rand energia elettrica da Integrale 100,00% 100,00% Sudafrica RSA (Pty) Ltd Ltd fonte rinnovabile |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Rus Limited Liability Company |
Mosca | Federazione Russa |
60.500.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl Enel Green Power SpA |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Enel Green Power SpA |
Roma | Italia | 272.000.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Salto Apiacás SA (ex Enel Green Power Damascena Eólica SA) |
Niterói | Brasile | 274.420.832,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Sannio |
Roma | Italia | 750.000,00 | Euro | Produzione di energia |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power São Abraão Eólica SA |
Niterói | Brasile | 99.513.587,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 07 SA (ex Enel Green Power Projetos 42 SA) |
Teresina | Brasile | 30.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 08 SA (ex Enel Green Power Projetos 43 SA) |
Teresina | Brasile | 30.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 1 SA (ex Enel Green Power Projetos 10) |
Teresina | Brasile | 147.676.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 10 SA (ex Enel Green Power Projetos 15) |
Teresina | Brasile | 162.000.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 11 SA (ex Enel Green Power Projetos 44 SA) |
Teresina | Brasile | 30.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 12 SA (ex Enel Green Power Projetos 22 SA) |
Teresina | Brasile | 30.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 14 SA |
Teresina | Brasile | 110.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 15 SA |
Teresina | Brasile | 110.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 17 SA |
Teresina | Brasile | 110.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power São Gonçalo 18 SA (ex Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 13 SA) |
Teresina | Brasile | 110.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 19 SA |
Teresina | Brasile | 110.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 2 SA (ex Enel Green Power Projetos 11) |
Teresina | Brasile | 162.676.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 21 SA (ex Enel Green Power Projetos 16) |
Teresina | Brasile | 162.000.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 22 SA (ex Enel Green Power Projetos 30) |
Teresina | Brasile | 162.000.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 3 SA (ex Enel Green Power Projetos 12) |
Teresina | Brasile | 142.676.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 4 SA (ex Enel Green Power Projetos 13) |
Teresina | Brasile | 162.676.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 5 SA (ex Enel Green Power Projetos 14) |
Teresina | Brasile | 162.676.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 6 SA (ex Enel Green Power Projetos 19 SA) |
Teresina | Brasile | 165.125.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo 3 Participações SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power São Gonçalo Participações SA (ex Enel Green Power Projetos 46 SA) |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power São Judas Eólica SA |
Niterói | Brasile | 143.674.900,00 | Real brasiliano |
Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Enel Green Power São Micael 01 SA (ex Enel Green Power São Gonçalo 9 SA) |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,10% 99,90% |
100,00% |
| Enel Green Power São Micael 02 SA (ex Enel Green Power São Gonçalo 13) |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,10% 99,90% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power São Micael 03 SA (ex Enel Green Power São Gonçalo 16 SA) |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Alba Energia Ltda Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
0,10% 99,90% |
100,00% |
| Enel Green Power São Micael 04 SA (ex Enel Green Power São Gonçalo 20 SA) |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power São Micael 05 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Services LLC |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Enel Green Power Shu SAE in liquidazione |
Cairo | Egitto | 15.000.000,00 | Sterlina egiziana |
Progettazione, decisione, gestione, esercizio e manutenzione impianti di produzione di energia di tutti i tipi e le loro reti di distribuzione |
Integrale | Enel Green Power Egypt SAE |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Singapore Pte Ltd |
Singapore | Repubblica di Singapore |
1.300.000,00 | Dollaro di Singapore |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Solar Energy Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Solar Metehara SpA |
Roma | Italia | 50.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Solar Ngonye SpA (ex Enel Green Power Africa Srl) |
Roma | Italia | 50.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Tacaicó Eólica SA |
Niterói | Brasile | 91.634.360,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
98,84% 1,16% |
100,00% |
| Enel Green Power Tefnut SAE in liquidazione |
Cairo | Egitto | 15.000.000,00 | Sterlina egiziana |
Progettazione, decisione, gestione, esercizio e manutenzione impianti di produzione di energia di tutti i tipi e le loro reti di distribuzione |
Integrale | Enel Green Power Egypt SAE |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 65.654.658,00 | Nuova lira turca |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 1 SA |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 10 SA (ex Enel Green Power Projetos 21) |
Teresina | Brasile | 171.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 11 SA (ex Enel Green Power Projetos 23) |
Teresina | Brasile | 185.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 14 SA (ex Enel Green Power Projetos 24) |
Teresina | Brasile | 178.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 15 SA (ex Enel Green Power Projetos 25) |
Teresina | Brasile | 182.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 17 SA (ex Enel Green Power Projetos 26) |
Teresina | Brasile | 198.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 19 SA (ex Enel Green Power Projetos 27) |
Teresina | Brasile | 126.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 2 SA |
Teresina | Brasile | 249.650.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 20 SA (ex Enel Green Power Projetos 28) |
Teresina | Brasile | 126.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 21 SA (ex Enel Green Power Projetos 29) |
Teresina | Brasile | 113.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 3 SA (ex Enel Green Power Projetos 4) |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 4 SA (ex Enel Green Power Projetos 6) |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 5 SA (ex Enel Green Power Projetos 7) |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 6 SA (ex Enel Green Power Projetos 8) |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 7 SA (ex Enel Green Power Projetos 9) |
Teresina | Brasile | 106.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Esperança Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 8 SA (ex Enel Green Power Projetos 18) |
Teresina | Brasile | 132.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela 9 SA (ex Enel Green Power Projetos 20) |
Teresina | Brasile | 185.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela ACL 12 (ex Enel Green Power Projetos 36) |
Teresina | Brasile | 105.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela ACL 13 SA (ex Enel Green Power Projetos 17 SA) |
Teresina | Brasile | 105.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela ACL 16 SA (ex Enel Green Power Projetos 38 SA) |
Teresina | Brasile | 105.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Ângela ACL 18 SA (ex Enel Green Power Projetos 47 SA) |
Teresina | Brasile | 105.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 8 SA (ex Enel Green Power Projetos 34 SA) |
Niterói | Brasile | 110.200.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 1 SA (ex Enel Green Power Fonte dos Ventos 1 SA) |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 13 (ex Enel Green Power Projetos 33 SA) |
Niterói | Brasile | 147.000.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 15 SA |
Niterói | Brasile | 202.100.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 16 SA (ex Enel Green Power Projetos 35 SA) |
Niterói | Brasile | 183.700.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 17 SA (ex Enel Green Power Projetos 31 SA) |
Niterói | Brasile | 183.700.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 21 SA (ex Enel Green Power Projetos 37 SA) |
Niterói | Brasile | 202.100.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 22 SA (ex Enel Green Power Projetos 39 SA) |
Niterói | Brasile | 202.100.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 25 SA (ex Enel Green Power Projetos 40 SA) |
Salvador | Brasile | 110.200.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 26 SA (ex Enel Green Power Projetos 41 SA) |
Niterói | Brasile | 202.100.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 3 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança 7 SA (ex Enel Green Power Lagedo Alto SA) |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santa Esperança Participações SA (ex Enel Green Power Cumaru 06 SA) |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Holding | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Ventos de Santo Orestes 1 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de Santo Orestes 2 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 01 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 02 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 03 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 04 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 05 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 06 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 07 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 08 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 11 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Ventos de São Roque 13 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 16 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 17 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 18 SA |
Teresina | Brasile | 138.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 19 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 22 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 26 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Ventos de São Roque 29 SA |
Teresina | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Green Power Villoresi Srl |
Roma | Italia | 1.200.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
51,00% | 51,00% |
| Enel Green Power Volta Grande SA (ex Enel Green Power Projetos 1 SA) |
Niterói | Brasile | 565.756.528,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Enel Green Power Zambia Limited |
Lusaka | Zambia | 15.000,00 | Kwacha zambiano |
Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Development Srl Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Enel Green Power Zeus II - Delfina 8 SA |
Niterói | Brasile | 140.001.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Enel Green Power Zeus Sul 1 Ltda |
Salvador | Brasile | 6.986.993,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Green Power Zeus Sul 2 SA |
Niterói | Brasile | 1.000,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Enel Holding Finance Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Holding | Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Iberia Srl | Madrid | Spagna | 336.142.500,00 | Euro | Holding | Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Innovation Hubs Srl |
Roma | Italia | 1.100.000,00 | Euro | Ingegneria civile e meccanica, sistemi idrici |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Insurance NV | Amsterdam | Olanda | 60.000,00 | Euro | Riassicurazione | Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Investment Holding BV |
Amsterdam | Olanda | 1.000.000,00 | Euro | Holding | Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Italia SpA | Roma | Italia | 100.000.000,00 | Euro | Amministrazione del personale, servizi informatici, attività immobiliari e servizi alle imprese |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Kansas LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Minnesota Holdings LLC |
Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | EGP Geronimo Holding Company Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Nevkan Inc. | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel North America Inc. |
Andover | USA | 50,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Operations Canada Ltd |
Alberta | Canada | 1.000,00 | Dollaro canadese |
- | Integrale | Enel Green Power Canada Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Perú SAC | San Miguel | Perù | 5.361.789.105,00 | Sol peruviano |
Holding | Integrale | Enel Américas SA | 100,00% | 64,14% |
| Enel Produzione SpA |
Roma | Italia | 1.800.000.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Rinnovabile SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia |
Integrale | Enel Green Power Global Investment BV Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Enel Roadrunner Solar Project Holdings II LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Roadrunner Solar Project Holdings II LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Roadrunner Solar Project Holdings LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Roadrunner Solar Project Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Romania SA | Buftea | Romania | 200.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Servizi alle imprese Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% | |
| Enel Rus Wind Azov LLC |
Mosca | Federazione Russa |
200.000.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Russia PJSC | 100,00% | 56,43% |
| Enel Rus Wind Generation LLC |
Mosca | Federazione Russa |
350.000,00 | Rublo | Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Russia PJSC | 100,00% | 56,43% |
| Enel Rus Wind Kola LLC |
Murmansk City | Federazione Russa |
10.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Russia PJSC | 100,00% | 56,43% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel Russia PJSC | Yekaterinburg | Federazione Russa |
35.371.898.370,00 | Rublo | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel SpA | 56,43% | 56,43% |
| Enel Salt Wells LLC | Fallon | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Geothermal LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Saudi Arabia Limited |
Al Khobar | Arabia Saudita | 1.000.000,00 | Riyal saudita | Gestione delle attività relative alla partecipazione alle gare indette da SEC per lo sviluppo dello "Smart metering e grid automation" |
Integrale | e-distribuzione SpA 60,00% | 60,00% | |
| Enel Servicii Comune SA |
Bucarest | Romania | 33.000.000,00 | Nuovo leu rumeno |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | E-Distribu ie Banat SA E-Distribu ie Dobrogea SA |
50,00% 50,00% |
51,00% |
| Enel Solar Srl | Panama | Repubblica di Panama |
10.100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl Energía y Servicios South America SpA |
99,01% 0,99% |
100,00% |
| Enel Sole Srl | Roma | Italia | 4.600.000,00 | Euro | Impianti e servizi di pubblica illuminazione |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel Soluções Energéticas Ltda |
Niterói | Brasile | 42.863.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enel Stillwater LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Geothermal LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel Surprise Valley LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel Tecnologia de Redes SA |
Niterói | Brasile | 10.000,00 | Real brasiliano |
Generazione, trasmissione, distribuzione, vendita e acquisto di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Enel Texkan Inc. | Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Power Inc. | 100,00% | 100,00% |
| Enel Trade doo in liquidazione |
Zagabria | Croazia | 2.240.000,00 | Kuna | Trading di energia elettrica |
Integrale | Enel Global Trading SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Trade Serbia doo |
Belgrado | Serbia | 300.000,00 | Euro | Trading di energia elettrica |
Integrale | Enel Global Trading SpA |
100,00% | 100,00% |
| Enel Trading Argentina Srl |
Buenos Aires | Argentina | 14.011.100,00 | Peso argentino |
Commercializzazione di energia elettrica |
Integrale | Enel Américas SA Enel Argentina SA |
55,00% 45,00% |
64,14% |
| Enel Trading Brasil SA |
Niterói | Brasile | 1.000.000,00 | Real brasiliano |
Generazione, trasmissione, distribuzione, vendita e acquisto di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Enel Trading North America LLC |
Wilmington | USA | 10.000.000,00 | Dollaro | statunitense Operazioni di trading Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Enel Vayu (Project 2) Private Limited |
Gurugram | India | 45.000.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Enel Wind Project (Amberi) Private Limited |
New Delhi | India | 5.000.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel X Argentina SAU |
Buenos Aires | Argentina | 127.800.000,00 | Peso argentino |
Marketing e servizi connessi all'energia elettrica |
Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Asputeck Ave. Project LLC |
Boston | USA | - | Dollaro statunitense |
Qualsiasi scopo lecito |
Integrale | Enel X Finance Partner LLC |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Australia Holding (Pty) Ltd |
Melbourne | Australia | 2.324.698,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Australia (Pty) Ltd |
Melbourne | Australia | 9.880,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Energy Response Holdings (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Battery Storage Limited Partnership |
Oakville | Canada | 10.000,00 | Dollaro canadese |
- | Integrale | Enel X Canada Holding Inc. Enel X Canada Ltd. |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Enel X Brasil Gerenciamento de Energia Ltda |
Sorocaba | Brasile | 117.240,00 | Real brasiliano |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel X Ireland Limited EnerNOC Uk II Limited |
0,00% 100,00% |
100,00% |
| Enel X Brasil SA | Niterói | Brasile | 115.313.600,00 | Real brasiliano |
Attività elettrica | Integrale | Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA Enel Brasil SA |
0,00% 100,00% |
64,14% |
| Enel X Canada Holding Inc. |
Oakville | Canada | 1.000,00 | Dollaro canadese |
Holding | Integrale | Enel X Canada Ltd | 100,00% | 100,00% |
| Enel X Canada Ltd | Mississauga | Canada | 1.000,00 | Dollaro canadese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Chile SpA | Santiago de Chile | Cile | 3.800.000.000,00 | Peso cileno Servizi | Integrale | Enel Chile SA | 100,00% | 64,55% | |
| Enel X College Ave. Project LLC |
Boston | USA | - | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X MA Holdings LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X Colombia SAS |
Bogotà | Colombia | 5.000.000.000,00 | Peso colombiano |
Installazione, manutenzione e riparazione di impianti elettronici |
Integrale | Codensa SA ESP | 100,00% | 30,98% |
| Enel X e-Buses SpA |
Santiago de Chile | Cile | 1.000.000,00 | Peso cileno | Attività nel settore della mobilità elettrica |
Integrale | Enel X Chile SpA | 100,00% | 64,55% |
| Enel X Energy (Shanghai) Co. Ltd |
Shanghai | Cina | 3.500.000,00 | Dollaro statunitense |
Attività nel settore della mobilità elettrica |
Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Federal LLC | Boston | USA | 5.000,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel X North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Finance Partner LLC |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X Financial Services Srl |
Roma | Italia | 1.000.000,00 | Euro | Servizi | Integrale | Enel X Srl | 100,00% | 100,00% |
| Enel X France SAS | Parigi | Francia | 1.000,00 | Euro | - | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Hayden Rowe St. Project LLC |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X MA Holdings LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X International Srl |
Roma | Italia | 100.000,00 | Euro | Attività delle società di partecipazione (holding) |
Integrale | Enel X Srl | 100,00% | 100,00% |
| Enel X Ireland Limited |
Dublino | Irlanda | 100.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Italia Srl | Roma | Italia | 200.000,00 | Euro | Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel X Japan K.K. | Tokyo | Giappone | 165.000.000,00 | Yen | giapponese Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Korea Limited |
Seoul | Corea del Sud | 1.200.000.000,00 | Won | sudcoreano Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Enel X MA Holdings LLC |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X Finance Partner LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X Mobility Romania Srl |
Bucarest | Romania | 937.800,00 | Nuovo leu rumeno |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel X International Srl Enel X Srl |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Enel X Mobility Srl | Roma | Italia | 100.000,00 | Euro | Attività nel settore della mobilità elettrica |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel X Morrissey Blvd. Project LLC |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X Finance Partner LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X New Zealand Limited |
Wellington | Nuova Zelanda | 313.606,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Energy Response Holdings (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enel X North America Inc. |
Boston | USA | 1.000,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Norway AS | Porsgrunn | Norvegia | 1.000.000,00 | Corona norvegese |
Servizi | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Perú SAC | San Miguel | Perù | 3.005.000,00 | Sol peruviano |
Attività nel settore della mobilità elettrica |
Integrale | Enel Perú SAC | 100,00% | 64,14% |
| Enel X Polska Sp. Zo.o. |
Varsavia | Polonia | 3.863.450,00 | Złoty polacco Energia rinnovabile | Integrale | Enel X Ireland Limited |
100,00% | 100,00% | |
| Enel X Romania Srl | Bucarest | Romania | 234.450,00 | Nuovo leu rumeno |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel X International Srl Enel X Srl |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Enel X Rus LLC | Mosca | Federazione Russa |
8.000.000,00 | Rublo | - | Integrale | Enel X International Srl |
99,00% | 99,00% |
| Enel X Srl | Roma | Italia | 1.050.000,00 | Euro | Holding. Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enel X Services India Private Limited |
Mumbai City | India | 45.000,00 | Rupia indiana Servizi di ingegneria e consulenza |
Integrale | Enel X International Srl Enel X North America Inc. |
100,00% 0,00% |
100,00% | |
| Enel X Singapore Pte Ltd |
Singapore | Repubblica di Singapore |
1.212.000,00 | Dollaro di Singapore |
Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Sweden AB | Stoccolma | Svezia | 50.000,00 | Corona svedese |
Servizi | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Taiwan Co. Ltd |
Taipei City | Taiwan | 65.000.000,00 | Nuovo dollaro taiwanese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel X Ireland Limited |
100,00% | 100,00% |
| Enel X Uk Limited | Londra | Regno Unito | 32.626,00 | Sterlina inglese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Enel.si Srl | Roma | Italia | 5.000.000,00 | Euro | Impiantistica e servizi energetici |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Enelco SA | Maroussi | Grecia | 60.108,80 | Euro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Investment Holding BV |
75,00% | 75,00% |
| Enelpower Contractor and Development Saudi Arabia Ltd |
Riyadh | Arabia Saudita | 5.000.000,00 | Riyal saudita | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enelpower SpA | 51,00% | 51,00% |
| Enelpower do Brasil Ltda |
Niterói | Brasile | 5.068.000,00 | Real brasiliano |
Ingegneria nel settore elettrico |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Enelpower SpA | Milano | Italia | 2.000.000,00 | Euro | Studio, progettazione, realizzazione, manutenzione di opere di ingegneria |
Integrale | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Energética Monzón SAC |
San Miguel | Perù | 6.463.000,00 | Sol peruviano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Perú SAC Energía y Servicios South America SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia SA |
Ceuta | Spagna | 65.000,00 | Euro | Fornitura di energia elettrica |
Integrale | Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta SA |
100,00% | 67,55% |
| Energía Eólica Alto del Llano SLU |
Madrid | Spagna | 3.300,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Energia Eolica Srl in sigla EN.EO. Srl |
Roma | Italia | 4.840.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Energía Global de México (Enermex) SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 50.000,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
99,00% | 99,00% |
| Energía Global Operaciones Srl |
San José | Costa Rica | 10.000,00 | Colon costaricano |
Marketing e servizi connessi all'energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Costa Rica SA |
100,00% | 100,00% |
| Energía Limpia de Amistad SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 33.452.769,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Energía Limpia de Palo Alto SA de Cv Città del Messico |
Messico | 673.583.489,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% | |
| Energía Limpia de Puerto Libertad S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 2.953.980,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Enel Rinnovabile SA de Cv |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Energía Marina SpA |
Santiago de Chile | Cile | 2.404.240.000,00 | Peso cileno | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Chile SA |
25,00% | 16,14% |
| Energía Neta Sa Caseta Llucmajor SL (Sociedad Unipersonal) |
Palma de Mallorca | Spagna | 9.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Energía Nueva de Iguu S de RL de Cv |
Città del Messico |
Messico | 51.879.307,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv |
99,90% 0,01% |
99,91% |
| Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv |
Città del Messico |
Messico | 5.339.650,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Guatemala SA Enel Green Power SpA |
0,04% 99,96% |
100,00% |
| Energía XXI Comercializadora de Referencia SL |
Madrid | Spagna | 2.000.000,00 | Euro | Marketing e servizi connessi all'energia elettrica |
Integrale | Endesa Energía SA | 100,00% | 70,10% |
| Energía y Servicios South America SpA |
Santiago de Chile | Cile | 143.290.951,73 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
100,00% | 100,00% |
| Energías Alternativas del Sur SL |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 546.919,10 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
54,95% | 38,52% |
| Energías de Aragón I SL |
Saragozza | Spagna | 3.200.000,00 | Euro | Trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| Energías de Graus SL |
Barcellona | Spagna | 1.298.160,00 | Euro | Impianti idroelettrici Integrale | Enel Green Power España SL |
66,67% | 46,73% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Energías Especiales de Careón SA |
Santiago de Compostela |
Spagna | 270.450,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
77,00% | 53,98% |
| Energías Especiales de Peña Armada SA |
Madrid | Spagna | 963.300,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
80,00% | 56,08% |
| Energías Especiales del Alto Ulla SA |
Madrid | Spagna | 19.594.860,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Energías Especiales del Bierzo SA |
Torre del Bierzo | Spagna | 1.635.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
50,00% | 35,05% |
| Energías Renovables La Mata SA de Cv |
Città del Messico |
Messico | 656.615.400,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Energía Nueva de Iguu S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Energie Electrique de Tahaddart SA |
Marrakech | Marocco | 750.400.000,00 | Dirham marocchino |
Impianti di produzione a ciclo combinato |
Equity | Endesa Generación SA |
32,00% | 22,43% |
| Energotel AS | Bratislava | Slovacchia | 2.191.200,00 | Euro | Gestione della rete in fibra ottica |
Equity | Slovenské elektrárne AS |
20,00% | 6,60% |
| Energy Hydro Piave Srl in liquidazione |
Belluno | Italia | 800.000,00 | Euro | Acquisto e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Produzione SpA |
51,00% | 51,00% |
| Energy Response Holdings (Pty) Ltd |
Melbourne | Australia | 630.451,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel X Australia Holding (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Enerlive Srl | Roma | Italia | 6.520.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Maicor Wind Srl | 100,00% | 100,00% |
| EnerNOC GmbH | Monaco | Germania | 25.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel X North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| EnerNOC Ireland Limited |
Dublino | Irlanda | 100.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel X Ireland Limited |
100,00% | 100,00% |
| EnerNOC Uk II Limited |
Londra | Regno Unito | 21.000,00 | Sterlina Inglese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel X Uk Limited | 100,00% | 100,00% |
| Entech (China) Information Technology Co. Ltd |
Shenzhen | Cina | 1.500,00 | Euro | Energia rinnovabile | Equity | EnerNOC Uk II Limited |
50,00% | 50,00% |
| Entech Utility Service Bureau Inc. |
Lutherville | USA | 1.500,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel X North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Envatios Promoción I SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Impianti fotovoltaici Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% | |
| Envatios Promoción II SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Envatios Promoción III SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Envatios Promoción XX SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Impianti fotovoltaici Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% | |
| Eólica del Cierzo SLU |
Saragozza | Spagna | 225.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Eólica del Principado SAU |
Gijón - Asturias | Spagna | 60.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Eólica Valle del Ebro SA |
Saragozza | Spagna | 3.561.342,50 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
50,50% | 35,40% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eólica Zopiloapan SA de Cv |
Città del Messico |
Messico | 1.877.201,54 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl |
56,98% 39,50% |
96,48% |
| Eólicas de Agaete SL |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 240.400,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
80,00% | 56,08% |
| Eólicas de Fuencaliente SA |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 216.360,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
55,00% | 38,56% |
| Eólicas de Fuerteventura AIE Puerto del Rosario |
Spagna | - | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
40,00% | 28,04% | |
| Eólicas de la Patagonia SA |
Buenos Aires | Argentina | 480.930,00 | Peso argentino |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
50,00% | 35,05% |
| Eólicas de Lanzarote SL |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 1.758.000,00 | Euro | Produzione e distribuzione di energia elettrica |
Equity | Enel Green Power España SL |
40,00% | 28,04% |
| Eólicas de Tenerife AIE |
Santa Cruz de Tenerife |
Spagna | 420.708,40 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
50,00% | 35,05% |
| Eólicas de Tirajana SL |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 3.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
60,00% | 42,06% |
| European Energy Exchange AG |
Leipzig | Germania | 40.050.000,00 | Euro | Trading di commodity |
- | Enel Global Trading SpA |
2,33% | 2,33% |
| Explotaciones Eólicas de Escucha SA |
Saragozza | Spagna | 3.505.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
70,00% | 49,07% |
| Explotaciones Eólicas El Puerto SA |
Teruel | Spagna | 3.230.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
73,60% | 51,59% |
| Explotaciones Eólicas Santo Domingo de Luna SA |
Saragozza | Spagna | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
51,00% | 35,75% |
| Explotaciones Eólicas Saso Plano SA |
Saragozza | Spagna | 5.488.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
65,00% | 45,57% |
| Explotaciones Eólicas Sierra Costera SA |
Saragozza | Spagna | 8.046.800,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
90,00% | 63,09% |
| Explotaciones Eólicas Sierra La Virgen SA |
Saragozza | Spagna | 4.200.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
90,00% | 63,09% |
| Fence Post Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Fenner Wind Holdings LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Finsec Lab Ltd | Tel Aviv | Israele | 100,00 | Siclo israeliano |
Qualsiasi scopo lecito |
Equity | Enel X Srl | 30,00% | 30,00% |
| Flagpay Srl | Milano | Italia | 10.000,00 | Euro | Servizi | Integrale | PayTipper SpA | 100,00% | 55,00% |
| Flat Rock Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Flat Top Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Generazione, trasmissione, distribuzione, vendita e acquisto di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Flint Rock Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Florence Hills LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Fótons de Santo Anchieta Energias Renováveis SA |
Niterói | Brasile | 577.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Fotovoltaica Yunclillos SLU |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Fourmile Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Fowler Hydro LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Freedom Energy Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Front Marítim del Besòs SL |
Barcellona | Spagna | 9.000,00 | Euro | Attività immobiliare Equity | Endesa Generación SA |
61,37% | 43,02% | |
| Furatena Solar 1 SLU |
Siviglia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Galaxy Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Garob Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
100,00 | Rand | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Ltd 60,00% |
60,00% | |
| Gas y Electricidad Generación SAU |
Palma de Mallorca | Spagna | 213.775.700,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Generación SA |
100,00% | 70,10% |
| Gauley Hydro LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | GRPP Holdings LLC 100,00% | 50,00% | |
| Gauley River Management LLC |
Willison | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Genability Inc. | San Francisco | USA | 6.010.074,72 | Dollaro statunitense |
Servizi nel settore energetico |
Equity | Enel X North America Inc. |
50,00% | 50,00% |
| Generadora de Occidente Ltda |
Città del Guatemala |
Guatemala | 16.261.697,33 | Quetzal guatemalteco |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Guatemala SA Enel Green Power SpA |
1,00% 99,00% |
100,00% |
| Generadora Eólica Alto Pacora Srl |
Panama | Repubblica di Panama |
10.100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl Energía y Servicios South America SpA |
99,01% 0,99% |
100,00% |
| Generadora Montecristo SA |
Città del Guatemala |
Guatemala | 3.820.000,00 | Quetzal guatemalteco |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Guatemala SA Enel Green Power SpA |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Generadora Solar Tolé Srl |
Panama | Repubblica di Panama |
10.100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl Energía y Servicios South America SpA |
99,01% 0,99% |
100,00% |
| Geotérmica del Norte SA |
Santiago de Chile | Cile | 326.577.419.702,00 | Peso cileno | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Chile SA |
84,59% | 54,60% |
| Gibson Bay Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
60,00% | 60,00% |
| Girgarre Solar Farm (Pty) Ltd |
Sydney | Australia | - | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Girgarre Holdings (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Global Commodities Holdings Limited |
Londra | Regno Unito | 4.042.375,00 | Sterlina inglese |
Trading di carbone e attività connesse |
- | Enel Global Trading SpA |
4,68% | 4,68% |
| Globyte SA | San José | Costa Rica | 900.000,00 | Colon costaricano |
Marketing e servizi connessi all'energia elettrica |
- | Enel Green Power Costa Rica SA |
10,00% | 10,00% |
| Gnl Chile SA | Santiago de Chile | Cile | 3.026.160,00 | Dollaro statunitense |
Progettazione e fornitura di GNL |
Equity | Enel Generación Chile SA |
33,33% | 20,13% |
| Goodwell Wind Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Origin Goodwell Holdings LLC |
100,00% | 20,00% |
| Goodyear Lake Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Gorona del Viento El Hierro SA |
Santa Cruz de Tenerife |
Spagna | 30.936.736,00 | Euro | Sviluppo e manutenzione dell'impianto di produzione El Hierro |
Equity | Unión Eléctrica de Canarias Generación SAU |
23,21% | 16,27% |
| Grand Prairie Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| GRPP Holdings LLC |
Andover | USA | 2,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA REP Holdings LLC |
50,00% | 50,00% |
| Guadarranque Solar 4 SLU |
Siviglia | Spagna | 3.006,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Endesa Generación II SA |
100,00% | 70,10% |
| Gusty Hill Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| GV Energie Rigenerabili ITAL-RO Srl |
Bucarest | Romania | 1.145.400,00 | Nuovo leu rumeno |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power SpA |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Hadley Ridge LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Hamilton County Solar Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Hansborough Valley Solar Project LLC |
- | USA | - | Dollaro statunitense |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Harvest Ridge Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Harvest Ridge Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Hastings Solar LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Hatch Data Inc. | San Francisco | USA | 10.000,00 | Dollaro statunitense |
Qualsiasi scopo lecito |
- | Enel X North America Inc. |
5,00% | 5,00% |
| Haystack Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Heartland Farms Wind Project LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Hidroeléctrica de Catalunya SL |
Barcellona | Spagna | 126.210,00 | Euro | Trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
100,00% | 70,10% |
| Hidroeléctrica de Ourol SL |
Lugo | Spagna | 1.608.200,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
30,00% | 21,03% |
| Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
Colima | Messico | 30.890.736,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv |
99,99% | 99,99% |
| Hidroflamicell SL | Barcellona | Spagna | 78.120,00 | Euro | Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Hidroeléctrica de Catalunya SL |
75,00% | 52,58% |
| Hidroinvest SA | Buenos Aires | Argentina | 55.312.093,00 | Peso argentino |
Holding | Integrale | Enel Américas SA Enel Argentina SA |
41,94% 54,76% |
62,03% |
| High Chaparral Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| High Lonesome Storage LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| High Lonesome Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Kansas LLC | 99,09% | 99,09% | |
| High Lonesome Wind Power LLC |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | High Lonesome Wind Holdings LLC 100,00% |
99,09% | |
| High Noon Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| High Street Corporation (Pty) Ltd |
Melbourne | Australia | 2,00 | Dollaro | australiano Energia rinnovabile | Integrale | Energy Response Holdings (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Highfalls Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 3.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Hilltopper Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Hispano Generación de Energía Solar SL |
Jerez de los Caballeros |
Spagna | 3.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
51,00% | 35,75% |
| Hope Creek LLC | Crestview | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Hope Ridge Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Hubject GmbH | Berlino | Germania | 65.943,00 | Euro | Attività nel settore della mobilità elettrica |
- | Enel X International Srl |
12,50% | 12,50% |
| Hydro Energies Corporation |
Willison | USA | 5.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Idalia Park Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Idrosicilia SpA | Milano | Italia | 22.520.000,00 | Euro | Attività nel settore idroelettrico |
Equity | Enel SpA | 1,00% | 1,00% |
| I-EM SAT Ltd | Didcot, Oxfordshire |
Regno Unito | 100,00 | Sterlina inglese |
Servizi ICT | Equity | I-EM Srl | 100,00% | 30,00% |
| I-EM Srl | Torino | Italia | 28.571,43 | Euro | Progettazione e sviluppo |
Equity | Enel Italia SpA | 30,00% | 30,00% |
| Ifx Networks Argentina Srl |
Buenos Aires | Argentina | 2.260.551,00 | Peso argentino |
- | Equity | Ifx/eni - Spc V Inc. Minority Stock Holding Corp. |
99,85% 0,15% |
20,60% |
| Ifx Networks Chile SA |
Santiago de Chile | Cile | 5.761.374.444,00 | Peso cileno - | Equity | Ifx/eni - Spc IV Inc. Servicios de Internet Eni Chile Ltda |
41,00% 59,00% |
20,59% | |
| Ifx Networks Colombia SAS |
Bogotà | Colombia | 15.734.959.000,00 | Peso colombiano - |
Equity | Ifx Networks Panama SA Ifx/eni - Spc III Inc. |
58,33% 41,67% |
20,60% | |
| Ifx Networks LLC | Wilmington | USA | 80.848.653,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% | |
| Ifx Networks Ltd | Tortola | Isole Vergini | 100.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks LLC | 100,00% | 20,60% | |
| Ifx Networks Panama SA |
Panama | Repubblica di Panama |
21.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx/eni - Spc Panama Inc. |
100,00% | 20,60% | |
| Ifx/eni - Spc III Inc. | Tortola | Isole Vergini | 50.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Ifx/eni - Spc IV Inc. | Tortola | Isole Vergini | 50.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Ifx/eni - Spc Panama Inc. |
Tortola | Isole Vergini | 50.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Ifx/eni - Spc V Inc. | Tortola | Isole Vergini | 50.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Inertia Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Inertia Wind Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Inkolan Información y Coordinación de obras AIE |
Bilbao | Spagna | 84.141,68 | Euro | Informazioni sulle infrastrutture di cui sono titolari le imprese associate alla Inkolan |
Equity | Edistribución Redes Digitales SL (Sociedad Unipersonal) |
14,29% | 10,01% |
| International Endesa BV |
Amsterdam | Olanda | 15.428.520,00 | Euro | Holding | Integrale | Endesa SA | 100,00% | 70,10% |
| International Multimedia University Srl in fallimento |
Roma | Italia | 24.000,00 | Euro | Formazione | - | Enel Italia SpA | 13,04% | 13,04% |
| Inversora Codensa SAS |
Bogotà | Colombia | 5.000.000,00 | Peso colombiano |
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Codensa SA ESP | 100,00% | 30,98% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Inversora Dock Sud SA |
Buenos Aires | Argentina | 828.941.660,00 | Peso argentino |
Holding | Integrale | Enel Américas SA | 57,14% | 36,65% |
| Isamu Ikeda Energia SA |
Niterói | Brasile | 45.474.475,77 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Italgest Energy (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Jack River LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Jade Energia Ltda | Conceição do Jacuípe |
Brasile | 4.107.097,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Jaguito Solar 10 MW SA |
Panama | Repubblica di Panama |
10.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl |
100,00% | 100,00% |
| Jessica Mills LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Juicenet GmbH | Berlino | Germania | 25.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Juicenet Ltd | Londra | Regno Unito | 1,00 | Sterlina inglese |
- | Integrale | Enel X International Srl |
100,00% | 100,00% |
| Julia Hills LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Kavacik Eolíko Enerjí Elektrík Üretím Ve Tícaret Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 9.000.000,00 | Nuova lira turca |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
100,00% | 100,00% |
| Kelley's Falls LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Kings River Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Kingston Energy Storage LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Kinneytown Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Kino Contractor SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Kino Facilities Manager SA de Cv Città del Messico |
Messico | 100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% | |
| Kirklarelí Eolíko Enerjí Elektrík Üretím Ve Tícaret Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 5.250.000,00 | Nuova lira turca |
- | Integrale | Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Kongul Enerjí Sanayí Ve Tícaret Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 125.000.000,00 | Nuova lira turca |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
100,00% | 100,00% |
| Koporie WPS LLC | - | Federazione Russa |
21.000.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Rus Limited Liability Company |
100,00% | 100,00% |
| Korea Line Corporation |
Seoul | Corea del Sud | 122.132.520.000,00 | Won sudcoreano Shipping |
- | Enel Global Trading SpA |
0,25% | 0,25% | |
| Kromschroeder SA | Barcellona | Spagna | 627.126,00 | Euro | Servizi | Equity | Endesa Medios y Sistemas SL (Sociedad Unipersonal) |
29,26% | 20,51% |
| Lake Emily Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Lake Pulaski Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Land Run Wind Project LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Sundance Wind Project LLC |
100,00% | 100,00% |
| Lawrence Creek Solar LLC |
Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense - |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% | |
| Liberty Energy Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Libyan Italian Joint Company - Azienda Libico-Italiana (A.L.I.) |
Tripoli | Libia | 1.350.000,00 | Euro | Produzione di energia |
- | Enelpower SpA | 0,33% | 0,33% |
| Lily Solar LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Lindahl Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | EGPNA Preferred Wind Holdings LLC 100,00% |
100,00% | |
| Lindahl Wind Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Lindahl Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Little Elk Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Little Elk Wind Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Little Elk Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Little Salt Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Littleville Power Company Inc. |
Boston | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Litus Energy Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Livister Guatemala SA |
Città del Guatemala |
Guatemala | 1.299.900,00 | Quetzal guatemalteco - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU |
2,00% 98,00% |
20,60% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Livister Honduras SA |
Tegucigalpa | Honduras | 2.500.000,00 | Lempira honduregna Holding |
Equity | Livister Guatemala SA Livister Latam SLU |
0,40% 99,60% |
20,60% | |
| Livister Latam SLU | Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | - | Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% |
| Llano Sánchez Solar Power One Srl |
Panama | Repubblica di Panama |
10.020,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl Energía y Servicios South America SpA |
99,80% 0,20% |
100,00% |
| Lone Pine Wind Inc. |
Alberta | Canada | - | Dollaro canadese |
Energia rinnovabile | - | Enel Green Power Canada Inc. |
10,00% | 10,00% |
| Lone Pine Wind Project LP |
Alberta | Canada | - | Dollaro canadese |
Energia rinnovabile | Equity | Enel Green Power Canada Inc. |
10,00% | 10,00% |
| Lower Saranac Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Lower Valley LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Luminary Highlands Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Maicor Wind Srl | Roma | Italia | 20.850.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Malaspina Energy Scarl in liquidazione |
Bergamo | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | YouSave SpA | 100,00% | 100,00% |
| Marengo Solar LLC | Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro | statunitense Fotovoltaico | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Marte Srl | Roma | Italia | 6.100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Marudhar Wind Energy Private Limited |
Gurugram | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Más Energía S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 61.872.926,00 | Peso messicano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,99% 0,01% |
100,00% |
| Mason Mountain Wind Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Padoma Wind Power LLC |
100,00% | 100,00% |
| Matrigenix (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| MC Solar I LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| McBride Wind Project LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Medidas Ambientales SL |
Burgos | Spagna | 60.100,00 | Euro | Studi ambientali | Equity | Nuclenor SA | 50,00% | 17,53% |
| Merit Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Metro Wind LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 181.728.901,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv |
99,99% | 99,99% |
| Mibgas SA | Madrid | Spagna | 3.000.000,00 | Euro | Operatore di mercato del gas |
- | Endesa SA | 1,35% | 0,95% |
| Midelt Wind Farm SA |
Casablanca | Marocco | 145.000.000,00 | Dirham marocchino |
Sviluppo, progettazione, costruzione e gestione di impianti |
Equity | Nareva Enel Green Power Morocco SA 70,00% |
35,00% | |
| Mill Shoals Hydro Company LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Minicentrales Acequia Cinco Villas AIE |
Ejea de los Caballeros |
Spagna | 3.346.993,04 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
- | Enel Green Power España SL |
5,39% | 3,78% |
| Minicentrales del Canal de las Bárdenas AIE |
Saragozza | Spagna | 1.202.000,00 | Euro | Impianti idroelettrici - | Enel Green Power España SL |
15,00% | 10,52% | |
| Minicentrales del Canal Imperial - Gallur SL |
Saragozza | Spagna | 1.820.000,00 | Euro | Impianti idroelettrici Equity | Enel Green Power España SL |
36,50% | 25,59% | |
| Minority Stock Holding Corp. |
Tortola | Isole Vergini | 50.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ifx Networks Ltd | 100,00% | 20,60% | |
| Mira Energy (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
100,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Miranda Plataforma Logística SA |
Burgos | Spagna | 1.800.000,00 | Euro | Sviluppo regionale | - | Nuclenor SA | 0,22% | 0,08% |
| Montrose Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Mountrail Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Mucho Viento Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Muskegon County Solar Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Muskegon Green Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Mustang Run Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Napolean Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Nareva Enel Green Power Morocco SA |
Casablanca | Marocco | 98.750.000,00 | Dirham marocchino |
Holding. Produzione di energia elettrica |
Equity | Enel Green Power Morocco SARLAU |
50,00% | 50,00% |
| Navalvillar Solar SL | Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Fotovoltaico | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Netell Telecomunicações SA |
Barueri | Brasile | 29.800.000,00 | Real brasiliano |
Telecomunicazioni | - | Ufinet Brasil Telecomunicação Ltda |
60,00% | 12,36% |
| Nevkan Renewables LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Nevkan Inc. | 100,00% | 100,00% |
| Newbury Hydro Company LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Ngonye Power Company Limited |
Lusaka | Zambia | 10,00 | Kwacha zambiano |
Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Solar Ngonye SpA (ex Enel Green Power Africa Srl) |
80,00% | 80,00% |
| Nojoli Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
10.000.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
60,00% | 60,00% |
| North Canal Waterworks |
Boston | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| North English Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| North Rock Wind LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Northland Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Northstar Wind Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Northumberland Solar Project I LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Northwest Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi West LLC | 100,00% | 100,00% |
| Notch Butte Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Nuclenor SA | Burgos | Spagna | 102.000.000,00 | Euro | Impianti nucleari | Equity | Endesa Generación SA |
50,00% | 35,05% |
| Nuove Energie Srl | Porto Empedocle | Italia | 5.204.028,73 | Euro | Realizzazione e gestione di infrastrutture per la rigassificazione del GNL |
Integrale | Enel Global Trading SpA |
100,00% | 100,00% |
| Nuxer Trading SA | Montevideo | Uruguay | 80.000,00 | Peso uruguaiano |
Trading di energia elettrica |
Integrale | Enel Brasil SA | 100,00% | 64,14% |
| Nxuba Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Ltd 51,00% |
51,00% | |
| Nyc Storage (353 Chester) Spe LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel X North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Ochrana A Bezpecnost Se SRO |
Kalná Nad Hronom | Slovacchia | 33.193,92 | Euro | Servizi di security | Equity | Slovenské elektrárne AS |
100,00% | 33,00% |
| Olivum PV Farm 01 SLU |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Omip - Operador do Mercado Ibérico (Portugal) Sgps SA |
Lisbona | Portogallo | 2.610.000,00 | Euro | Operatore del mercato elettrico |
- | Endesa SA | 5,00% | 3,51% |
| OpEn Fiber SpA | Milano | Italia | 250.000.000,00 | Euro | Installazione, manutenzione e riparazione di impianti elettronici |
Equity | Enel SpA | 50,00% | 50,00% |
| Open Range Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español SA |
Madrid | Spagna | 1.999.998,00 | Euro | Operatore del mercato elettrico |
- | Endesa SA | 5,00% | 3,51% |
| Orchid Acres Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Origin Goodwell Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA Wind Holdings 1 LLC |
100,00% | 20,00% |
| Origin Wind Energy LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Origin Goodwell Holdings LLC |
100,00% | 20,00% |
| Osage Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 50,00% | 50,00% |
| Osage Wind LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Osage Wind Holdings LLC |
100,00% | 50,00% |
| Ottauquechee Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Ovacik Eolíko Enerjí Elektrík Üretím Ve Tícaret Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 11.250.000,00 | Nuova lira turca |
- | Integrale | Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
100,00% | 100,00% |
| Oxagesa AIE | Alcañiz | Spagna | 6.010,00 | Euro | Cogenerazione di energia elettrica e termica |
Equity | Enel Green Power España SL |
33,33% | 23,36% |
| Oyster Bay Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Ltd 60,00% |
60,00% | |
| Padoma Wind Power LLC |
Elida | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Palo Alto Farms Wind Project LLC |
Dallas | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Pampinus PV Farm 01 SLU |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Paradise Creek Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Paravento SL | Lugo | Spagna | 3.006,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
90,00% | 63,09% |
| Parc Eòlic La Tossa - La Mola d'en Pascual SL |
Madrid | Spagna | 1.183.100,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
30,00% | 21,03% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Parc Eòlic Los Aligars SL |
Madrid | Spagna | 1.313.100,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
30,00% | 21,03% |
| Parque Amistad II SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 1.413.533.480,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Parque Amistad III SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 931.692.540,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Parque Amistad IV SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 1.489.508.400,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Hidroelectricidad del Pacífico S de RL de Cv |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Parque Eólico A Capelada SL (Sociedad Unipersonal) |
La Coruña | Spagna | 5.857.704,33 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Parque Eólico BR-1 SAPI de Cv |
Città del Messico | Messico | - | Peso messicano |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Enel Rinnovabile SA de Cv |
0,50% 25,00% |
25,50% |
| Parque Eólico Carretera de Arinaga SA |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 1.603.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
80,00% | 56,08% |
| Parque Eólico de Barbanza SA |
La Coruña | Spagna | 3.606.072,60 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL Parque Eólico de Barbanza SA |
75,00% 0,00% |
52,58% |
| Parque Eólico de Belmonte SA |
Madrid | Spagna | 120.400,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
50,17% | 35,17% |
| Parque Eólico de Farlan SLU |
Madrid | Spagna | 3.006,00 | Euro | Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Parque Eólico de San Andrés SA |
La Coruña | Spagna | 552.920,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
82,00% | 57,48% |
| Parque Eólico de Santa Lucía SA |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 901.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL Parque Eólico de Santa Lucía SA |
65,67% 1,00% |
46,50% |
| Parque Eólico Finca de Mogán SA |
Santa Cruz de Tenerife |
Spagna | 3.810.340,00 | Euro | Costruzione e gestione di impianti Integrale |
Enel Green Power España SL |
90,00% | 63,09% | |
| Parque Eólico Montes de Las Navas SA |
Madrid | Spagna | 6.540.000,00 | Euro | Costruzione e gestione di impianti Integrale |
Enel Green Power España SL |
75,50% | 52,93% | |
| Parque Eólico Muniesa SL |
Madrid | Spagna | 3.006,00 | Euro | Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Parque Eólico Palmas dos Ventos Ltda |
Salvador | Brasile | 4.096.626,00 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda Enel Green Power Desenvolvimento Ltda |
100,00% 0,00% |
100,00% |
| Parque Eólico Pampa SA |
Buenos Aires | Argentina | 6.500.000,00 | Peso argentino |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Argentina SA |
100,00% | 100,00% |
| Parque Eólico Punta de Teno SA |
Santa Cruz de Tenerife |
Spagna | 528.880,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
52,00% | 36,45% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Parque Eólico Sierra del Madero SA |
Madrid | Spagna | 7.193.970,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
58,00% | 40,66% |
| Parque Eólico Taltal SpA |
Santiago de Chile | Cile | 20.878.010.000,00 | Peso cileno | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Chile SA Enel Green Power Chile SA |
0,01% 99,99% |
64,55% |
| Parque Eólico Ventos da Boa Vista Ltda |
Salvador | Brasile | 1.946.507,00 | Real brasiliano |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Parque Salitrillos SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Parque Solar Cauchari IV SA |
San Salvador de Jujuy |
Argentina | 500.000,00 | Peso argentino |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Argentina SA Energía y Servicios South America SpA |
95,00% 5,00% |
100,00% |
| Parque Solar Don José SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 100,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Parque Solar Villanueva Tres SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 306.024.631,13 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Parque Talinay Oriente SA |
Santiago de Chile | Cile | 66.092.165.170,93 | Peso cileno | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Chile SA Enel Green Power SpA |
60,91% 34,56% |
73,89% |
| Pastis - Centro Nazionale per la ricerca e lo sviluppo dei materiali SCPA in liquidazione |
Brindisi | Italia | 2.065.000,00 | Euro | Ricerca e sviluppo | - | Enel Italia SpA | 1,14% | 1,14% |
| Paynesville Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| PayTipper Network Srl |
Cascina | Italia | 40.000,00 | Euro | Servizi | Integrale | PayTipper SpA | 100,00% | 55,00% |
| PayTipper SpA | Milano | Italia | 3.000.000,00 | Euro | Servizi | Integrale | Enel X Srl | 55,00% | 55,00% |
| PDP Technologies Ltd |
Ashkelon | Israele | 1.129.252,00 | Siclo israeliano |
Ricerca e sviluppo | - | Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
5,72% | 5,72% |
| Pegop - Energia Eléctrica SA |
Pego | Portogallo | 50.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Equity | Endesa Generación Portugal SA Endesa Generación SA |
0,02% 49,98% |
35,05% |
| PH Chucás SA | San José | Costa Rica | 100.000,00 | Colon costaricano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Costa Rica SA Energía y Servicios South America SpA |
40,31% 24,69% |
65,00% |
| PH Don Pedro SA | San José | Costa Rica | 100.001,00 | Colon costaricano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Costa Rica SA |
33,44% | 33,44% |
| PH Guácimo SA | San José | Costa Rica | 50.000,00 | Colon costaricano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Costa Rica SA |
65,00% | 65,00% |
| PH Río Volcán SA | San José | Costa Rica | 100.001,00 | Colon costaricano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Costa Rica SA |
34,32% | 34,32% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Pincher Creek LP | Alberta | Canada | - | Dollaro canadese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Pine Island Distributed Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Planta Eólica Europea SA |
Siviglia | Spagna | 1.198.532,32 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
56,12% | 39,34% |
| Point Rider Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Pomerado Energy Storage LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| PowerCrop Macchiareddu Srl |
Bologna | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | PowerCrop SpA (ex PowerCrop Srl) |
100,00% | 50,00% |
| PowerCrop Russi Srl |
Bologna | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | PowerCrop SpA (ex PowerCrop Srl) |
100,00% | 50,00% |
| PowerCrop SpA (ex PowerCrop Srl) |
Bologna | Italia | 4.000.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Italia Srl |
50,00% | 50,00% |
| Prairie Rose Transmission LLC |
Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | Prairie Rose Wind LLC |
100,00% | 20,00% |
| Prairie Rose Wind LLC |
Albany | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Equity | EGPNA REP Wind Holdings LLC |
100,00% | 20,00% |
| Primavera Energia SA |
Niterói | Brasile | 36.965.444,64 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Productora de Energías SA |
Barcellona | Spagna | 60.101,22 | Euro | Impianti idroelettrici Equity | Enel Green Power España SL |
30,00% | 21,03% | |
| Productora Eléctrica Urgelense SA |
Lérida | Spagna | 8.400.000,00 | Euro | Produzione e distribuzione di energia elettrica |
- | Endesa SA | 8,43% | 5,91% |
| Progreso Solar 25 MW SA |
Panama | Repubblica di Panama |
10.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Panamá Srl |
100,00% | 100,00% |
| Promociones Energéticas del Bierzo SL |
Madrid | Spagna | 12.020,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Proveedora de Electricidad de Occidente S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 89.708.835,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv |
99,99% | 99,99% |
| Proyecto Almería Mediterráneo SA |
Madrid | Spagna | 601.000,00 | Euro | Desalinizzazione e fornitura di acqua |
Equity | Endesa SA | 45,00% | 31,55% |
| Proyectos Universitarios de Energías Renovables SL |
Alicante | Spagna | 27.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
33,33% | 23,37% |
| Proyectos y Soluciones Renovables SAC |
San Miguel | Perù | 1.000,00 | Sol peruviano |
Produzione di energia |
Integrale | Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl Energía y Servicios South America SpA |
99,90% 0,10% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PT Enel Green Power Optima Way Ratai |
Jakarta | Indonesia | 10.001.500,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
90,00% | 90,00% |
| Pulida Energy (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
10.000.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
52,70% | 52,70% |
| Quatiara Energia SA |
Niterói | Brasile | 13.766.118,96 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Queens Energy Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Ranchland Solar Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Ranchland Wind Holdings LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Ranchland Wind Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Ranchland Wind Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Rattlesnake Creek Holdings LLC |
Delaware | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Rausch Creek Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| RC Wind Srl | Milano | Italia | 10.000,00 | Euro | Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
- | Enel Green Power Italia Srl |
0,50% | 0,50% |
| Reaktortest SRO | Trnava | Slovacchia | 66.389,00 | Euro | Ricerca e sviluppo | Equity | Slovenské elektrárne AS |
49,00% | 16,17% |
| Red Centroamericana de Telecomunicaciones SA |
Panama | Repubblica di Panama |
2.700.000,00 | Dollaro | statunitense Telecomunicazioni | - | Enel SpA | 11,11% | 11,11% |
| Red Dirt Wind Holdings I LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Red Dirt Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Red Dirt Wind Project LLC |
Dover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Red Dirt Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Red Fox Wind Project LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Redes y Telecomunicaciones S de RL de Cv |
San Pedro Sula | Honduras | 82.370.000,00 | Lempira | honduregna Telecomunicazioni | - | Livister Honduras SA |
80,00% | 16,48% |
| Reftinskaya GRES LLC |
Pgt Reftinskii | Federazione Russa |
10.000,00 | Rublo | Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Russia PJSC | 100,00% | 56,43% |
| Renovables de Guatemala SA |
Città del Guatemala |
Guatemala | 1.924.465.600,00 | Quetzal guatemalteco |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Guatemala SA Enel Green Power SpA |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Renovables La Pedrera SLU |
Saragozza | Spagna | 3.000,00 | Euro | Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Renovables Mediavilla SLU |
Saragozza | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Rihue SpA | Santiago de Chile | Cile | 986.821,00 | Dollaro statunitense |
Generazione, commercializzazione e trasmissione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Chile SA |
100,00% | 64,55% |
| Riverbend Farms Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Riverview LP | Alberta | Canada | - | Dollaro canadese |
Energia rinnovabile | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power Canada Inc. |
99,00% 1,00% |
100,00% |
| Roadrunner Solar Project Holdings LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Roadrunner Solar Project LLC |
Andover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Roadrunner Solar Project Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Roadrunner Storage LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Rochelle Solar LLC | Coral Springs | USA | 1,00 | Dollaro | statunitense Fotovoltaico | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Rock Creek Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Rock Creek Wind Holdings I LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Rock Creek Wind Holdings II LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Rock Creek Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Rock Creek Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | EGPNA Preferred Wind Holdings II LLC |
100,00% | 100,00% |
| Rock Creek Wind Project LLC |
Clayton | USA | 1,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Rock Creek Wind Holdings LLC |
100,00% | 100,00% | |
| Rockhaven Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Rocky Caney Holdings LLC |
Oklahoma City | USA | 1,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Equity | Enel Kansas LLC | 20,00% | 20,00% |
| Rocky Caney Wind LLC |
Albany | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Kansas LLC | 20,00% | 20,00% |
| Rocky Ridge Wind Project LLC |
Oklahoma City | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Rocky Caney Wind LLC |
100,00% | 20,00% |
| Rodnikovskaya WPS |
Mosca | Federazione Russa |
6.010.000,00 | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Rus Limited Liability Company |
100,00% | 100,00% |
| Rolling Farms Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| RSL Telecom (Panama) SA |
Panama | Repubblica di Panama |
10.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% | |
| Rusenergosbyt LLC |
Mosca | Federazione Russa |
18.000.000,00 | Rublo | Trading di energia elettrica |
Equity | Enel SpA | 49,50% | 49,50% |
| Rusenergosbyt Siberia LLC |
Krasnoyarsk City | Federazione Russa |
4.600.000,00 | Rublo | Vendita di energia elettrica |
Equity | Rusenergosbyt LLC 50,00% | 24,75% | |
| Rustler Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Ruthton Ridge LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Saburoy SA | Montevideo | Uruguay | 400.000,00 | Peso uruguaiano - |
Equity | Ifx Networks LLC | 100,00% | 20,60% | |
| Sacme SA | Buenos Aires | Argentina | 12.000,00 | Peso argentino |
Monitoraggio del sistema elettrico |
Equity | Empresa Distribuidora Sur SA - Edesur |
50,00% | 23,13% |
| Salmon Falls Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Salt Springs Wind Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Salto de San Rafael SL |
Siviglia | Spagna | 462.185,98 | Euro | Impianti idroelettrici Equity | Enel Green Power España SL |
50,00% | 35,05% | |
| Samantha Solar SpA |
Santiago de Chile | Cile | 88.334.025,00 | Peso cileno | Generazione, commercializzazione e trasmissione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Chile SA |
100,00% | 64,55% |
| San Francisco de Borja SA |
Saragozza | Spagna | 60.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power España SL |
66,67% | 46,73% |
| San Juan Mesa Wind Project II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Padoma Wind Power LLC |
100,00% | 100,00% |
| Sanatorium preventorium Energetik LLC |
Nevinnomyssk | Federazione Russa |
10.571.300,00 | Rublo | Servizi nel settore energetico |
Integrale | Enel Russia PJSC | 100,00% | 56,43% |
| Santo Rostro Cogeneración SA |
Siviglia | Spagna | 207.340,00 | Euro | Cogenerazione di energia elettrica e termica |
Equity | Enel Green Power España SL |
45,00% | 31,55% |
| Saugus River Energy Storage LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Se Služby Inžinierskych Stavieb SRO |
Kalná Nad Hronom | Slovacchia | 200.000,00 | Euro | Servizi | Equity | Slovenské elektrárne AS |
100,00% | 33,00% |
| Seguidores Solares Planta 2 SL (Sociedad Unipersonal) |
Madrid | Spagna | 3.010,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Servicio de Operación y Mantenimiento para Energías Renovables S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 3.000,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Guatemala SA Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv |
0,01% 99,99% |
100,00% |
| Servicios de Internet Eni Chile Ltda |
Santiago de Chile | Cile | 2.768.688.228,00 | Peso cileno - | Equity | Ifx Networks Ltd Ifx/eni - Spc IV Inc. |
0,01% 99,90% |
20,58% | |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Servizio Elettrico Nazionale SpA |
Roma | Italia | 10.000.000,00 | Euro | Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Italia SpA | 100,00% | 100,00% |
| Setyl Srl | Bergamo | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Equity | YouSave SpA | 27,50% | 27,50% |
| Seven Cowboy Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Seven Cowboys Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Shiawassee Wind Project LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro statunitense - |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% | |
| Shield Energy Storage Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| SIET - Società Informazioni Esperienze Termoidrauliche SpA |
Piacenza | Italia | 697.820,00 | Euro | Studi, progetti e ricerche in campo termotecnico |
Equity | Enel Innovation Hubs Srl |
41,55% | 41,55% |
| Sistema Eléctrico de Conexión Valcaire SL |
Madrid | Spagna | 175.200,00 | Euro | Produzione di energia |
Equity | Enel Green Power España SL |
28,13% | 19,72% |
| Sistemas Energéticos Alcohujate SA (Sociedad Unipersonal) |
Saragozza | Spagna | 61.000,00 | Euro | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Sistemas Energéticos Campoliva SA (Sociedad Unipersonal) |
Saragozza | Spagna | 61.000,00 | Euro | Impianti eolici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Sistemas Energéticos Mañón Ortigueira SA |
La Coruña | Spagna | 2.007.750,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
96,00% | 67,30% |
| Sistemas Energéticos Sierra del Carazo SL (Sociedad Unipersonal) |
Derio | Spagna | 3.006,00 | Euro | Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Skyview Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Slovak Power Holding BV |
Amsterdam | Olanda | 25.010.000,00 | Euro | Holding | Equity | Enel Produzione SpA |
50,00% | 50,00% |
| Slovenské elektrárne - Energetické Služby SRO |
Bratislava | Slovacchia | 4.505.000,00 | Euro | Fornitura di energia elettrica |
Equity | Slovenské elektrárne AS |
100,00% | 33,00% |
| Slovenské elektrárne AS |
Bratislava | Slovacchia | 1.269.295.724,66 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Equity | Slovak Power Holding BV |
66,00% | 33,00% |
| Slovenské elektrárne eská Republika SRO |
Moravská Ostrava Repubblica Ceca | 295.819,00 | Corona ceca Fornitura di energia elettrica |
Equity | Slovenské elektrárne AS |
100,00% | 33,00% | ||
| Smart P@Per SpA | Potenza | Italia | 2.184.000,00 | Euro | Servizi | - | Servizio Elettrico Nazionale SpA |
10,00% | 10,00% |
| Smoky Hill Holdings II LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Smoky Hills Wind Farm LLC |
Topeka | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Texkan Wind LLC | 100,00% | 100,00% |
| Smoky Hills Wind Project II LLC |
Lenexa | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Nevkan Renewables LLC |
100,00% | 100,00% |
| Snyder Wind Farm LLC |
Hermleigh | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Texkan Wind LLC | 100,00% | 100,00% |
| Socibe Energia SA | Niterói | Brasile | 12.969.032,25 | Real brasiliano |
Produzione e vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Sociedad Agrícola de Cameros Ltda |
Santiago de Chile | Cile | 5.738.046.495,00 | Peso cileno Investimenti finanziari |
Integrale | Enel Chile SA | 57,50% | 37,11% | |
| Sociedad Bilbao Gas Hub SA |
Bilbao | Spagna | 999.270,48 | Euro | Operatore di mercato del gas |
- | Endesa SA | 1,66% | 1,16% |
| Sociedad Eólica de Andalucía SA |
Siviglia | Spagna | 4.507.590,78 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power España SL |
64,75% | 45,39% |
| Sociedad Eólica El Puntal SL |
Siviglia | Spagna | 1.643.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
50,00% | 35,05% |
| Sociedad Eólica Los Lances SA |
Siviglia | Spagna | 2.404.048,42 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
60,00% | 42,06% |
| Sociedad para el Desarrollo de Sierra Morena Cordobesa SA |
Cordoba | Spagna | 86.063,20 | Euro | Sviluppo regionale | - | Endesa Generación SA |
1,82% | 1,27% |
| Sociedad Portuaria Central Cartagena SA |
Bogotà | Colombia | 89.714.600,00 | Peso colombiano |
Costruzione e gestione di porti |
Integrale | Emgesa SA ESP Inversora Codensa SAS Sociedad Portuaria Central Cartagena SA |
94,94% 5,05% 0,00% |
31,09% |
| Società di sviluppo, realizzazione e gestione del gasdotto Algeria Italia via Sardegna SpA in breve Galsi SpA |
Milano | Italia | 37.419.179,00 | Euro | Ingegneria nel settore energetico e infrastrutturale |
- | Enel Produzione SpA |
17,65% | 17,65% |
| Società Elettrica Trigno Srl |
Trivento | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Soetwater Wind Farm (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA 2 (RF) (Pty) Ltd 60,00% |
60,00% | |
| Soliloquoy Ridge LLC |
Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Somersworth Hydro Company Inc. |
Wilmington | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Sona Enerjí Üretím Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 50.000,00 | Nuova lira turca |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Turkey Enerjí Yatirimlari Anoním írketí |
100,00% | 100,00% |
| Sotavento Galicia SA |
Santiago de Compostela |
Spagna | 601.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power España SL |
36,00% | 25,24% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| South Rock Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Southwest Transmission LLC |
Cedar Bluff | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
100,00% | 100,00% |
| Spartan Hills LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Stampede Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Stillman Valley Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Stillwater Woods Hill Holdings LLC |
Wilmington | USA | 1,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Stipa Nayaá SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 1.811.016.348,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power México S de RL de Cv Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl |
55,21% 40,16% |
95,37% |
| Stockyard Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Strinestown Solar I LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Suave Energía S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 1.000.000.000.000,00 | Peso messicano |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Rinnovabile SA de Cv Enel Green Power México S de RL de Cv |
99,99% 0,01% |
100,00% |
| Sublunary Trading (RF) (Pty) Ltd |
Bryanston | Repubblica del Sudafrica |
13.750.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
57,00% | 57,00% |
| Suministradora Eléctrica de Cádiz SA |
Cadice | Spagna | 12.020.240,00 | Euro | Distribuzione e vendita di energia elettrica |
Equity | Endesa Red SA (Sociedad Unipersonal) |
33,50% | 23,48% |
| Suministro de Luz y Fuerza SL |
Barcellona | Spagna | 2.800.000,00 | Euro | Distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Hidroeléctrica de Catalunya SL |
60,00% | 42,06% |
| Summit Energy Storage Inc. |
Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
75,00% | 75,00% |
| Sun River LLC | Bend | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Sundance Wind Project LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Sunflower Prairie Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Tae Technologies Inc. |
Pauling | USA | 53.207.936,90 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica |
- | Enel Produzione SpA |
1,13% | 1,13% |
| Tauste Energía Distribuida SL |
Saragozza | Spagna | 60.508,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power España SL |
51,00% | 35,75% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tecnatom SA | Madrid | Spagna | 4.025.700,00 | Euro | Produzione di energia elettrica e servizi |
Equity | Endesa Generación SA |
45,00% | 31,55% |
| Tecnoguat SA | Città del Guatemala |
Guatemala | 30.948.000,00 | Quetzal guatemalteco |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power SpA |
75,00% | 75,00% |
| Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Elétrica SA |
Lisbona | Portogallo | 5.025.000,00 | Euro | Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Equity | Endesa Generación SA |
43,75% | 30,67% |
| Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
Città del Messico | Messico | 2.892.643.576,00 | Peso | messicano Energia rinnovabile | Equity | Enel Green Power SpA |
32,89% | 32,90% |
| Teploprogress JSC | Sredneuralsk | Federazione Russa |
128.000.000,00 | Rublo | Vendita di energia elettrica |
Integrale | Enel Russia PJSC | 60,00% | 33,86% |
| Termoeléctrica José de San Martín SA |
Buenos Aires | Argentina | 500.006,00 | Peso argentino |
Costruzione e gestione di impianti Equity |
Central Dock Sud SA Enel Generación Costanera SA Enel Generación El Chocón SA |
1,42% 5,33% 18,85% |
10,90% | |
| Termoeléctrica Manuel Belgrano SA |
Buenos Aires | Argentina | 500.006,00 | Peso argentino |
Costruzione e gestione di impianti Equity |
Central Dock Sud SA Enel Generación Costanera SA Enel Generación El Chocón SA |
1,42% 5,33% 18,85% |
10,90% | |
| Termotec Energía AIE in liquidazione |
La Pobla de Vallbona |
Spagna | 481.000,00 | Euro | Cogenerazione di energia elettrica e termica |
Equity | Enel Green Power España SL |
45,00% | 31,55% |
| Testing Stand of Ivanovskaya GRES JSC |
Komsomolsk | Federazione Russa |
118.213.473,45 | Rublo | Studi, progetti e ricerche in campo termotecnico |
- | Enel Russia PJSC | 1,65% | 0,93% |
| Texkan Wind LLC | Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Texkan Inc. | 100,00% | 100,00% |
| Thar Surya 1 Private Limited |
Gurgaon | India | 100.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Thunder Ranch Wind Holdings I LLC |
Dover | USA | 100,00 | Dollaro statunitense Holding |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% | |
| Thunder Ranch Wind Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Thunder Ranch Wind Project LLC |
Dover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Thunder Ranch Wind Holdings LLC 100,00% |
100,00% | |
| Tobivox (RF) (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
10.000.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
60,00% | 60,00% |
| Toledo PV AIE | Madrid | Spagna | 26.887,96 | Euro | Impianti fotovoltaici Equity | Enel Green Power España SL |
33,33% | 23,36% | |
| Torrepalma Energy 1 SLU |
Siviglia | Spagna | 3.100,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Tradewind Energy Inc. |
Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Transmisora de | Città del | Quetzal | Produzione di | Enel Green Power Guatemala SA Enel Green Power |
0,00% | ||||
| Energía Renovable SA |
Guatemala | Guatemala | 233.561.800,00 | guatemalteco | energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | SpA Generadora |
100,00% | 100,00% |
| Montecristo SA | 0,00% | ||||||||
| Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda |
Santiago de Chile | Cile | 4.404.446.151,00 | Peso cileno | Trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Equity | Enel Generación Chile SA |
50,00% | 30,19% |
| Transportadora de Energía SA - TESA |
Buenos Aires | Argentina | 100.000,00 | Peso argentino |
Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Argentina SA Enel CIEN SA |
0,00% 100,00% |
64,14% |
| Transportes y Distribuciones Eléctricas SA |
Girona | Spagna | 72.121,45 | Euro | Trasmissione di energia elettrica |
Integrale | Edistribución Redes Digitales SL (Sociedad Unipersonal) |
73,33% | 51,41% |
| Triton Power Company |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. Highfalls Hydro Company Inc. |
2,00% 98,00% |
100,00% |
| Tsar Nicholas LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Tula WPS LLC | Tula | Federazione Russa |
- | Rublo | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Rus Limited Liability Company |
100,00% | 100,00% |
| TWE Franklin Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| TWE ROT DA LLC | Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Twin Lake Hills LLC | Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Twin Saranac Holdings LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Tyme Srl | Bergamo | Italia | 100.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Equity | YouSave SpA | 50,00% | 50,00% |
| Tynemouth Energy Storage Limited |
Londra | Regno Unito | 2,00 | Sterlina inglese |
Servizi | Integrale | Enel Global Thermal Generation Srl |
100,00% | 100,00% |
| Ufinet Argentina SA |
Buenos Aires | Argentina | 9.745.583,00 | Peso argentino |
- | Equity | Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
99,95% 0,05% |
20,60% |
| Ufinet Brasil Participações Ltda |
Santo André, Stato di São Paulo |
Brasile | 45.784.638,00 | Real brasiliano |
Holding | - | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU |
0,01% 99,99% |
20,60% |
| Ufinet Brasil Telecomunicação Ltda |
Santo André, Stato di São Paulo |
Brasile | 45.784.638,00 | Real brasiliano |
Holding. Servizi nel settore energetico |
- | Ufinet Brasil Participações Ltda Ufinet Latam SLU |
99,99% 0,01% |
20,60% |
| Ufinet Chile SpA | Santiago de Chile | Cile | 233.750.000,00 | Peso cileno - | Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% | |
| Ufinet Colombia SA |
Bogotà | Colombia | 1.180.000.000,00 | Peso colombiano - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Honduras SA Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
0,00% 0,00% 90,00% 0,00% |
18,54% | |
| Ufinet Costa Rica SA |
San José | Costa Rica | 15.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ufinet Ecuador Ufiec SA |
Quito | Ecuador | 1.050.800,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU |
0,00% 100,00% |
20,60% | |
| Ufinet El Salvador SA de Cv |
San Salvador | El Salvador | 10.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU |
0,01% 99,99% |
20,60% | |
| Ufinet Guatemala SA |
Città del Guatemala |
Guatemala | 7.500.000,00 | Quetzal guatemalteco - |
Equity | Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
99,99% 0,01% |
20,60% | |
| Ufinet Honduras SA |
Tegucigalpa | Honduras | 194.520,00 | Lempira honduregna - |
Equity | Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
99,99% 0,01% |
20,60% | |
| Ufinet Latam SLU | Madrid | Spagna | 15.906.312,31 | Euro | - | Equity | Zacapa Sàrl | 100,00% | 20,60% |
| Ufinet México S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 10.032.150,00 | Peso messicano - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU |
0,01% 99,99% |
20,60% | |
| Ufinet Nicaragua SA |
Managua | Nicaragua | 2.800.000,00 | Cordoba oro nicaraguense - |
Equity | Ufinet Guatemala SA Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
0,50% 99,00% 0,50% |
20,60% | |
| Ufinet Panamá SA | Panama | Repubblica di Panama |
3.500.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% | |
| Ufinet Paraguay SA | Asunción | Paraguay | 13.960.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 75,00% | 15,45% | |
| Ufinet Perú SAC | Lima | Perù | 3.104.923,00 | Sol peruviano |
- | Equity | Ufinet Latam SLU Ufinet Panamá SA |
100,00% 0,00% |
20,60% |
| Ufinet US LLC | Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Ufinet Latam SLU | 100,00% | 20,60% | |
| Ukuqala Solar (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Unión Eléctrica de Canarias Generación SAU |
Las Palmas de Gran Canaria |
Spagna | 190.171.520,00 | Euro | Produzione di energia elettrica |
Integrale | Endesa Generación SA |
100,00% | 70,10% |
| Upington Solar (Pty) Ltd |
Johannesburg | Repubblica del Sudafrica |
1.000,00 | Rand | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power RSA (Pty) Ltd |
100,00% | 100,00% |
| Ustav Jaderného Výzkumu Rez AS |
ež | Repubblica Ceca | 524.139.000,00 | Corona ceca Ricerca e sviluppo | Equity | Slovenské elektrárne AS |
27,77% | 9,17% | |
| Valdecaballero Solar SL |
Madrid | Spagna | 3.000,00 | Euro | Fotovoltaico | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Vayu (Project 1) Private Limited |
Gurugram | India | 10.000.000,00 | Rupia indiana | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power India Private Limited (ex BLP Energy Private Limited) |
100,00% | 100,00% |
| Vektör Enerjí Üretím Anoním írketí |
Istanbul | Turchia | 3.500.000,00 | Nuova lira turca |
Costruzione di impianti e produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel SpA | 100,00% | 100,00% |
| Ventos de Santa Ângela Energias Renováveis SA |
Niterói | Brasile | 7.315.000,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Ventos de Santa Esperança Energias Renováveis SA |
Niterói | Brasile | 4.727.414,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Ventos de Santo Orestes Energias Renováveis SA |
Maracanaú | Brasile | 1.754.031,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ventos de São Roque Energias Renováveis SA |
Maracanaú | Brasile | 9.988.722,00 | Real brasiliano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Brasil Participações Ltda |
100,00% | 100,00% |
| Vientos del Altiplano S de RL de Cv |
Città del Messico | Messico | 1.455.854.094,00 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Villanueva Solar SA de Cv |
Città del Messico | Messico | 205.316.027,15 | Peso messicano |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Tenedora de Energía Renovable Sol y Viento SAPI de Cv |
60,80% | 20,00% |
| Viruleiros SL | Santiago de Compostela |
Spagna | 160.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power España SL |
67,00% | 46,97% |
| Walden Hydro LLC | Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Wapella Bluffs Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Waseca Solar LLC | Waseca | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Weber Energy Storage Project LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Energy Storage Holdings LLC (ex EGP Energy Storage Holdings LLC) |
100,00% | 100,00% |
| Wespire Inc. | Boston | USA | 1.625.000,00 | Dollaro statunitense |
Servizi nel settore energetico |
Equity | Enel X North America Inc. |
11,21% | 11,21% |
| West Faribault Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| West Hopkinton Hydro LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| West Waconia Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Aurora Distributed Solar LLC |
100,00% | 73,51% |
| Western New York Wind Corporation |
Albany | USA | 300,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Wharton-El Campo Solar Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| White Cloud Wind Holdings LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| White Cloud Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Whitney Hill Wind Power Holdings LLC |
Andover | USA | 99,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Whitney Hill Wind Power LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Whitney Hill Wind Power Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Wild Run LP | Alberta | Canada | 10,00 | Dollaro canadese |
Holding | Integrale | Enel Alberta Wind Inc. Enel Green Power |
0,10% | 100,00% |
| Wildcat Flats Wind Project LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Canada Inc. Tradewind Energy Inc. |
99,90% 100,00% |
100,00% |
| Wilderness Range Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Kansas LLC | 100,00% | 100,00% |
| Willimantic Power Corporation |
Hartford | USA | 100,00 | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
AFS | Enel Green Power North America Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Wind Belt Transco LLC |
Andover | USA | 1,00 | Dollaro statunitense |
Produzione e vendita di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Anatolis - Prinias Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 1.218.188,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Bolibas SA |
Maroussi | Grecia | 551.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Distomos SA |
Maroussi | Grecia | 556.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Folia SA |
Maroussi | Grecia | 424.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Gagari SA |
Maroussi | Grecia | 389.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Goraki SA |
Maroussi | Grecia | 551.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Gourles SA |
Maroussi | Grecia | 555.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Kafoutsi SA |
Maroussi | Grecia | 551.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Katharas Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 778.648,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Kerasias Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 945.990,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Milias Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 1.034.774,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Mitikas Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 772.639,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Wind Parks Petalo SA |
Maroussi | Grecia | 575.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Platanos Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 635.467,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Skoubi SA |
Maroussi | Grecia | 472.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Spilias Single Member SA |
Maroussi | Grecia | 857.490,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Enel Green Power Hellas Wind Parks South Evia Single Member SA |
100,00% | 100,00% |
| Wind Parks Strouboulas SA |
Maroussi | Grecia | 576.500,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Vitalio SA |
Maroussi | Grecia | 361.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Wind Parks Vourlas SA |
Maroussi | Grecia | 554.000,00 | Euro | Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Equity | Enel Green Power Hellas SA |
30,00% | 30,00% |
| Winter's Spawn LLC |
Minneapolis | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Chi Minnesota Wind LLC |
51,00% | 51,00% |
| Wkn Basilicata Development Pe1 Srl |
Roma | Italia | 10.000,00 | Euro | Energia rinnovabile | Integrale | Enel Green Power Italia Srl |
100,00% | 100,00% |
| Woods Hill Solar LLC |
Wilmington | USA | - | Dollaro | statunitense Energia rinnovabile | Integrale | Stillwater Woods Hill Holdings LLC |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 1 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 10 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 11 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 12 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 13 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 14 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 15 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| Denominazione società |
Sede legale | Nazione | Capitale sociale | Valuta | Attività | Metodo di consolidamento Detenuta da |
% possesso azioni ordinarie |
% possesso Gruppo |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| WP Bulgaria 19 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 21 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 26 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 3 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 6 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 8 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| WP Bulgaria 9 EOOD |
Sofia | Bulgaria | 5.000,00 | Leva bulgaro | Costruzione, gestione e manutenzione di impianti |
Integrale | Enel Green Power Bulgaria EAD |
100,00% | 100,00% |
| Xaloc Solar SLU | Valencia | Spagna | 3.000,00 | Euro | Sistemi fotovoltaici | Integrale | Enel Green Power España SL |
100,00% | 70,10% |
| Yacylec SA | Buenos Aires | Argentina | 20.000.000,00 | Peso argentino |
Trasmissione di energia elettrica |
Equity | Enel Américas SA | 33,33% | 21,38% |
| Yedesa Cogeneración SA |
Almería | Spagna | 234.394,72 | Euro | Cogenerazione di energia elettrica e termica |
Equity | Enel Green Power España SL |
40,00% | 28,04% |
| YouSave SpA | Bergamo | Italia | 500.000,00 | Euro | Ricerche, servizi di prova e collaudo, studio e consulenza, ingegneria, progettazione, certificazione, consulenza |
Integrale | Enel X Italia Srl | 100,00% | 100,00% |
| Zacapa HoldCo Sàrl | Lussemburgo | Lussemburgo | 300.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Zacapa Topco Sàrl | 100,00% | 20,60% | |
| Zacapa LLC | Wilmington | USA | 1.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Zacapa Sàrl | 100,00% | 20,60% | |
| Zacapa Sàrl | Lussemburgo | Lussemburgo | 300.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Zacapa HoldCo Sàrl 100,00% | 20,60% | ||
| Zacapa Topco Sàrl | Lussemburgo | Lussemburgo | 30.000.000,00 | Dollaro statunitense - |
Equity | Enel X International Srl |
20,60% | 20,60% | |
| Zoo Solar Project LLC |
Andover | USA | - | Dollaro statunitense |
Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile |
Integrale | Tradewind Energy Inc. |
100,00% | 100,00% |
Revisione testi postScriptum di Paola Urbani
Stampa Varigrafica Alto Lazio
Tiratura: 25 copie
Finito di stampare nel mese di settembre 2020
Carta Fedrigoni Freelife Cento
Grammatura 120 g/m2
Numero di pagine 240
Carta Fedrigoni Freelife Cento
Grammatura 300 g/m2
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Pubblicazione fuori commercio
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