Annual Report • Apr 14, 2020
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
WE EMPOWER SUSTAINABLE PROGRESS.
RELAZIONE E BILANCIO DI ESERCIZIO DI ENEL SPA AL 31 DICEMBRE 2019
PC Purpose Open power for a brighter futu re We em power sustainable progress
V
all 'e nergia
a pi ù
V Visione Open Power per risolvere alcune tra le più grandi sfide del nostro mondo.
Fiducia Proattività
Responsabilità
Innovazione
V
rta ment i
ttività quotidiana e
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.
Cari azionisti, cari stakeholder,
il nostro modello industriale integra pienamente la sostenibilità nella strategia di business. Questo ci ha permesso anche nel 2019 di continuare un percorso di crescita, confermandoci leader nelle principali dimensioni della transizione energetica.
Siamo la più grande società privata al mondo di distribuzione di energia elettrica, con 73 milioni di utenti finali concentrati in alcune grandi aree urbane del pianeta e siamo il primo operatore privato nelle energie rinnovabili a livello globale, con 46 GW di capacità gestita (1).
Anche nel retail abbiamo la più estesa customer base al mondo tra le società private, con circa 70 milioni di clienti, e siamo ben posizionati per beneficiare delle opportunità derivanti dal trend di elettrificazione.
Le solide performance, ottenute con continuità negli ultimi anni, rafforzano la fiducia del mercato nei nostri confronti. Nel corso dell'anno il titolo Enel ha registrato un incremento di valore del 40%, superando quota 7 euro, sovraperformando l'indice italiano (FTSE-MIB: +28%) e quello settoriale (Euro STOXX Utilities: +22%), ed è stato inoltre incluso nell'indice STOXX Europe 50, che raggruppa le cinquanta società a maggiore capitalizzazione in Europa.
Il contesto economico mondiale nel 2019 è stato piuttosto debole, perpetuando il rallentamento già iniziato nella seconda metà del 2018. Le tensioni commerciali tra Stati Uniti e Cina, unitamente a quelle geopolitiche e al persistente clima di incertezza circa l'esito dei negoziati della Brexit, hanno condizionato fino agli ultimi mesi dell'anno le scelte di investimento. A fronte del deterioramento del contesto globale, le banche centrali hanno rivisto la propria politica monetaria, con la Fed e la BCE che hanno tagliato aggressivamente i tassi di interesse e ripristinato il "Quantitative Easing". Il 2019 è stato altresì segnato dall'ulteriore rallentamento dell'economia cinese, mentre negli Stati Uniti l'economia è rimasta supportata da una domanda interna resiliente, con consumi privati ancora solidi.
Nell'Eurozona la crescita è stata modesta, attestandosi in media sul +1,2%. Tale performance è principalmente dovuta al calo della produzione riconducibile alla debolezza della domanda extra-europea, parzialmente compensata da un mercato domestico piuttosto in salute.
In America Latina il quadro economico del 2019 è stato più debole del 2018 ma eterogeneo, con Paesi, come la Colombia, che hanno mostrato solidità e altri che sono stati più esposti alla volatilità del contesto macroeconomico e politico, come l'Argentina. Il Brasile ha mostrato una forte ripresa dell'attività economica negli ultimi due trimestri del 2019, ma i rallentamenti dell'economia cinese e le pressioni sui prezzi delle commodity ne hanno limitato la crescita del PIL.
Durante il 2019 il mercato petrolifero si è mosso all'insegna della volatilità. Il Brent ha alternato movimenti di prezzo al rialzo e al ribasso. In generale i prezzi sono risultati inferiori rispetto ai livelli dello scorso anno, indicando una debolezza strutturale della domanda globale.
Il mercato del gas è stato caratterizzato da un surplus globale di domanda di GNL che ha contribuito a dirottare i flussi verso l'Europa provocando il massimo riempimento degli stoccaggi e un netto calo dei prezzi.
La diminuzione del prezzo del gas in combinazione con la tensione sul prezzo della CO2 , particolarmente volatile nel corso del 2019, ha determinato un indebolimento della competitività del carbone, specialmente in ambito di generazione termoelettrica, che si è riflessa in un calo di domanda e di prezzo del combustibile.
E proprio alla fine del 2019 si sono registrati a Wuhan (Cina) i primi casi dell'attuale pandemia da Coronavirus (COVID-19) che sta mettendo a dura prova in questi mesi i sistemi sociali ed economici di molti Paesi del mondo.
Nel 2019 il Gruppo Enel ha proseguito il proprio percorso di crescita centrando tutti gli obiettivi fissati, nonostante il peggioramento della competitività della generazione convenzionale, che ha determinato la svalutazione contabile della quasi totalità del parco impianti a carbone del Gruppo, nonché il perdurare dell'instabilità di alcune economie dell'America Latina.
(1) Include, oltre alla capacità installata, anche quella riferita a società collegate o a controllo congiunto (circa 3,7 GW).
In particolare, il Gruppo ha chiuso l'esercizio con un EBITDA ordinario pari a 17,9 miliardi di euro, in incremento del 10,8% rispetto ai 16,2 miliardi di euro del 2018 e superiore alle indicazioni fornite al mercato. L'utile netto ordinario, sul quale viene calcolato il dividendo, ha raggiunto i 4,8 miliardi di euro, in crescita del 17% rispetto all'anno precedente. Il dividendo per il 2019 ammonta a circa 33 centesimi per azione, in incremento del 17% rispetto ai 28 centesimi del 2018 e al dividendo minimo garantito agli azionisti. Il rapporto FFO su debito netto, indice del livello di solidità finanziaria, ha raggiunto a fine anno il 26%, migliorando il target prefissato per il 2019. Il debito netto è pari a 45,2 miliardi di euro, inferiore alle indicazioni fornite al mercato anche se in crescita rispetto all'anno precedente, a causa dell'applicazione di nuovi principi contabili, delle operazioni straordinarie concluse nel corso del periodo e dell'incremento degli investimenti destinati alla crescita.
Per quanto riguarda la generazione, Enel ha raggiunto nel 2019 un nuovo record, costruendo a livello globale 3.029 MW di nuova capacità rinnovabile, grazie a una pipeline di progetti solida, ben diversificata e in continua crescita. La capacità installata consolidata rinnovabile ha raggiunto i 42 GW e ha superato quella termoelettrica, in calo a 39 GW. Si tratta di un passo importante nel cammino del Gruppo verso una matrice energetica più pulita e sostenibile, che è testimoniata anche dalla rapida riduzione delle emissioni specifiche di CO2 , attestatesi a 296 g/kWheq (-20% rispetto al 2018). È stato così raggiunto con un anno di anticipo l'obiettivo fissato nel 2015 di ridurre le emissioni dirette al di sotto dei 350 g/kWheq.
Il Gruppo ha proseguito lungo il percorso della digitalizzazione delle reti, con un incremento di 5,9 milioni del numero di smart meter di seconda generazione (per un totale di 13,1 milioni) e lo sviluppo di progetti innovativi come il Puglia Active Network (Italia) e l'Urban Futurability (San Paolo, Brasile). Questi progetti sono finalizzati a migliorare la qualità e la resilienza delle reti elettriche, grazie all'utilizzo di tecnologie quali la sensoristica diffusa, l'intelligenza artificiale e la modellazione 3D.
Nel corso dell'anno è proseguito il piano di installazione di infrastrutture di ricarica pubbliche per veicoli elettrici in Italia, Spagna e Romania, e sono stati raggiunti accordi di interoperabilità che consentono ai clienti Enel X di avere a disposizione una rete di 82.000 punti di ricarica, inclusi quelli privati. Il Gruppo si è inoltre confermato leader nella transizione energetica, supportando l'elettrificazione del trasporto pubblico grazie alla fornitura di stazioni di ricarica per bus elettrici in Cile e in Colombia. Abbiamo inoltre confermato la nostra capacità di assistere i clienti nell'utilizzare l'energia in modo più efficiente, portando a 6,3 GW i servizi di gestione attiva della domanda e a 110 MW il totale delle batterie installate presso i clienti industriali o direttamente connesse alle reti di distribuzione e trasmissione.
In tema di trasformazione digitale, ad aprile 2019 è stato raggiunto un importante traguardo: il completamento della migrazione dei dati e delle applicazioni del Gruppo sul cloud. Enel è la prima tra le grandi utility mondiali ad aver raggiunto questo obiettivo, con enormi vantaggi in termini di flessibilità, velocità, sicurezza, resilienza oltre che di efficienza. Questo passaggio, inoltre, è determinante in quanto è abilitante tecnologico di nuovi modelli di business, come quelli a piattaforma, che saranno sempre più rilevanti nel futuro prossimo di Enel.
Nell'ambito delle operazioni straordinarie, è stata perfezionata la cessione della centrale a carbone russa di Reftinskaya (3,8 GW) da parte della controllata Enel Russia a JSC Kuzbassenergo, società controllata da Siberian Generating Company. Enel Green Power North America ha effettuato la ristrutturazione della joint venture con General Electric negli Stati Uniti attraverso l'acquisizione del 100% di sette impianti di generazione geotermica, eolica e solare, per un totale di 650 MW, e la vendita dell'80% di un portafoglio di 785 MW di parchi eolici statunitensi a CalPERS.
In Brasile, attraverso la sua controllata Enel Green Power Brasil Participações Ltda, il Gruppo ha finalizzato la vendita del 100% di tre impianti rinnovabili completamente operativi per un totale di 540 MW alla società cinese CGN Energy International Holdings Co. Limited.
In Italia si segnala la vendita a F2i SGR dell'impianto a biomasse di Mercure, operazione che si inquadra all'interno di un accordo firmato dal Gruppo Enel con F2i SGR per la cessione dell'intero portafoglio di impianti a biomasse in Italia.
Infine, nella prima metà del 2019, attraverso un'operazione di Total Return Swap (TRS) sulle azioni di Enel Américas, il Gruppo ha incrementato la propria partecipazione nel capitale sociale della società del 5%, arrivando a circa il 60%.
Per quanto riguarda la finanza, dopo il terzo Green Bond da 1 miliardo di euro di gennaio, l'anno è culminato con l'emissione di due SDG Linked Bond, i primi titoli obbligazionari al mondo legati direttamente ai Sustainable Development Goals (SDG) fissati dalle Nazioni Unite con l'Agenda 2030. Le due operazioni hanno raccolto complessivamente un controvalore di 3,9 miliardi di euro sul mercato americano ed europeo, destando un grande interesse da parte della comunità finanziaria internazionale. Con una domanda media 3,6 volte maggiore dell'offerta e uno sconto fino al 20% rispetto a strumenti di finanziamento convenzionali, l'operazione ha portato al riconoscimento del premio "ESG Issuer of the Year" da parte di International Financing Review.
Il mondo delle utility sta vivendo un'epoca di profonde trasformazioni, guidate principalmente dalla sfida della decarbonizzazione del settore dell'energia. Il progressivo spostamento della generazione dai combustibili fossili alle fonti rinnovabili, insieme con l'accelerazione nell'elettrificazione dei consumi finali, saranno i trend principali della transizione energetica. Le infrastrutture energetiche e le piattaforme digitali rappresenteranno elementi chiave per abilitare tale transizione e raggiungere i Sustainable Development Goals delle Nazioni Unite. La strategia sostenibile e il modello di business integrato sviluppati negli ultimi anni hanno permesso al Gruppo di creare costantemente valore e consentiranno di beneficiare delle opportunità emergenti da questa transizione, limitando al tempo stesso i relativi rischi.
Grazie al modello di sviluppo basato sulla crescita organica degli asset di generazione rinnovabile che permette una grande flessibilità di impiego dei capitali, il Gruppo è capace di affrontare con buona capacità di reazione eventuali repentini cambiamenti di scenario che potrebbero verificarsi a fronte della pandemia in sviluppo in questi mesi nel mondo. Nel novembre 2019 Enel ha presentato il Piano Strategico 2020-2022 che, confermando le direttrici strategiche già identificate, integra esplicitamente gli obiettivi SDG all'interno della strategia economico-finanziaria.
Il percorso di crescita delineato nel Piano evidenzia un'accelerazione costante, con un obiettivo di EBITDA ordinario di Gruppo al 2022 di 20,1 miliardi di euro, rispetto ai 17,9 miliardi di euro del 2019 (+12%).
Nel prossimo triennio il Gruppo prevede investimenti organici lordi totali pari a circa 28,7 miliardi di euro (in aumento dell'11% rispetto al piano precedente), di cui oltre il 90% è riconducibile ai quattro SDG su cui è orientata la strategia: SDG 7 - Affordable and Clean Energy; SDG 9 - Industry, Innovation and Infrastructure; SDG 11 - Sustainable Cities and Communities; SDG 13 - Climate Action.
Del totale degli investimenti organici, circa 12,5 miliardi di euro saranno dedicati alla costruzione e mantenimento di impianti di generazione rinnovabili, che raggiungeranno i 60 GW al 2022. Contestualmente il Gruppo proseguirà nel progressivo superamento degli impianti a carbone, con una diminuzione della produzione del 74% già nel 2022.
Tale strategia è coerente con l'impegno di Enel per la lotta contro il cambiamento climatico, che, a settembre 2019, è stato ulteriormente rafforzato definendo come nuovo obiettivo quello di ridurre del 70% entro il 2030 le emissioni dirette di CO2 per kWheq, rispetto al 2017. Questo target è certificato dalla Science Based Targets initiative, la più autorevole iniziativa a livello mondiale per sostenere la definizione di obiettivi scientifici che stimolino le imprese a supportare la transizione verso un'economia a emissioni zero, in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi. Parallelamente, Enel ha fissato un altro nuovo obiettivo, anch'esso certificato dalla Science Based Targets initiative, volto a ridurre del 16% entro il 2030 anche le emissioni indirette associate al consumo di gas da parte dei clienti finali di Enel.
Per quando riguarda le reti, sono pianificati investimenti pari a circa 11,8 miliardi di euro, con lo scopo di migliorarne ulteriormente la resilienza, la qualità e l'efficienza, anche grazie all'utilizzo degli smart meter di nuova generazione, che nel 2022 raggiungeranno quasi 29 milioni di unità, e all'adozione di un modello di business a piattaforma che consentirà di rendere più efficaci le operations in tutti i Paesi di presenza.
Infine, il Gruppo investirà 2,3 miliardi di euro complessivi nel segmento retail e in Enel X per rafforzare la centralità del cliente, acquisendo una posizione di vantaggio in vista della crescente elettrificazione dei consumi. Lo sviluppo di piattaforme globali ed ecosistemi ci consentirà di mettere a disposizione del cliente nuovi servizi, abilitando un'ulteriore creazione di valore per il Gruppo. Al 2022 i clienti nel mercato libero saranno circa 35 milioni e si raggiungeranno inoltre 10,1 GW di gestione attiva della domanda e 736 MW di accumuli elettrici installati.
La solidità del nostro business model e la citata flessibilità nell'impiego dei flussi di cassa su investimenti organici ci consentono di poter confermare la politica dei dividendi basata su un pay-out del 70% dell'utile netto ordinario di Gruppo e di estendere il dividendo minimo per azione per l'intero periodo 2020-2022, dove Enel prevede di corrispondere, sui risultati degli esercizi 2020-2022, il maggiore fra: a) un dividendo per azione basato sull'indicato pay-out del 70%; b) un dividendo minimo per azione di 0,35 euro, 0,37 euro e 0,40 euro rispettivamente.
In un momento di forte instabilità dello scenario globale, affrontiamo il futuro con fiducia, forti di quanto abbiamo costruito e del valore delle nostre persone.
Patrizia Grieco Presidente del Consiglio di Amministrazione
Francesco Starace Amministratore Delegato e Direttore Generale
Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder
| Modello organizzativo di Enel | 12 |
|---|---|
| Organi sociali | 14 |
| Assetto dei poteri | 15 |
| Enel e i mercati finanziari | 16 |
| Attività di Enel SpA | 19 |
| Fatti di rilievo del 2019 | 20 |
| Definizione degli indicatori di performance |
22 |
| Andamento economico-finanziario di Enel SpA |
23 |
| Risultati delle principali società controllate |
28 |
| Persone | 32 |
| Ricerca e sviluppo | 35 |
| Principali rischi e opportunità | 36 |
| Prevedibile evoluzione della gestione |
41 |
| Altre informazioni | 42 |
| Piano di incentivazione su base azionaria Enel |
44 |
02.
Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 48
| Prospetti contabili | 52 |
|---|---|
| Note di commento | 59 |
| Attestazione dell'Amministratore Delegato e del Dirigente preposto |
147 |
04.
| Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli azionisti di Enel SpA |
150 |
|---|---|
| Relazione della Società di revisione sul Bilancio 2019 di Enel SpA |
164 |
Il Gruppo Enel ha adottato un modello organizzativo a matrice articolato in:
quattro Linee di Business Globali, responsabili in tutte le geografie del Gruppo di sviluppare, costruire, operare e manutenere gli asset, svolgere le attività di trading, nonché sviluppare e gestire il portafoglio di nuovi prodotti e servizi (oltre alla commodity);
quattro Aree e due Paesi, responsabili di gestire le relazioni con i clienti, le istituzioni e le autorità regolatorie, le vendite di elettricità, gas e di nuovi prodotti e servizi a livello Paese; di fornire servizi e attività di staff alle Linee di Business Globali presenti nel Paese di riferimento, integrando le attività delle Linee di Business presenti nei Paesi;
due Funzioni Globali di Servizio, responsabili della gestione integrata di tutte le attività di Gruppo relative allo sviluppo e alla governance delle soluzioni digitali e agli acquisti;
sei Funzioni di Holding, focalizzate sulle attività di indirizzo, coordinamento e controllo strategico dell'intero Gruppo.
La Holding è focalizzata sulle attività che presentano un rilevante contenuto di indirizzo, coordinamento e controllo nei confronti del Gruppo.
Tramite le sue Funzioni di Administration, Finance and Control, People and Organization, Communications, Legal and Corporate Affairs, Innovability e Audit, la Holding ha l'obiettivo di:
gestire le attività che presentano un potenziale di creazione di valore significativo per il Gruppo;
gestire le attività aventi lo scopo di proteggere il Gruppo da eventi che potrebbero avere un impatto negativo in termini economici, di immagine, di continuità del business;
supportare il vertice aziendale e le Linee di Business/Funzioni/Aree/Paesi nelle decisioni strategiche chiave in merito alle suddette attività e nel relativo controllo strategico.
La Holding esercita il proprio ruolo di indirizzo, coordinamen-
to e controllo sostanzialmente attraverso due modalità:
la gestione diretta: in cui, oltre a svolgere il ruolo di indirizzo, coordinamento e controllo, ha anche un ruolo di responsabilità totale o prevalente nella esecuzione delle attività (per es., finanza, M&A ecc.);
la gestione indiretta: in cui ha un ruolo di indirizzo e supervisione, e l'esecuzione delle attività è essenzialmente delegata alle Linee di Business/Funzioni/Aree/Paesi sulla base di policy, processi e linee guida. Il ruolo di supervisio-
ne viene garantito attraverso processi di controllo ex post. Inoltre, al fine di assicurare un efficace livello di coordinamento e sviluppo delle suddette attività, è previsto un riporto tra le Funzioni di Holding sopra definite e le corrispondenti Funzioni di staff a livello di Linea di Business/Funzione/Area/Paese. Tale riporto prevede che il Responsabile della Funzione di Holding gestisca congiuntamente al Responsabile della Linea di Business/Funzione/Area/Paese i processi di nomina, valutazione e sviluppo del responsabile della corrispettiva Funzione di Holding a livello di Linea di Business/Funzione/Area/Paese.
Ciascuna Funzione di Holding ha la responsabilità della definizione di policy, processi, procedure e assetto organizzativo, per quanto di propria competenza, per l'intero Gruppo.
Le Funzioni di Holding hanno anche il compito di assicurare e supervisionare la gestione delle famiglie professionali nelle rispettive funzioni a livello Linea di Business/Funzione/Area/ Paese.
Di seguito, in sintesi, le principali responsabilità attribuite alla Holding, da quest'ultima esercitate nel rispetto delle norme di diritto societario e dell'autonomia gestionale delle società controllate quotate e/o sottoposte a regime di separazione funzionale, vigenti nei vari Paesi.
La Funzione Administration, Finance and Control ha la mission di:
gestire i processi di pianificazione strategica, pianificazione industriale, budgeting e reporting per il Gruppo; monitorare l'evoluzione dei risultati operativi e finanziari del Gruppo, identificando gli scostamenti e suggerendo le possibili azioni correttive;
supportare il Comitato Investimenti di Gruppo nella valuta-
zione delle proposte di investimento;
condurre le operazioni M&A;
definire la struttura ottimale del capitale di Gruppo e la composizione del debito, gestire i finanziamenti, la liquidità e le relazioni con il sistema bancario internazionale, le istituzioni finanziarie, gli investitori e gli analisti, e gestire il rischio finanziario e le coperture assicurative per l'intero Gruppo;
Relazioni
ficazione fiscale, le linee guida e le policy per il Gruppo;
monitorare i rischi commodity e finanziari e identificare altri rischi che possano potenzialmente incidere sul valore del Gruppo al fine di minimizzarne l'esposizione e l'impatto.
sviluppare le competenze tecniche, professionali e manageriali del Gruppo in funzione delle esigenze del business,
sviluppare e gestire la comunicazione interna dei contenuti locali e globali e definire le linee guida da applicare a livello
gestire e ottimizzare i canali di comunicazione on line di
Gruppo, compresi i siti web e i social di Gruppo.
promuovendo integrazione trasversale e culturale; > definire le strategie e le linee guida del Gruppo per la gestione della salute, della sicurezza, dell'ambiente, della qualità e della security, assicurando la loro implementa-
le linee guida e le policy per la redazione dei bilanci delle società del Gruppo;
assicurare la redazione del Bilancio di Enel SpA e definire
assicurare gli adempimenti fiscali per Enel SpA e la piani-
La Funzione People and Organization ha la mission di:
definire i modelli organizzativi in linea con le strategie di Gruppo, guidando i programmi di gestione del cambiamento;
gestire il budget e il piano pluriennale della Funzione a livello Gruppo, definendo le linee guida e gli obiettivi; definire le linee guida del Gruppo per il processo di compensation e benefit; gestire le relazioni industriali;
La Funzione Communications ha la mission di:
sviluppare e gestire a livello globale l'identità del marchio Enel, facendo leva sulle risorse, le competenze e le eccellenze operative del Gruppo;
gestire le relazioni con i media globali;
La Funzione Legal and Corporate Affairs ha la mission di:
fornire assistenza e supporto legale a tutto il Gruppo, identificando e gestendo le tematiche legali e le attività di contenzioso e assicurando la conformità delle attività svolte dalle società del Gruppo rispetto alla legge e alla regola-
La Funzione Innovability ha la mission di:
promuovere la condivisione e lo sviluppo di nuove idee su possibili modelli di business e nuove tecnologie, garantendo un monitoraggio strutturato sulle proposte dalla loro ricezione all'incubazione dell'idea fino alla sua valorizzazione finale, coordinando le varie Linee di Business Globali e Funzioni di Servizio;
promuovere e identificare potenziali start up e partnership, in collaborazione con le Linee di Business Globali e i Paesi;
La Funzione Audit ha la mission di:
valutare sistematicamente e indipendentemente l'efficacia e l'adeguatezza del sistema di controllo interno del Gruppo Enel;
mentazione applicabile;
zione a livello Gruppo.
di Paese;
gestire il sistema di corporate governance e fornire consulenza in materia (incluse le relazioni con le autorità di vigilanza del mercato finanziario e la gestione degli organi societari e del sistema delle procure).
promuovere, coordinare e supportare progetti innovativi tra le Linee di Business Globali;
promuovere e consolidare la strategia di Gruppo sull'Innovazione e assicurare un'adeguata reportistica sulle attività di innovazione all'interno del Gruppo;
definire il Piano di Sostenibilità del Gruppo, fissando obiettivi specifici e monitorando il raggiungimento dei relativi risultati; curare i rapporti del Gruppo con gli organismi internazionali in materia di CSR, gestendo i progetti CSR/CSV a livello di Gruppo.
supportare ciascuna parte del Gruppo nel monitoraggio dei rischi e nell'identificazione di azioni di mitigazione.
Presidente Patrizia Grieco
e Direttore Generale Francesco Starace
Amministratore Delegato
Segretario del Consiglio Silvia Alessandra Fappani
Consiglieri
Alfredo Antoniozzi Alberto Bianchi Cesare Calari Paola Girdinio Alberto Pera Anna Chiara Svelto Angelo Taraborrelli
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Diversità di genere nel Consiglio di Amministrazione (n.) | 3 | 3 |
| Diversità di età nel Consiglio di Amministrazione (%) <30 | ||
| Diversità di età nel Consiglio di Amministrazione (%) 30-50 | 11% | |
| Diversità di età nel Consiglio di Amministrazione (%) >50 | 100% | 89% |
Presidente Barbara Tadolini Sindaci effettivi
Romina Guglielmetti Claudio Sottoriva
Maurizio De Filippo Francesca Di Donato Piera Vitali
E&Y SpA
14 Relazione e Bilancio di esercizio di Enel SpA al 31 dicembre 2019
Il Consiglio è investito per statuto dei più ampi poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della Società e, in parti-
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 5 maggio 2017, alcune ulteriori attribuzioni di carattere non gestionale.
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 5 maggio 2017, 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.
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Margine operativo lordo per azione (euro) | 1,74 | 1,61 |
| Risultato operativo per azione (euro) | 0,68 | 0,97 |
| Risultato netto del Gruppo per azione (euro) | 0,21 | 0,47 |
| Risultato netto ordinario del Gruppo per azione (euro) | 0,47 | 0,40 |
| Dividendo unitario (euro)(1) | 0,328 | 0,28 |
| Patrimonio netto del Gruppo per azione (euro) | 2,99 | 3,12 |
| Prezzo massimo dell'anno (euro) | 7,21 | 5,39 |
| Prezzo minimo dell'anno (euro) | 5,08 | 4,24 |
| Prezzo medio del mese di dicembre (euro) | 6,89 | 4,94 |
| Capitalizzazione borsistica (milioni di euro) (2) | 70.047 | 50.254 |
| Numero di azioni al 31 dicembre (milioni) (3) | 10.165 | 10.167 |
(1) Dividendo proposto dal Consiglio di Amministrazione del 19 marzo 2020.
(2) Calcolata sul prezzo medio del mese di dicembre.
(3) La variazione è dovuta all'acquisto di n. 1.549.152 azioni proprie del valore nominale di 1 euro.
| Corrente (1) | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2017 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Peso azioni Enel: | |||||
| - su indice FTSE-MIB | 16,40% | 15,04% | 13,86% | 11,68% | |
| - su indice Bloomberg World Electric | 4,46% | 4,21% | 3.78% | 3,92% | |
| Rating | |||||
| Standard & Poor's | Outlook | STABLE | STABLE | STABLE | STABLE |
| M/L termine | BBB+ | BBB+ | BBB+ | BBB+ | |
| Breve termine | A-2 | A-2 | A-2 | A-2 | |
| Moody's | Outlook | POSITIVE | POSITIVE | STABLE | STABLE |
| M/L termine | Baa2 | Baa2 | Baa2 | Baa2 | |
| Breve termine | - | - | - | P2 | |
| Fitch | Outlook | STABLE | STABLE | STABLE | STABLE |
| M/L termine | A- | A- | BBB+ | BBB+ | |
| Breve termine | F2 | F2 | F2 | F2 |
(1) Dati aggiornati al 28 gennaio 2020.
Il contesto economico mondiale nel 2019 è stato debole, perpetuando il rallentamento già iniziato nella seconda metà del 2018. Le tensioni commerciali tra Stati Uniti e Cina (con la conseguente introduzione di nuovi dazi), le tensioni geopolitiche e il persistente clima di incertezza circa l'esito dei negoziati della Brexit, hanno condizionato le scelte di investimento degli operatori economici.
Tra gli altri fattori di maggiore attenzione, il 2019 è stato segnato dall'ulteriore rallentamento dell'economia cinese e dall'inasprimento delle condizioni finanziarie negli Stati Uniti (come conseguenza dell'avvio prematuro del ciclo di normalizzazione dei tassi di interesse da parte della Federal Reserve - Fed verso la fine del 2018), che ha frenato lo sprint dell'economia americana.
Nell'Eurozona la crescita è stata modesta attestandosi in media allo 0,2% su base trimestrale a partire dal secondo trimestre 2019, principalmente a causa di una domanda esterna in diminuzione e della difficoltà del comparto industriale e manifatturiero.
In America Latina il quadro economico è stato debole ma disomogeneo, contrassegnato in generale da forte instabilità politica (ossia, Argentina, Cile, Perù, Bolivia).
La distensione del contesto geopolitico (la tregua raggiunta tra Stati Uniti e Cina con la "fase uno" a inizio 2020 e il rischio scongiurato di uno scenario "Hard Brexit" in seguito alla vittoria schiacciante dei conservatori alle elezioni britanniche), unitamente al miglioramento delle condizioni finanziarie a livello globale (ritorno a una politica monetaria maggiormente espansiva sia nelle economie mature sia nei mercati emergenti), hanno rafforzato a inizio anno un clima di maggiore ottimismo circa le dinamiche di ripresa economica a livello globale. Tuttavia, lo scoppio dell'epidemia dovuta al COVID-19 in Cina e la successiva escalation di nuovi contagi in Italia già nei primi mesi del 2020 hanno radicalmente modificato lo scenario. A oggi si stima un danno economico sensibile ma temporaneo e limitato nella prima metà dell'anno, principalmente per le economie con un forte legame economico con la Cina e per quelle che hanno subito misure cautelative di contenimento della propagazione del virus (con blocco della circolazione delle persone e delle attività). Nei prossimi mesi si avrà sicuramente un quadro più certo di quelle che saranno le conseguenze in ambito economico e le ripercussioni sui mercati finanziari.
Nonostante le incertezze del contesto economico, i principali indici azionari europei hanno chiuso il 2019 positivamente; l'indice spagnolo Ibex35 +11,8%, l'indice francese CAC40 +26,4% e il DAX30 tedesco +25,5%.
Nello specifico, l'indice italiano FTSE Italia All-Share ha registrato nell'anno una variazione positiva pari al +27,2%.
Il settore delle Utility dell'area euro ha chiuso l'esercizio con un incremento del 22,2%.
Infine, per quanto riguarda il titolo Enel, il 2019 si è concluso a quota euro 7,072 per azione, con un incremento del 40,2% rispetto all'anno precedente, quasi raddoppiando la performance dell'indice settoriale dell'area euro.
Il 23 gennaio 2019 è stato liquidato un acconto sul dividendo pari a 0,14 euro relativo agli utili 2018 e il 24 luglio 2019 è stato pagato il saldo del dividendo per lo stesso esercizio per un importo pari a 0,14 euro. L'ammontare totale dei dividendi distribuiti nel corso del 2019 è stato pari a 0,28 euro, circa il 18% in più rispetto ai 0,237 euro distribuiti nel 2018.
In relazione all'esercizio 2019, il 22 gennaio 2020 è stato pagato un acconto sul dividendo per un importo pari a 0,16 euro, mentre il pagamento del saldo del dividendo è previsto il 22 luglio 2020.
La prospettiva degli investitori sta cambiando rapidamente: i mutamenti in atto e le sfide che ci presenta il mondo oggi stanno stravolgendo anche il modo di investire. Le società non sono più viste come sistemi chiusi, bensì come sistemi aperti che generano ricchezza attraverso l'interazione con l'ambiente e le comunità nelle quali operano, e verso le quali sono responsabili. In questo contesto il perseguimento da parte di Enel di una strategia volta a creare valore attraverso la decarbonizzazione e a cogliere le opportunità dell'elettificazione è stata compresa e apprezzata dagli investitori istituzionali, la cui presenza nel capitale sociale di Enel al 31 dicembre 2019 ha raggiunto il massimo storico del 60,3% (vs. 57,6% al 31 dicembre 2018), mentre la quota degli investitori individuali è scesa al 16,1% (vs. 18,8% al 31 dicembre 2018). Rimane stabile al 23,6% la quota del Ministero dell'Economia e delle Finanze.
Gli investitori ESG (Environmental, Social & Governance) sono in continuo aumento: gli investitori SRI rappresentano, al 31 dicembre 2019, circa il 10,8% del capitale sociale (vs. 10,5% al 31 dicembre 2018), mentre gli investitori firmatari dei Principles for Responsible Investment rappresentano il 43% del capitale sociale (vs. 39,1% al 31 dicembre 2018).
Per ulteriori informazioni si invita a visitare il sito web istituzionale (www.enel.com) alla sezione Investor Relations (https://www.enel.com/it./investors1) e a scaricare l'app "Enel Investor", dove sono disponibili dati economico-finanziari, presentazioni, aggiornamenti in tempo reale sull'andamento del titolo, informazioni relative alla composizione degli organi sociali e il regolamento delle Assemblee, oltre ad aggiornamenti periodici sui temi di corporate governance.
Sono anche disponibili punti di contatto specificamente dedicati agli azionisti individuali (numero telefonico: +39-0683054000; indirizzo di posta elettronica: [email protected]) e agli investitori istituzionali (numero telefonico: +39-0683051; indirizzo di posta elettronica: [email protected]).
Fonte: Bloomberg.
Enel SpA, nella propria funzione di holding industriale, definisce gli obiettivi strategici a livello di Gruppo e di società controllate e ne coordina l'attività. Le attività che Enel SpA, nell'ambito della propria funzione di indirizzo e coordinamento, presta nei confronti delle altre società del Gruppo, anche in relazione alla struttura organizzativa adottata dalla Società, possono essere così sintetizzate:
Attività di Funzioni di Holding, connesse al coordinamento dei processi di governance a livello di Gruppo:
People and Organization;
Communications;
Nell'ambito del Gruppo, Enel SpA sopperisce ai fabbisogni di liquidità principalmente con i flussi di cassa generati dalla gestione ordinaria e attraverso l'utilizzo di una pluralità di fonti di finanziamento, assicurando, inoltre, un'opportuna gestione delle eventuali eccedenze di liquidità.
In data 14 gennaio 2019 Enel Finance International NV ha collocato sul mercato europeo il suo terzo Green Bond destinato a investitori istituzionali e assistito da una garanzia rilasciata dalla stessa Enel.
L'emissione ammonta a complessivi 1.000 milioni di euro e prevede il rimborso in unica soluzione a scadenza, in data 21 luglio 2025.
Ad aprile 2019 Enel SpA ha incrementato la propria partecipazione al capitale della controllata cilena Enel Américas SA al 56,8% dal 51,8%, a seguito del regolamento di due operazioni di share swap stipulate con un istituto finanziario nell'ottobre 2018 per acquisire fino a un massimo del 5% del capitale di Enel Américas SA.
Il 30 aprile l'Assemblea straordinaria degli azionisti della controllata cilena Enel Américas SA (Enel Américas) ha approvato un aumento del capitale sociale pari a 3 miliardi di dollari statunitensi. A conclusione dell'operazione Enel ha aumentato la propria partecipazione al capitale di Enel Américas al 57,26% dal precedente 56,8%.
In data 28 giugno 2019 Enel ha stipulato un ulteriore contratto di share swap con un istituto finanziario per acquisire, in date che si prevede ricadano entro il terzo trimestre 2020, ulteriori azioni ordinarie e American Depositary Shares di Enel Américas.
Enel SpA ha completato il rifinanziamento di parte del portafoglio di obbligazioni non convertibili subordinate ibride tramite un'offerta di scambio volontaria non vincolante per il riacquisto dei Bond Ibridi con scadenza 15 gennaio 2075 e 10 gennaio 2074. Il corrispettivo di tali acquisti è costituito da un incremento fino a 900 milioni di euro della nuova obbligazione ibrida, lanciata il 15 maggio 2019.
In data 19 settembre il Consiglio di Amministrazione della Società, in attuazione dell'autorizzazione conferita dall'Assemblea degli azionisti del 16 maggio 2019 e nel rispetto dei relativi termini già comunicati al mercato, ha approvato l'avvio di
Relazioni
un programma di acquisto di azioni proprie, per un ammontare massimo di 10,5 milioni di euro e per un numero di azioni non superiore a 2,5 milioni, equivalenti a circa lo 0,02% del capitale sociale di Enel.
Il programma è a servizio del Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 destinato al management di Enel e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 del codice civile, anch'esso approvato dall'Assemblea del 16 maggio 2019.
In data 5 settembre Enel Finance International NV ha lanciato sul mercato statunitense e sui mercati internazionali un'emissione obbligazionaria "sostenibile" single-tranche destinata a investitori istituzionali per un totale di 1,5 miliardi di dollari statunitensi, pari a un controvalore complessivo di circa 1,4 miliardi di euro.
In data 10 ottobre 2019 Enel Finance International NV ha lanciato sul mercato europeo un'emissione obbligazionaria "sostenibile" multi-tranche per un totale di 2,5 miliardi di euro destinata a investitori istituzionali, legata al raggiungimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite. Si tratta del primo General Purpose SDG Linked Bond lanciato dal Gruppo Enel sul mercato europeo.
In data 24 ottobre 2019 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha approvato il progetto di scissione parziale di Enel Green Power SpA (EGP) in favore di Enel SpA. La scissione prevede l'assegnazione da parte di EGP in favore di Enel della partecipazione totalitaria detenuta in Enel Green Power North America Inc. e in Enel Green Power North America Development LLC e di un contratto di finanziamento con Enel Finance International BV.
In data 5 dicembre Enel SpA ha esercitato l'opzione di rimborso anticipato dell'obbligazione ibrida, non convertibile e subordinata, emessa e quotata il 15 gennaio 2014 sul mercato regolamentato della Borsa d'Irlanda, di importo nominale pari a 1.000 milioni di euro, secondo i termini e le condizioni previsti dal prospetto informativo del 10 gennaio 2014.
Enel SpA ha stipulato due contratti di share swap con un istituto finanziario per aumentare la propria partecipazione nella controllata cilena quotata Enel Chile SA per un massimo del 3% del capitale dall'attuale 61,9%.
Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo e della Capogruppo analizzandone la struttura patrimoniale e finanziaria, sono stati predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai princípi contabili IFRS-EU adottati dal Gruppo e da Enel SpA e contenuti rispettivamente nel Bilancio consolidato e nel Bilancio di esercizio. Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del Bilancio consolidato e del Bilancio di esercizio e che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento del Gruppo e della Capogruppo, nonché rappresentativi dei risultati economici e finanziari prodotti dal business.
In merito a tali indicatori, il 3 dicembre 2015 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".
Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le "Attività non correnti" e le "Passività non correnti" a esclusione:
delle "Attività per imposte anticipate";
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 "Attivi tà correnti" e le "Passività correnti" a esclusione:
della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";
delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti";
dei "Finanziamenti a breve termine" e delle "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine";
dei "Fondi rischi e oneri (quota corrente)";
degli "Altri debiti finanziari" inclusi nelle "Altre passività correnti".
Capitale investito lordo: determinato quale somma algebrica delle "Attività immobilizzate nette" e del "Capitale circolante netto", delle "Passività per imposte differite" e delle "Attività per imposte anticipate.
Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica del "Capitale investito lordo" e dei "Fondi rischi e oneri".
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 "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";
al netto 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 non correnti.
La gestione economica di Enel SpA degli esercizi 2019 e 2018 è sintetizzata nel seguente prospetto.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
| Ricavi | |||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni |
104 | 38 | 66 |
| Altri ricavi e poventi | 10 | 15 | (5) |
| Totale | 114 | 53 | 61 |
| Costi | |||
| Acquisti di materiali di consumo | - | 1 | (1) |
| Servizi e godimento beni di terzi | 150 | 127 | 23 |
| Costo del personale | 111 | 109 | 2 |
| Altri costi operativi | - | 39 | (39) |
| Totale | 261 | 276 | (15) |
| Margine operativo lordo | (147) | (223) | 76 |
| Ammortamenti e impairment | 235 | (331) | 566 |
| Risultato operativo | (382) | 108 | (490) |
| Proventi/(Oneri) finanziari netti e da partecipazioni |
|||
| Proventi da partecipazioni | 5.548 | 3.567 | 1.981 |
| Proventi finanziari | 1.276 | 1.946 | (670) |
| Oneri finanziari | 1.700 | 2.349 | (649) |
| Totale | 5.124 | 3.164 | 1.960 |
| Risultato prima delle imposte | 4.742 | 3.272 | 1.470 |
| Imposte | (50) | (184) | 134 |
| UTILE DELL'ESERCIZIO | 4.792 | 3.456 | 1.336 |
I ricavi delle vendite e delle prestazioni si riferiscono essenzialmente a prestazioni rese da Enel SpA nell'ambito della sua funzione di indirizzo e coordinamento e al riaddebito di oneri sostenuti dalla stessa e di competenza delle sue controllate. La variazione positiva è riconducibile all'incremento dei ricavi per management fee per 16 milioni di euro, nonché a conguagli effettuati nel 2018 a favore di alcune società controllate.
Gli altri ricavi e proventi si riferiscono essenzialmente, sia nell'esercizio corrente sia in quello a raffronto, al riaddebito di costi per personale di Enel SpA in distacco presso altre società del Gruppo.
I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi riguardano prestazioni ricevute da terzi per 64 milioni di euro e da società del Gruppo per 76 milioni di euro. Le prime sono relative principalmente a spese di comunicazione, prestazioni professionali e tecniche, provvigioni e commissioni, consulenze strategiche, di direzione e organizzazione aziendale, nonché a costi per servizi informatici. Gli oneri relativi a prestazioni rese da società del Gruppo sono invece riferibili essenzialmente a servizi informatici, a servizi manageriali, a canoni di locazione e formazione del personale ricevuti dalla controllata Enel Italia SpA, nonché a costi per personale di alcune società del Gruppo in distacco presso Enel SpA.
Il margine operativo lordo, negativo per 147 milioni di euro, registra un miglioramento di 76 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, da ricondurre all'effetto congiunto dell'aumento dei ricavi delle vendite e delle prestazioni e della riduzione dei costi operativi, compensato in parte dall'incremento dei costi dei servizi e godimento beni di terzi.
Gli ammortamenti e impairment, pari a 235 milioni di euro nel 2019, si riferiscono essenzialmente alle rettifiche di valore delle partecipazioni detenute nelle società controllate E-Distribuţie Banat SA (132 milioni di euro), Enel Russia PJSC (70 milioni di euro), Enel Produzione SpA (9 milioni di euro) ed Enel Global Trading SpA (positiva per 3 milioni di euro).
Nel 2018 la voce accoglieva il ripristino di valore della partecipazione detenuta in Enel Produzione SpA per 403 milioni di euro e le svalutazioni delle partecipazioni detenute in Enel Investment Holding BV per 15 milioni di euro e in Enel Russia PJSC per 40 milioni di euro.
Pertanto, il risultato operativo, negativo per (382) milioni di euro, se confrontato con il valore rilevato nel 2018, presenta una variazione negativa di 490 milioni di euro.
I proventi da partecipazioni, pari a 5.548 milioni di euro si riferiscono ai dividendi e agli acconti sui dividendi deliberati nel 2019 dalle società controllate e collegate per 5.547 milioni di euro e da altre partecipate per 1 milione di euro.
Gli oneri finanziari netti ammontano a 424 milioni di euro e riflettono essenzialmente gli interessi passivi sull'indebitamento finanziario (647 milioni di euro), controbilanciati dagli interessi e altri proventi da attività finanziarie correnti e non correnti (268 milioni di euro).
L'incremento degli oneri finanziari netti rispetto al precedente esercizio, pari a 21 milioni di euro, è determinato essenzialmente dalla variazione negativa delle differenze positive di cambio (24 milioni di euro) e degli interessi attivi sulle attività finanziarie a breve termine (13 milioni di euro), parzialmente compensata dai proventi finanziari netti da strumenti derivati posti in essere nell'interesse di Enel SpA.
Le imposte sul reddito dell'esercizio evidenziano un risultato positivo di (50) milioni di euro, per effetto principalmente della riduzione della base imponibile IRES rispetto al risultato civilistico ante imposte, dovuta all'esclusione del 95% dei dividendi percepiti dalle società controllate, e della deducibilità degli interessi passivi di Enel SpA in capo al consolidato fiscale di Gruppo in base alle disposizioni in materia di IRES (art. 96 del TUIR).
Rispetto al precedente esercizio la variazione di 134 milioni di euro è dovuta essenzialmente alla rilevazione nel precedente periodo di partite non ricorrenti, ovvero alla rilevazione del rimborso delle imposte sui redditi (IRPEG e ILOR) per le annualità 1996 e 1997, a seguito di due sentenze favorevoli della Corte di Cassazione, per un importo di 90 milioni di euro.
Il risultato netto dell'esercizio si attesta a 4.792 milioni di euro, a fronte di un utile dell'esercizio precedente di 3.456 milioni di euro.
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Attività immobilizzate nette: | |||
| - attività materiali e immateriali | 77 | 56 | 21 |
| - partecipazioni | 47.858 | 45.715 | 2.143 |
| - altre attività/(passività) non correnti nette | (480) | (472) | (8) |
| Totale | 47.455 | 45.299 | 2.156 |
| Capitale circolante netto: | |||
| - crediti commerciali | 255 | 191 | 64 |
| - altre attività/(passività) correnti nette | (1.219) | (1.853) | 634 |
| - debiti commerciali | (84) | (82) | (2) |
| Totale | (1.048) | (1.744) | 696 |
| Capitale investito lordo | 46.407 | 43.555 | 2.852 |
| Fondi diversi: | |||
| - benefíci ai dipendenti | (216) | (231) | 15 |
| - fondi rischi e oneri e imposte differite nette | 145 | 109 | 36 |
| Totale | (71) | (122) | 51 |
| Capitale investito netto | 46.336 | 43.433 | 2.903 |
| Patrimonio netto | 29.586 | 27.943 | 1.643 |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | 16.750 | 15.490 | 1.260 |
L'incremento delle attività immobilizzate nette è riferito essenzialmente:
per 2.143 milioni di euro all'incremento del valore delle partecipazioni, sulle quali hanno influito sostanzialmente le seguenti operazioni: l'incremento della partecipazione al capitale della società controllata Enel Américas a seguito del regolamento delle operazioni di share swap e della sottoscrizione di azioni di nuova emissione (2.017 milioni di euro); l'apporto in conto capitale a favore della società controllata Enel Holding Finance Srl (178 milioni di euro); la ripatrimonializzazione delle società controllate Enel X Srl (65 milioni di euro), Enel Global Infrastructure and Networks Srl (20 milioni di euro) ed Enel Global Thermal Generation Srl (5 milioni di euro); l'apporto in conto capitale a favore della società a controllo congiunto OpEn Fiber SpA (66 milioni di euro). Hanno inoltre influito le rettifiche di valore delle partecipazioni detenute in E-Distribuţie Banat SA, Enel Russia PJSC, Enel Produzione SpA ed Enel Global Trading SpA;
per 21 milioni di euro alla movimentazione delle attività materiali e immateriali conseguente agli investimenti (complessivamente pari a 42 milioni di euro), agli ammortamenti dell'esercizio (pari a 24 milioni di euro) e agli effetti dell'applicazione dell'IFRS 16 al 1° gennaio 2019 (3 milioni di euro).
Il capitale circolante netto registra un decremento di 696 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018. La variazione è riferibile:
per 634 milioni di euro al decremento delle "altre passività correnti nette" come conseguenza principalmente dell'aumento dei crediti verso le società del Gruppo per dividendi da incassare per 558 milioni di euro;
per 64 milioni di euro all'incremento dei crediti commerciali, principalmente verso le società del Gruppo per i servizi di indirizzo e coordinamento svolti da Enel SpA.
Il capitale investito netto al 31 dicembre 2019 è pari a 46.336 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto per 29.586 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 16.750 milioni di euro.
Il patrimonio netto, pari a 29.586, presenta un incremento di 1.643 milioni di euro rispetto al precedente esercizio. In particolare, tale variazione è principalmente riferibile alla rilevazione dell'utile complessivo dell'esercizio 2019 (pari a 4.702 milioni di euro), alla distribuzione del saldo dividendo dell'esercizio 2018 (complessivamente pari a 1.423 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2019 (complessivamente pari a 1.627 milioni di euro).
L'indebitamento finanziario netto a fine esercizio è pari a 16.750 milioni di euro, con un'incidenza sul patrimonio netto pari al 56,6% (55,4% a fine 2018).
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Indebitamento a lungo termine: | |||
| - finanziamenti bancari | 402 | 1.048 | (646) |
| - obbligazioni | 7.707 | 8.208 | (501) |
| - altri finanziamenti da contratti di leasing | 1 | - | 1 |
| - finanziamenti ricevuti da società controllate | 6.096 | 4.141 | 1.955 |
| Indebitamento a lungo termine | 14.206 | 13.397 | 809 |
| Crediti finanziari verso terzi | (194) | (128) | (66) |
| Indebitamento netto a lungo temine | 14.012 | 13.269 | 743 |
| Indebitamento/(Disponibilità) a breve termine: | |||
| - quota a breve dei finanziamenti a lungo termine | 1.102 | 806 | 296 |
| - indebitamento a breve verso banche | 130 | 45 | 85 |
| - cash collateral ricevuti | 403 | 240 | 163 |
| Indebitamento a breve termine | 1.635 | 1.091 | 544 |
| - quota a breve dei crediti finanziari a lungo termine | (1) | (1) | - |
| - altri crediti finanziari a breve | (3) | (12) | 9 |
| - cash collateral versati | (1.286) | (1.253) | (33) |
| - posizione finanziaria netta a breve verso società del Gruppo | 6.546 | 4.403 | 2.143 |
| - disponibilità presso banche e titoli a breve | (4.153) | (2.007) | (2.146) |
| Indebitamento/(Disponibilità) netto a breve termine | 2.738 | 2.221 | 517 |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | 16.750 | 15.490 | 1.260 |
L'indebitamento finanziario netto registra un incremento di 1.260 milioni di euro, come risultato di una maggiore esposizione debitoria netta a lungo termine per 743 milioni di euro e di un maggiore indebitamento finanziario netto a breve termine per 517 milioni di euro.
Le principali operazioni effettuate nel corso del 2019 che hanno avuto un impatto sull'indebitamento finanziario sono state:
il rimborso anticipato di un finanziamento bancario di 500 milioni di euro;
il rimborso a scadenza del prestito obbligazionario "Serie speciale riservata al personale" per nominali 1.033 milioni di euro e obbligazioni detenute in portafoglio per 898 milioni di euro, con un decremento netto di 135 milioni di euro;
il rimborso di un prestito obbligazionario, giunto a scadenza, per nominali 550 milioni di sterline (controvalore di 615 milioni di euro al 31 dicembre 2018);
il rimborso di due tranche dei prestiti obbligazionari Ina e
Ania per complessivi 56 milioni di euro;
l'operazione di Exchange Offer su due prestiti ibridi in scadenza 2074-2075 (per complessivi 556 milioni di euro) tramite l'incremento fino a 900 milioni di euro del bond ibrido emesso nello scorso maggio;
l'incremento dei finanziamenti a lungo termine ricevuti da società controllate, dovuto a un Loan Agreement tra Enel SpA ed Enel Finance International NV, siglato nel mese di giugno 2019 e pari a 2.000 milioni di euro.
Le disponibilità liquide e i mezzi equivalenti, pari a 4.153 milioni di euro, presentano, rispetto al 31 dicembre 2018, un incremento di 2.146 milioni di euro, compensato dalla variazione della posizione finanziaria netta verso le Società del Gruppo, connessa alla funzione di tesoreria accentrata svolta da Enel SpA.
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio | 2.007 | 2.489 | (482) |
| Cash flow da attività operativa | 3.995 | 3.449 | 546 |
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento | (2.399) | (2.587) | 188 |
| Cash flow da attività di finanziamento | 550 | (1.344) | 1.894 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio | 4.153 | 2.007 | 2.146 |
Nel corso dell'esercizio 2019 il cash flow da attività di finanziamento ha generato liquidità per 550 milioni di euro.Tale risultato risente principalmente delle nuove emissioni dei finanziamenti a lungo termine (3.844 milioni di euro), parzialmente compensate dai rimborsi effettuati nel periodo (2.814 milioni di euro) e dalla variazione netta positiva dei debiti finanziari a breve e a lungo termine (2.375 milioni di euro), parzialmente compensata dal pagamento dei dividendi dell'esercizio 2018 (2.845 milioni di euro).
Il cash flow da attività di investimento ha assorbito liquidità per 2.399 milioni di euro ed è stato essenzialmente generato dall'aumento della partecipazione nel capitale della controllata cilena Enel Américas SA a seguito del regolamento di due operazioni di share swap (443 milioni di euro) e della sottoscrizione di azioni di nuova emissione per un impegno complessivo di 1.574 milioni di euro, oltre che da altre operazioni sulle società controllate come meglio dettagliato nella nota 13 "Partecipazioni".
Il cash flow generato dall'attività operativa riflette essenzialmente l'incasso dei dividendi dalle società partecipate (5.013 milioni di euro), parzialmente compensato dal pagamento dell'imposta IRES effettuato per tutte le società del Gruppo rientranti nel consolidato fiscale nazionale, e ha contribuito, unitamente al cash flow generato dall'attività di finanziamento, a fronteggiare il fabbisogno derivante dall'attività di investimento e a incrementare le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, che al 31 dicembre 2019 si attestano a 4.153 milioni di euro.
Relazioni
| Milioni di euro | Bilancio | Ricavi | Costi | Margine operativo lordo | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||
| Enel Produzione SpA | Separato | 5.743 | 5.410 | 5.083 | 4.768 | 660 | 642 |
| e-distribuzione SpA | Separato | 7.661 | 7.690 | 3.751 | 4.011 | 3.910 | 3.679 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA |
Separato | 7.790 | 8.601 | 7.395 | 8.180 | 395 | 421 |
| Enel Global Trading SpA | Separato | 24.944 | 18.450 | 24.966 | 18.513 | (22) | (62) |
| Enel Green Power SpA | Separato | 1.205 | 1.271 | 803 | 754 | 402 | 517 |
| Enel X Srl | Separato | 67 | 64 | 98 | 81 | (31) | (17) |
| Enel Investment Holding BV | Separato | 2 | 754 | 3 | 4 | (1) | 750 |
| Enelpower SpA | Separato | - | 1 | 1 | 3 | (1) | (2) |
| Enel Global Thermal Generation Srl |
Separato | 36 | 32 | 40 | 36 | (4) | (4) |
| Enel Energia SpA | Separato | 14.047 | 13.023 | 12.127 | 11.214 | 1.920 | 1.809 |
| Enel Iberia SLU | Separato | 27 | 25 | 26 | 33 | 1 | (8) |
| Endesa SA | Consolidato | 20.158 | 20.195 | 16.317 | 16.568 | 3.841 | 3.627 |
| Enel Italia SpA | Separato | 1.396 | 1.422 | 1.222 | 1.311 | 174 | 111 |
| Enel Innovation Hubs Srl | Separato | 5 | 4 | 5 | 2 | - | 3 |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
Separato | 62 | 61 | 80 | 62 | (18) | (1) |
| Enel Finance International NV |
Separato | - | - | 3 | 3 | (3) | (3) |
| Enel Holding Finance Srl | Separato | - | - | - | - | - | - |
| Enel Américas SA | Consolidato | 12.787 | 11.000 | 9.219 | 8.156 | 3.568 | 2.843 |
| Enel Chile SA | Consolidato | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 |
| E-Distribuţie Banat SA | Separato | 110 | 111 | 105 | 93 | 129 | 119 |
| E-Distribuţie Dobrogea SA | Separato | 99 | 100 | 93 | 79 | 114 | 99 |
| E-Distribuţie Muntenia SA | Separato | 183 | 179 | 179 | 167 | 228 | 218 |
| Enel Energie Muntenia SA | Separato | 585 | 536 | 592 | 534 | 608 | 541 |
| Enel Energie SA | Separato | 572 | 514 | 573 | 515 | 589 | 524 |
| Enel Romania SA | Separato | 16 | 12 | 15 | 12 | 16 | 12 |
| Enel Russia PJSC | Consolidato | 13 | 13 | 12 | 11 | - | - |
| Enel Insurance NV | Separato | 119 | 119 | 116 | 111 | 3 | 8 |
| Proventi/(Oneri) finanziari netti | Risultato | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Risultato operativo | e da partecipazioni | ante imposte | Risultato netto | ||||
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 |
| (961) | 521 | (143) | 184 | (1.104) | 704 | (786) | 613 |
| 2.630 | 2.504 | (391) | (384) | 2.239 | 2.120 | 1.586 | 1.507 |
| 184 | 163 | (15) | (19) | 169 | 144 | 116 | 75 |
| (30) | (73) | 1 | - | (66) | (87) | (46) | (73) |
| 82 | 190 | (45) | (27) | 37 | 163 | 46 | 237 |
| (41) | (27) | 10 | - | (31) | (27) | (28) | (23) |
| (1) | 750 | - | 45 | (1) | 795 | (1) | 794 |
| (1) | (2) | - | - | (1) | (2) | (1) | (2) |
| (5) | (5) | - | - | (5) | (5) | (5) | (4) |
| 1.426 | 1.214 | (47) | (41) | 1.379 | 1.173 | 1.027 | 801 |
| 1 | (10) | 865 | 812 | 866 | 802 | 1.036 | 956 |
| 388 | 1.919 | (169) | (104) | 230 | 1.818 | 180 | 1.426 |
| 25 | 31 | (4) | (3) | 21 | 28 | 3 | 15 |
| - | 2 | - | - | - | 2 | - | 1 |
| (19) | (1) | - | - | (19) | (1) | (18) | (1) |
| (3) | (3) | 152 | 160 | 149 | 157 | 80 | 99 |
| - | - | - | - | - | - | - | - |
| 2.473 | 2.062 | (337) | (280) | 2.149 | 1.783 | 1.938 | 1.412 |
| 1 | 1 | - | - | - | 1 | - | 1 |
| 5 | 18 | 5 | 5 | 10 | 24 | 7 | 18 |
| 6 | 20 | 2 | 1 | 8 | 22 | 5 | 18 |
| 4 | 12 | 8 | 8 | 12 | 21 | 10 | 16 |
| (8) | 1 | (2) | 3 | (10) | 4 | (10) | 3 |
| (2) | (1) | 1 | 2 | (1) | - | (3) | (1) |
| 1 | - | (1) | - | - | - | - | |
| - | 2 | - | - | - | 2 | - | 1 |
| 4 | 8 | 6 | 4 | 10 | 12 | 8 | 9 |
| Milioni di euro | Bilancio | Attività non correnti | Attività correnti | Totale attività | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||
| Enel Produzione SpA | Separato | 7.030 | 7.659 | 1.544 | 2.457 | 8.574 | 10.116 |
| e-distribuzione SpA | Separato | 19.201 | 18.486 | 5.132 | 5.381 | 24.333 | 23.867 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA |
Separato | 178 | 157 | 2.863 | 3.219 | 3.041 | 3.376 |
| Enel Global Trading SpA |
Separato | 185 | 357 | 7.827 | 8.228 | 8.012 | 8.585 |
| Enel Green Power SpA |
Separato | 12.271 | 11.301 | 1.327 | 1.490 | 13.598 | 12.791 |
| Enel X Srl | Separato | 665 | 537 | 88 | 67 | 753 | 604 |
| Enel Investment Holding BV |
Separato | 1 | 2 | 7 | 9 | 8 | 11 |
| Enelpower SpA | Separato | 3 | 3 | 39 | 39 | 41 | 42 |
| Enel Global Thermal Generation Srl |
Separato | 9 | 10 | 51 | 33 | 60 | 43 |
| Enel Energia SpA | Separato | 825 | 733 | 3.971 | 4.546 | 4.796 | 5.279 |
| Enel Iberia SLU | Separato | 20.579 | 20.680 | 1.455 | 1.325 | 22.035 | 22.005 |
| Endesa SA | Consolidato | 25.881 | 26.001 | 6.100 | 5.655 | 31.981 | 31.656 |
| Enel Italia SpA | Separato | 771 | 621 | 885 | 701 | 1.656 | 1.322 |
| Enel Innovation Hubs Srl |
Separato | - | - | 24 | 24 | 24 | 24 |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
Separato | 10 | 9 | 77 | 57 | 87 | 66 |
| Enel Finance International NV |
Separato | 25.327 | 19.105 | 11.972 | 15.235 | 37.299 | 34.340 |
| Enel Holding Finance Srl |
Separato | 1.974 | 1.798 | 2 | - | 1.976 | 1.798 |
| Enel Américas SA | Consolidato | 20.654 | 18.343 | 5.860 | 5.573 | 26.514 | 23.915 |
| Enel Chile SA | Consolidato | 8 | 8 | 1 | 1 | 9 | 9 |
| E-Distribuţie Banat SA |
Separato | 356 | 342 | 300 | 314 | 656 | 656 |
| E-Distribuţie Dobrogea SA |
Separato | 340 | 329 | 148 | 159 | 488 | 488 |
| E-Distribuţie Muntenia SA |
Separato | 885 | 862 | 581 | 613 | 1.467 | 1.475 |
| Enel Energie Muntenia SA |
Separato | 76 | 73 | 224 | 184 | 300 | 257 |
| Enel Energie SA | Separato | 22 | 21 | 202 | 198 | 224 | 220 |
| Enel Romania SA | Separato | 14 | 1 | 18 | 20 | 32 | 21 |
| Enel Russia PJSC | Consolidato | 10 | 12 | 5 | 3 | 15 | 14 |
| Enel Insurance NV | Separato | 516 | 506 | 353 | 383 | 869 | 889 |
| Totale patrimonio netto e passività |
Patrimonio netto | Passività correnti | Passività non correnti | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 |
| 10.116 | 8.574 | 4.318 | 3.274 | 3.105 | 3.902 | 2.693 | 1.399 |
| 23.867 | 24.333 | 4.657 | 4.702 | 6.401 | 6.962 | 12.809 | 12.669 |
| 3.376 | 3.041 | 152 | 194 | 3.114 | 2.760 | 110 | 87 |
| 8.585 | 8.012 | 304 | 570 | 8.074 | 7.288 | 207 | 154 |
| 12.791 | 13.598 | 6.136 | 6.069 | 3.117 | 3.034 | 3.538 | 4.495 |
| 604 | 753 | 488 | 525 | 113 | 222 | 3 | 4 |
| 11 | 8 | 9 | 8 | 2 | - | - | - |
| 42 | 41 | 28 | 27 | 9 | 9 | 5 | 5 |
| 43 | 60 | 7 | 7 | 31 | 47 | 5 | 6 |
| 5.279 | 4.796 | 2.067 | 1.386 | 3.081 | 3.299 | 131 | 111 |
| 22.005 | 22.035 | 16.918 | 16.708 | 5.023 | 1.217 | 64 | 4.110 |
| 31.656 | 31.981 | 9.181 | 7.837 | 7.694 | 8.465 | 14.781 | 15.679 |
| 1.322 | 1.656 | 449 | 436 | 684 | 798 | 189 | 422 |
| 24 | 24 | 22 | 22 | 2 | 2 | - | - |
| 66 | 87 | 9 | 11 | 47 | 62 | 10 | 14 |
| 34.340 | 37.299 | 1.745 | 1.870 | 5.971 | 4.454 | 26.624 | 30.975 |
| 1.798 | 1.976 | 1.798 | 1.976 | - | - | - | - |
| 23.915 | 26.514 | 7.710 | 10.904 | 8.425 | 5.998 | 7.781 | 9.612 |
| 9 | 5 | 4 | 2 | 1 | 3 | 4 | |
| 656 | 656 | 480 | 475 | 61 | 57 | 115 | 124 |
| 488 | 488 | 325 | 321 | 47 | 45 | 116 | 122 |
| 1.475 | 1.467 | 1.026 | 1.010 | 157 | 139 | 292 | 318 |
| 257 | 300 | 152 | 141 | 94 | 146 | 11 | 12 |
| 220 | 224 | 98 | 93 | 119 | 127 | 3 | 4 |
| 21 | 32 | 3 | 3 | 18 | 17 | - | 12 |
| 14 | 15 | 7 | 8 | 3 | 3 | 3 | 4 |
| 889 | 869 | 258 | 273 | 287 | 296 | 344 | 300 |
Relazione sulla gestione 31
Il personale di Enel SpA al 31 dicembre 2019 è pari a 751 persone. Il saldo tra assunzioni e cessazioni a fine anno mostra un segno negativo, con 16 persone in meno.
Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media
dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata con quella del periodo precedente, nonché la consistenza effettiva al 31 dicembre 2019.
| Totale | 741 | 772 | (31) | 751 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| White collar | 250 | 270 | (20) | 240 | ||
| Middle manager | 345 | 354 | (9) | 367 | ||
| Manager | 146 | 148 | (2) | 144 | ||
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | al 31.12.2019 | |||
| N. | Consistenza media Consistenza puntuale |
La tabella seguente evidenzia la variazione delle consistenze nel corso del periodo.
| Consistenza al 31.12.2018 | Assunzioni | Cessazioni | Mobilità in entrata | Mobilità in uscita | Consistenza al 31.12.2019 |
|---|---|---|---|---|---|
| 767 | 19 | 16 | 110 | 129 | 751 |
La transizione energetica apre nuovi scenari per il Gruppo, per il business ma soprattutto per le persone che lavorano in azienda. In tale contesto Enel ha avviato specifici programmi di upskilling e reskilling. I primi si focalizzano sullo sviluppo di competenze professionali esistenti, aggiungendo nuove skill dettate dalla tecnologia e da processi innovativi. Il reskilling, invece, punta a creare nuovi profili lavorativi, sostituendo competenze che stanno diventando obsolete o non più richieste, e a permettere alle persone di occuparsi di nuove attività. I processi di selezione, assunzione e mobilità interna svolgono quindi un ruolo chiave, così come le partnership con le università.
Enel sta andando oltre il concetto tradizionale di formazione, stimolando la capacità del singolo a intraprendere un percorso di apprendimento secondo le sue specifiche esigenze, passioni e attitudini. Nel 2019 sono state erogate più di 2,6 milioni di ore di formazione che hanno riguardato: training manageriale, tecnico, comportamentale, linguistico, in materia di salute e sicurezza, competenze e cultura digitale. Enel si è anche data l'obiettivo di coinvolgere in training su digital skill il 100% della popolazione aziendale entro il 2022; a oggi siamo al 46% delle persone coinvolte.
Il processo di valutazione delle performance quantitative e qualitative nel 2019 ha visto coinvolto il personale del Gruppo a differenti livelli in un processo fluido di scambio e di confronto. In particolare, nel 2019 è stato coinvolto il 100% delle persone eleggibili e raggiungibili (1) , di cui è stato valutato il 99%. La valutazione quantitativa è invece stata effettuata per la popolazione con remunerazione variabile, che ha previsto l'assegnazione di specifici obiettivi. Un elemento di ascolto importante all'interno dell'azienda è l'indagine di clima, che permette di raccogliere aree di miglioramento su tre temi chiave – Benessere, Coinvolgimento e Sicurezza – e suggerimenti su temi e aspetti della vita lavorativa. A valle dell'indagine fatta nel 2018 sono in corso di implementazione i piani di azione individuati.
L'impegno di Enel su diversità e inclusione è un percorso iniziato nel 2013 con l'emissione della Policy Diritti Umani, cui è seguita nel 2015 la Policy globale Diversità e Inclusione. Nel 2019 è stata inoltre pubblicata la Global Workplace Harassment Policy che affronta il tema delle molestie sessuali e non, esplicitando il principio del rispetto dell'integrità e della dignità individuale sul luogo di lavoro. L'approccio di Enel si
(1) Eleggibili e raggiungibili: coloro che hanno un contratto a tempo indeterminato e che sono risultati in forza e attivi per almeno tre mesi durante l'anno 2019.
fonda sui princípi fondamentali, enunciati nella Policy globale Diversità e Inclusione, di non discriminazione, pari opportunità e uguale dignità per tutte le forme di diversità, inclusione e bilanciamento tra vita privata e vita professionale. L'applicazione della policy ha permesso di sviluppare progetti globali e locali di valorizzazione delle diversità di genere, età, nazionalità e disabilità, e di diffondere la cultura dell'inclusione a tutti i livelli e contesti organizzativi. L'impatto della policy viene monitorato periodicamente su un dettagliato set di indicatori interni associati alle diverse azioni e dimensioni. In particolare, Enel si è data un obiettivo pubblico di assicurare un'equa rappresentanza dei due generi nelle fasi iniziali dei processi di selezione e recruiting (circa 50% al 2021). Nel 2019 è stata raggiunta, in linea con la traiettoria definita, la presenza del 42% di donne nei processi di selezione, in crescita rispetto all'anno precedente (39% al 2018).
Enel considera la salute, la sicurezza e l'integrità psicofisica delle persone il bene più prezioso da tutelare in ogni momento della vita, al lavoro come a casa e nel tempo libero, e si impegna a sviluppare e promuovere una solida cultura della sicurezza ovunque nel mondo al fine di garantire un ambiente di lavoro sano. Qualità e sicurezza sono un binomio imprescindibile. Ciascuno è responsabile della propria salute e sicurezza così come di quella delle persone con cui interagisce e, come previsto nella "Stop Work Policy" di Enel, è tenuto a segnalare e fermare tempestivamente qualsiasi situazione a rischio o comportamento non sicuro. L'impegno costante di ognuno, l'integrazione della sicurezza nei processi e nella formazione, la segnalazione e l'analisi dei mancati infortuni, il rigore nella selezione e nella gestione delle ditte appaltatrici, i controlli sulla qualità, la condivisione delle esperienze nel Gruppo e il confronto con i top player internazionali sono gli elementi fondanti della cultura della sicurezza in Enel.
Nel 2019 è stato avviato il progetto SHE 2.019, che prosegue le attività di SHE 365, e coinvolge sia le persone del Gruppo sia i fornitori con iniziative riguardanti la sicurezza, la salute e l'ambiente. Nel corso dell'ultimo annoquesto impegno, concreto e operativo, si è spinto sempre più verso il business del Gruppo, rafforzando le linee di lavoro lungo tre direttrici principali:
la Commitment Chain focalizzata sulla prevenzione degli infortuni più gravi, oltre che fatali;
la Inter Business Lines Integration per rafforzare la sinergia delle azioni delle singole Linee di Business con i Paesi e le Regioni;
il Contractors' Engagement per migliorare gli standard di sicurezza delle imprese che lavorano con Enel.
La sicurezza è integrata nei processi di appalto e le performance delle imprese sono monitorate sia in fase preventiva, tramite il sistema di qualificazione, sia in fase di esecuzione del contratto, attraverso numerosi processi di controllo e strumenti come il Supplier Performance Management (SPM). Nel corso del 2019 è stato predisposto il documento HSE Terms, allegato a tutti i contratti, e che le imprese devono sottoscrivere al momento dell'assegnazione lavori. Il documento, unico per il Gruppo, definisce gli obblighi in materia di salute, sicurezza e aspetti ambientali significativi che l'appaltatore deve rispettare e deve far rispettare ai suoi subappaltatori durante l'esecuzione delle attività. Inoltre, nel corso dell'anno è stato dato un notevole impulso ai "Safety Supplier Assessment", verifiche specifiche sui temi di sicurezza svolte nella sede dei fornitori e presso i loro cantieri, eseguiti in fase di qualifica per ogni nuovo fornitore nei casi in cui emergano criticità (infortuni gravi o mortali) o basso punteggio nella valutazione SPM. Nel 2019 sono stati realizzati complessivamente 746 "Contractor Assessment".
Il Gruppo Enel ha definito un sistema strutturato di gestione della salute, basato su misure di prevenzione per sviluppare una cultura aziendale orientata alla promozione della salute psico-fisica e del benessere organizzativo e all'equilibrio tra vita personale e professionale. In quest'ottica, il Gruppo realizza campagne di sensibilizzazione globali e locali per promuovere stili di vita sani, sponsorizza programmi di screening volti a prevenire l'insorgenza di malattie e garantisce la fornitura di servizi medici. In particolare, è prevista una policy per la prevenzione di malattie locali e supporto in caso di malattie o incidenti all'estero; è stata introdotta anche un'applicazione per smartphone con le indicazioni delle informazioni di viaggio, una linea guida sulle vaccinazioni ed è stata stipulata una nuova polizza di assicurazione globale per tutti i colleghi che viaggiano all'estero. Nell'ambito del Gruppo è attivo, inoltre, un monitoraggio costante delle evoluzioni epidemiologiche e sanitarie, allo scopo di implementare piani di misure preventive e protettive della salute dei dipendenti e di chi opera per il Gruppo, sia a livello locale sia a livello globale. Inoltre, il Gruppo Enel mette in atto un processo sistematico e continuo di identificazione e valutazione dei rischi da stress lavoro correlato, in accordo con la policy "Stress at Work Prevention and Wellbeing at Work Promotion", per la prevenzione, l'individuazione e la gestione dello stress in situazioni lavorative, fornendo anche una serie di indicazioni volte a promuovere la cultura del benessere organizzativo.
Diverse sono state le campagne di comunicazione sulla salute e sulla sicurezza realizzate nel corso dell'anno su aree di specifica attenzione per l'azienda e sono state erogate circa 692.000 ore di formazione, Nel 2019 sono inoltre proseguiti i progetti di innovazione sulla sicurezza e ne sono stati lanciati di nuovi che hanno riguardato le misure di prevenzione e protezione, l'esecuzione e analisi di controlli correttivi, nonché la formazione del personale.
Il settore energetico sta attraversando una profonda trasformazione e la sempre crescente l'attenzione ai fattori sociali e ambientali, unita a un approccio inclusivo, permettono di creare valore nel lungo termine per l'azienda e per le comunità in cui opera. Un modello declinato lungo l'intera catena del valore: analizzando le necessità delle comunità fin dalle fasi di sviluppo di nuovi business; tenendo in considerazione i fattori sociali e ambientali nella realizzazione di cantieri sostenibili; gestendo gli asset e gli impianti per renderli piattaforme di sviluppo sostenibile dei territori in cui si trovano. Un'ulteriore evoluzione è costituita dalla estensione di tale approccio anche nel disegno, nello sviluppo e nella fornitura di servizi e prodotti energetici, contribuendo a costruire città sempre più sostenibili facendo leva sull'accesso alle nuove tecnologie. Enel si impegna a rispettare i diritti delle comunità e a contribuire al loro progresso economico e sociale, interfacciandosi quotidianamente con una molteplicità di stakeholder. Nel 2019 Enel, con circa 1.800 progetti e oltre 4 milioni di beneficiari (2) , nei diversi Paesi in cui è presente ha contributo alla realizzazione di ecosistemi per assicurare l'accesso all'energia elettrica nelle aree rurali e a contrastare la povertà energetica (SDG 7), raggiungendo 7,9 milioni di beneficiari al 2019 (con un target al 2030 di 10 milioni di beneficiari); ha favorito lo sviluppo economico e sociale delle comunità (SDG 8) raggiungendo 2,1 milioni di beneficiari nel 2019 (con un target al 2030 di 8,0 milioni di beneficiari) e promosso un'educazione di qualità (SDG 4) raggiungendo 1,3 milioni di beneficiari al 2019 (con un target 2,5 milioni di beneficiari al 2030) ha contributo alla realizzazione di ecosistemi per assicurare l'accesso all'energia elettrica nelle aree rurali e a contrastare la povertà energetica (SDG 7), ha favorito lo sviluppo economico e sociale delle comunità (SDG 8) e promosso un'educazione di qualità (SDG 4). Ciò anche grazie alle oltre 800 partnership con organizzazioni locali, imprese sociali, università, associazioni internazionali e organizzazioni non governative nei diversi Paesi.
(2) Per beneficiari si intendono le persone a favore delle quali viene realizzato un progetto. Enel considera i soli beneficiari diretti relativi all'anno corrente. Il numero dei beneficiari considera le attività e i progetti svolti in tutte le aree in cui il Gruppo opera (per il solo perimetro della Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario il numero di beneficiari non comprende le società consolidate con metodo equity, le fondazioni e le onlus del Gruppo, e le società per le quali è stato applicato il meccanismo di BSO - Build, Sell and Operate).
Relazioni
Enel SpA non svolge direttamente attività di ricerca e sviluppo in quanto, nell'ambito del Gruppo, tale attività viene svolta da alcune società controllate e collegate.
Innovazione e digitalizzazione sono per Enel elementi chiave della sua strategia, per crescere in un contesto in veloce trasformazione, garantendo elevati standard di sicurezza, business continuity ed efficienza operativa, e consentendo così nuovi usi dell'energia, nuovi modi di gestirla e renderla accessibile a sempre più persone.
Enel opera attraverso un modello di Open Innovability, un ecosistema basato sulla condivisione che permette di connettere le aree dell'azienda con start up, partner industriali, piccole e medie imprese, centri di ricerca, università tramite diversi sistemi come per esempio le piattaforme di crowdsourcing e la rete di Innovation Hubs. L'azienda ha all'attivo numerosi accordi di partnership di innovazione che, oltre ai campi d'azione tradizionali di Enel come le rinnovabili e la generazione convenzionale, hanno promosso lo sviluppo di nuove soluzioni per l'emobility, le microgrid, l'efficienza energetica e l'industrial Internet of Things (IoT). Durante il 2019, Enel ha aperto un nuovo Hub a Boston, consolidando la propria presenza nei migliori ecosistemi di innovazione nel mondo con 7 Innovation Hub (Silicon Valley, Boston, Tel Aviv, Madrid, Mosca, Santiago del Cile, Rio de Janeiro) e 3 Innovation Hub & Lab (Catania, Pisa e Milano). Grazie alla presenza negli ecosistemi di innovazione e all'organizzazione di bootcamp, attività di scouting dedicate a specifiche tecnologie di interesse del Gruppo, durante il 2019 Enel è entrata in contatto con circa 2.500 start up. La piattaforma on line di crowdsourcing Openinnovability.com di Enel è il luogo digitale dove le idee di progetto sono protagoniste delle challenge lanciate sul sito attraverso le "call". Proseguono inoltre le attività per la promozione e sviluppo della cultura dell'innovazione e dell'imprenditorialità all'interno dell'azienda, attraverso le Innovation Accademy e il progetto degli Innovation Ambassadors.
Inoltre, nel 2019 sono proseguite le attività delle "innovation community", che coinvolgono diverse aree e professionalità all'interno dell'azienda. Energy storage, blockchain, droni, realtà aumentata e virtuale, stampa 3D, intelligenza artificiale, "wearables" (dispositivi indossabili), robotica e green hydrogen sono gli ambiti e le tecnologie affrontate nell'ambito di tali comunità. Negli ultimi anni Enel ha intensificato l'uso dei droni nelle attività di monitoraggio e manutenzione dei propri asset, ispezionando campi solari, parchi eolici, dighe e bacini idroelettrici, componenti chiuse negli impianti tradizionali e le linee di distribuzione, con l'obiettivo di aumentare l'efficienza dei processi di esercizio e manutenzione e soprattutto di ridurre l'esposizione a rischi dei lavoratori. Inoltre, i sistemi di accumulo, oltre a garantire il supporto continuo alle attività di business correnti, consentono l'apertura a nuove frontiere di business sostenibile. Infine, nel 2019 è nata una comunità che ha come obiettivo l'applicazione di Green Hydrogen prodotto per elettrolisi e alimentato da energia elettrica rinnovabile, ritenendolo l'unico modo per produrre idrogeno sostenibile nel lungo periodo, caratterizzato da zero emissioni di gas serra e alimentato da fonti rinnovabili. Al 2019 sono stati investiti più di 84 milioni di euro in innovazione tecnologica.
Enel SpA, nella propria funzione di holding industriale, è esposta nella sostanza ai medesimi rischi connessi al business del Gruppo, nonché a quelli più specifici di carattere finanziario correlati alla funzione di tesoreria centrale svolta per il Gruppo.
Per contenere l'esposizione a tali rischi Enel svolge una serie di attività di analisi, misurazione, monitoraggio e gestione degli stessi che sono di seguito descritte.
I mercati e i business nei quali il Gruppo è presente sono interessati da processi di progressiva e crescente competizione ed evoluzione da un punto vista sia tecnologico sia di regolamentazione, con tempistiche differenti da Paese a Paese.
Come risultato di questi processi, Enel è esposta a una crescente pressione competitiva e, essendo l'elettricità il vettore
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 della Holding. A fronte dei rischi che possono derivare da fattori regolatori, si di questo secolo, la competizione aumenta anche a opera di settori contigui, offrendo, d'altro canto, la possibilità alle utility di potersi affacciare su nuovi business.
Il Gruppo monitora costantemente l'evoluzione del contesto competitivo e di mercato, al fine di orientare al meglio le linee guida di sviluppo strategico.
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.
Il Gruppo mantiene una forte presenza internazionale, con circa il 50% dei ricavi generati all'estero e in diverse valute di riferimento. I flussi di cassa e gli asset aziendali sono pertanto esposti oltre che alla variazione del contesto macroeconomico e finanziario globale a fattori di rischio idiosincratico, quali: volatilità dei cambi e mutamento delle condizioni economiche, politiche, sociali e finanziarie nei vari Paesi di presenza. Rischi globali relativi a eventuali pandemie o crisi che possano influenzare la continuità di approvvigionamento di materiali o materie prime, alle migrazioni e alle attività produttive dei singoli Paesi sono parimenti considerati dati gli impatti strettamente legati alle matrici economiche, sociali e anche energetiche dei singoli Paesi.
Nell'esercizio della sua attività la Società è esposta a diversi rischi di natura finanziaria che, se non opportunamente mitigati, possono direttamente influenzarne il risultato. Essi includono 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 cui spettano le attività di indirizzo strategico e di supervisione della gestione dei rischi, nonché la definizione e l'applicazione di specifiche policy, 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, per ogni rischio, perio-
Relazioni
dicamente monitorati dalle unità deputate al controllo dei rischi. Il sistema di limiti costituisce un supporto alle decisioni finalizzato al raggiungimento degli obiettivi.
Per un maggiore approfondimento sulla gestione dei rischi finanziari si rimanda alla nota 32 "Risk management" del Bilancio di esercizio.
In ragione della diversificazione geografica e dell'accesso ai mercati internazionali per l'emissione di strumenti di debito, la Società è esposta 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.
L'esposizione al rischio di tasso di cambio è principalmente legata al dollaro statunitense e deriva dai flussi di cassa relativi a investimenti, a dividendi derivanti da consociate estere e a flussi relativi alla compravendita di partecipazioni e dalle attività e passività finanziarie.
La politica di gestione del rischio di tasso di cambio è orientata alla copertura sistematica delle esposizioni alle quali la Società è esposta.
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.
La Società è esposta 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 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.
La Società è esposta al rischio di credito inteso come l'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, incremento dei tempi di incasso.
L'esposizione al rischio di credito è riconducibile sostanzialmente alle attività di negoziazione di strumenti derivati, depositi bancari e più in generale di strumenti finanziari.
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.
Il processo di controllo basato su specifici indicatori di rischio, e, dove possibile, di limiti consente di assicurare che gli impatti economico-finanziari, legati a possibile deterioramento del merito creditizio, siano contenuti entro livelli sostenibili. Al contempo, viene salvaguardata la necessaria flessibilità per ottimizzare la gestione dei portafogli.
Il rischio di liquidità è il rischio che la Società, 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 di Enel.
Nel corso del 2019 il profilo di rischio di Enel attribuito da Fitch è stato rivisto in positivo portando il rating da "BBB+" ad "A-". Inoltre, nel 2019 Moody's ha migliorato l'outlook sul rating di Enel da stabile a positivo. Pertanto, al termine dell'esercizio, il rating di Enel è pari a: (i) "BBB+" con outlook stabile, secondo Standard & Poor's; (ii) "A-" con outlook stabile, secondo Fitch; (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 mantenimen-
Rischi legati al capitale umano
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 competento 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.
ze 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 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 di Enel, 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
Enel 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, Enel 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.
Enel 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 Enel è via via sempre più esposta a rischi legati al funzionamento dei sistemi IT (Information Technology) implementati
Relazioni
in tutta l'azienda, che potrebbero condurre a interruzioni del servizio o a perdite di dati.
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 di Enel; 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, 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. Enel 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, in tutte le divisioni del 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.
I rischi fisici derivanti dal cambiamento climatico si possono classificare come fenomeni acuti (ovvero eventi estremi) e cronici: i primi sono legati al verificarsi di condizioni meteoclimatiche di estrema intensità, i secondi a cambiamenti graduali ma strutturali nelle condizioni climatiche.
Gli eventi estremi potrebbero causare indisponibilità più o meno prolungata di asset e infrastrutture, costi di ripristino, disagi per i clienti ecc. Il mutamento cronico delle condizioni climatiche potrebbe esporre, invece, il Gruppo ad altri rischi o opportunità (in funzione della dislocazione geografica) di tipo fisico: per esempio, variazioni strutturali di piovosità o ventosità potrebbero impattare il business in termini di produzione e variazioni strutturali di temperatura potrebbero influire sulla domanda elettrica.
Con riferimento al processo di transizione energetica verso un modello più sostenibile e caratterizzato da una progressiva riduzione delle emissioni di CO2 ed elettrificazione, coerentemente con la strategia aziendale tesa alla carbon neutrality entro il 2050, esistono rischi ma soprattutto opportunità sia legati al mutamento del contesto regolatorio e normativo, sia connessi ai trend di sviluppo tecnologico, di elettrificazione e ai conseguenti sviluppi di mercato con potenziali effetti anche sui prezzi delle commodity e dell'energia.
Enel si impegna per un miglioramento continuo in termini di impatto ambientale. Ha migliorato costantemente i propri obiettivi di riduzione delle emissioni, certificando con la Science Based Targets initiative nel 2019 un obiettivo al 2030 pari a 125 gCO2 /kWh verso una "generazione a zero emissioni" al 2050. La strategia aziendale ha nella decarbonizzaizone e nell'elettrificazione dei consumi due pilastri fondamentali: considerando anche gli enabler di piattaforme ed ecosistemi digitali e di infrastrutture abilitanti la transizione energetica, il Gruppo dedica circa il 95% di investimenti totali previsti per il periodo 2020-2022 a contribuire alla lotta contro il cambiamento climatico. Le azioni strategiche del Gruppo consentono di mitigare i potenziali rischi e sfruttare le opportunità relative alle variabili di transizione. Inoltre, Enel è presente nell'intera catena del valore dell'elettricità e ha un portafoglio di attività diversificato, sia in termini di tecnologie di generazione sia in termini di aree geografiche e mercati in cui opera, mitigando i rischi connessi ai cambiamenti climatici e le relative implicazioni in termini di impatti economici e finanziari.
Relazioni
Il Piano Strategico 2020-2022, presentato a novembre 2019, si focalizza su un modello di business sostenibile e pienamente integrato, che il Gruppo ha adottato sin dal 2015, in grado di cogliere le opportunità derivanti dalla transizione energetica e legate a trend globali che stanno cambiando il settore energetico: decarbonizzazione ed elettrificazione. La digitalizzazione delle reti e l'adozione di piattaforme per tutte le attività relative ai clienti saranno fattori abilitanti della strategia del Gruppo che mira ad accelerare lo sviluppo delle rinnovabili a compensazione di una riduzione della generazione da fonti termiche. In particolare, il Piano di investimenti 2020-2022 sarà così ripartito:
gli investimenti in decarbonizzazione ammonteranno a circa 14,4 miliardi di euro (il 50% del Capex totale) e saranno 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. La netta accelerazione della crescita in rinnovabili supporterà il Gruppo nell'obiettivo 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'EBITDA di Gruppo ammonta a 0,4 miliardi di euro;
circa 13 miliardi di euro saranno investiti nei fattori abilitanti della transizione energetica, infrastrutture ed ecosistemi e piattaforme, per migliorare la qualità e la resilienza delle reti attraverso la digitalizzazione e creando servizi e infrastrutture a sostegno
della decarbonizzazione e dell'elettrificazione. Il contributo atteso alla crescita dell'EBITDA è di circa 1,1 miliardi di euro.
In totale si prevede che il Gruppo investa 28,7 miliardi di euro nell'arco di piano che porteranno a un EBITDA atteso di 20,1 miliardi di euro nel 2022. Oltre il 90% degli investimenti agirà direttamente su tre SDG principali: SDG 7 (Energia Pulita e Accessibile), SDG 9 (Imprese, 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 minimo garantito, con un tasso annuo di crescita composto dell'8,4% del DPS implicito e del 7,7% del DPS minimo.
Nel 2020 sono previsti:
l'accelerazione degli investimenti, a supporto della crescita industriale e finalizzati a guidare la decarbonizzazione, nelle energie rinnovabili, in particolare in America Latina e Nord America;
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.
I progressi raggiunti per ciascuno dei fattori abilitanti e dei princípi fondamentali del Piano Strategico ci consentono di confermare gli obiettivi economico-finanziari per il 2020. Inoltre, sulla base degli elementi chiave sopra esposti, qui di seguito si ricordano gli obiettivi economico-finanziari su cui si basa il Piano Strategico 2020- 2022 del Gruppo.
| Obiettivi finanziari | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | CAGR (%) 2019-2022 |
|||
| EBITDA ordinario (€mld) | 17,9 | 18,6 | 19,4 | 20,1 | +3,9% | ||
| Utile netto ordinario (€mld) | 4,8 | 5,4 | 5,8 | 6,1 | +8,3% | ||
| Pay-out ratio | 70% | 70% | 70% | 70% | - | ||
| DPS implicito (€/azione) | 0,328 | 0,37 | 0,40 | 0,42 | +8,6% | ||
| Dividendo minimo per azione (€) | 0,32 | 0,35 | 0,37 | 0,40 | +7,7% |
Si attesta che alla data di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione del Bilancio di Enel SpA relativo all'esercizio 2019 – vale a dire al 19 marzo 2020 – sussistono nell'ambito del Gruppo Enel le "condizioni per la quotazione delle azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea" (le "Società controllate estere extra UE") dettate dall'art. 15 del Regolamento Mercati approvato con delibera CONSOB n. 20249 del 28 dicembre 2017 (il "Regolamento Mercati").
In particolare, si segnala al riguardo che:
in applicazione dei parametri di significativa rilevanza ai fini del consolidamento richiamati nell'art. 15, comma 2, del Regolamento Mercati, sono state individuate nell'ambito del Gruppo Enel 32 Società controllate estere extra UE cui la disciplina in questione risulta applicabile in base ai dati del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2018;
trattasi, in particolare, delle seguenti società: 1) Ampla Energia e Serviços SA (società brasiliana del perimetro Enel Américas); 2) Celg Distribuição SA - Celg D (società brasiliana del perimetro Enel Américas); 3) Codensa SA ESP (società colombiana del perimetro Enel Américas); 4) Companhia Energética do Ceará - Coelce (società brasiliana del perimetro Enel Américas); 5) Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo SA (società brasiliana del perimetro Enel Américas); 6) Emgesa SA ESP (società colombiana del perimetro Enel Américas); 7) Empresa Distribuidora Sur SA - Edesur (società argentina del perimetro Enel Américas); 8) Enel Américas SA (società cilena direttamente controllata da Enel SpA); 9) Enel Brasil SA (società brasiliana del perimetro Enel Américas); 10) Enel Brasil Investimentos Sudeste SA (società fusa per incorporazione in Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo SA in data 6 novembre 2019); 11) Enel Chile SA (società cilena direttamente controllata da Enel SpA); 12) Enel Distribución Chile SA (società cilena del perimetro Enel Chile); 13) Enel Distribución Perú SAA (società peruviana del perimetro Enel Américas); 14) Enel Fortuna SA (società panamense del perimetro Enel Green Power); 15) Enel Generación Chile SA (società cilena del perimetro Enel Chile); 16) Enel Generación Perú SAA (società peruviana del perimetro Enel
Américas); 17) Enel Green Power Brasil Participações Ltda (società brasiliana del perimetro Enel Green Power); 18) Enel Green Power Chile Ltda (società cilena del perimetro Enel Chile); 19) Enel Green Power del Sur SpA (società cilena del perimetro Enel Chile); 20) Enel Green Power Diamond Vista Wind Project LLC (società statunitense del perimetro Enel North America); 21) Enel Green Power Rattlesnake Creek Wind Project LLC (società statunitense del perimetro Enel North America); 22) Enel Green Power RSA (Pty) Ltd (società sudafricana del perimetro Enel Green Power); 23) Enel Green Power Perú SAC (società peruviana del perimetro Enel Green Power); 24) Enel Kansas LLC (società statunitense del perimetro Enel North America); 25) Enel North America Inc. (già Enel Green Power North America Inc., società statunitense direttamente controllata da Enel SpA); 26) Enel Perú SAC (società peruviana del perimetro Enel Américas); 27) Enel Russia PJSC (società russa direttamente controllata da Enel SpA); 28) Enel X North America Inc. (società statunitense del perimetro Enel X); 29) Gas Atacama Chile SA (società fusa per incorporazione in Enel Generación Chile SA in data 1° ottobre 2019); 30) Geotérmica del Norte SA (società cilena del perimetro Enel Chile); 31) Rock Creek Wind Project LLC (società statunitense del perimetro Enel North America); 32) Thunder Ranch Wind Project LLC (società statunitense del perimetro Enel North America).
lo Stato patrimoniale e il Conto economico di tutte le società sopra indicate, quali inseriti nel reporting package utilizzato ai fini della redazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel per l'esercizio 2019, verranno messi a disposizione del pubblico da parte di Enel SpA (secondo quanto previsto dall'art. 15, comma 1, lett. a) del Regolamento Mercati) almeno 15 giorni prima della data prevista per lo svolgimento dell'Assemblea ordinaria annuale – che verrà convocata per l'approvazione del Bilancio di esercizio 2019 di Enel SpA – contestualmente ai prospetti riepilogativi dei dati essenziali dell'ultimo bilancio della generalità delle società controllate e collegate (ai sensi di quanto al riguardo disposto dall'art. 77, comma 2 bis, del Regolamento Emittenti approvato con delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999);
gli statuti, la composizione e i poteri degli organi sociali di
tutte le società sopra indicate sono stati acquisiti da parte di Enel SpA e sono tenuti a disposizione della CONSOB, in versione aggiornata, ove da parte di quest'ultima fosse avanzata specifica richiesta di esibizione a fini di vigilanza (secondo quanto previsto dall'art. 15, comma 1, lett. b) del Regolamento Mercati);
è stato verificato da parte di Enel SpA che tutte le società sopra indicate:
L'Assemblea per l'approvazione del Bilancio, così come previsto dall'art. 9.2 dello Statuto di Enel SpA, è convocata entro 180 giorni dalla chiusura dell'esercizio sociale. L'utilizzo di tale termine rispetto a quello ordinario di 120 giorni dalla chiusura re l'attività di controllo dei conti annuali e infra-annuali della stessa Enel SpA (secondo quanto previsto dall'art. 15, comma 1, lett. c)-i), del Regolamento Mercati);
dell'esercizio sociale, consentito dall'art. 2364, comma 2, del codice civile, è motivato dalla circostanza che la Società è tenuta alla redazione del Bilancio consolidato.
Con riferimento all'informativa sugli strumenti finanziari richiesta dall'art. 2428, comma 2, n. 6 bis del codice civile, si rinvia a quanto illustrato nelle note 31 "Strumenti finanziari", 32 "Risk
Per quanto attiene all'informativa sulle parti correlate e il dettaglio dei rapporti patrimoniali ed economici con parti correlate,
Al 31 dicembre 2019 la Società detiene n. 1.549.152 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna acquistate
Ai sensi della comunicazione CONSOB del 28 luglio 2006 la Società non ha posto in essere operazioni atipiche e/o inusuali nel corso dell'esercizio 2019.
A tal proposito, sono definite come tali le operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della
Per quanto attiene ai fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio, si rinvia a quanto illustrato di seguito nella specifica nota 40.
management", 33 "Derivati ed hedge accounting" e 34 "Fair value measurement".
tramite un intermediario abilitato per un valore complessivo di 10 milioni di euro.
si rinvia a quanto illustrato nella specifica nota 35.
transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell'accadimento possono dar luogo a dubbi sulla correttezza e/o completezza dell'informazione, sul conflitto di interesse, sulla salvaguardia del patrimonio aziendale, nonché sulla tutela degli azionisti di minoranza.
In data 16 maggio 2019 l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Enel SpA ("Enel" o la "Società") ha approvato il Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 ("Piano LTI 2019" o "Piano") destinato al management di Enel SpA e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 del codice civile, conferendo al Consiglio di Amministrazione tutti i poteri occorrenti alla concreta attuazione del Piano stesso.
Il Piano LTI 2019 le cui caratteristiche sono dettagliatamente descritte nel documento informativo predisposto ai sensi dell'art. 84 bis del Regolamento emanato dalla CONSOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971 e messo a disposizione del pubblico nella sezione del sito internet della Società (www.enel.com) dedicata all'Assemblea degli azionisti del 16 maggio 2019 – è rivolto all'Amministratore Delegato/Direttore Generale di Enel e ai manager del Gruppo Enel che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o considerate di interesse strategico e prevede l'assegnazione ai destinatari di un incentivo rappresentato da una componente di natura azionaria e da una componente monetaria. Il suddetto incentivo – determinato, al momento dell'assegnazione, in un valore base calcolato in rapporto alla remunerazione fissa del singolo destinatario – può variare, in funzione del livello di raggiungimento di ciascuno degli obiettivi di performance triennali previsti dal Piano stesso da zero fino a un massimo del 280% ovvero del 180% del valore base nel caso, rispettivamente, dell'Amministratore Delegato/Direttore Generale ovvero degli altri destinatari.
Il Piano LTI 2019 prevede inoltre che, rispetto al totale incentivo in concreto maturato, il premio sia interamente corrisposto in azioni (i) per l'Amministratore Delegato/Direttore Generale, fino al 100% del valore base e (ii) per gli altri destinatari, fino al 50% del valore base.
L'effettiva corresponsione dell'incentivo connesso al Piano LTI 2019 è subordinata al raggiungimento di specifici obiettivi di performance nel corso del triennio 2019-2021 (c.d. "performance period"). Qualora tali obiettivi siano raggiunti – e in funzione del relativo livello di conseguimento – l'incentivo sarà erogato ai destinatari, sia per la componente azionaria sia per quella monetaria, per il 30% nel 2022 e per il restante 70% nel 2023.
In conformità con quanto deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 19 settembre 2019 che, in attuazione dell'autorizzazione conferita dall'Assemblea degli azionisti del 16 maggio 2019 e nel rispetto dei relativi termini, ha approvato l'avvio di un programma di acquisto di azioni proprie a servizio del Piano LTI 2019 per un ammontare massimo di 10,5 milioni di euro e per un numero di azioni non superiore a 2,5 milioni, la Società ha acquistato nel periodo 23 settembre - 2 dicembre 2019 n. 1.549.152 azioni proprie (pari allo 0,015% circa del capitale sociale) al prezzo medio ponderato di 6,7779 euro per azione e per un controvalore complessivo di 10.499.998,93 euro. In sede di assegnazione del Piano sono state attribuite n. 1.538.547 azioni, la cui effettiva erogazione ai destinatari rimane subordinata al livello di conseguimento degli obiettivi di performance.
Il costo del Piano relativo alla componente azionaria è determinato con riferimento al fair value degli strumenti rappresentativi di capitale assegnati durante l'esercizio ed è rilevato lungo la durata del vesting period in contropartita alle riserve di patrimonio netto.
Considerato il prezzo di mercato del titolo Enel alla data di assegnazione (ossia, 12 novembre 2019), pari a 6,983 euro, il fair value degli strumenti rappresentativi di capitale a tale data, tenuto conto del numero delle azioni attribuite, è pari a 10.743.674 euro.
Il fair value degli strumenti finanziari di competenza dell'esercizio, determinato in funzione del prezzo di mercato del titolo alla data di fine periodo, è pari a 350.987 euro.
Il sistema di corporate governance di Enel SpA è conforme ai princípi contenuti nel Codice di Autodisciplina delle società quotate (1), nella edizione di luglio 2018, cui la Società aderisce, e alle best practice internazionali.
Il sistema di governo societario adottato da parte di Enel e del Gruppo societario che a essa fa capo risulta essenzialmente orientato all'obiettivo della creazione di valore per gli azionisti in un orizzonte di lungo termine, nella consapevolezza della rilevanza sociale delle attività in cui il Gruppo è impegnato e della conseguente necessità di considerare adeguatamente, nel relativo svolgimento, tutti gli interessi coinvolti.
In conformità a quanto previsto dalla legislazione italiana in materia di società con azioni quotate, l'organizzazione della Società si caratterizza per la presenza:
di un Consiglio di Amministrazione incaricato di provvedere in ordine alla gestione sociale;
di un Collegio Sindacale chiamato a vigilare: (i) circa l'osservanza della legge e dello Statuto, nonché sul rispetto dei princípi di corretta amministrazione nello svolgimento delle attività sociali; (ii) sul processo di informativa finanzia-
ria, nonché sull'adeguatezza della struttura organizzativa, del sistema di controllo interno e del sistema amministrativo-contabile della Società; (iii) sulla revisione legale dei conti annuali e dei conti consolidati, nonché circa l'indipendenza della Società di revisione legale dei conti; e, infine, (iv) sulle modalità di concreta attuazione delle regole di governo societario previste dal Codice di Autodisciplina;
dell'Assemblea dei soci, competente a deliberare tra l'altro – in sede ordinaria o straordinaria – in merito: (i) alla nomina e alla revoca dei componenti il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale e circa i relativi compensi ed eventuali azioni di responsabilità; (ii) all'approvazione del Bilancio e alla destinazione degli utili; (iii) all'acquisto e all'alienazione di azioni proprie; (iv) alla politica per la remunerazione e alla sua attuazione; (v) ai piani di azionariato; (vi) alle modificazioni dello Statuto sociale; (vii) alle operazioni di fusione e scissione; (viii) all'emissione di obbligazioni convertibili.
L'attività di revisione legale dei conti risulta affidata a una società specializzata iscritta nell'apposito registro, nominata dall'Assemblea dei soci su proposta motivata del Collegio Sindacale.
(1) Disponibile nella versione vigente sul sito internet di Borsa Italiana (all'indirizzo https://www.borsaitaliana.it/comitato-corporate-governance/codice/2018clean.pdf).
Relazione sulla gestione
Per informazioni dettagliate sul sistema di corporate governance si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari di Enel, pubblicata sul sito internet della Società (www.enel.com, sezione "Governance").
Relazione sulla gestione 51
Relazione sulla gestione
Corporate governance
Bilancio di esercizio
| Euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | ||||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Ricavi | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 4.a | 104.504.176 | 104.492.126 | 37.979.400 | 37.948.667 |
| Altri ricavi e proventi | 4.b | 9.589.158 | 9.091.161 | 14.663.248 | 11.611.943 |
| [Subtotale] | 114.093.334 | 52.642.648 | |||
| Costi | |||||
| Acquisti di materiali di consumo | 487.991 | 349.025 | 775.602 | 755.960 | |
| Servizi e godimento beni di terzi | 5.a | 150.449.539 | 85.349.767 | 127.046.752 | 73.565.421 |
| Costo del personale | 5.b | 110.633.596 | 109.461.719 | ||
| Ammortamenti e impairment | 5.c | 234.691.731 | (330.561.950) | ||
| Altri costi operativi | 5.d | 393.616 | 1.431.265 | 38.375.592 | 5.116.819 |
| [Subtotale] | 496.656.473 | (54.902.285) | |||
| Risultato operativo | (382.563.139) | 107.544.933 | |||
| Proventi da partecipazioni | 6 | 5.548.170.676 | 5.547.425.512 | 3.566.532.771 | 3.556.152.376 |
| Proventi finanziari da contratti derivati | 7 | 1.002.848.044 | 369.421.833 | 1.626.147.028 | 436.713.046 |
| Altri proventi finanziari | 8 | 272.744.977 | 262.878.487 | 319.791.543 | 215.238.109 |
| Oneri finanziari da contratti derivati | 7 | 924.758.695 | 313.240.676 | 1.580.719.721 | 1.033.303.779 |
| Altri oneri finanziari | 8 | 774.794.614 | 133.846.909 | 767.625.196 | 84.563.946 |
| [Subtotale] | 5.124.210.388 | 3.164.126.425 | |||
| Risultato prima delle imposte | 4.741.647.249 | 3.271.671.358 | |||
| Imposte | 9 | (49.946.780) | (184.490.162) | ||
| UTILE DELL'ESERCIZIO | 4.791.594.029 | 3.456.161.520 |
| Euro | Note | ||
|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | ||
| Utile dell'esercizio | 4.791.594.029 | 3.456.161.520 | |
| Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi (al netto delle imposte) |
|||
| Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari | (114.549.683) | (6.800.397) | |
| Variazione di fair value dei costi di hedging | 30.359.461 | 17.324.068 | |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi |
(84.190.222) | 10.523.671 | |
| Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi (al netto delle imposte) |
|||
| Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese | - | 11.342.491 | |
| Rimisurazione delle passività per piani a benefíci ai dipendenti | (5.165.403) | 72.245 | |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto non riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi |
(5.165.403) | 11.414.736 | |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto | 22 | (89.355.625) | 21.938.407 |
| UTILE COMPLESSIVO RILEVATO NELL'ESERCIZIO | 4.702.238.404 | 3.478.099.927 |
| Euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Attività non correnti | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | 10 | 10.154.014 | 9.482.612 | ||
| Attività immateriali | 11 | 67.472.830 | 46.939.952 | ||
| Attività per imposte anticipate | 12 | 336.116.632 | 287.982.943 | ||
| Partecipazioni | 13 | 47.858.258.402 | 45.714.720.133 | ||
| Derivati | 14 | 944.746.850 | 331.507.012 | 793.268.184 | 306.396.047 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 15 | 199.542.903 | 191.250.000 | 135.969.073 | 125.000.000 |
| Altre attività non correnti | 16 | 127.202.083 | 118.441.604 | 133.926.173 | 124.949.541 |
| [Totale] | 49.543.493.714 | 47.122.289.070 | |||
| Attività correnti | |||||
| Crediti commerciali | 17 | 255.376.422 | 256.545.598 | 190.738.941 | 189.168.814 |
| Crediti per imposte sul reddito | 18 | 162.234.654 | 165.402.633 | 29.133 | |
| Derivati | 14 | 142.921.282 | 15.663.520 | 91.538.429 | 13.908.972 |
| Altre attività finanziarie correnti | 19 | 2.882.607.896 | 1.552.107.943 | 1.859.556.945 | 536.107.527 |
| Altre attività correnti | 20 | 795.766.151 | 758.688.886 | 268.390.867 | 74.420.100 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 21 | 4.152.553.138 | 2.006.698.099 | ||
| [Totale] | 8.391.459.543 | 4.582.325.914 | |||
| TOTALE ATTIVITÀ | 57.934.953.257 | 51.704.614.984 |
| Euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Patrimonio netto | |||||
| Capitale sociale | 10.166.679.946 | 10.166.679.946 | |||
| Riserva azioni proprie | (1.549.152) | - | |||
| Altre riserve | 11.366.383.938 | 11.464.338.885 | |||
| Utili/(Perdite) accumulati | 4.889.078.236 | 4.279.339.236 | |||
| Utile dell'esercizio (1) | 3.164.925.237 | 2.032.826.328 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | 22 | 29.585.518.205 | 27.943.184.395 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Passività non correnti | |||||
| Finanziamenti a lungo termine | 23 | 14.205.554.748 | 6.095.372.221 | 13.397.135.493 | 4.140.976.595 |
| Benefíci ai dipendenti | 24 | 216.400.519 | 231.247.089 | ||
| Fondi rischi e oneri | 25 | 28.036.931 | 45.167.912 | ||
| Passività per imposte differite | 12 | 162.935.484 | 132.741.154 | ||
| Derivati | 14 | 1.536.090.045 | 8.893.614 | 1.395.260.905 | 19.846.698 |
| Altre passività non correnti | 26 | 21.485.222 | 8.433.792 | 11.554.982 | 9.303.012 |
| [Subtotale] 16.170.502.949 | 15.213.107.535 | ||||
| Passività correnti | |||||
| Finanziamenti a breve termine | 23 | 8.367.245.530 | 7.833.812.748 | 5.000.917.516 | 4.715.485.231 |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine | 23 | 1.102.224.916 | 46.307.116 | 805.454.249 | |
| Debiti commerciali | 27 | 83.699.918 | 41.438.261 | 82.378.904 | 43.230.644 |
| Derivati | 14 | 182.695.923 | 75.705.470 | 354.554.531 | 53.004.689 |
| Altre passività finanziarie correnti | 28 | 233.773.304 | 22.585.007 | 275.922.893 | 31.397.597 |
| Altre passività correnti | 30 | 2.209.292.512 | 159.554.006 | 2.029.094.961 | 317.248.312 |
| [Subtotale] | 12.178.932.103 | 8.548.323.054 | |||
| TOTALE PASSIVITÀ | 28.349.435.052 | 23.761.430.589 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 57.934.953.257 | 51.704.614.984 |
(1) Per l'esercizio 2019, l'utile dell'esercizio pari 4.792 milioni di euro (3.456 milioni di euro nel 2018) è esposto al netto dell'acconto sul dividendo pari a 1.627 milioni di euro (1.423 milioni di euro nel 2018).
| Capitale sociale e riserve (nota 22) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Euro | Capitale sociale |
Riserva da sovr. azioni |
Riserva azioni proprie |
Riserva legale |
Riserve ex lege n. 292/1993 |
Altre riserve diverse |
| Al 1° gennaio 2018 | 10.166.679.946 | 7.496.016.063 | - | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.245.460 |
| Applicazione nuovi princípi contabili | - - |
- | - | - | - | |
| Al 1° gennaio 2018 restated | 10.166.679.946 | 7.496.016.063 | - | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.245.460 |
| Altri movimenti | - - |
- | - | - | - | |
| Riparto utile 2017: | ||||||
| - distribuzione dividendi | - - |
- | - | - | - | |
| - riserva legale | - - |
- | - | - | - | |
| - utili portati a nuovo | - - |
- | - | - | - | |
| Aumento di capitale | - - |
- | - | - | - | |
| Acconto dividendo 2018 (1) | - - |
- | - | - | - | |
| Utile/(Perdita) complessivo rilevato nell'esercizio: |
||||||
| - utili e perdite rilevate direttamente a patrimonio netto |
- - |
- | - | - | 44.679 | |
| - utile dell'esercizio | - - |
- | - | - | - | |
| 10.166.679.946 | 7.496.016.063 | - | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.290.139 | |
| Al 31 dicembre 2018 | 10.166.679.946 | 7.496.016.063 | - | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.290.139 |
| Al 1° gennaio 2019 | 10.166.679.946 | 7.496.016.063 | - | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.290.139 |
| Acquisto azioni proprie | - (8.950.847) |
(1.549.152) | - | - | - | |
| Riparto utile 2018: | ||||||
| - distribuzione dividendi | - - |
- | - | - | - | |
| - riserva legale | - - |
- | - | - | - | |
| Utili portati a nuovo | - - |
- | - | - | - | |
| Aumento di capitale | - - |
- | - | - | - | |
| Acconto sul dividendo 2019 (2) | - - |
- | - | - | - | |
| Utile/(Perdita) complessivo rilevato nell'esercizio: |
||||||
| - utili e perdite rilevate direttamente a patrimonio netto |
- - |
- | - | - | - | |
| Altre variazioni | - - |
- | - | - | 351.525 | |
| Risultato del periodo | - - |
- | - | - | - | |
| Totale al 31 dicembre 2019 | 10.166.679.946 | 7.487.065.216 | (1.549.152) | 2.033.335.988 | 2.215.444.500 | 68.641.664 |
1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 6 novembre 2018 e messo in pagamento a decorrere dal 23 gennaio 2019.
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 12 novembre 2019 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020.
| Riserva da | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Totale | Riserva da | Riserve da | Riserve da | rimisurazione | ||
| patrimonio | Utile | Utili/(Perdite) | valutazione di | valutazione di | valutazione di | della passività/ |
| netto | dell'esercizio | accumulati | attività finanziarie | strumenti finanziari | strumenti finanziari | (attività) netta per |
| FVOCI | costi di hedging | di cash flow hedge | piani a benefíci ai | |||
| dipendenti | ||||||
| 27.235.805.955 | 1.202.486.793 | 4.424.283.417 | - | (69.653.000) | (268.410.091) | (32.623.121) |
| 5.913.270 | - | (5.429.221) | 11.342.491 | - | - | - |
| 27.241.719.225 | 1.202.486.793 | 4.418.854.196 | 11.342.491 | (69.653.000) | (268.410.091) | (32.623.121) |
| - | - | - | - | - | - | |
| (1.342.001.753) | (1.199.668.234) | (142.333.519) | - | - | - | - |
| - | - | - | - | - | - | |
| (2.818.559) | 2.818.559 | - | - | - | - | |
| - | - | - | - | - | - | |
| (1.423.335.192) | (1.423.335.192) | - | - | - | - | - |
| - | - | - | 17.324.068 | (6.800.397) | 72.245 | |
| 3.456.161.520 | - | - | - | - | - | |
| 2.032.826.328 | 4.279.339.236 | 11.342.491 | (52.328.932) | (275.210.488) | (32.550.876) | |
| 2.032.826.328 | 4.279.339.236 | 11.342.491 | (52.328.932) | (275.210.488) | (32.550.876) | |
| 2.032.826.328 | 4.279.339.236 | 11.342.491 | (52.328.932) | (275.210.488) | (32.550.876) | |
| 10.640.595 3.456.161.520 27.943.184.395 27.943.184.395 27.943.184.395 (10.499.999) |
- | - | - | - | - | - |
| (1.423.335.193) | (1.423.335.193) | - | - | - | - | - |
| - | - | - | - | - | - | |
| (609.491.136) | 609.491.136 | - | - | - | - | |
| (1.626.420.927) | - (1.626.668.791) |
- 247.864 |
- - |
- - |
- - |
- - |
| (89.355.625) | - | - | - | 30.359.461 | (114.549.683) | (5.165.403) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 351.525 | - | - | - | - | - | - |
| 4.791.594.029 | 4.791.594.029 | - | - | - | - | - |
| 29.585.518.205 | 3.164.925.237 | 4.889.078.236 | 11.342.491 | (21.969.471) | (389.760.171) | (37.716.279) |
| Euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | ||||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Risultato prima delle imposte | 4.741.647.249 | 3.271.671.358 | |||
| Rettifiche per: | |||||
| Ammortamenti e impairment | 5.c | 234.691.731 | (330.561.950) | ||
| Effetti adeguamento cambi attività e passività in valuta | 107.461.448 | 39.628.904 | |||
| Accantonamenti ai fondi | 5.934.471 | 30.514.837 | |||
| Dividendi da società controllate, collegate e altre imprese | 6 | (5.548.170.676) | (5.547.425.512) | (3.566.532.771) | (3.556.152.376) |
| (Proventi)/Oneri finanziari netti | 310.383.994 | (186.189.129) | 355.948.018 | 466.123.883 | |
| Cash flow da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto |
(148.051.783) | (199.331.604) | |||
| Incremento/(Decremento) fondi | (37.912.022) | (70.540.865) | |||
| (Incremento)/Decremento di crediti commerciali | 17 | (64.493.367) | (67.233.076) | 46.077.886 | 38.878.555 |
| (Incremento)/Decremento di attività/passività finanziarie e non | 424.428.904 | (496.710.339) | 1.329.718.118 | 984.924.384 | |
| Incremento/(Decremento) di debiti commerciali | 27 | 1.321.014 | (1.792.384) | (54.370.304) | (30.494.265) |
| Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati | 607.913.769 | 422.500.856 | 802.804.925 | 422.320.744 | |
| Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati | (1.229.947.164) | (301.313.857) | (1.381.667.689) | (212.858.041) | |
| Dividendi incassati da società controllate, collegate, altre imprese | 6 | 5.012.873.210 | 5.012.128.046 | 3.510.078.770 | 3.499.698.376 |
| Imposte pagate (consolidato fiscale) | (571.067.083) | (533.543.154) | |||
| Cash flow da attività operativa (a) | 3.995.065.478 | 3.449.226.083 | |||
| Investimenti in attività materiali e immateriali | 10-11 | (48.040.125) | (32.089.910) | ||
| Investimenti in partecipazioni | 13 | (2.351.358.222) | (2.351.358.222) | (2.555.503.401) | (2.544.488.283) |
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento (b) | (2.399.398.347) | (2.587.593.311) | |||
| Finanziamenti a lungo termine assunti nel periodo | 23 | 3.843.950.000 | 3.500.000.000 | 3.500.000.000 | 2.940.976.595 |
| Finanziamenti a lungo termine rimborsati nel periodo | 23 | (2.813.331.892) | (1.500.000.000) | (4.426.410.410) | |
| Variazione netta dei debiti/(crediti) finanziari a lungo | (352.054.165) | (178.003.827) | 2.735.706.549 | 2.815.976.594 | |
| Variazione netta dei debiti/(crediti) finanziari a breve | 2.727.456.229 | 2.255.855.395 | (743.785.882) | 1.516.803.548 | |
| Dividendi e acconti sui dividendi pagati | 22 | (2.845.332.266) | (2.409.676.207) | ||
| Aumento riserve per acquisto azioni proprie | 22 | (10.499.999) | - | ||
| Cash flow da attività di finanziamento (c) | 550.187.907 | (1.344.165.950) | |||
| Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (a+b+c) |
2.145.855.038 | (482.533.178) | |||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio | 21 | 2.006.698.099 | 2.489.231.277 | ||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio |
21 | 4.152.553.137 | 2.006.698.099 |
Enel SpA opera nel settore dell'energia elettrica e del gas, ha la forma giuridica di società per azioni e ha sede in Roma, viale Regina Margherita 137.
La Società Enel SpA, in qualità di Capogruppo, ha predisposto il Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2019, presentato in apposito e separato fascicolo.
Gli Amministratori in data 19 marzo 2020 hanno autorizzato la pubblicazione del presente Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2019.
Il presente Bilancio è assoggettato a revisione legale da parte di EY SpA.
Il Bilancio relativo all'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019, rappresenta il Bilancio separato della Capogruppo Enel SpA ed è stato predisposto 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 chiusura dell'esercizio. L'insieme di tutti i princípi e interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito "IFRS-EU".
Il presente Bilancio è stato predisposto in attuazione del comma 3 dell'art. 9 del decreto legislativo n. 38 del 28 febbraio 2005. Il Bilancio di esercizio è costituito dal Conto economico, dal Prospetto dell'utile complessivo rilevato nell'esercizio, dallo Stato patrimoniale, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal Rendiconto finanziario e dalle relative Note di commento.
Nello Stato patrimoniale la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente" con specifica separazione, qualora presenti, delle attività classificate come possedute per la vendita e delle passività incluse nei gruppi in dismissione classificati come posseduti per la vendita. Le attività correnti, che includono le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo della Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.
Il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, con separata evidenza del risultato netto delle continuing operations e di quello delle eventuali discontinued operations. Il Rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto, con separata evidenza dell'eventuale flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di finanziamento associato alle discontinued operations.
Gli schemi del Conto economico, dello Stato patrimoniale e del Rendiconto finanziario evidenziano le transazioni con parti correlate.
Il Bilancio è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, a eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione evidenziati nella nota 2. La valuta utilizzata per la presentazione degli schemi di bilancio è l'euro, valuta funzionale della Società, e i valori riportati nelle Note di commento sono espressi in milioni di euro, salvo quando diversamente indicato.
Il Bilancio fornisce informativa comparativa del precedente esercizio.
La redazione del presente Bilancio, in applicazione degli IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni ed effettui stime e assunzioni che possono aver effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e sulla relativa informativa, nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del management si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie; essi vengono adottati quando il valore contabile delle attività e passività non è facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto, potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico, qualora la revisione interessi solo quell'esercizio. Nel caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia correnti sia futuri, la variazione è rilevata nell'esercizio in cui la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di seguito sono indicate le principali voci di bilancio interessate dall'uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di una significativa componente del giudizio del management, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel loro processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richiamati princípi contabili internazionali. La criticità insita in tali valutazioni è determinata, infatti, dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per loro natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto significativo sui risultati successivi.
La Società valuta almeno annualmente la presenza di indicatori di impairment di ciascuna partecipazione, coerentemente con la propria strategia di gestione delle entità legali all'interno del Gruppo e, qualora si manifestino, assoggetta a impairment test tali attività. I processi e le modalità di valutazione e determinazione del valore recuperabile di ciascuna partecipazione sono basate su assunzioni a volte complesse che per loro natura implicano il ricorso al giudizio degli Amministratori, in particolare con riferimento all'identificazione di indicatori di impairment, alla previsione della loro redditività futura per il periodo del business plan di Gruppo, alla determinazione dei flussi di cassa normalizzati alla base della stima del valore terminale e alla determinazione dei tassi di crescita di lungo periodo e di attualizzazione applicati alle previsioni dei flussi di cassa futuri.
Attività quali immobili, impianti e macchinari, attività immateriali, attività consistenti nel diritto di utilizzo di un'attività sottostante e avviamento subiscono una riduzione di valore quando il loro valore contabile supera il valore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso.
Le verifiche del valore recuperabile vengono svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36.
Nel determinare il valore recuperabile, la Società applica generalmente il criterio del valore d'uso. Per valore d'uso si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si prevede abbiano origine dall'attività oggetto di valutazione, attualizzati utilizzando un tasso di sconto, al lordo delle imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività.
L'analisi di ciascuno dei gruppi di attività non finanziarie è unica e richiede alla direzione aziendale l'uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.
A ciascuna data di riferimento del bilancio, la Società rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e altre attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo, le attività derivanti da contratti con i clienti e tutte le altre attività rientranti nell'ambito di applicazione dell'impairment.
I fondi per perdite attese sulle attività finanziarie si basano su assunzioni riguardanti il rischio di default e le perdite attese. Nel formulare tali assunzioni e selezionare gli input per il calcolo della perdita attesa, il management utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla propria esperienza storica, sulle condizioni di mercato attuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascun periodo di riferimento del bilancio.
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) – calcolata utilizzando la probabilità di default (PD), la perdita in caso di default (LGD) e l'esposizione al rischio in caso di default (EAD) – è la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al contratto e i flus-
si finanziari attesi (comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario.
In particolare, per i crediti commerciali, le attività derivanti da contratti con i clienti (c.d. "contract assets") e i crediti per leasing, compresi quelli con una componente finanziaria significativa, la Società applica l'approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo corrispondente alla vita residua del credito, generalmente pari a 12 mesi.
Sulla base dello specifico mercato di riferimento e del quadro normativo applicabile, nonché delle aspettative di recupero oltre i 90 giorni, per tali crediti, ai fini del calcolo delle perdite attese è applicata principalmente una definizione di default pari a 180 giorni di scaduto, in quanto, in base alle valutazioni del management, è considerato quale indicatore maggiormente rappresentativo dell'incremento significativo del rischio di credito. Di conseguenza, le attività finanziarie scadute da oltre 90 giorni non sono generalmente considerate in default, fatta eccezione per alcuni specifici settori commerciali regolamentati.
Per i crediti commerciali e le attività derivanti da contratti con i clienti, la Società applica prevalentemente un approccio collettivo basato sul raggruppamento dei crediti in cluster. La Società adotta un approccio analitico solo per i crediti commerciali che il management considera singolarmente significativi e in presenza di specifiche informazioni sull'incremento significativo del rischio di credito.
In caso di valutazioni individuali, la PD è ottenuta prevalentemente da provider esterni.
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto, considerando una specifica definizione di default.
Si presuppone che le attività derivanti da contratti con i clienti presentino sostanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti commerciali, a parità di tipologie contrattuali.
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base collettiva, nonché per le attività derivanti da contratti con i clienti, la Socetà considera le seguenti assunzioni riguardo ai parametri sottostanti:
la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, è calcolata per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
la LGD è funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster, attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
l'EAD è stimata pari al valore contabile alla data di riferimento del bilancio al netto dei depositi di cassa, comprese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da emettere.
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono commentati nella nota 31 "Strumenti finanziari".
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato sulla base di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utilizzando specifiche tecniche di valutazione (principalmente basate sul present value) che massimizzano input osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ciò non fosse possibile, gli input sono stimati dal management tenendo conto delle caratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione.
In conformità con il principio contabile internazionale IFRS 13, la Società include la misura del rischio di credito, sia della controparte (Credit Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l'aggiustamento del fair value degli strumenti finanziari derivati per la corrispondente misura del rischio controparte, applicando la metodologia riportata alla nota 34 "Fair value measurement". Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato in bilancio per tali strumenti.
Una parte dei dipendenti della Società beneficia di piani pensionistici che offrono prestazioni previdenziali basate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani di benefíci post-pensionamento.
I calcoli dei costi e delle passività associate a tali piani sono basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che utilizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come componenti di stima gli indici di mortalità e di recesso, le ipotesi relative all'evoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonché l'analisi dell'andamento tendenziale dei costi dell'assistenza sanitaria.
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati effettivi, per effetto dell'evoluzione delle condizioni economiche e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di recesso e della durata di vita dei partecipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell'assistenza sanitaria.
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla quantificazione della spesa previdenziale e degli altri oneri a questa collegati.
La Società è parte in diversi procedimenti civili, amministrativi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie attività, che potrebbero generare passività di importo significativo, per i quali non è sempre oggettivamente possibile prevedere l'esito finale. La valutazione dei rischi legati ai suddetti procedimenti sono basati su elementi complessi che per loro natura implicano il ricorso al giudizio degli Amministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti esterni che assistono la Società, con riferimento alla loro classificazione tra le passività potenziali ovvero tra le passività. Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali abbiano constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell'importo della perdita. La nota 37 fornisce l'informativa delle pas-
sività potenziali maggiormente significative per la Società.
Quando il tasso di interesse implicito nel leasing non può essere determinato facilmente, la Società utilizza il tasso di finanziamento marginale alla data di decorrenza del leasing per calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing. Tale tasso corrisponde a quello che il locatario dovrebbe pagare per un prestito, con una durata e con garanzie simili, necessario per ottenere un'attività di valore simile all'attività consistente nel diritto di utilizzo in un contesto economico simile. In assenza di input osservabili, la Società stima il tasso di finanziamento marginale sulla base di assunzioni che riflettono la durata e le condizioni contrattuali del leasing e su altre stime specifiche.
L'aspetto dell'IFRS 16 che ha richiesto il maggior ricorso al giudizio professionale da parte della Società riguarda la determinazione del tasso di finanziamento marginale, per la stima del valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere al locatore. In tale contesto, l'approccio della Società per la determinazione del tasso di finanziamento marginale è basato sulla valutazione delle tre seguenti componenti chiave: il tasso privo di rischio, che considera i flussi contrattuali dei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto economico al momento della negoziazione del contratto di leasing e la sua durata; l'aggiustamento per il credit spread, al fine di calcolare un tasso di finanziamento marginale specifico per il locatario tenendo conto dell'eventuale garanzia della Società capogruppo o di altre garanzie sottostanti; le rettifiche inerenti al contratto di leasing specifico, per riflettere nel calcolo del tasso di finanziamento marginale il fatto che il tasso di attualizzazione è direttamente collegato al tipo di attività sottostante, anziché a un tasso di finanziamento marginale generico. In particolare, il rischio di insolvenza per il locatore è mitigato dal suo diritto a reclamare l'attività sottostante.
Al 31 dicembre 2019 il Bilancio di esercizio comprende attività per imposte anticipate, connesse alla rilevazione di perdite fiscali utilizzabili in esercizi successivi e a componenti di reddito a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui recupero negli esercizi futuri è ritenuto dagli Amministratori altamente probabile.
La recuperabilità delle suddette imposte anticipate è subordinata al conseguimento di utili imponibili futuri sufficientemente capienti per l'assorbimento delle predette perdite fiscali e per l'utilizzo dei benefíci delle altre attività fiscali differite.
Significativi giudizi del management sono richiesti per determinare l'ammontare delle imposte anticipate che possono essere rilevate in bilancio, in base alla tempistica e all'ammontare dei redditi imponibili futuri nonché alle future strategie di pianificazione fiscale e alle aliquote fiscali vigenti al momento del loro riversamento. Tuttavia, nel momento in cui si dovesse constatare che la Società non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle imposte anticipate rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al Conto economico dell'esercizio in cui si verifica tale circostanza.
Secondo le previsioni del principio contabile IFRS 10, il controllo è ottenuto quando la Società è esposta, o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata e ha la capacità, attraverso l'esercizio del potere sulla partecipata, di influenzarne i relativi rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.
L'esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma dai diritti sostanziali dell'investitore sulla partecipata. Conseguentemente, è richiesto il giudizio del management per valutare specifiche situazioni che determinino diritti sostanziali che attribuiscono alla Società il potere di dirigere le attività rilevanti della partecipata in modo da influenzarne i rendimenti.
Ai fini dell'assessment sul requisito del controllo, il management analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi gli accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri accordi contrattuali e dai diritti di voto potenziali (call option, warrant, put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.). Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolarmente rilevanti nell'ambito di tale valutazione soprattutto nei casi in cui la Società detiene meno della maggioranza dei diritti di voto, o diritti similari, della partecipata.
La Società riesamina l'esistenza delle condizioni di controllo su una partecipata quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica della sua esistenza.
Si segnala, infine, come, nella valutazione dell'esistenza dei
requisiti del controllo non siano state riscontrate situazioni di controllo de facto.
Secondo le previsioni del principio contabile IFRS 11, un accordo congiunto è un accordo del quale due o più parti detengono il controllo congiunto.
Si ha il controllo congiunto quando per le decisioni relative alle attività rilevanti dell'accordo congiunto è richiesto il consenso unanime o almeno di due parti dell'accordo stesso.
Un accordo congiunto si può configurare come una joint venture o una joint operation. Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività nette dell'accordo. Per contro, una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative all'accordo.
Ai fini di determinare l'esistenza del controllo congiunto e il tipo di accordo congiunto, è richiesto il giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli obblighi derivanti dall'accordo. A tal fine il management considera la struttura e la forma legale dell'accordo, i termini concordati tra le parti nell'accordo contrattuale e, quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
La Società riesamina l'esistenza del controllo congiunto quando i fatti e le circostanze indicano che c'è stata una variazione di uno o più elementi precedentemente considerati per la verifica dell'esistenza del controllo congiunto e del tipo di controllo congiunto.
Le partecipazioni in imprese collegate sono quelle in cui la Società esercita un'influenza notevole, ossia quelle in cui si ha il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto. In linea generale, si presume che la Società abbia un'influenza notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di almeno il 20% sul capitale della partecipata.
Al fine di determinare l'esistenza dell'influenza notevole è richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti i fatti e le circostanze.
La Società riesamina l'esistenza dell'influenza notevole quando i fatti e le circostanze indicano che c'è stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell'esistenza di tale influenza notevole.
Alla data di rilevazione iniziale, al fine di classificare le attività
finanziarie, come attività finanziarie al costo ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, il management valuta le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello strumento unitamente al modello di business adottato per gestire le attività finanziarie al fine di generare flussi di cassa.
Al fine di valutare le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali dello strumento, il management effettua "SPPI test" a livello di singolo strumento per definire se lo stesso generi flussi di cassa che rappresentano solamente pagamento di capitale e interessi, effettuando specifiche valutazioni sulle clausole contrattuali degli strumenti finanziari così come analisi quantitative qualora necessarie.
Il modello di business determina se i flussi di cassa deriveranno dall'incasso degli stessi in base al contratto, dalla vendita delle attività finanziarie o da entrambi.
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 31 "Strumenti finanziari".
L'hedge accounting è applicato ai derivati al fine di riflettere in bilancio gli effetti delle strategie di risk management.
A tale scopo, la Società documenta all'inception della transazione, la relazione tra lo strumento di copertura e l'elemento coperto, così come l'obiettivo e la strategia di risk management. Inoltre, la Società valuta, sia all'inception della relazione sia su base sistematica, se gli strumenti di copertura sono altamente efficaci nel compensare le variazioni nel fair value o nei flussi di cassa degli elementi coperti.
Sulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione dell'efficacia basata sull'esistenza di una relazione economica tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti, sulla dominanza del rischio di credito sulle variazioni di valore e sull'hedge ratio, così come la misurazione dell'inefficacia, è valutata mediante un'assessment qualitativo o un calcolo quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circostanze e delle caratteristiche degli strumenti di copertura e degli elementi coperti.
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazioni future, il management valuta e documenta che le stesse sono altamente probabili e presentano una esposizione alle variazioni dei flussi di cassa che impatterà il Conto economico.
Per maggiori dettagli sulle assunzioni chiave sulla valutazione dell'efficacia e la misurazione dell'inefficacia, si rinvia alla nota 33.1 "Hedge accounting".
Considerata la complessità richiesta per la valutazione dei contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo termine, l'applicazione dell'IFRS 16 impone un significativo ricorso al giudizio professionale. In particolare, ciò è stato necessario per:
applicare la definizione di leasing a fattispecie tipiche dei settori in cui opera la Società;
identificare la componente di servizio nell'ambito dei contratti di leasing;
valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione previste nei contratti al fine di determinare la durata del leasing, esaminando congiuntamente la probabilità di esercizio di tali opzioni e qualsiasi significativa miglioria sulle attività sottostanti;
identificare eventuali pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi per determinare se le variazioni di questi ultimi possano avere un impatto sui futuri pagamenti per il leasing nonché sull'ammontare dell'attività consistente nel diritto di utilizzo;
stimare il tasso di attualizzazione per calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing; per ulteriori dettagli sulle ipotesi usate per la stima di questo tasso si rinvia al paragrafo "Uso di stime".
La Società determina se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti nonché se riportare l'effetto dell'incertezza usando il metodo dell'importo più probabile o il metodo del valore atteso, scegliendo quello che, secondo le sue proiezioni, meglio prevede la soluzione dell'incertezza.
Per parti correlate si intendono principalmente quelle che condividono con Enel SpA il medesimo soggetto controllante, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più intermediari, controllano, sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel SpA e quelle nelle quali la medesima detiene una partecipazione tale da poter esercitare un'influenza notevole. Nella definizione di parti correlate rientrano, inoltre, quelle entità che gestiscono piani di benefíci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA o di sue società correlate (nello specifico, i fondi pensione FOPEN e FONDENEL), nonché i Sindaci e i loro stretti familiari, i dirigenti con responsabilità strategiche e i loro stretti familiari, di Enel SpA e di società da questa controllate. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo delle attività della Società e comprendono i relativi Amministratori.
Il controllo è ottenuto quando la Società è esposta o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata e ha la capacità, attraverso l'esercizio del proprio potere sulla partecipata, di influenzarne i rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.
Per joint venture (società a controllo congiunto) si intendono le società su cui la Società detiene il controllo congiunto e vanta diritti sulle attività nette delle stesse. Per controllo congiunto si intende la condivisione del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
Per società collegate si intendono le società su cui la Società esercita un'influenza notevole. L'influenza notevole è il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali della partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto.
Le partecipazioni in società controllate, collegate e joint venture sono valutate al costo di acquisto. Il costo è rettificato per eventuali perdite di valore; queste ultime sono successivamente ripristinate qualora vengano meno i presupposti che le hanno determinate; il ripristino di valore non può eccedere il costo originario.
Nel caso in cui la perdita di pertinenza di Enel SpA ecceda il valore contabile della partecipazione e la partecipante sia obbligata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell'impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite, l'eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un apposito fondo del passivo nell'ambito dei fondi rischi e oneri.
In caso di cessione, senza sostanza economica, di una partecipazione a una società sotto controllo comune, l'eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e il valore di carico della partecipazione è rilevata nell'ambito del patrimonio netto.
Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell'operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell'esercizio. Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono convertite usando il tasso di cambio alla data di iniziale rilevazione dell'operazione. Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla
Relazioni
data di determinazione di tale valore. Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economico. Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per la rilevazione iniziale della collegata attività, costo o ricavo (o parte di esso) per la cancellazione di un'attività o passività non monetaria relativa al pagamento anticipato, la data dell'operazione è quella in cui la Società rileva inizialmente l'attività o passività non monetaria associata al pagamento anticipato. Nel caso di molteplici pagamenti o incassi anticipati, la Società deve determinare la data dell'operazione per ogni anticipo versato o ricevuto.
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa informativa integrativa, così come richiesto o consentito dai princípi contabili internazionali, la Società applica l'IFRS 13.
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 valutazione al fair value suppone che l'operazione di vendita dell'attività o di trasferimento della passività abbia luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha luogo il maggior volume e livello di transazioni per l'attività o la passività. In assenza di un mercato principale, si suppone che la transazione abbia luogo nel mercato più vantaggioso al quale la Società ha accesso, vale a dire il mercato suscettibile di massimizzare i risultati della transazione di vendita dell'attività o di minimizzare l'ammontare da pagare per trasferire la passività.
Il fair value di un'attività o di una passività è determinato utilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato prenderebbero in considerazione per definire il prezzo dell'attività o della passività, assumendo che gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori di mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, informati, in grado di concludere una transazione per l'attività o la passività e motivati, ma non obbligati o diversamente indotti a perfezionare la transazione.
Nella misurazione del fair value, la Società tiene conto delle caratteristiche delle specifiche attività o passività, in particolare:
per le attività non finanziarie considera la capacità di un operatore di mercato di generare benefíci economici impiegando l'attività nel suo massimo e migliore utilizzo o vendendola a un altro operatore di mercato capace di impiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;
per le passività e gli strumenti rappresentativi di capitale proprio, il fair value include l'effetto del cosiddetto "non-performance risk", ossia il rischio che la Società non sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni, compreso tra l'altro anche il rischio di credito proprio della Società;
nel caso di gruppi di attività e passività finanziarie gestiti sulla base della propria esposizione netta ai rischi di mercato o al rischio di credito, è ammessa la misurazione del fair value su base netta.
Nella misurazione del fair value delle attività e delle passività, la Società utilizza tecniche di valutazione adeguate alle circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti per valutare il fair value stesso, massimizzando l'utilizzo di input osservabili e riducendo al minimo l'utilizzo di input non osservabili.
Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al netto del fondo ammortamento e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata. Tale costo è comprensivo dei costi accessori direttamente attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa in funzione per l'uso per cui è stato acquistato.
I costi sostenuti successivamente all'acquisto sono rilevati a incremento del valore contabile dell'elemento cui si riferiscono, qualora sia probabile che i futuri benefíci associati al costo sostenuto per sostituire una parte del bene affluiscano alla Società e il costo dell'elemento possa essere determinato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore residuo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene che è riesaminata con periodicità annuale; eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L'ammortamento ha inizio quando il bene è disponibile all'uso.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:
| Periodo di ammortamento | |
|---|---|
| Migliorie su beni di terzi | Minore tra il termine del contratto e la vita utile residua |
| Fabbricati civili | 40 anni |
| Altri beni | 7 anni |
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.
I beni rilevati nell'ambito degli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente o al momento della loro dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario ottiene il controllo) o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione.
La Società detiene beni materiali utilizzati nello svolgimento della propria attività aziendale, attraverso contratti di leasing. Alla data di inizio del leasing la Società determina se il contratto è, o contiene, un leasing.
La Società applica la definizione di leasing prevista dall'IFRS 16 ai contratti stipulati o modificati il 1° gennaio 2019 o in data successiva; tale definizione è soddisfatta quando il contratto trasferisce il diritto di controllare l'utilizzo di un'attività sottostante per un periodo di tempo in cambio di un corrispettivo.
Di converso, in caso di contratti stipulati prima del 1° gennaio 2019, la Società ha determinato se l'accordo era o conteneva un leasing conformemente all'IFRIC 4.
Alla data di decorrenza o alla modifica di un contratto che contiene una componente leasing e una o più ulteriori componenti leasing o non leasing, la Società ripartisce il corrispettivo del contratto tra ciascuna componente leasing in base ai rispettivi prezzi a sé stanti.
La Società rileva un'attività consistente nel diritto di utilizzo dell'attività sottostante e una passività del leasing alla data di decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l'attività sottostante è disponibile per l'uso).
L'attività consistente nel diritto di utilizzo rappresenta il diritto del locatario a utilizzare l'attività sottostante per la durata del leasing; la sua valutazione iniziale è al costo, che comprende l'importo iniziale della passività del leasing rettificato per tutti i pagamenti dovuti per il leasing corrisposti alla data di decorrenza o precedentemente al netto degli incentivi di leasing ricevuti, più gli eventuali costi diretti iniziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantellamento e la rimozione dell'attività sottostante e per il ripristino dell'attività sottostante o del sito in cui è ubicata.
La passività del leasing è inizialmente valutata al valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere lungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing, la Società utilizza il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data di decorrenza del leasing quando il tasso di interesse implicito del leasing non è facilmente determinabile.
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipendono
da un indice o da un tasso sono rilevati come costi nel periodo in cui si verifica l'evento o la circostanza che fa scattare i pagamenti.
Dopo la data di decorrenza, la passività del leasing è valutata al costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi di taluni eventi.
La Società applica l'eccezione alla rilevazione prevista per i leasing a breve termine ai propri contratti con durata uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Applica, inoltre, l'eccezione alla rilevazione prevista per i leasing nei quali l'attività sottostante è di "modesto valore" e il cui importo è stimato come non significativo. Per esempio, la Società detiene in leasing alcune attrezzature per ufficio (ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono considerate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a breve termine e per i leasing in cui l'attività sottostante è di modesto valore sono rilevati come costo a quote costanti per la durata del leasing.
La Società espone le attività consistenti nel diritto di utilizzo che non soddisfano la definizione di investimento immobiliare nella voce "Immobili, impianti e macchinari" e le passività del leasing nei "Finanziamenti".
Conformemente con le disposizioni del principio, la Società espone separatamente gli interessi passivi sulle passività del leasing nella voce "Altri oneri finanziari" e le quote di ammortamento delle attività consistenti nel diritto di utilizzo nella voce "Ammortamenti e altri impairment".
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica, identificabili, controllate dall'impresa e in grado di produrre benefíci economici futuri. Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna, quando è probabile che dal loro utilizzo vengano generati benefíci economici futuri e il relativo costo può essere attendibilmente determinato.
Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività disponibili per l'uso.
I costi di sviluppo sono rilevati come attività immateriale solo quando la Società può dimostrare la fattibilità tecnica di completamento dell'attività immateriale, nonché di avere la capacità, l'intenzione e la disponibilità di risorse per completare l'attività per utilizzarla o venderla.
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono esposte al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali perdite di valore accumulate.
L'ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con periodicità almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati prospetticamente. L'ammortamento ha inizio quando l'attività immateriale è disponibile per l'uso.
Di conseguenza, le attività immateriali non ancora disponibili per l'uso non sono ammortizzate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilità (impairment test).
Le attività immateriali della Società sono a vita utile.
Le attività immateriali si riferiscono a software applicativi a titolo di proprietà con vita utile prevista tra tre e cinque anni.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente o al momento della loro dismissione (alla data in cui il ricevente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L'eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato secondo le previsioni dell'IFRS 15 in merito al prezzo dell'operazione, e il valore netto contabile dell'attività eliminata.
A ciascuna data di riferimento del bilancio, le attività non finanziarie sono analizzate al fine di verificare l'esistenza di indicatori di un'eventuale riduzione del loro valore.
Le attività immateriali con vita utile indefinita e le attività immateriali non ancora disponibili per l'uso sono sottoposte a verifica per riduzione di valore annualmente o più frequentemente in presenza di indicatori che facciano ritenere che le suddette attività possano aver subito una riduzione di valore.
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore recuperabile di ciascuna attività interessata è stimato sulla base dell'utilizzo dell'attività e della sua dismissione futura, conformemente al più recente piano industriale del Gruppo. Per la stima del valore recuperabile, si rimanda al paragrafo "Uso di stime".
Il valore recuperabile è calcolato con riferimento a una singola attività, a meno che l'attività non sia in grado di generare flussi finanziari in entrata che sono ampiamente indipendenti da quelli derivanti da altre attività o gruppi di attività.
Qualora il valore contabile dell'attività sia superiore al suo valore recuperabile, è riconosciuta una perdita di valore rilevata a Conto economico nella voce "Ammortamenti e impairment".
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione precedentemente effettuata, il valore contabile dell'attività è ripristinato con imputazione a Conto economico, nella voce "Ammortamenti e impairment", nei limiti del valore netto contabile che l'attività in oggetto avrebbe avuto se non fosse stata effettuata la svalutazione e se fossero stati effettuati gli eventuali relativi ammortamenti. Il valore originario dell'avviamento non viene ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di valore.
Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che dia origine a un'attività finanziaria per un'entità e a una passività finanziaria o a uno strumento rappresentativo di capitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo IAS 32 e l'IFRS 9.
Un'attività o una passività finanziaria è rilevata quando, e solo quando, la Società diviene parte delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade date).
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clientela, nell'ambito di applicazione dell'IFRS 15, sono inizialmente valutati al prezzo della transazione (come definito nell'IFRS 15) se tali crediti non contengono una componente finanziaria significativa o quando la Società applica l'espediente pratico consentito dall'IFRS 15.
Diversamente, la Società valuta inizialmente le attività finanziarie diverse dai crediti summenzionati al loro fair value più, nel caso di un'attività finanziaria non al fair value rilevato a Conto economico, i costi di transazione.
Le attività finanziarie sono classificate, alla data di rilevazione iniziale, come attività finanziarie al costo ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, sulla base sia del modello di business adottato dal Gruppo sia delle caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello strumento.
A tal fine, la verifica finalizzata a stabilire se lo strumento generi flussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) è definita "SPPI test" e viene eseguita a livello di singolo strumento.
Il modello di business della Società per la gestione delle attività finanziarie riguarda il modo in cui la stesa gestisce le proprie attività finanziarie al fine di generare flussi di cassa. Il modello di business determina se i flussi di cassa deriveranno dall'incasso degli stessi in base al contratto, dalla vendita delle attività finanziarie o da entrambi.
Ai fini della valutazione successiva, le attività finanziarie sono classificate in quattro categorie:
attività finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di debito);
attività finanziarie al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo con riciclo degli utili e perdite cumulate (strumenti di debito);
attività finanziarie designate al fair value rilevato tra le altre
componenti di Conto economico complessivo senza riciclo degli utili e perdite cumulati all'atto dell'eliminazione contabile (strumenti di capitale); e
attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico.
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
Le attività finanziarie al costo ammortizzato sono detenute in un modello di business il cui obiettivo è quello di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da rimborsare.
Tali attività sono inizialmente rilevate al fair value, eventualmente rettificato dei costi di transazione e, successivamente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell'attività, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto economico.
In tale categoria sono principalmente classificate le partecipazioni in società non quotate irrevocabilmente designate come tali al momento della rilevazione iniziale.
Gli utili e le perdite di tali attività finanziarie non saranno mai riciclati a Conto economico. La Società può trasferire l'utile o la perdita cumulata all'interno del patrimonio netto.
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a Conto economico complessivo non sono assoggettati a impairment. I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto economico a meno che non rappresentino chiaramente un recupero di una parte del costo dell'investimento.
In tale categoria sono classificati principalmente: titoli, partecipazioni in altre società, investimenti finanziari detenuti in fondi detenuti per la negoziazione e attività finanziarie designate al fair value rilevato a Conto economico all'atto della rilevazione iniziale. Le attività finanziarie classificate al fair value rilevato a Conto economico sono:
attività finanziarie con flussi di cassa che non sono rappresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e interesse, indipendentemente dal modello di business;
attività finanziarie detenute per la negoziazione in quanto acquistate o detenute principalmente al fine di essere vendute o riacquistate entro breve termine;
strumenti di debito designati all'atto della rilevazione iniziale, in base all'opzione prevista dall'IFRS 9 (fair value option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significativa, un accounting mismatch;
strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti per la negoziazione o non designati come efficaci strumenti di copertura.
Tali attività finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in società quotate che la Società non ha designato irrevocabilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su partecipazioni in società quotate sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto economico quando viene definito il diritto al pagamento.
Le attività finanziarie che si qualificano come corrispettivi potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a Conto economico.
A ciascuna data di riferimento del bilancio, la Società rileva un fondo per le perdite attese su: i crediti commerciali e altre attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo, le attività derivanti da contratti con i clienti e tutte le altre attività rientranti nell'ambito di applicazione dell'impairment.
In base all'IFRS 9, dal 1° gennaio 2018 la Società applica un nuovo modello di impairment basato sulla determinazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward looking. In sostanza, il modello prevede:
l'applicazione di un unico framework di riferimento a tutte le attività finanziarie;
la rilevazione delle perdite attese su base continuativa e l'aggiornamento dell'importo di tali perdite alla fine di ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di rischio di credito dello strumento finanziario;
la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi eccessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
Per i crediti commerciali, le attività derivanti da contratti con i clienti (c.d. "contract assets") e i crediti per leasing, compresi quelli con una componente finanziaria significativa, la Società applica l'approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo corrispondente alla vita residua del credito, generalmente pari a 12 mesi.
Relazioni
Per tutte le attività finanziarie diverse da crediti commerciali, attività derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing, la Società applica l'approccio generale in base all'IFRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significativo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale. Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attività finanziarie è rilevato per un ammontare pari alle perdite attese per l'intera vita residua del credito, se il rischio di credito su tali attività finanziarie è aumentato significativamente, rispetto al momento della rilevazione iniziale, considerando tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi inclusi i dati prospettici.
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito sulle attività finanziarie non è aumentato in modo significativo rispetto alla rilevazione iniziale, la Società misura il fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite attese a 12 mesi. Per le attività finanziarie per cui, alla data di riferimento del precedente esercizio, la Società aveva rilevato un fondo perdite attese pari alle perdite attese sull'intera vita residua dello strumento, la Società rileva un fondo di importo pari alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incremento significativo del rischio di credito venga meno.
La Società rileva a Conto economico, come perdita o ripristino di valore, l'importo delle perdite (o rivalutazioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di riferimento del bilancio ai sensi dell'IFRS 9.
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a brevissimo termine, così come gli investimenti finanziari a breve termine e ad alta liquidità prontamente convertibili in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante rischio di variazione di valore.
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, debiti commerciali, leasing finanziari e strumenti di debito.
Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono rilevate quando la Società diviene parte delle clausole contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair value rettificato dei costi di transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
Le passività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico includono le passività finanziarie detenute per la negoziazione e le passività finanziarie designate al momento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto economico.
Le passività finanziarie sono classificate come "detenute per la negoziazione" quando sono assunte con la finalità di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipulati dalla Società e non designati quali strumenti di copertura in base all'IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto ospite sono anch'essi classificati come al fair value rilevato a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato implicito è designato come efficace strumento di copertura.
Gli utili o le perdite delle passività al fair value rilevato a Conto economico sono rilevati a Conto economico.
Le passività finanziarie che all'atto della iscrizione iniziale sono designate come al fair value rilevato a Conto economico sono designate come tali alla data di prima rilevazione, solo se i criteri dell'IFRS 9 sono rispettati.
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile al proprio rischio di credito è rilevata nell'ambito del Conto economico complessivo.
La Società non ha designato alcuna passività finanziaria al fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione iniziale.
Le passività finanziarie che si qualificano come corrispettivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato a Conto economico.
Le attività finanziarie sono eliminate contabilmente ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi all'attività è scaduto;
la Società ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e benefíci connessi all'attività, trasferendo i suoi diritti a ricevere flussi di cassa dall'attività oppure assumendo un'obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a uno o più eventuali beneficiari in virtù di un contratto che rispetta i requisiti previsti dall'IFRS 9 (c.d. "pass through test");
la Società non ha né trasferito né mantenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefíci connessi all'attività finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.
Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente quando sono estinte, ossia quando l'obbligazione contrattuale è adempiuta, cancellata o prescritta.
Quando una passività finanziaria esistente viene sostituita da un'altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passività esistente sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene trattata come un'eliminazione contabile della passività originaria e la rilevazione di una nuova passività. La differenza tra i rispettivi valori contabili è rilevata a Conto economico.
Un derivato è uno strumento finanziario o un altro contratto:
il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un parametro definito "sottostante", quale tasso di interesse, prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in valuta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito o altra variabile;
che richiede un investimento netto iniziale pari a zero, o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni di mercato;
che è regolato a una data futura.
Gli strumenti derivati sono classificati come attività o passività finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e sono classificati come "detenuti per la negoziazione" all'interno di "Altri modelli di business" e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati come efficaci strumenti di copertura.
Per maggiori dettagli sull'hedge accounting, si rinvia alla nota 33.1 "Hedge accounting".
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione, sono classificati come attività e passività correnti.
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qualificano per l'hedge accounting, e i derivati designati come efficaci strumenti di copertura sono classificati come correnti o non correnti in base alla loro data di scadenza e all'intenzione della Società di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
La Società compensa attività e passività finanziarie quando:
esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i valori rilevati in bilancio; e
vi è l'intenzione o di compensare su base netta o di realizzare l'attività e regolare la passività simultaneamente.
La passività relativa ai benefíci riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro per piani a benefíci definiti o per altri benefíci a lungo termine erogati nel corso dell'attività lavorativa è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l'ammontare dei benefíci futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento (il metodo di proiezione unitaria del credito). In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a benefíci definiti è calcolato utilizzando un tasso determinato in base ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se non esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di aziende primarie nella valuta in cui l'obbligazione è espressa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento dei titoli pubblici.
La passività è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.
Se le attività a servizio del piano eccedono il valore attuale della relativa passività a benefíci definiti, il surplus viene rilevato come attività (nei limiti dell'eventuale cap).
Con riferimento alle passività (attività) per i piani a benefíci definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione attuariale delle passività, il rendimento delle attività a servizio del piano (al netto degli associati interessi attivi) e l'effetto del massimale di attività – asset ceiling – (al netto degli associati interessi attivi) sono rilevati nell'ambito delle altre componenti del Conto economico complessivo (OCI), quando si verificano. Per gli altri benefíci a lungo termine, i relativi utili e perdite attuariali sono rilevati a Conto economico.
In caso di modifica di un piano a benefíci definiti o di introduzione di un nuovo piano, l'eventuale costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost) è rilevato immediatamente a Conto economico.
I dipendenti, inoltre, beneficiano di piani a contribuzione definita per i quali la Società paga contributi fissi a una entità distinta (un fondo) e non avrà un'obbligazione legale o implicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non disponesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benefíci per i dipendenti relativi all'attività lavorativa svolta nell'esercizio corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istituiti con lo scopo di incrementare le prestazioni pensionistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro. I costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico sulla base della contribuzione effettuata nel periodo.
Le passività per benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro, sia per decisione aziendale sia per scelta volontaria del lavoratore previa erogazione di tali benefíci, sono rilevate nella data più immediata tra le seguenti:
il momento in cui la Società non può più ritirare l'offerta di tali benefíci; e
il momento in cui la Società rileva i costi di una ristrutturazione che rientra nell'ambito di applicazione dello IAS 37 e implica il pagamento di benefíci dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.
Relazioni
Tali passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefíci concessi rappresentano un miglioramento di altri benefíci successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefíci. Altrimenti, se si prevede che i benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro saranno liquidati interamente entro 12 mesi dalla data di riferimento del bilancio annuale, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per i benefíci a breve termine; se si prevede che non saranno liquidati interamente entro 12 mesi dalla data di riferimento del bilancio annuale, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per gli altri benefíci a lungo termine.
I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di un'obbligazione legale o implicita, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l'obbligazione si renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare è stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all'obbligazione. Quando l'accantonamento è attualizzato, l'adeguamento periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse, richieste per estinguere un'obbligazione vengano rimborsate da terzi, l'indennizzo, se virtualmente certo, è rilevato come un'attività distinta.
I fondi non comprendono passività per riflettere le incertezze sui trattamenti ai fini dell'imposta sul reddito che vengono rilevati come passività fiscale.
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai benefíci economici che si suppone siano ottenibili dal contratto (contratti onerosi), la Società rileva un accantonamento pari al minore tra il costo necessario all'adempimento e qualsiasi risarcimento o sanzione derivante dall'inadempienza del contratto.
Le variazioni di stima degli accantonamenti al fondo sono riflesse nel Conto economico dell'esercizio in cui avviene la variazione.
La Società rileva i ricavi derivanti da contratti con clienti in modo da rappresentare fedelmente il trasferimento dei beni e servizi promessi ai clienti, per un ammontare che riflette il corrispettivo al quale la Società si aspetta di avere diritto in cambio dei beni e dei servizi forniti. La Società applica questo principio cardine utilizzando il modello costituito da cinque fasi (step) previsto dall'IFRS 15:
individuazione del contratto con il cliente (step 1);
individuazione delle obbligazioni di fare (step 2);
determinazione del prezzo dell'operazione (step 3);
ripartizione del prezzo dell'operazione (step 4);
rilevazione dei ricavi (step 5).
La Società rileva i ricavi quando (o man mano che) ciascuna obbligazione di fare è soddisfatta con il trasferimento del bene o servizio promesso al cliente, ovvero quando il cliente ne acquisisce il controllo.
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso di cambio;
proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio di tasso di interesse;
proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso di interesse e tasso di cambio.
Per tutte le attività e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato e le attività finanziarie che maturano interessi classificate come al fair value rilevato a Conto economico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario, od, ove opportuno un periodo più breve, al valore contabile netto dell'attività o passività finanziaria.
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefíci economici affluiranno alla Società e il loro ammontare possa essere attendibilmente valutato.
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le variazioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.
I dividendi sono rilevati quando è stabilito il diritto incondizionato a ricevere il pagamento.
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall'Assemblea degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
Le imposte correnti sul reddito dell'esercizio, iscritte tra i "debiti per imposte sul reddito" al netto degli acconti versati, ovvero nella voce "crediti per imposte sul reddito" qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle disposizioni in vigore.
In particolare, tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento.
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori patrimoniali iscritti in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l'aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla base delle aliquote fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento.
Una passività fiscale differita viene rilevata per tutte le differenze temporanee imponibili salvo che tale passività derivi dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o in riferimento a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni in società controllate, collegate e joint venture, quando la Società è in grado di controllare i tempi dell'annullamento delle differenze temporanee ed è probabile che, nel prevedibile futuro, la differenza temporanea non si annullerà.
Le attività per imposte anticipate per tutte le differenze temporanee imponibili, le perdite fiscali o crediti d'imposta non utilizzati sono rilevate quando il loro recupero è probabile, cioè quando si prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l'attività.
La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è riesaminata a ogni chiusura di periodo.
Le attività per imposte anticipate non rilevate in bilancio sono rianalizzate a ogni data di riferimento del bilancio e sono rilevate nella misura in cui è divenuto probabile che un futuro reddito imponibile consentirà di recuperare l'attività fiscale differita. Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
Le imposte sul reddito differite e anticipate, applicate dalla medesima autorità fiscale, sono compensate se esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali correnti con le passività fiscali correnti che si genereranno al momento del loro riversamento.
Nella definizione di incertezza andrà considerato se un dato trattamento fiscale risulterà accettabile per l'autorità fiscale. Se si ritiene probabile che l'autorità fiscale accetti il trattamento fiscale (con il termine "probabile" inteso come "più probabile che non"), allora la Società rileva e valuta le proprie imposte correnti o differite attive e passive applicando le disposizioni dello IAS 12.
Di converso, se vi è incertezza sui trattamenti ai fini dell'imposta sul reddito, la Società dovrà riflettere l'effetto di tale incertezza avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione del trattamento fiscale incerto. La Società deve decidere se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti, scegliendo l'approccio che meglio prevede la soluzione dell'incertezza. Nel valutare se e in che modo l'incertezza incide sul trattamento fiscale, la Società ipotizza che l'autorità fiscale accetti o meno un trattamento fiscale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica, controllerà gli importi che ha il diritto di esaminare e che sarà a completa conoscenza di tutte le relative informazioni. Quando conclude che è non è probabile che l'autorità fiscale accetti un trattamento fiscale incerto, la Società riflette l'effetto dell'incertezza nel determinare le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore atteso o dell'importo più probabile, a seconda di quale metodo meglio prevede la soluzione dell'incertezza.
La Società effettua un significativo ricorso al giudizio professionale nell'identificare le incertezze sui trattamenti ai fini delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le stime effettuate in presenza di un cambiamento dei fatti e delle circostanze che modifichino le sue previsioni sull'accettabilità di un determinato trattamento fiscale oppure le stime effettuate sugli effetti dell'incertezza, o entrambi.
Poiché le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla definizione di imposte sul reddito, la Società espone le attività/passività fiscali incerte come imposte correnti o imposte differite.
La Società ha adottato i seguenti princípi, interpretazioni e modifiche ai princípi esistenti con data di efficacia dal 1° gennaio 2019.
"IFRS 16 - Leasing", emesso a gennaio 2016, sostituisce lo "IAS 17 - Leasing", l'"IFRIC 4 - Determinare se un accordo contiene un leasing", il "SIC 15 - Leasing operativo - Incentivi" e il "SIC 27 - La valutazione della sostanza delle operazioni nella forma legale del leasing".
L'IFRS 16 individua i princípi per la rilevazione, la valutazione e l'esposizione nel bilancio dei contratti di leasing, nonché l'informativa da fornire. Prevede inoltre che i locatari contabilizzino tutti i contratti di leasing con un unico metodo di rilevazione contabile simile a quello previsto per i leasing finanziari ai sensi dello IAS 17.
"Modifiche allo IAS 19 - Modifica, riduzione o estinzione del piano", emesso a febbraio 2018.
Le modifiche chiariscono inoltre che il costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (o l'utile o la perdita al momento dell'estinzione) è determinato senza considerare l'effetto del massimale di attività (c.d. "asset ceiling"), il quale viene determinato in una seconda fase e viene rilevato normalmente nelle altre componenti di Conto economico complessivo (OCI). Le modifiche non riguardano la contabilizzazione di "fluttuazioni significative di mercato" in assenza di modifica, riduzione o estinzione del piano. L'applicazione di queste modifiche non ha avuto impatti sul presente Bilancio di esercizio.
"IFRIC 23 Incertezza sui trattamenti ai fini dell'imposta sul reddito", emesso a giugno 2017; l'interpretazione chiarisce come applicare i requisiti di rilevazione e valutazione dello IAS 12 in caso di incertezza sui trattamenti fiscali relativi alle imposte sul reddito. L'applicazione di queste modifiche non ha avuto impatti sul presente Bilancio di esercizio.
"IAS 12 Imposte sul reddito"; le modifiche chiariscono che gli effetti sulle imposte sul reddito quando la società rileva
una passività relativa al dividendo da pagare, sono più direttamente correlati alle transazioni o eventi passati che hanno generato utili distribuibili che alla distribuzione ai soci. Pertanto, la società deve rilevare tali effetti fiscali sui dividendi nel Conto economico, nel Conto economico complessivo (OCI) o nel patrimonio netto, a seconda di dove la società ha originariamente rilevato tali transazioni o eventi passati.
La Società ha adottato l'"IFRS 16 - Leasing" utilizzando il metodo retrospettico modificato, con data di prima applicazione 1° gennaio 2019; con questo metodo, il principio viene applicato retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulato dell'applicazione iniziale dell'IFRS 16 alla data di prima applicazione. Conseguentemente i dati comparativi (per l'esercizio 2018) non sono stati rideterminati e sono presentati, come in precedenza evidenziato, ai sensi dello IAS 17 e relative interpretazioni. Inoltre, le disposizioni dell'IFRS 16 relative alle informazioni integrative non sono state applicate ai dati comparativi. Per la transizione all'IFRS 16, la Società ha deciso di utilizzare l'espediente pratico di non rideterminare se un contratto è, o contiene un, leasing, al 1° gennaio 2019. Pertanto, alla data dell'applicazione iniziale, la Società ha applicato il principio solo ai contratti che erano stati precedentemente identificati come leasing ai sensi dello IAS 17 e dell'IFRIC 4 alla data dell'applicazione iniziale.
Nella transizione al nuovo principio contabile, la Società:
non ha modificato i valori contabili delle attività e passività rilevate alla data di applicazione iniziale relativamente ai contratti di leasing precedentemente classificati come leasing finanziari ai sensi dello IAS 17;
ha rilevato attività consistenti nel diritto di utilizzo e passività del leasing in relazione ai contratti precedentemente classificati come leasing operativi in applicazione dello IAS 17, a eccezione dei leasing nei quali l'attività sottostante è di "modesto valore", i cui importi sono considerati non significativi e per i quali non è richiesta nessuna rettifica alla data di transizione. Alla data di applicazione iniziale, la Società ha principalmente rilevato l'attività consistente nel diritto di utilizzo per un importo pari alla passività del leasing, rettifi-
cata dell'ammontare di eventuali risconti attivi o ratei passivi derivanti da tale contratto e rilevati nello Stato patrimoniale immediatamente precedente la data dell'applicazione iniziale. Le passività del leasing sono state rilevate al valore attuale dei restanti pagamenti dovuti, utilizzando come tasso di attualizzazione il tasso di finanziamento marginale al 1° gennaio 2019 della Società.
Nell'applicazione dell'IFRS 16 ai contratti di leasing precedentemente identificati come leasing operativi, ai sensi dello IAS 17, la Società si è avvalsa dei seguenti espedienti pratici:
utilizzo della propria valutazione in merito all'onerosità dei leasing mediante l'applicazione delle disposizioni dello IAS 37 immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale, rettificando, alla data di prima applicazione, le attività consistenti nel diritto di utilizzo per l'importo degli accantonamenti per leasing onerosi rilevati immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale;
applicazione dell'eccezione alla rilevazione prevista per i contratti di leasing di durata inferiore ai 12 mesi dalla data dell'applicazione iniziale;
applicazione dell'eccezione alla rilevazione prevista per i contratti di leasing nei quali l'attività sottostante è di "modesto valore" e il cui importo è stimato come non significativo;
uso delle esperienze acquisite, in particolare per determinare la durata del leasing per i contratti che contengono opzioni di proroga o di risoluzione del leasing.
I casi più significativi interessati dalle nuove disposizioni dell'I-FRS 16 riguardano principalmente le attività consistenti nel diritto di utilizzo relativo a immobili e autovetture.
Non si rilevano impatti significativi derivanti dall'applicazione del nuovo principio.
I "Ricavi delle vendite e delle prestazioni" sono composti come riportato di seguito.
| Milioni di euro | |
|---|---|
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | |||||||
| Società del Gruppo | 104 | 38 | 66 | ||||
| Terzi | - | - | - | ||||
| Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni | 104 | 38 | 66 |
I "Ricavi delle vendite e delle prestazioni" si riferiscono a prestazioni rese alle società controllate nell'ambito della funzione di indirizzo e coordinamento svolta dalla Società e al riaddebito di oneri di diversa natura sostenuti e di competenza delle controllate stesse.
La variazione positiva è riconducibile all'incremento dei ricavi per management fee per 16 milioni di euro, nonché a conguagli effettuati nel 2018 a favore di alcune società controllate.
I "Ricavi delle vendite e delle prestazioni" possono essere suddivisi per area geografica come di seguito:
70 milioni di euro in Italia (34 milioni di euro nel 2018);
17 milioni di euro in Europa Paesi UE (-4 milioni di euro nel 2018);
2 milioni di euro in Europa Paesi extra UE (3 milioni di euro nel 2018);
15 milioni di euro in Altri Paesi (5 milioni di euro nel 2018).
Gli "Altri ricavi e proventi" si riferiscono essenzialmente, sia nell'esercizio corrente sia in quello precedente, al personale in distacco.
I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi sono ripartiti come di seguito dettagliato.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
| Costi per servizi | 140 | 116 | 24 |
| Costi per godimento beni di terzi | 10 | 11 | (1) |
| Totale servizi e godimento beni di terzi | 150 | 127 | 23 |
I "Costi per servizi" si riferiscono a servizi resi da terzi per 64 milioni di euro (53 milioni di euro nel 2018) e da società del Gruppo per 76 milioni di euro (63 milioni di euro nel 2018). Rispetto all'esercizio precedente, l'incremento dei costi per servizi resi da società terze, pari a 11 milioni di euro, è da ricondursi principalmente alla rilevazione nel 2018 di partite non correnti per sistemazione di voci pregresse.
I costi per servizi resi da società del Gruppo, rappresentati
principalmente da servizi di assistenza informatica, costi per servizi manageriali e servizi alla persona, registrano un incremento pari a 13 milioni di euro, da ricondursi all'aumento dei costi per servizi manageriali per 15 milioni e delle spese per servizi di assistenza sistemica e applicativa per 9 milioni di euro, compensati dai minori costi per servizi diversi per 9 milioni di euro e dai minori costi per telefonia per 2 milioni di euro.
I "Costi per godimento beni di terzi" sono rappresentati essenzialmente da costi per godimento di beni di proprietà della controllata Enel Italia SpA.
L'applicazione del nuovo principio contabile "IFRS 16 - Leasing" non ha avuto impatti significativi nel Bilancio di Enel SpA.
I costi sostenuti per il personale risultano composti come di seguito riportato.
Milioni di euro
| Note | 2019 | 2018 | 2019-2018 |
|---|---|---|---|
| Salari e stipendi | 66 | 68 | (2) |
| Oneri sociali | 22 | 22 | - |
| Benefíci successivi al rapporto di lavoro 24 |
6 | 6 | - |
| Altri benefíci a lungo termine 24 |
7 | 5 | 2 |
| Altri costi e altri piani di incentivazione 25 |
10 | 8 | 2 |
| Totale costo del personale | 111 | 109 | 2 |
Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata con quella del periodo precedente, nonché la consistenza effettiva al 31 dicembre 2019.
| Consistenza | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| N. | Consistenza media | ||||
| 2018 2019-2018 2019 |
al 31.12.2019 | ||||
| Manager | 146 | 148 | (2) | 144 | |
| Middle manager | 345 | 354 | (9) | 367 | |
| White collar | 250 | 270 | (20) | 240 | |
| Totale | 741 | 772 | (31) | 751 |
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Ammortamenti delle attività materiali | 5 | 4 | 1 |
| Ammortamenti delle attività immateriali | 22 | 13 | 9 |
| Impairment | 211 | 55 | 156 |
| Ripristini di valore | 3 | 403 | (400) |
| Totale ammortamenti e impairment | 235 | (331) | 566 |
Gli ammortamenti delle attività materiali e immateriali presentano un aumento complessivo di 10 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, da riferirsi sostanzialmente alla maggiore consistenza media dei diritti di brevetto industriale e delle opere dell'ingegno a seguito degli investimenti effettuati nel corso dell'esercizio.
La voce "Impairment" si riferisce alle rettifiche di valore delle partecipazioni detenute nelle società controllate E-Distribuţie Banat SA (132 milioni di euro), Enel Russia PJSC (70 milioni di euro) ed Enel Produzione SpA (9 milioni di euro). La voce "Ripristini di valore" si riferisce all'adeguamento di valore positivo della società controllata Enel Global Trading SpA (3 milioni di euro). Nel 2018 la voce "Ripristini di valore" accoglieva l'adeguamento positivo del valore della partecipazione detenuta in Enel Produzione SpA per 403 milioni di euro, conseguente alla rideterminazione del valore della partecipazione in Slovenské elektrárne.
Per i dettagli sui criteri adottati per la determinazione di tale perdita di valore si rinvia alla successiva nota 13 "Partecipazioni".
Gli "Altri costi operativi" presentano rispetto all'esercizio precedente una riduzione di 39 milioni di euro, dovuta principalmente al rilascio di parte del fondo vertenze e contenzioso (14
milioni di euro), nonché al venir meno di oneri diversi di gestione (6 milioni di euro), che nel precedente esercizio avevano risentito della sistemazione di partite pregresse.
I "Proventi da partecipazioni" si riferiscono ai dividendi e agli acconti sui dividendi deliberati dalle società controllate e collegate per 5.547 milioni di euro e da altre imprese per 1 milione di euro.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
| Dividendi da imprese controllate e collegate | 5.547 | 3.556 | 1.991 |
| Enel Produzione SpA | 245 | 229 | 16 |
| e-distribuzione SpA | 1.507 | 949 | 558 |
| Enel.Factor SpA | - | 2 | (2) |
| Enel Italia SpA | 15 | 16 | (1) |
| Enel Energia SpA | 1.698 | 792 | 906 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 75 | 100 | (25) |
| Enel Green Power SpA | 237 | 557 | (320) |
| Enel Iberia SLU | 1.245 | 486 | 759 |
| Enel Américas SA | 270 | 162 | 108 |
| Enel Chile SA | 175 | 157 | 18 |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | - | 2 | (2) |
| Enel Investment Holding BV | - | 66 | (66) |
| Rusenergosbyt LLC | 41 | 37 | 4 |
| Enel Russia PJSC | 39 | - | 39 |
| CESI SpA | - | 1 | (1) |
| Dividendi da altre imprese | 1 | 11 | (10) |
| Emittenti Titoli SpA | - | 10 | (10) |
| Empresa Propietaria de la Red SA | 1 | 1 | - |
| Totale proventi da partecipazioni | 5.548 | 3.567 | 1.981 |
Il dettaglio è di seguito specificato.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
| Proventi finanziari da derivati: | |||
| - posti in essere nell'interesse di società del Gruppo: | 661 | 1.420 | (759) |
| - proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico | 661 | 1.420 | (759) |
| - posti in essere nell'interesse di Enel SpA: | 342 | 206 | 136 |
| - proventi da derivati di fair value hedge | - | 18 | (18) |
| - proventi da derivati di cash flow hedge | 208 | 166 | 42 |
| - proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico | 134 | 22 | 112 |
| Totale proventi finanziari da derivati | 1.003 | 1.626 | (623) |
| Oneri finanziari da derivati: | |||
| - posti in essere nell'interesse di società del Gruppo: | 666 | 1.414 | (748) |
| - oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico | 666 | 1.414 | (748) |
| - posti in essere nell'interesse di Enel SpA: | 259 | 167 | 92 |
| - oneri da derivati di fair value hedge | - | 18 | (18) |
| - oneri da derivati di cash flow hedge | 77 | 121 | (44) |
| - oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico | 182 | 28 | 154 |
| Totale oneri finanziari da derivati | 925 | 1.581 | (656) |
| TOTALE PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI DA CONTRATTI DERIVATI |
78 | 45 | 33 |
I proventi finanziari netti da contratti derivati riflettono essenzialmente i proventi finanziari netti da strumenti derivati posti in essere nell'interesse di Enel SpA.
La variazione positiva, rispetto a quanto rilevato nel precedente esercizio, è determinata essenzialmente dall'incremento dei proventi finanziari netti su derivati di cash flow hedge stipulati nell'interesse di Enel SpA, (86 milioni di euro) sia su tassi di interesse sia su tassi di cambio, compensato in parte dall'incremento degli oneri finanziari netti da derivati al fair value rilevato a Conto economico (42 milioni di euro).
Per maggiori dettagli sui derivati, si rinvia alla nota 31 "Strumenti finanziari" e alla nota 33 "Derivati e hedge accounting".
Relazioni
Il dettaglio è di seguito specificato:
| TOTALE ALTRI PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI | (502) | (448) | (54) |
|---|---|---|---|
| Totale altri oneri finanziari | 775 | 768 | 7 |
| Altro | 4 | 34 | (30) |
| Interessi passivi su piani a benefíci definiti e altri benefíci a lungo termine relativi al personale |
3 | 3 | - |
| Differenze negative di cambio | 121 | 65 | 56 |
| Totale | 647 | 666 | (19) |
| Interessi passivi su altri finanziamenti | 133 | 85 | 48 |
| Interessi passivi su prestiti obbligazionari | 493 | 549 | (56) |
| Interessi passivi su finanziamenti bancari | 21 | 32 | (11) |
| Interessi passivi | |||
| Altri oneri finanziari | |||
| Totale altri proventi finanziari | 273 | 320 | (47) |
| Altro | 255 | 269 | (14) |
| Proventi FVH - adeguamento posta coperta | 1 | 4 | (3) |
| Differenze positive di cambio | 4 | 28 | (24) |
| Totale | 13 | 19 | (6) |
| Interessi attivi su attività finanziarie a breve termine | 3 | 16 | (13) |
| Interessi attivi su attività finanziarie a lungo termine | 10 | 3 | 7 |
| Interessi attivi | |||
| Altri proventi finanziari | |||
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
| Milioni di euro |
Gli altri oneri finanziari netti riflettono essenzialmente gli interessi passivi sull'indebitamento finanziario pari a 647 milioni di euro e le differenze negative di cambio per 121 milioni di euro, parzialmente compensati dagli altri proventi finanziari per 255 milioni di euro e da interessi attivi su attività finanziarie sia a breve sia a lungo termine, complessivamente pari a 13 milioni di euro.
L'incremento degli oneri finanziari netti è determinato principalmente dalla variazione negativa delle differenze positive di cambio (24 milioni di euro) e degli interessi attivi sulle attività finanziarie a breve termine (13 milioni di euro).
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Imposte correnti | (60) | (189) | 129 |
| Imposte anticipate | 6 | 4 | 2 |
| Imposte differite | 4 | 1 | 3 |
| Totale imposte | (50) | (184) | 134 |
Le imposte sul reddito dell'esercizio 2019 risultano complessivamente positive per 50 milioni di euro, per effetto principalmente della riduzione della base imponibile IRES rispetto al risultato civilistico ante imposte, dovuta all'esclusione del 95% dei dividendi percepiti dalle società controllate, e della deducibilità degli interessi passivi di Enel SpA in capo al consolidato fiscale di Gruppo in base alle disposizioni in materia di IRES (art. 96 del TUIR). Rispetto al precedente esercizio, la variazione di 134 milioni di euro è dovuta essenzialmente alla rilevazione nel precedente periodo di partite non ricorrenti, ovvero alla rilevazione del rimborso delle imposte sui redditi (IRPEG e ILOR) per le annualità 1996 e 1997, a seguito di due sentenze favorevoli della Corte di Cassazione, per un importo di 90 milioni di euro.
Nella tabella che segue viene rappresentata la riconciliazione dell'aliquota fiscale teorica con quella effettiva.
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2019 | Incidenza % | 2018 | Incidenza % | |
| Risultato ante imposte | 4.742 | 3.272 | ||
| Imposte teoriche IRES | 1.138 | 24,0% | 785 | 24,0% |
| Minori imposte: | ||||
| - dividendi da partecipazione incassati | (1.265) | -26,7% | (799) | -24,4% |
| - dividendi da partecipazione non incassati | (7) | -0,1% | (14) | -0,4% |
| - utilizzo fondi | (16) | -0,3% | (14) | -0,4% |
| - svalutazioni anni precedenti | - | - | (97) | -3,0% |
| - altre | - | - | (2) | -0,1% |
| Maggiori imposte: | ||||
| - svalutazioni/(rivalutazioni) dell'esercizio | 50 | 1,1% | 13 | 0,4% |
| - accantonamento ai fondi | 9 | 0,2% | 13 | 0,4% |
| - sopravvenienze passive | 1 | - | 7 | 0,2% |
| - altre | 7 | 0,1% | 9 | 0,3% |
| Totale imposte correnti sul reddito (IRES) | (83) | -1,8% | (99) | -3,0% |
| IRAP | - | - | - | - |
| Imposte estere | 2 | - | - | - |
| Differenza su stime imposte anni precedenti | (5) | -0,1% | (111) | -3,4% |
| Ritenute definitive su dividendi da partecipazioni estere | 26 | 0,5% | 21 | 0,6% |
| Totale fiscalità differita | 10 | 0,2% | 5 | 0,2% |
| - di cui effetto variazione aliquota | - | - | ||
| - di cui movimenti dell'anno | 12 | 5 | ||
| - di cui differenza stime anni precedenti | (2) | - | ||
| TOTALE IMPOSTE SUL REDDITO | (50) | -1,1% | (184) | -5,6% |
Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativi agli esercizi 2018 e 2019 sono di seguito rappresentati.
| Attrezzature | Migliorie | Immob. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari |
industriali e commerciali |
Altri beni | su immobili di terzi |
in corso e acconti |
Totale |
| Costo storico | 1 | 3 | 3 | 5 | 24 | 41 | - | 77 |
| Fondo ammortamento | - | (2) | (3) | (5) | (20) | (37) | - | (67) |
| Consistenza al 31.12.2017 | 1 | 1 | - | - | 4 | 4 | - | 10 |
| Investimenti | - | - | - | - | 2 | - | 1 | 3 |
| Ammortamenti | - | - | - | - | (1) | (3) | - | (4) |
| Totale variazioni | - | - | - | - | 1 | (3) | 1 | (1) |
| Costo storico | 1 | 3 | 3 | 5 | 26 | 41 | 1 | 80 |
| Fondo ammortamento | - | (2) | (3) | (5) | (21) | (40) | - | (71) |
| Consistenza al 31.12.2018 | 1 | 1 | - | - | 5 | 1 | 1 | 9 |
| IFRS 16 al 1° gennaio 2019 | - | 2 | - | - | 1 | - | - | 3 |
| Investimenti | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Ammortamenti | - | - | - | - | (1) | (1) | - | (2) |
| Totale variazioni | - | 2 | - | - | - | (1) | - | 1 |
| Costo storico | 1 | 5 | 3 | 5 | 27 | 41 | 1 | 83 |
| Fondo ammortamento | - | (2) | (3) | (5) | (22) | (41) | - | (73) |
| Consistenza al 31.12.2019 | 1 | 3 | - | - | 5 | - | 1 | 10 |
Gli "Immobili, impianti e macchinari" risultano complessivamente pari a 10 milioni di euro ed evidenziano, rispetto all'esercizio precedente, un incremento di 1 milione di euro da riferirsi al saldo netto positivo dell'applicazione dell'IFRS 16 e degli ammortamenti rilevati nello stesso periodo.
Gli effetti dell'applicazione dell'IRFS 16 al 1° gennaio 2019 sui fabbricati e altri beni ammontano a 3 milioni di euro.
Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione nei 12 mesi dell'anno.
| Impianti e | Attrezzature industriali e |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Terreni in | Fabbricati in | macchinari | commerciali | Altri beni in | ||
| Milioni di euro | leasing | leasing | in leasing | in leasing | leasing | Totale |
| Consistenza al 31.12.2018 | - | - | - | - | - | - |
| IFRS 16 al 1° gennaio 2019 | - | 2 | - | - | 1 | 3 |
| Ammortamenti | - | - | - | - | (1) | (1) |
| Consistenza al 31.12.2019 | - | 2 | - | - | - | 2 |
Le "Attività immateriali", tutte a vita utile definita, sono di seguito rappresentate.
| Diritti di brevetto | |||
|---|---|---|---|
| industriale e diritti di utilizzazione delle |
Altre attività immateriali |
||
| Milioni di euro | opere dell'ingegno | in corso | Totale |
| Consistenza al 31.12.2017 | 31 | - | 31 |
| Investimenti | 14 | 17 | 31 |
| Movimentazioni | (2) | - | (2) |
| Passaggi in esercizio | - | - | - |
| Ammortamenti | (13) | - | (13) |
| Totale variazioni | (1) | 17 | 16 |
| Consistenza al 31.12.2018 | 30 | 17 | 47 |
| Investimenti | 30 | 12 | 42 |
| Passaggi in esercizio | 17 | (17) | - |
| Ammortamenti | (22) | - | (22) |
| Totale variazioni | 25 | (5) | 20 |
| Consistenza al 31.12.2019 | 55 | 12 | 67 |
I "Diritti di brevetto industriale e di utilizzazione delle opere dell'ingegno", pari a 55 milioni di euro, sono relativi in prevalenza a costi sostenuti per l'acquisto di software applicativi a titolo di proprietà e per le manutenzioni evolutive sugli stessi. L'ammortamento è calcolato a quote costanti in relazione alle residue possibilità di utilizzazione (mediamente in tre esercizi). Il valore della voce, rispetto al precedente esercizio, presenta un incremento di 25 milioni di euro, dovuto al saldo positivo degli investimenti effettuati nel corso del 2019 (30 milioni di euro), dei passaggi in esercizio (17 milioni di euro), degli ammortamenti rilevati nello stesso periodo (22 milioni di euro). Gli investimenti hanno riguardato progetti di Information Technology connessi all'evoluzione di software di sistemi già in essere e allo sviluppo di nuovi sistemi, mentre i passaggi in esercizio fanno riferimento principalmente a progetti di sviluppo digital per l'informatizzazione di processi aziendali, di compliance e di reporting delle funzioni della Holding, in particolare nelle aree Administration, Finance and Control, Legal and Corporate Affairs, Health and Safety, Communications, Innovability e Audit. Le "Altre attività immateriali in corso" sono pari a 12 milioni di euro, presentando un decremento di 5 milioni di euro dovuto al saldo negativo dei passaggi in esercizio e degli investimenti effettuati nel corso del periodo.
Nel seguito vengono dettagliati i movimenti delle "Attività per imposte anticipate" e delle "Passività per imposte differite" per tipologia di differenze temporali.
| Increm./(Decrem.) con imputazione a |
Increm./(Decrem.) con imputazione a |
Altri | al | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | al 31.12.2018 | Conto economico | patrimonio netto | movimenti | 31.12.2019 |
| Totale | Totale | ||||
| Attività per imposte anticipate | |||||
| Natura delle differenze temporanee: | |||||
| - accantonamenti per rischi e oneri e perdite di valore | 6 | (3) | - | - | 3 |
| - strumenti finanziari derivati | 230 | - | 52 | - | 282 |
| - costi aumento capitale | - | - | - | - | - |
| - altre partite | 52 | (2) | 1 | - | 51 |
| Totale attività per imposte anticipate | 288 | (5) | 53 | - | 336 |
| Passività per imposte differite | |||||
| Natura delle differenze temporanee: | |||||
| - valutazione strumenti finanziari | 127 | - | 26 | - | 153 |
| - altre partite | 6 | 4 | - | - | 10 |
| Totale passività per imposte differite | 133 | 4 | 26 | - | 163 |
| Attività per imposte anticipate su IRES risultanti anche dopo un'eventuale compensazione |
155 | 173 | |||
| Passività per imposte differite su IRAP risultanti anche dopo un'eventuale compensazione |
- | - |
Le "Attività per imposte anticipate" ammontano a 336 milioni di euro (288 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e presentano un incremento di 48 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente. Tale variazione è da riferirsi principalmente alla rilevazione della fiscalità anticipata connessa alla valutazione al fair value delle operazioni di cash flow hedge.
euro (133 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e registrano un incremento di 30 milioni di euro, dovuto essenzialmente alla rilevazione delle imposte differite relativa alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari di cash flow hedge.
Il valore delle imposte anticipate e differite è stato determinato applicando l'aliquota IRES del 24%.
Le "Passività per imposte differite" sono pari a 163 milioni di
Il seguente prospetto riassume i movimenti intervenuti nell'esercizio per ciascuna partecipazione, con i corrispondenti valori di inizio e fine esercizio, nonché l'elenco delle partecipazioni possedute nelle società controllate, a controllo congiunto, collegate e in altre imprese.
| Apporti in | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Altre Variazioni | conto capitale | ||||||
| Milioni di euro | Costo originario |
(Svalutazioni)/ Rivalutazioni |
- IFRIC 11 e IFRS 2 |
Valore a bilancio |
Quota di possesso % |
e a copertura perdite |
|
| al 31.12.2018 | |||||||
| A) Imprese controllate | |||||||
| Enel Produzione SpA | 4.978 | (667) | 5 | 4.316 | 100,0 | - | |
| e-distribuzione SpA | 6.329 | - | 2 | 6.331 | 100,0 | - | |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 110 | - | - | 110 | 100,0 | - | |
| Enel Global Trading SpA | 1.401 | (208) | 1 | 1.194 | 100,0 | - | |
| Enel Green Power SpA | 6.467 | - | 2 | 6.469 | 100,0 | - | |
| Enel X Srl | 523 | - | - | 523 | 100,0 | 65 | |
| Enel Investment Holding BV | 4.497 | (4.488) | - | 9 | 100,0 | - | |
| Enelpower SpA | 189 | (159) | - | 30 | 100,0 | - | |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 11 | - | - | 11 | 100,0 | 5 | |
| Enel Energia SpA | 1.321 | (8) | - | 1.313 | 100,0 | - | |
| Enel Iberia SLU | 13.713 | - | - | 13.713 | 100,0 | - | |
| Enel Italia SpA | 543 | (41) | 3 | 505 | 100,0 | - | |
| Enel Innovation Hubs Srl | 70 | (54) | - | 16 | 100,0 | - | |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 22 | - | - | 22 | 100,0 | 20 | |
| Enel Finance International NV | 599 | - | - | 599 | 25,0 | - | |
| Enel Holding Finance Srl | 1.798 | - | - | 1.798 | 100,0 | 178 | |
| Enel Américas SA | 2.822 | - | - | 2.822 | 51,8 | - | |
| Enel Chile SA | 2.522 | - | - | 2.522 | 61,9 | - | |
| E-Distribuţie Banat SA | 421 | - | - | 421 | 51,0 | - | |
| E-Distribuţie Dobrogea SA | 261 | - | - | 261 | 51,0 | - | |
| E-Distribuţie Muntenia SA | 952 | - | - | 952 | 78,0 | - | |
| Enel Energie Muntenia SA | 330 | - | - | 330 | 78,0 | - | |
| Enel Energie SA | 208 | - | - | 208 | 51,0 | - | |
| Enel Romania SA | 15 | - | - | 15 | 100,0 | - | |
| Enel Russia PJSC | 442 | (40) | - | 402 | 56,4 | - | |
| Enel Insurance NV | 252 | - | - | 252 | 100,0 | - | |
| Vektör Enerji Üretim AŞ | - | - | - | - | 100,0 | - | |
| Enel Green Power Chile Ltda | - | - | - | - | - | - | |
| Enel Global Services Srl | - | - | - | - | - | - | |
| Enel Green Power Italia Srl | - | - | - | - | - | - | |
| Totale controllate | 50.796 | (5.665) | 13 | 45.144 | 268 | ||
| B) Imprese a controllo congiunto | |||||||
| OpEn Fiber SpA | 490 | - | - | 490 | 50,0 | 66 | |
| Rusenergosbyt LLC | 41 | - | - | 41 | 49,5 | - | |
| Totale controllo congiunto | 531 | - | - | 531 | 66 | ||
| C) Imprese collegate | |||||||
| CESI SpA | 23 | - | - | 23 | 42,7 | - | |
| Totale collegate | 23 | - | - | 23 | - | ||
| D) Altre imprese | - | - | |||||
| Empresa Propietaria de la Red SA | 5 | 12 | - | 17 | 11,1 | - | |
| Red Centroamericana de | - | - | - | - | 11,1 | - | |
| Telecomunicaciones SA | |||||||
| Compañía de Transmisión del Mercosur SA | - | - | - | - | - | - | |
| Elcogas SA in liquidazione | 5 | (5) | - | - | 4,3 | - | |
| Idrosicilia SpA | - | - | - | - | 1,0 | - | |
| Totale altre imprese | 10 | 7 | - | 17 | - | ||
| TOTALE PARTECIPAZIONI | 51.360 | (5.658) | 13 | 45.715 | 334 |
| Costituzioni/ | Acquisizioni/ | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Conferimenti | (Cessioni)/ | Altre Variazioni | ||||||
| (+/-)/Fusioni (+/- | (Liquidazioni)/ | Rettifiche | Saldo Costo |
(Svalutazioni)/ | - IFRIC 11 e | Valore | Quota di | |
| )/Scissioni (+/-) | (Rimborsi) | di valore movimenti |
originario | Rivalutazioni | IFRS 2 | a bilancio | possesso % | |
| Movimenti del 2019 | al 31.12.2019 | |||||||
| - | - | (9) | (9) 4.978 |
(676) | 5 | 4.307 | 100,0 | |
| - | - | - | - 6.329 |
- | 2 | 6.331 | 100,0 | |
| - | - | - | - 110 |
- | - | 110 | 100,0 | |
| - | - | 3 | 3 1.401 |
(205) | 1 | 1.197 | 100,0 | |
| - | - | - | - 6.467 |
- | 2 | 6.469 | 100,0 | |
| - | - | - | 65 588 |
- | - | 588 | 100,0 | |
| - | - | - | - 4.497 |
(4.488) | - | 9 | 100,0 | |
| - | - | - | - 189 |
(159) | - | 30 | 100,0 | |
| - - |
- - |
- - |
5 16 - 1.321 |
- (8) |
- - |
16 1.313 |
100,0 100,0 |
|
| - | - | - | - 13.713 |
- | - | 13.713 | 100,0 | |
| - | - | - | - 543 |
(41) | 3 | 505 | 100,0 | |
| - | - | - | - 70 |
(54) | - | 16 | 100,0 | |
| - | - | - | 20 42 |
- | - | 42 | 100,0 | |
| - | - | - | - 599 |
- | - | 599 | 25,0 | |
| - | - | - | 178 1.976 |
- | - | 1.976 | 100,0 | |
| - | 2.017 | - | 2.017 4.839 |
- | - | 4.839 | 61,9 | |
| - | - | - | - 2.522 |
- | - | 2.522 | ||
| - | - | (132) | (132) 421 |
(132) | - | 289 | ||
| - | - | - | - 261 |
- | - | 261 | ||
| - | - | - | - 952 |
- | - | 952 | ||
| - | - | - | - 330 |
- | - | 330 | ||
| - - |
- - |
- - |
- 208 - 15 |
- - |
- - |
208 15 |
||
| - | - | (70) | (70) 442 |
(110) | - | 332 | ||
| - | - | - | - 252 |
- | - | 252 | ||
| - | - | - | - | - - |
- | - | ||
| - | - | - | - | - - |
- | - | ||
| - | - | - | - | - - |
- | - | ||
| - | - | - | - | - | - | - | 100,0 | |
| - | 2.017 | (208) | 2.077 53.081 |
(5.873) | 13 | 47.221 | ||
| - | - | - | 66 556 |
- | - | 556 | ||
| - | - | - | - 41 |
- | - | 41 | 49,5 | |
| - | - | - | 66 597 |
- | - | 597 | ||
| - | - | - | - 23 |
- | - | 23 | ||
| - | - | - | - 23 |
- | - | 23 | 42,7 | |
| - | - | |||||||
| - | - | - | - 5 |
12 | - | 17 | ||
| - | - | - | - | - - |
- | - | 11,1 | |
| - | - | - | - | - - |
- | - | ||
| - | - | - | - 5 |
(5) | - | - | ||
| - | - | - | - | - - |
- | - | ||
| - | - | - | - (208) |
- 10 2.143 53.711 |
7 (5.866) |
- 13 |
17 47.858 |
|
| 2.017 |
Si riporta di seguito la movimentazione delle partecipazioni intervenuta nel corso dell'esercizio 2019:
| Milioni di euro | |
|---|---|
| Incrementi | |
| Apporto in conto capitale a favore di Enel Holding Finance Srl | 178 |
| Ripatrimonializzazione di Enel X Srl | 65 |
| Apporto in conto capitale a favore di OpEn Fiber SpA | 66 |
| Incremento della partecipazione in Enel Américas SA tramite operazione di share swap | 443 |
| Sottoscrizione dell'aumento di capitale sociale di Enel Américas SA | 1.574 |
| Ripatrimonializzazione di Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 20 |
| Ripatrimonializzazione di Enel Global Thermal Generation Srl | 5 |
| Ripristino del valore della partecipazione detenuta in Enel Global Trading SpA | 3 |
| Totale incrementi | 2.354 |
| Decrementi | |
| Adeguamento di valore della partecipazione detenuta in Enel Russia PJSC | (70) |
| Adeguamento di valore della partecipazione detenuta in Enel Produzione SpA | (9) |
| Adeguamento di valore della partecipazione detenuta in E-Distribuţie Banat SA | (132) |
| Totale decrementi | (211) |
| SALDO MOVIMENTI | 2.143 |
Nel corso dell'esercizio 2019 il valore delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e in altre imprese ha registrato un incremento di 2.143 milioni di euro a seguito:
del versamento in conto capitale, in data 20 febbraio 2019, a favore della controllata Enel Holding Finance Srl di un importo pari a 178 milioni di euro finalizzato alla patrimonializzazione della società controllata da quest'ultima Enel Finance America LLC, costituita allo scopo di soddisfare le esigenze emerse nell'ambito delle modalità di finanziamento del Gruppo in Nord America;
della ripatrimonializzazione, in data 27 maggio 2019, della controllata Enel X Srl mediante rinuncia del credito finanziario vantato nei confronti della stessa sul conto corrente intersocietario per un importo di 65 milioni di euro;
del versamento in conto capitale, in data 3 giugno 2019, a favore di OpEn Fiber SpA, società a controllo congiunto con CDP Equity SpA, di un importo pari a 66 milioni di euro, al fine di supportare gli investimenti necessari per la realizzazione del piano industriale della società medesima;
dell'adeguamento di valore della partecipazione detenuta in Enel Russia PJSC di 70 milioni di euro, in data 30 giugno 2019, a seguito dell'impairment della centrale a carbone di Reftinskaya GRES, successivamente ceduta in data 1° ottobre 2019. La cessione della centrale è perfettamente in linea con la strategia di crescita globale del Gruppo Enel, incentrata sul perseguimento di un modello di business più sostenibile;
dell'incremento della partecipazione al capitale della controllata cilena quotata Enel Américas SA al 56,8% dal
precedente 51,8%, a seguito del regolamento di due operazioni di share swap stipulate con un istituto finanziario nell'ottobre 2018 per acquisire fino a un massimo del 5% del capitale di Enel Américas, come annunciato a suo tempo al mercato. Il corrispettivo pagato per le azioni ordinarie e le ADS di cui sopra, in linea con le perazioni di share swap, è pari complessivamente a 443 milioni di euro;
della sottoscrizione, in data 15 luglio 2019, mediante l'esercizio dei propri diritti di opzione durante il primo periodo di offerta in opzione ai soci, di n. 10.639.088.791 azioni di nuova emissione di Enel Américas versando un controvalore totale di circa 1.531 milioni di euro (pari a circa 1,72 miliardi di dollari statunitensi);
della sottoscrizione, nel secondo periodo di offerta, di ulteriori n. 294.771.295 azioni di nuova emissione di Enel Américas versando un controvalore di circa 43 milioni di euro (pari a circa 47,7 milioni di dollari statunitensi) che, sommato a quello corrisposto durante il primo periodo di offerta in opzione, ha comportato un impegno complessivo pari a circa 1.574 milioni di euro. A conclusione dell'operazione Enel aumenta la propria partecipazione al capitale di Enel Américas al 57,26% dal precedente 56,8%;
dell'adeguamento di valore della partecipazione detenuta in Enel Produzione SpA di 9 milioni di euro;
della ripatrimonializzazione, in data 29 ottobre 2019, della controllata Enel Global Infrastructure and Networks Srl mediante rinuncia del credito finanziario vantato nei confronti della stessa sul conto corrente intersocietario per un importo di 20 milioni di euro;
Relazioni
della ripatrimonializzazione, in data 19 dicembre 2019, della controllata Enel Global Thermal Generation Srl mediante rinuncia del credito finanziario vantato nei confronti della stessa sul conto corrente intersocietario per un importo di 5 milioni di euro;
dell'adeguamento di valore della partecipazione detenuta in E-Distribuţie Banat SA di 132 milioni di euro, in data 31 dicembre 2019;
del ripristino, per 3 milioni di euro, del valore della partecipazione detenuta in Enel Global Trading SpA.
Secondo quanto previsto dall'IFRS 2, il valore delle partecipazioni nelle società controllate coinvolte nel Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 è stato incrementato del valore corrispondente al fair value della componente azionaria di competenza dell'esercizio, in contropartita a specifiche riserve di patrimonio netto. Nel caso di assegnazione di strumenti di capitale in favore di dipendenti di controllate indirette, è stato incrementato il valore della partecipazione nella controllata diretta.
Nella tabella che segue vengono riportate le precedenti assunzioni che hanno caratterizzato la perdita di valore relativamente alle partecipazioni detenute in Enel Russia PJSC, Distribuţie Banat SA, Enel Produzione SpA e il ripristino di valore della partecipazione in Enel Global Trading SpA.
| Milioni di euro | Costo originario |
Tasso di crescita (1) |
Tasso di sconto WACC pre-tax (2) |
Periodo esplicito flussi di cassa |
Terminal value (3) |
Costo originario |
Tasso di crescita (1) |
Tasso di sconto WACC pre-tax (2) |
Periodo esplicito flussi di cassa |
Terminal value (3) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||||||||
| Enel Russia PJSC | 402 | 0,9% | 12,8% | 5 anni | Perpetuità/27 anni |
442 | 1,8% | 13,2% | 5 anni Perpetuità/28 anni |
|
| Enel Produzione SpA | 4.316 | 0,5% | 8,0% | 5 anni | Perpetuità | 3.913 | 0,7% | 8,9% | 5 anni | Perpetuità |
| E-Distribuţie Banat SA | 421 | 2,6% | 6,3% | 5 anni | Perpetuità | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Enel Global Trading SpA | 1.194 | 1,9% | 7,8% | 5 anni | Perpetuità | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
(1) Tasso di crescita perpetua del flusso di cassa dopo il periodo esplicito.
(2) Il WACC pre-tax è calcolato con il metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d'uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello
calcolato con flussi post-tax scontati al WACC post-tax.
(3) Il valore del terminal value è stato stimato attraverso una rendita perpetua o una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna.
La stima del valore recuperabile delle partecipazioni iscritto in bilancio attraverso i test di impairment è stata effettuata determinando l'equity value delle partecipazioni in esame mediante una stima del valore d'uso basata sull'utilizzo di modelli discounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi di cassa attesi e l'applicazione di un appropriato tasso di attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato quali tassi risk-free, beta e market risk premium. Ai fini del confronto con il valore di carico delle partecipazioni, l'enterprise value risultante dalla stima dei flussi di cassa futuri è stato convertito in equity value decurtandolo della posizione finanziaria netta della partecipazione. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima e desumibili per il periodo esplicito dal piano industriale quinquennale per il periodo 2020-2024 approvato dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo, in data 25 novembre 2019, contenente le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle commodity. Si segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa preso in considerazione per l'impairment test di tali partecipazioni varia in funzione delle specificità e dei cicli economici dei business relativi alle diverse partecipazioni. Il valore terminale invece è stato stimato come rendita perpetua o rendita annua con un tasso di crescita nominale pari alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o dell'inflazione (in funzione del Paese di appartenenza e del business) e comunque non eccedente il tasso medio di crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.
Relativamente alle partecipazioni detenute nelle società Enel Green Power SpA, e-distribuzione SpA, E-Distribuţie Dobrogea SA, E-Distribuţie Muntenia SA, Enel Energie Muntenia SA, Enel Energie SA, Enel Romania SA, Rusenergosbyt LLC, Enel Global Infrastructure and Networks Srl, Enel X Srl, Enel Global Trading SpA e OpEn Fiber SpA, il valore in bilancio è ritenuto recuperabile ancorché individualmente superiore rispetto al patrimonio netto al 31 dicembre 2019 di ciascuna delle società partecipate. Si ritiene infatti che tale circostanza non è da considerarsi un indicatore di perdita di valore durevole della partecipazione ma un temporaneo disallineamento tra i due valori. In particolare, per le società Enel Green Power SpA, e-distribuzione SpA, E-Distribuţie Banat SA, E-Distribuţie Dobrogea SA, E-Distribuţie Muntenia SA, Enel Energie Muntenia SA, Enel Energie SA, Enel Romania SA, Rusenergosbyt LLC, Enel Global Infrastructure and Networks Srl, Enel X Srl, Enel Global Trading SpA e OpEn Fiber SpA la differenza negativa tra il carrying amount delle partecipazioni e il patrimonio netto delle stesse ha rappresentato un trigger event, a seguito del quale è stato determinato mediante esercizio di impairment il valore dell'equity value delle partecipazioni in considerazione
dei flussi di cassa futuri attesi. A esito di tale esercizio è emerso un maggior valore non riflesso nel patrimonio netto contabile tale da confermare la piena recuperabilità del valore delle partecipazioni.
Si rileva, a tale proposito, che le partecipazioni oggetto di analisi hanno superato i test di impairment.
I certificati azionari relativi alle partecipazioni in società controllate italiane detenute da Enel SpA sono presso il Monte dei Paschi di Siena, in conto deposito titoli a custodia.
Nel prospetto che segue è riportata la composizione del capitale sociale e del patrimonio netto di ciascuna delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e in altre imprese al 31 dicembre 2019.
| Patrimonio netto |
Utile/(Perdita) ultimo esercizio |
Quota di | Valore a bilancio |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Sede Legale |
Valuta | Capitale sociale |
(milioni di euro) |
(milioni di euro) |
possesso % |
(milioni di euro) |
|
| A) Imprese controllate | |||||||
| Enel Produzione SpA | Roma | EUR | 1.800.000.000 | 3.274 | (786) | 100,0 | 4.307 |
| e-distribuzione SpA | Roma | EUR | 2.600.000.000 | 4.702 | 1.586 | 100,0 | 6.331 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | Roma | EUR | 10.000.000 | 194 | 116 | 100,0 | 110 |
| Enel Global Trading SpA | Roma | EUR | 90.885.000 | 570 | (46) | 100,0 | 1.197 |
| Enel Green Power SpA | Roma | EUR | 272.000.000 | 6.069 | 46 | 100,0 | 6.469 |
| Enel X Srl | Roma | EUR | 1.050.000 | 525 | (28) | 100,0 | 588 |
| Enel Investment Holding BV | Amsterdam | EUR | 1.000.000 | 8 | (1) | 100,0 | 9 |
| Enelpower SpA | Milano | EUR | 2.000.000 | 27 | (1) | 100,0 | 30 |
| Enel Global Thermal Generation Srl | Roma | EUR | 11.000.000 | 7 | (5) | 100,0 | 16 |
| Enel Energia SpA | Roma | EUR | 302.039 | 1.386 | 1.027 | 100,0 | 1.313 |
| Enel Iberia SLU | Madrid | EUR | 336.142.500 | 16.708 | 1.036 | 100,0 | 13.713 |
| Enel Italia SpA | Roma | EUR | 50.100.000 | 436 | 3 | 100,0 | 505 |
| Enel Innovation Hubs Srl | Roma | EUR | 1.100.000 | 22 | - | 100,0 | 16 |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl |
Roma | EUR | 10.100.000 | 11 | (18) | 100,0 | 42 |
| Enel Finance International NV | Amsterdam | EUR | 1.478.810.371 | 1.870 | 80 | 25,0 | 599 |
| Enel Holding Finance Srl | Roma | EUR | 10.000 | 1.976 | - | 100,0 | 1.976 |
| Enel Américas SA | Santiago | USD | 9.783.875.314 | 10.904 | 1.938 | 57,3 | 4.839 |
| Enel Chile SA | Santiago | CLP | 3.882.103.470.184 | 4 | - | 61,9 | 2.522 |
| E-Distribuţie Banat SA | Timisoara | RON | 382.158.580 | 475 | 7 | 51,0 | 289 |
| E-Distribuţie Dobrogea SA | Costanza | RON | 280.285.560 | 321 | 5 | 51,0 | 261 |
| E-Distribuţie Muntenia SA | Bucarest | RON | 271.635.250 | 1.010 | 10 | 78,0 | 952 |
| Enel Energie Muntenia SA | Bucarest | RON | 37.004.350 | 141 | (10) | 78,0 | 330 |
| Enel Energie SA | Bucarest | RON | 140.000.000 | 93 | (3) | 51,0 | 208 |
| Enel Romania SA | Judetul Ilfov | RON | 200.000 | 3 | - | 100,0 | 15 |
| Enel Russia PJSC | Ekaterinburg | RUB | 35.371.898.370 | 8 | - | 56,4 | 332 |
| Enel Insurance NV | Amsterdam | EUR | 60.000 | 273 | 8 | 100,0 | 252 |
| Vektör Enerji Üretim AŞ | Istanbul | TRY | 3.500.000 | (55) | (5) | 100,0 | - |
| Enel Green Power Chile Ltda | Santiago | USD | 842.086.000 | 775 | 6 | 0,0 | - |
| Enel Global Services Srl (1) | Roma | EUR | 10.000 | - | - | 100,0 | - |
| Enel Green Power Italia Srl (1) | Roma | EUR | 10.000 | - | - | 100,0 | - |
| B) Imprese a controllo congiunto | |||||||
| OpEn Fiber SpA | Milano | EUR | 250.000.000 | 769 | (117) | 50,0 | 556 |
| Rusenersgobyt LLC | Mosca | RUB | 18.000.000 | 17 | 88 | 49,5 | 41 |
| C) Imprese collegate | |||||||
| CESI SpA | Milano | EUR | 8.550.000 | 132 | 6 | 42,7 | 23 |
| D) Altre imprese | |||||||
| Empresa Propietaria de la Red SA | Panama | USD | 58.500.000 | 135 | 22 | 11,1 | 17 |
| Red Centroamericana de Telecomunicaciones SA |
Panama | USD | 2.700.000 | 17 | (4) | 11,1 | - |
| Compañía de Transmisión del Mercosur SA (2) |
Buenos Aires |
ARS | 14.012.000 | - | - | - | - |
| Elcogas SA in liquidazione | Puertollano | EUR | 809.690 | (118) | (7) | 4,3 | - |
| Idrosicilia SpA | Milano | EUR | 22.520.000 | - | - | 1,0 | - |
(1) Società costituite in data 16 settembre 2019. Il primo esercizio sarà chiuso il 31 dicembre 2020.
(2) I valori del patrimonio netto e del risultato dell'esercizio si riferiscono al Bilancio al 31 dicembre 2016.
Le "Partecipazioni in altre imprese" al 31 dicembre 2019 sono tutte riferite a società non quotate. In fase di transizione all'IFRS 9 è stata applicata l'opzione ammessa dal nuovo principio di valutare queste attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico complessivo.
La partecipazione in Elcogas SA è stata completamente svalutata nel 2014 e dal 1° gennaio 2015 la società, di cui si possiede il 4,3%, è ancora in liquidazione. Anche il relativo credito partecipativo di 6 milioni di euro, concesso nel 2014, è stato svalutato per tenere conto delle perdite accumulate.
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
|---|---|---|
| Partecipazioni in società non quotate valutate al FVOCI | 17 | 17 |
| Empresa Propietaria de la Red SA | 17 | 17 |
| Red Centroamericana de Telecomunicaciones SA | - | - |
| Compañía de Transmisión del Mercosur SA | - | - |
| Elcogas SA in liquidazione | - | - |
| Idrosicilia SpA | - | - |
| Milioni di euro | Non correnti Correnti |
|||
|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
| Attività finanziarie - Derivati | 945 | 793 | 143 | 92 |
| Passività finanziarie - Derivati | 1.536 | 1.395 | 183 | 355 |
Per maggiori dettagli sulla natura, la rilevazione e la classificazione dei derivati, che sono inclusi nelle attività e passività finanziarie, si rimanda alle note 31 "Strumenti finanziari" e 33 "Derivati e hedge accounting".
La composizione di tale voce è di seguito riportata. Milioni di euro
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|---|
| Risconti attivi finanziari | 6 | 8 | (2) | |
| Altre attività finanziarie non correnti incluse nell'indebitamento | 15.1 | 194 | 128 | 66 |
| Totale | 200 | 136 | 64 |
I "Risconti attivi finanziari" si riferiscono essenzialmente alla quota residua dei costi di transazione sulla linea di credito revolving di 10 miliardi di euro, stipulata il 18 dicembre 2017, di durata quinquennale, tra Enel SpA, Enel Finance International BV e Mediobanca a seguito della chiusura di quella già esistente. La voce accoglie la quota non corrente di tali costi e il rilascio a Conto economico è in funzione della tipologia delle fee e della durata della linea.
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Crediti finanziari | 31.1.1 | 191 | 125 | 66 |
| Altri crediti finanziari | 3 | 3 | - | |
| Totale | 194 | 128 | 66 |
La variazione positiva della voce "Altre attività finanziarie non correnti incluse nell'indebitamento" è dovuta all'erogazione di un nuovo finanziamento a favore della società a controllo congiunto OpEn Fiber SpA, al fine di dotarla delle risorse necessarie alla realizzazione degli investimenti previsti dal piano industriale in relazione al progetto nazionale per lo sviluppo di una rete di fibra ottica a banda ultralarga.
La voce accoglie le partite di seguito descritte.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Crediti tributari | 9 | 9 | - |
| Crediti verso società controllate per accollo PIA | 118 | 125 | (7) |
| Totale altre attività non correnti | 127 | 134 | (7) |
La voce "Crediti tributari" accoglie il credito residuo emerso in seguito alla presentazione delle istanze di rimborso per le maggiori imposte sui redditi versate, per effetto della mancata deduzione parziale dell'IRAP nella determinazione del reddito imponibile IRES. Le suddette istanze sono state presentate da Enel SpA per proprio conto per l'esercizio 2003, mentre per le annualità 2004-2011 sono state presentate sia per proprio conto sia in qualità di società consolidante.
La voce "Crediti verso società controllate per accollo PIA" si riferisce ai crediti derivanti dall'accollo da parte delle società del Gruppo delle rispettive quote di competenza della previdenza integrativa aziendale (PIA). I termini dell'accordo prevedono che le società del Gruppo accollanti rimborseranno i costi per estinguere l'obbligazione a benefíci definiti, che sorge in capo alla Capogruppo ed è iscritta alla voce "Benefíci ai dipendenti". Sulla base delle previsioni attuariali formulate secondo le correnti assunzioni, la quota esigibile oltre il 5° anno dei "Crediti verso società controllate per accollo PIA" è stimata pari a 53 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
La voce è composta come di seguito illustrato.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Crediti commerciali: | |||
| - verso imprese controllate | 238 | 166 | 72 |
| - verso clienti terzi | 17 | 25 | (8) |
| Totale | 255 | 191 | 64 |
I crediti commerciali verso imprese controllate si riferiscono principalmente ai servizi di indirizzo e coordinamento e alle altre attività svolte da Enel SpA a favore delle società del Gruppo. Rispetto al 31 dicembre 2018, l'incremento è correlato all'andamento dei ricavi connessi a tali servizi.
I crediti verso clienti terzi sono riferiti a prestazioni di diversa natura. I crediti commerciali verso imprese controllate sono di seguito dettagliati per società.
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Imprese controllate | |||
| Enel Iberia SLU | 1 | 1 | - |
| Enel Produzione SpA | 6 | 3 | 3 |
| e-distribuzione SpA | 23 | 10 | 13 |
| Enel Green Power SpA | 13 | 9 | 4 |
| Enel Américas SA | 6 | 4 | 2 |
| Endesa SA | 7 | 3 | 4 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 3 | 2 | 1 |
| Enel Global Trading SpA | 1 | - | 1 |
| Enel Energia SpA | 8 | 6 | 2 |
| Enel Italia SpA | 20 | 16 | 4 |
| Enel Green Power North America Inc. | 1 | 1 | - |
| Enel X Srl | 3 | - | 3 |
| Enel Russia PJSC | 13 | 11 | 2 |
| Endesa Distribución Eléctrica SL | 27 | 21 | 6 |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 1 | 1 | - |
| Endesa Generación SA | - | (2) | 2 |
| Endesa Energía SA | 3 | 2 | 1 |
| Enel Romania Srl | 4 | 5 | (1) |
| Enel Brasil SA | 33 | 24 | 9 |
| Enel Distribución Perú SAA | 6 | 5 | 1 |
| Enel Generación Perú SAA | 6 | 5 | 1 |
| Unión Eléctrica de Canarias Generación SAU | - | (1) | 1 |
| Altre | 53 | 40 | 13 |
| Totale | 238 | 166 | 72 |
Nella seguente tabella si riportano i crediti commerciali suddivisi per area geografica.
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Italia | 79 | 54 | 25 |
| Europa - UE | 84 | 68 | 16 |
| Europa - extra UE | 14 | 12 | 2 |
| Altri | 78 | 57 | 21 |
| Totale | 255 | 191 | 64 |
I crediti per imposte sul reddito al 31 dicembre 2019 ammontano a 162 milioni di euro e si riferiscono essenzialmente al credito IRES della Società per la stima delle imposte dell'esercizio 2019 (84 milioni di euro) nonché al credito risultante dalla Dichiarazione Consolidata IRES 2019 (70 milioni di euro).
La voce accoglie le partite di seguito dettagliate.
Milioni di euro
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|---|
| Altre attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento | 19.1 | 2.578 | 1.579 | 999 |
| Altre attività finanziarie correnti | 305 | 281 | 24 | |
| Totale | 2.883 | 1.860 | 1.023 |
| Milioni di euro | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |||||
| Crediti finanziari verso società del Gruppo: | ||||||||
| - crediti finanziari a breve termine (conto corrente intersocietario) | 31.1.1 | 1.288 | 313 | 975 | ||||
| Crediti finanziari verso terzi: | ||||||||
| - quota corrente dei crediti finanziari a lungo | 1 | 1 | - | |||||
| - altri crediti finanziari | 3 | 12 | (9) | |||||
| - cash collateral per accordi di marginazione su derivati OTC | 31.1.1 | 1.286 | 1.253 | 33 | ||||
| Totale | 2.578 | 1.579 | 999 |
La composizione di tale voce al 31 dicembre 2019 è di seguito descritta.
| Milioni di euro | ||
|---|---|---|
| Crediti tributari Altri crediti verso società del Gruppo |
21 758 |
173 74 |
(152) 684 |
|---|---|---|---|
| Crediti verso altri | 17 | 21 | (4) |
| Totale | 796 | 268 | 528 |
I "Crediti tributari", pari a 21 milioni di euro, si riferiscono al credito residuo dell'acconto IVA 2019 per 13 milioni di euro (168 milioni di euro nel 2018), al credito per IVA da recuperare per 4 milioni di euro e a crediti pregressi per imposte sul reddito per 4 milioni di euro.
Gli "Altri crediti verso società del Gruppo" sono relativi essenzialmente ai crediti per l'acconto sul dividendo deliberato nel 2019 dalle società controllate Enel Iberia SLU, Enel Américas SA ed Enel Chile SA (rispettivamente pari a 475 milioni di euro, 63 milioni di euro e 20 milioni di euro) e incassati nei mesi di gennaio e di febbraio 2019, ai crediti tributari IRES verso le società del Gruppo aderenti all'istituto del consolidato fiscale nazionale (105 milioni di euro) nonché ai crediti per IVA verso le società controllate aderenti all'IVA di Gruppo (95 milioni di euro).
I "Crediti verso altri", pari a 17 milioni di euro al 31 dicembre 2019, presentano un decremento di 4 milioni rispetto a quanto rilevato nel 2018 (21 milioni di euro).
Le disponibilità liquide sono di seguito dettagliate.
| Totale | 4.153 | 2.007 | 2.146 |
|---|---|---|---|
| Denaro e valori in cassa | - | - | - |
| Depositi bancari e postali | 4.153 | 2.007 | 2.146 |
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Milioni di euro |
Le disponibilità liquide e i mezzi equivalenti, pari a 4.153 milioni di euro, presentano un incremento di 2.146 milioni di euro
Il patrimonio netto è pari a 29.586 milioni di euro, in aumento di 1.643 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018. Tale variazione è principalmente riferibile all'utile complessivo rilevato nell'esercizio (4.702 milioni di euro), alla distribuzione sia del saldo dividendo dell'esercizio 2018 nella misura di 0,14 euro per azione (complessivamente pari a 1.423 milioni di euro), così come deliberato dall'Assemblea degli azionisti in data 16 maggio 2019, sia dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2019 deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 12 novembre 2019 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020 (0,16 euro per azione per complessivi 1.627 milioni di euro).
Al 31 dicembre 2019 il capitale sociale di Enel SpA, interamente sottoscritto e versato, risulta pari a euro 10.166.679.946, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del valore nominale di Euro 1 ciascuna. L'indicato importo del capitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a quello registrato al 31 dicembre 2018.
Al 31 dicembre 2019, 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, gli azionisti in possesso di una partecipazione superiore al 3% del capitale della Società risultavano 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 direttamente alla data dell'11 ottobre 2019 a titolo di gestione del risparmio).
rispetto al 31 dicembre 2018, per effetto del cash flow generato dalla gestione operativa.
Alla data del 31 dicembre 2019 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.
In data 16 maggio 2019 l'Assemblea degli azionisti ha deliberato di approvare il Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 ("Piano LTI 2019" o "Piano") destinato al management di Enel SpA e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 del codice civile, conferendo al Consiglio di Amministrazione tutti i poteri occorrenti alla concreta attuazione del Piano. Nella medesima data l'Assemblea ha altresì autorizzato il Consiglio di Amministrazione a procedere, nel rispetto dei termini dalla stessa stabiliti, all'acquisto di azioni proprie, per perseguire, tra l'altro, le finalità del Piano LTI 2019.
In data 19 settembre il Consiglio di Amministrazione della Società, in attuazione dell'autorizzazione conferita e nel rispetto dei relativi termini già comunicati al mercato, ha approvato l'avvio di un programma di acquisto di azioni proprie, per un ammontare massimo di 10,5 milioni di euro e per un numero di azioni non superiore a 2,5 milioni (il "Programma"), equivalenti a circa lo 0,02% del capitale sociale di Enel.
La Società ha acquistato nel periodo di durata del programma di acquisto stesso (23 settembre 2019 - 2 dicembre 2019) n. 1.549.152 azioni Enel al prezzo medio ponderato di 6,7779 euro per azione.
Tenuto conto di quanto previsto dall'art. 2357 ter, comma 2, del codice civile, le azioni proprie non potranno concorrere alla distribuzione del dividendo.
La riserva sovrapprezzo azioni al 31 dicembre 2019 risulta pari a 7.487 milioni di euro, in diminuzione di 9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente per effetto dell'acquisto di azioni proprie, come specificato, per un importo complessivo pari a 10 milioni di euro.
La riserva legale, pari al 20,0% del capitale sociale, non presenta variazioni rispetto al precedente esercizio.
Evidenzia la quota residua delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazione di Enel da ente pubblico a società per azioni. In caso di distribuzione si rende applicabile il regime fiscale previsto per le riserve di capitale ex art. 47 del TUIR.
La voce comprende la riserva per contributi in conto capitale di 19 milioni di euro che riflette il 50% dei contributi acquisiti da enti pubblici e organismi comunitari, in forza di leggi, per la realizzazione di nuove opere (ai sensi dell'art. 55 del decreto del Presidente della Repubblica n. 917/1986) rilevati a patrimonio netto al fine di usufruire del beneficio di sospensione della tassazione, oltre alla riserva stock option di 29 milioni di euro e altre riserve per 20 milioni di euro.
La voce al 31 dicembre 2019 è costituita dalle riserve da valutazione di strumenti finanziari derivati di cash flow hedge e di costi di hedging negative per 412 milioni di euro (al netto dell'effetto fiscale positivo pari a 130 milioni di euro).
Al 31 dicembre 2019 la riserva da valutazione di attività finanziarie FVOCI è pari a 11 milioni di euro per effetto della valutazione al fair value della partecipazione detenuta nella società Empresa Propietaria de la Red SA.
Al 31 dicembre 2019 la riserva per piani a benefíci ai dipendenti è pari a 37 milioni di euro (al netto dell'effetto fiscale positivo pari a 9 milioni di euro). La riserva accoglie gli utili e le perdite attuariali rilevate direttamente a patrimonio netto, non essendo più applicabile il cosiddetto "corridor approach" secondo la nuova versione del principio contabile "IAS 19 - Benefíci per i dipendenti".
Di seguito viene riportata una tabella che evidenzia i movimenti delle riserve da valutazione di strumenti finanziari e da rimisurazione delle passività/attività per piani a benefíci definiti avvenuti nel corso degli esercizi 2018 e 2019.
| Milioni di euro | al | Utili/(Perdite) lordi rilevati a patrimonio netto nell'esercizio |
Rilasci a Conto economico lordi |
Imposte | al | Utili/(Perdite) lordi rilevati a patrimonio netto nell'esercizio |
Rilasci a Conto economico lordi |
Imposte | Altre movimentazioni |
al |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 01.01.2018 | 31.12.2018 | 31.12.2019 | ||||||||
| Riserva da valutazione di strumenti finanziari di cash flow hedge |
(268) | 1 | (45) | 37 | (275) | 205 | (328) | 20 | (12) | (390) |
| Riserva da valutazione di strumenti finanziari costi di hedging |
(70) | 17 | - | - | (53) | 23 | - | 8 | - | (22) |
| Riserva da valutazione attività finanziarie FVOCI |
- | 11 | - | - | 11 | - | - | - | - | 11 |
| Riserva da rimisurazione della passività/ (attività) netta per piani a benefíci ai dipendenti |
(32) | - | - | - | (32) | (7) | - | 2 | - | (37) |
| Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto |
(370) | 29 | (45) | 37 | (349) | 221 | (328) | 30 | (12) | (438) |
Nell'esercizio 2019 la voce ha presentato una variazione in aumento di 610 milioni di euro per effetto di quanto deliberato dall'Assemblea degli azionisti del 16 maggio 2019, che ha previsto la destinazione a "utili accumulati" della quota residua del risultato positivo dell'esercizio 2018.
L'utile dell'esercizio 2019, al netto dell'acconto sul dividendo 2019 di 0,16 euro per azione (per complessivi 1.627 milioni di euro), è pari a 3.165 milioni di euro. Di seguito si riporta la tabella che evidenzia la disponibilità e distribuibilità delle riserve.
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | Possibilità di utilizzare | Quota disponibile | |
|---|---|---|---|
| Capitale sociale | 10.167 | ||
| Riserve di capitale: | |||
| - riserva da sovrapprezzo azioni | 7.487 | ABC | 7.487 |
| - riserva azioni proprie | (1) | ||
| Riserve di utili: | |||
| - riserva legale | 2.034 | B | |
| - riserva ex lege 292/1993 | 2.215 | ABC | 2.215 |
| - riserve da valutazione di strumenti finanziari | (412) | ||
| - riserva attività finanziarie FVOCI | 11 | ||
| - riserva contributi in conto capitale | 19 | ABC | 19 |
| - riserva stock option | 29 | ABC | 29 (1) (2) |
| - riserva da rimisurazione delle passività per piani a benefíci ai dipendenti | (37) | ||
| - altre | 20 | ABC | 20 |
| Utili/(Perdite) accumulati | 4.889 | ABC | 4.889 |
| Totale | 26.421 | 14.659 | |
| di cui quota distribuibile | 14.656 |
A: aumento di capitale.
B: per copertura perdite.
C: per distribuzione ai soci.
(1) Relativi a opzioni non più esercitabili.
(2) Non è distribuibile per un importo pari a 3 milioni di euro relativi alle opzioni assegnate dalla Capogruppo ai dipendenti di società controllate e non più esercitabili.
Non sussistono limitazioni alla distribuzione delle riserve a norma dell'art. 2426, comma 1, n. 5 del codice civile, in quanto non vi sono costi d'impianto e di ampliamento e costi di ricerca e sviluppo non ammortizzati, ovvero deroghe di cui all'art. 2423, comma 4 del codice civile.
Si evidenzia che nei precedenti tre esercizi una parte della riserva disponibile denominata "utili e perdite accumulati" è stata utilizzata per un importo pari a 346 milioni di euro per la distribuzione di dividendi a favore degli azionisti.
Gli obiettivi di Enel nella gestione del capitale sono ispirati alla creazione di valore per gli azionisti, alla garanzia degli interessi degli stakeholder e alla salvaguardia della continuità aziendale, nonché al mantenimento di un adeguato livello di patrimonializzazione che consenta un economico accesso a fonti esterne di finanziamento tese a supportare adeguatamente lo sviluppo dell'attività del Gruppo.
La tabella seguente evidenzia i dividendi distribuiti dalla società nell'esercizio 2018 e 2019.
| Ammontare distribuito (milioni di euro) |
Dividendo per azione (euro) |
|
|---|---|---|
| Dividendi pagati nel 2018 | ||
| Dividendi relativi al 2017 | 2.410 | 0,237 |
| Acconto sul dividendo 2018 (1) | - | - |
| Dividendi straordinari | - | - |
| Totale dividendi pagati nel 2018 | 2.410 | 0,237 |
| Dividendi pagati nel 2019 | ||
| Dividendi relativi al 2018 | 2.847 | 0,28 |
| Acconto sul dividendo 2019 (2) | - | - |
| Dividendi straordinari | - | - |
| Totale dividendi pagati nel 2019 | 2.847 | 0,28 |
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 6 novembre 2018 e messo in pagamento a decorrere dal 23 gennaio 2019 (acconto dividendo per azione 0,14 euro per complessivi 1.423 milioni di euro).
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 12 novembre 2019 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020 (acconto dividendo per azione 0,16 euro per complessivi 1.627 milioni di euro).
Il dividendo dell'esercizio 2019, pari a 0,328 euro per azione, per un ammontare complessivo di 3.334 milioni di euro (di cui 0,16 euro per azione, per complessivi 1.626 milioni di euro già corrisposto a titolo di acconto), verrà proposto all'Assemblea degli azionisti del 14 maggio 2020 in unica convocazione. Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della distribuzione ai soci del dividendo dell'esercizio 2019, se non per il debito verso gli azionisti per l'acconto sul dividendo 2019, deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 12 novembre 2019 per un importo massimo potenziale di 1.627 milioni di euro e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020 al netto della quota spettante alle n. 1.549.152 azioni proprie risultate in portafoglio alla "record date" del 21 gennaio 2020.
Gli obiettivi identificati dalla Società nella gestione del capitale
sono la salvaguardia della continuità aziendale, la creazione di valore per gli stakeholder e il supporto allo sviluppo del Gruppo. In particolare, la Società persegue il mantenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economico per gli azionisti e l'accesso a fonti esterne di finanziamento anche attraverso il conseguimento di un rating adeguato.
In tal contesto, la Società gestisce la propria struttura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso dell'esercizio 2019.
A tal fine, la Società monitora costantemente l'evoluzione del livello di indebitamento in rapporto al patrimonio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2019 e 2018 è sintetizzata nella seguente tabella.
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Posizione finanziaria non corrente | (14.206) | (13.397) | (809) |
| Posizione finanziaria corrente netta | (2.738) | (2.221) | (517) |
| Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine | 194 | 128 | 66 |
| Indebitamento finanziario netto | (16.750) | (15.490) | (1.260) |
| Patrimonio netto | 29.586 | 27.943 | 1.643 |
| Indice debt/equity | (0,57) | (0,55) | (0,02) |
| Milioni di euro | Non corrente | |||
|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
| Finanziamenti a lungo termine | 14.206 | 13.397 | 1.102 | 806 |
| Finanziamenti a breve termine | - | - | 8.367 | 5.001 |
Per maggiori dettagli sulla natura, rilevazione e classificazione dei finanziamenti si rimanda alla nota 31 "Strumenti finanziari".
La Società riconosce ai dipendenti varie forme di benefíci individuati nelle prestazioni connesse a trattamento di fine rapporto di lavoro, indennità per mensilità aggiuntive e indennità sostitutiva del preavviso, premi di fedeltà, previdenza integrativa aziendale, assistenza sanitaria, indennità aggiuntiva contributi FOPEN, contributi FOPEN superiori al limite fiscalmente deducibile e piani di incentivazione al personale.
La voce accoglie gli accantonamenti destinati a coprire i benefíci dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro o successivamente al rapporto di lavoro per piani a benefíci definiti nonché altri benefíci a lungo termine spettanti ai dipendenti in forza di legge, di contratto o per altre forme di incentivazione ai dipendenti.
Le obbligazioni, in linea con le previsioni dello IAS 19, sono state determinate sulla base del "metodo della proiezione unitaria del credito".
Nel seguito si evidenziano la variazione intervenuta nell'esercizio delle passività attuariali e la riconciliazione delle stesse con le passività rilevate in bilancio rispettivamente al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018.
| Milioni di euro | 2019 | 2018 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Benefíci pensionistici |
Assistenza sanitaria |
Altri benefíci |
Totale | Benefíci pensionistici |
Assistenza sanitaria |
Altri benefíci |
Totale | |||
| VARIAZIONI NELLA PASSIVITÀ ATTUARIALE |
||||||||||
| Passività attuariale al 1° gennaio | 174 | 40 | 17 | 231 | 200 | 45 | 28 | 273 | ||
| Costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro correnti |
- | - | 7 | 7 | - | 1 | 6 | 7 | ||
| Interessi passivi | 2 | - | - | 2 | 3 | 1 | - | 4 | ||
| Perdite/(Utili) attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche |
- | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Perdite/(Utili) attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie |
6 | - | - | 6 | - | - | - | - | ||
| Rettifiche basate sull'esperienza passata | 5 | (3) | - | 2 | - | (1) | - | (1) | ||
| Costo relativo alle prestazioni di lavoro passate |
- | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Perdite/(Utili) al momento dell'estinzione | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Contributi del datore di lavoro | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Contributi dei partecipanti al piano | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Pagamenti per estinzioni | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Altri pagamenti | (21) | (2) | (9) | (32) | (23) | (2) | (10) | (35) | ||
| Altri movimenti | - | - | - | - | (6) | (4) | (7) | (17) | ||
| Passività attuariale al 31 dicembre | 166 | 35 | 15 | 216 | 174 | 40 | 17 | 231 |
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Perdite/(Utili) rilevate a Conto economico | ||
| Costo previdenziale | 7 | 7 |
| Interessi passivi | 2 | 4 |
| Perdite/(Utili) al momento dell'estinzione | - | - |
| Totale | 9 | 11 |
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Perdite/(Utili) da rimisurazione rilevati nelle OCI | ||
| Perdite/(Utili) attuariali sui piani a benefíci definiti | 8 | - |
| Altre variazioni | - | - |
| Totale | 8 | - |
Il costo relativo alle prestazioni di lavoro correnti per benefíci ai dipendenti relativo al 2019, pari a 7 milioni di euro, è rilevato tra i costi del personale e risulta in linea con quanto rilevato nel 2018, mentre gli interessi passivi derivanti dall'attualizzazione delle passività risultano pari a 2 milioni di euro (4 milioni di euro nel 2018). Le principali assunzioni, determinate in coerenza con l'esercizio precedente, utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefíci ai dipendenti sono di seguito riportate.
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Tasso di attualizzazione | 0,00%-0,70% | 0,25%-1,50% |
| Tasso di incremento delle retribuzioni | 0,70%-2,70% | 1,50%-3,50% |
| Tasso di incremento costo spese sanitarie | 2,50% | 2,50% |
Di seguito si riporta un'analisi di sensitività che illustra gli effetti sulla passività per assistenza sanitaria definiti a seguito di variazioni, ragionevolmente possibili alla fine dell'esercizio, delle singole ipotesi attuariali rilevanti adottate nella stima della predetta passività.
Milioni di euro
| Incremento 0,5% tasso di attualizzazione |
Decremento 0,5% tasso di attualizzazione |
Incremento 0,5% tasso di inflazione |
Incremento 0,5% delle retribuzioni |
Incremento 0,5% delle pensioni in corso di erogazione |
Incremento 1% costi assistenza sanitaria |
Incremento di 1 anno dell'aspettativa di vita dipendenti in forza e pensionati |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Piani medici: ASEM | (2) | 2 | (2) | - | - | 5 | 35 |
I "Fondi rischi e oneri" sono destinati a coprire le passività potenziali ritenute probabili che potrebbero derivare alla Società da vertenze giudiziali e da altro contenzioso, senza considerare gli effetti delle vertenze che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia ragionevolmente quantificabile.
Nel determinare l'entità del fondo si considerano sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro contenzioso intervenuti nell'esercizio, sia l'aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti e non riguardanti i rami aziendali conferiti.
Relazioni
La movimentazione dei fondi rischi e oneri è di seguito riportata.
| Rilevazione a Conto economico | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Accantonamenti | Rilasci | Utilizzi | Altri movimenti |
Totale | ||||
| al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 | ||||||||
| di cui quota corrente |
|||||||||
| Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi: | |||||||||
| - contenzioso legale | 18 | 3 | (16) | (1) | - | 4 | 1 | ||
| - altri | 6 | - | - | - | - | 6 | 3 | ||
| Totale fondo contenzioso, rischi e oneri diversi |
24 | 3 | (16) | (1) | - | 10 | 4 | ||
| Fondo oneri per incentivi all'esodo | 21 | 3 | - | (6) | 18 | 5 | |||
| TOTALE FONDI RISCHI E ONERI | 45 | 6 | (16) | (7) | - | 28 | 10 |
Il decremento del fondo relativo al contenzioso legale, pari a 14 milioni di euro, riflette prevalentemente i rilasci a Conto economico e gli utilizzi conseguenti alla definizione di alcuni contenziosi per un totale complessivo di 17 milioni di euro. Il suddetto fondo è riferito principalmente a cause di lavoro.
Il fondo rischi e oneri altri, pari a 6 milioni di euro, risulta invariato rispetto all'esercizio precedente.
La variazione in diminuzione del fondo per incentivi all'esodo del personale, pari a 3 milioni di euro, risente degli utilizzi dell'esercizio.
Le "Altre passività non correnti", pari a 21 milioni di euro (12 milioni di euro al 31 dicembre 2018), sono riferite al debito residuo verso le società del Gruppo, inizialmente rilevato in seguito alla presentazione da parte di Enel SpA, in qualità di società consolidante, delle istanze di rimborso per le annualità 2004-2011, per le maggiori imposte sui redditi versate per effetto della mancata deduzione parziale dell'IRAP nella determinazione del reddito imponibile IRES. La contropartita di tale debito verso le società controllate ha trovato rilevazione tra i crediti tributari non correnti (nota 16).
La voce accoglie, inoltre, la quota non corrente degli up-front realizzati alla stipula di alcuni contratti derivati di cambio di copertura (10 milioni di euro), stipulati in anni precedenti, il cui rilascio a Conto economico viene effettuato sulla base di un piano di ammortamento per tutta la durata del derivato stesso.
| Milioni di euro | |
|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Debiti commerciali: | |||
| - verso terzi | 43 | 41 | 2 |
| - verso società del Gruppo | 41 | 41 | - |
| Totale | 84 | 82 | 2 |
I "Debiti commerciali" accolgono prevalentemente i debiti per le forniture di servizi, nonché quelli relativi a prestazioni diverse per le attività svolte nel corso dell'esercizio 2019, e sono costituiti da debiti verso terzi per 43 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e da debiti verso società del Gruppo per 41 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
I debiti commerciali verso imprese controllate al 31 dicembre 2019 sono di seguito dettagliati.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Imprese controllate | |||
| Enel Produzione SpA | 1 | 1 | - |
| Enel Global Trading SpA | 9 | 1 | 8 |
| Enel Green Power SpA | 1 | - | 1 |
| Enel Italia SpA | 10 | 18 | (8) |
| Enel Iberia SLU | 4 | 4 | - |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 3 | 3 | - |
| Enel X Srl | - | 1 | (1) |
| Enel Innovation Hubs Srl | - | 2 | (2) |
| Endesa SA | 4 | 3 | 1 |
| Altre | 9 | 8 | 1 |
| Totale | 41 | 41 | - |
Nella seguente tabella sono riportati i debiti commerciali suddivisi per area geografica di destinazione.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Fornitori | |||
| Italia | 63 | 59 | 4 |
| Europa - UE | 15 | 17 | (2) |
| Europa - extra UE | 1 | 1 | - |
| Altri | 5 | 5 | - |
| Totale | 84 | 82 | 2 |
Le "Altre passività finanziarie correnti" sono riferite principalmente a interessi passivi maturati sull'indebitamento in essere a fine esercizio.
| Milioni di euro | Note | |||
|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | ||
| Passività finanziarie differite | 31.2.1 | 225 | 259 | (34) |
| Altre partite | 31.2.1 | 9 | 17 | (8) |
| Totale | 234 | 276 | (42) |
In particolare, le "Passività finanziarie differite" si riferiscono principalmente a interessi passivi di competenza dell'esercizio maturati sui debiti finanziari, mentre le "Altre partite" accolgono essenzialmente i debiti verso le società del Gruppo maturati al 31 dicembre 2019, liquidabili nell'esercizio successivo, connessi sia a oneri finanziari realizzati su derivati di copertura su cambio commodity sia a interessi passivi maturati sui conti correnti intercompany.
La tabella seguente mostra la ricostruzione dell'indebitamento finanziario netto a partire dalle voci presenti nello schema di Stato patrimoniale.
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Finanziamenti a lungo termine | 23 | 14.206 | 13.397 | 809 |
| Finanziamenti a breve termine | 23 | 8.367 | 5.001 | 3.366 |
| Quota corrente dei finanziamenti a lungo termine | 23 | 1.102 | 806 | 296 |
| Altre attività finanziarie non correnti incluse nell'indebitamento | 15.1 | 194 | 128 | 66 |
| Altre attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento | 19.1 | 2.578 | 1.579 | 999 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 21 | 4.153 | 2.007 | 2.146 |
| Totale | 16.750 | 15.490 | 1.260 |
Si evidenzia di seguito la posizione finanziaria netta al 31 dicembre 2019 in linea con la disposizione CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l'indebitamento finanziario netto come riportato nella Relazione sulla gestione.
| Milioni di euro | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Depositi bancari e postali | 4.153 | 2.007 | 2.146 | ||
| Liquidità | 4.153 | 2.007 | 2.146 | ||
| Crediti finanziari correnti | 2.578 | 1.288 | 1.579 | 313 | 999 |
| Debiti bancari correnti | (130) | (45) | (85) | ||
| Quota corrente dei debiti finanziari non correnti | (1.102) | (806) | (296) | ||
| Altri debiti finanziari correnti | (8.237) | (7.834) | (4.956) | (4.716) | (3.281) |
| Debiti finanziari correnti | (9.469) | (5.807) | (3.662) | ||
| Posizione finanziaria corrente netta | (2.738) | (2.221) | (517) | ||
| Debiti bancari non correnti | (402) | (1.048) | 646 | ||
| Obbligazioni emesse | (7.707) | (8.208) | 501 | ||
| Finanziamenti non bancari (leasing) | (1) | - | (1) | ||
| Altri debiti non correnti | (6.096) | (4.141) | (1.955) | ||
| Debiti finanziari non correnti | (14.206) | (13.397) | (809) | ||
| Posizione finanziaria non corrente | (14.206) | (13.397) | (809) | ||
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA come da disposizione CONSOB | (16.944) | (15.618) | (1.326) | ||
| Crediti finanziari non correnti | 194 | 191 | 128 | 125 | 66 |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | (16.750) | (15.490) | (1.260) | ||
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Debiti tributari | 337 | 245 | 92 |
| Debiti diversi verso società del Gruppo | 159 | 317 | (158) |
| Debiti verso il personale, associazioni ricreative e assistenziali | 17 | 18 | (1) |
| Debiti verso istituti di previdenza | 7 | 7 | - |
| Debiti verso clienti per depositi cauzionali e rimborsi | 2 | 2 | - |
| Altri | 1.687 | 1.440 | 247 |
| Totale | 2.209 | 2.029 | 180 |
I "Debiti tributari", pari a 337 milioni di euro, sono relativi essenzialmente ai debiti verso l'Erario per imposte IRES riferite alle società aderenti al consolidato fiscale nazionale (333 milioni di euro).
La voce "Debiti diversi verso società del Gruppo", pari a 159 milioni di euro, si riferisce per 44 milioni di euro a debiti generati dal consolidato fiscale IRES (139 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e per 110 milioni di euro a debiti generati dall'IVA di Gruppo (173 milioni di euro al 31 dicembre 2018). Il decremento di 158 milioni di euro riflette l'andamento delle sopra riportate posizioni debitorie.
I debiti "Altri", pari a 1.687 milioni di euro, includono i debiti relativi ai dividendi da corrispondere agli azionisti per un importo pari a 1.628 milioni di euro, dovuti essenzialmente ai debiti per l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2019, deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nella seduta del 12 novembre 2019 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020 (0,16 euro per azione per l'esercizio 2019; 0,14 euro per azione per l'esercizio 2018) per un importo complessivo pari a 1.627 milioni di euro (1.423 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle attività finanziarie previste dallo IFRS 9, distinte tra attività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||
| Attività finanziarie a costo ammortizzato | 31.1.1 | 194 | 128 | 7.793 | 4.050 | |
| Attività finanziarie a FVOCI | 31.1.2 | |||||
| Partecipazioni in altre società | 17 | 17 | - | - | ||
| Totale attività finanziarie a FVOCI | 17 | 17 | - | - | ||
| Attività finanziarie a FVTPL | ||||||
| Derivati attivi a FVTPL | 33 | 340 | 325 | 143 | 78 | |
| Totale attività finanziarie a FVTPL | 340 | 325 | 143 | 78 | ||
| Derivati attivi designati come strumenti di copertura | ||||||
| Derivati di cash flow hedge | 33 | 605 | 468 | - | 14 | |
| Derivati di fair value hedge | 33 | - | - | - | - | |
| Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura | 605 | 468 | - | 14 | ||
| TOTALE | 1.156 | 938 | 7.936 | 4.142 |
Per maggiori dettagli sulla rilevazione e classificazione dei derivati attivi correnti e non correnti si rimanda alla nota 33 "Derivati e hedge accouting".
La tabella seguente espone i finanziamenti e i crediti per natura, suddivisi in attività finanziarie correnti e non correnti.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | - | - | 21 | 4.153 | 2.007 | |
| Crediti commerciali | - | - | 17 | 255 | 191 | |
| Crediti finanziari verso società del Gruppo | ||||||
| Crediti su conto corrente intersocietario | - | - | 19.1 | 1.288 | 313 | |
| Altri crediti finanziari | - | - | 240 | 209 | ||
| Totale crediti finanziari verso società del Gruppo | - | - | 1.528 | 522 | ||
| Crediti finanziari verso terzi | ||||||
| Crediti finanziari 15.1 |
191 | 125 | - | - | ||
| Quote correnti dei crediti finanziari a lungo | - | - | 1 | 1 | ||
| Cash collateral per accordi di marginazione su derivati OTC | - | - | 19.1 | 1.286 | 1.253 | |
| Altri crediti finanziari | 3 | 3 | 10 | 18 | ||
| Totale crediti finanziari verso terzi | 194 | 128 | 1.297 | 1.272 | ||
| Altri crediti | - | - | 560 | 58 | ||
| TOTALE | 194 | 128 | 7.793 | 4.050 |
Le variazioni principali rispetto all'esercizio 2018 riguardano:
le "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti", che si sono incrementate di 2.146 milioni di euro risentendo della normale operatività connessa alla funzione di tesoreria accentrata svolta dalla Capogruppo;
i "Crediti finanziari verso società del Gruppo", in aumento complessivamente di 1.006 milioni di euro per effetto dell'incremento dei crediti vantati sul conto corrente intersocietario intrattenuto con le società del Gruppo per 975 milioni di euro;
gli "Altri crediti", in aumento di 502 milioni di euro dovuti all'incremento dei crediti per dividendi da incassare dalle società controllate.
Le attività finanziarie valutate al costo ammortizzato al 31 dicembre 2019 sono pari a 7.987 milioni di euro e sono rilevate al netto del fondo perdite attese, pari a 12 milioni di euro al 31 dicembre 2019.
L'impairment calcolato sulle disponibilità liquide e mezzi equivalenti e sugli altri crediti ha rilevato una perdita attesa non rilevante. La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) – calcolata utilizzando la probabilità di default (PD), la perdita in caso di default (LGD) e l'esposizione al rischio in caso di default (EAD) – è la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei mancati incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario.
La verifica della variazione del rischio di credito è stata effettuata su:
base individuale, in presenza di crediti valutabili singolarmente in base alle informazioni disponibili;
base collettiva negli altri casi.
La tabella seguente riporta le perdite attese per ogni classe di attività finanziaria misurata al costo ammortizzato.
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore contabile lordo |
Fondo perdite attese |
Totale | Valore contabile lordo |
Fondo perdite attese |
Totale | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 4.153 | - | 4.153 | 2.007 | - | 2.007 |
| Crediti commerciali | 260 | 5 | 255 | 196 | 5 | 191 |
| Crediti finanziari verso società del Gruppo | 1.529 | 1 | 1.528 | 523 | 1 | 522 |
| Crediti finanziari verso terzi | 1.497 | 6 | 1.491 | 1.406 | 6 | 1.400 |
| Altri crediti | 560 | - | 560 | 58 | - | 58 |
| Totale | 7.999 | 12 | 7.987 | 4.190 | 12 | 4.178 |
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo perdite attese su crediti finanziari e commerciali:
| Milioni di euro | Fondo perdite attese | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Crediti finanziari | Crediti commerciali | |||||
| Individuale | Collettivo | Totale | Individuale | Collettivo | Totale | |
| 01.01.2018 IFRS 9 | 7 | 7 | - | 5 | 5 | |
| Impairment | - | - | - | - | - | - |
| Utilizzi | - | - | - | - | - | - |
| Rilasci | - | - | - | - | - | - |
| Totale al 31.12.2018 IFRS 9 | 7 | - | 7 | - | 5 | 5 |
| Impairment | - | - | - | - | - | - |
| Utilizzi | - | - | - | - | - | - |
| Rilasci | - | - | - | - | - | - |
| Totale al 31.12.2019 IFRS 9 | 7 | - | 7 | - | 5 | 5 |
In tale categoria sono principalmente classificate le partecipazioni in società non quotate irrevocabilmente designate come tali al momento della rilevazione iniziale.
Le partecipazioni in altre imprese, pari a 17 milioni di euro, sono sostanzialmente rappresentate dalla partecipazione detenuta da Enel SpA nella società Empresa Propietaria de la Red SA. Al 31 dicembre 2019 il fair value della partecipazione è stato confermato sulla base di una valutazione, ritenuta attendibile, degli elementi patrimoniali rilevanti.
In tale categoria sono esclusivamente rilevati i derivati attivi correnti e non correnti relativi, principalmente, alle operazioni di copertura dell'indebitamento delle società del Gruppo per i quali si rimanda alla nota 33.2 "Derivati al fair value through profit or loss".
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle passività finanziarie previste dallo IFRS 9, distinte tra passività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
| Passività finanziarie valutate al costo ammortizzato | 31.2.1 | 14.206 | 13.397 | 11.192 | 7.331 |
| Passività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico | |||||
| Derivati passivi al FVTPL | 33 | 342 | 324 | 178 | 134 |
| Totale | 342 | 324 | 178 | 134 | |
| Derivati passivi designati come strumenti di copertura | |||||
| Derivati di cash flow hedge | 33 | 1.194 | 1.071 | 5 | 221 |
| Totale | 1.194 | 1.071 | 5 | 221 | |
| TOTALE | 15.742 | 14.792 | 11.375 | 7.686 |
Per maggiori dettagli sulla rilevazione e classificazione dei derivati passivi correnti e non correnti si rimanda alla nota 33 "Derivati e hedge accounting".
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value, si prega di far riferimento alla nota 34 "Fair value measurement".
La tabella seguente espone le passività finanziarie valutate al
costo ammortizzato per natura, suddivise in passività finanziarie correnti e non correnti.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | Note | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
| Finanziamenti a lungo termine | 23 | 14.206 | 13.397 | 1.102 | 806 | |
| Finanziamenti a breve termine | - | - | 23 | 8.367 | 5.001 | |
| Debiti commerciali | - | - | 27 | 84 | 82 | |
| Altre passività correnti | - | - | 30 | 1.639 | 1.442 | |
| Totale | 14.206 | 13.397 | 11.192 | 7.331 |
Le altre passività correnti includono i debiti relativi ai dividendi da corrispondere agli azionisti pari a 1.628 milioni di euro, dovuti essenzialmente ai debiti per l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2019, deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nella seduta del 12 novembre 2019 e messo in pagamento a decorrere dal 22 gennaio 2020 (0,16 euro per azione per l'esercizio 2019; 0,14 euro per azione per l'esercizio 2018) per un importo complessivo pari a 1.627 milioni di euro (1.423 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
Bilancio di esercizio
Il debito a lungo termine, relativo a prestiti obbligazionari, a finanziamenti bancari nonché a finanziamenti ricevuti da società del Gruppo, in euro e in altre valute, incluse le quote in scadenza entro i 12 mesi (pari a 1.102 milioni di euro), ammonta al 31 dicembre 2019 a 15.308 milioni di euro.
La tabella seguente indica il valore nominale, il valore con-
tabile e il fair value dei finanziamenti a lungo termine al 31 dicembre 2019, inclusa la quota in scadenza nei 12 mesi successivi, aggregati per tipologia di finanziamento e di tasso di interesse. Per gli strumenti di debito quotati il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali. Per gli strumenti di debito non quotati il fair value è determinato mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi del Gruppo.
| Quota con scadenza |
Quota con scadenza |
||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Valore nominale |
Valore contabile |
Quota corrente |
oltre i 12 mesi |
Fair value |
Valore nominale |
Valore contabile |
Quota corrente |
oltre i 12 mesi |
Fair value |
Valore contabile |
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |||||||||
| Obbligazioni: | |||||||||||
| - tasso fisso | 7.735 | 7.602 | 878 | 6.725 | 9.073 | 7.904 | 7.813 | 614 | 7.199 | 8.561 | (211) |
| - tasso variabile | 1.010 | 1.010 | 27 | 982 | 966 | 1.201 | 1.201 | 192 | 1.009 | 1.141 | (191) |
| Totale | 8.745 | 8.612 | 905 | 7.707 | 10.039 | 9.105 | 9.014 | 806 | 8.208 | 9.702 | (402) |
| Finanziamenti bancari: | |||||||||||
| - tasso fisso | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| - tasso variabile | 552 | 552 | 150 | 402 | 554 | 1.048 | 1.048 | - | 1.048 | 1.045 | (496) |
| Totale | 552 | 552 | 150 | 402 | 554 | 1.048 | 1.048 | - | 1.048 | 1.045 | (496) |
| Altri finanziamenti: | |||||||||||
| - da contratti di leasing a tasso fisso |
2 | 2 | 1 | 1 | 2 | - | - | - | - | - | 2 |
| Totale | 2 | 2 | 1 | 1 | 2 | - | - | - | - | - | 2 |
| Finanziamenti da società del Gruppo: |
|||||||||||
| - tasso fisso | 2.300 | 2.300 | - | 2.300 | 2.655 | 2.300 | 2.300 | - | 2.300 | 2.596 | - |
| - tasso variabile | 3.841 | 3.841 | 46 | 3.796 | 4.023 | 1.841 | 1.841 | - | 1.841 | 1.895 | 2.000 |
| - da contratti di leasing a tasso fisso |
1 | 1 | - | - | 1 | - | - | - | - | - | 1 |
| Totale | 6.142 | 6.142 | 46 | 6.096 | 6.679 | 4.141 | 4.141 | - | 4.141 | 4.491 | 2.001 |
| Totale finanziamenti a tasso fisso |
10.038 | 9.905 | 879 | 9.026 | 11.731 | 10.204 | 10.113 | 614 | 9.499 | 11.157 | (211) |
| Totale finanziamenti a tasso variabile |
5.403 | 5.403 | 223 | 5.180 | 5.543 | 4.090 | 4.090 | 192 | 3.898 | 4.081 | 1.313 |
| TOTALE | 15.441 | 15.308 | 1.102 | 14.206 | 17.274 | 14.294 | 14.203 | 806 | 13.397 | 15.238 | 1.105 |
Per maggiori informazioni sull'analisi delle scadenze dei finanziamenti, si rinvia alla nota 32 "Risk management", e sui livelli del fair value si rinvia alla nota 34 "Fair value measurement".
Viene di seguito rappresentato l'indebitamento finanziario a lungo termine per valuta di origine con l'indicazione del tasso di interesse.
Relazioni
| Milioni di euro | Saldo contabile | Valore nominale |
Tasso medio di interesse in vigore |
Tasso di interesse effettivo in vigore |
|
|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | al 31.12.2019 | |||
| Euro | 10.665 | 12.268 | 12.376 | 3,0% | 3,2% |
| Dollari USA | 1.277 | 1.305 | 1.315 | 7,8% | 8,2% |
| Sterline inglesi | 2.261 | 1.735 | 1.750 | 6,6% | 6,9% |
| Totale valute non euro | 3.538 | 3.040 | 3.065 | ||
| TOTALE | 14.203 | 15.308 | 15.441 |
La movimentazione del valore nominale dell'indebitamento a lungo termine è riepilogata nella seguente tabella.
| FTA | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore | IFRS 16 | Nuove | Differenze | Valore | ||
| Milioni di euro | nominale | 1.1.2019 Rimborsi | emissioni | di cambio | nominale | |
| al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | |||||
| Obbligazioni | 9.105 | - | (813) | 344 | 109 | 8.745 |
| Finanziamenti bancari | 1.048 | - | (500) | - | 4 | 552 |
| Finanziamenti non bancari | - | 3 | (1) | - | - | 2 |
| Finanziamenti da società del Gruppo | 4.141 | 1 | (1.500) | 3.500 | - | 6.142 |
| Totale | 14.294 | 4 | (2.814) | 3.844 | 113 | 15.441 |
Rispetto al 31 dicembre 2018, il valore nominale dell'indebitamento a lungo termine presenta nel complesso un incremento di 1.147 milioni di euro, conseguente:
a rimborsi per 2.814 milioni di euro, tra i quali si evidenziano un prestito obbligazionario in sterline inglesi a tasso fisso per un ammontare di 617 milioni di euro scaduto a giugno 2019, un finanziamento bancario rimborsato anticipatamente pari a 500 milioni di euro e un finanziamento da società del Gruppo per 1.500 milioni di euro rimborsato anticipatamente a dicembre 2019;
al rimborso di due tranche dei prestiti obbligazionari Ina e Ania per complessivi 56 milioni di euro;
al rimborso a scadenza del prestito obbligazionario "Serie
speciale riservata al personale" per nominali 1.033 milioni di euro e obbligazioni detenute in portafoglio per 898 milioni di euro, con un decremento netto 135 milioni di euro;
alla rilevazione di differenze negative di cambio per 113 milioni di euro;
a un'operazione di exchange offer effettuata a maggio 2019 su obbligazioni ibride che ha generato un aumento del debito di 344 milioni di euro;
a nuovi finanziamenti intercompany concessi da Enel Finance International per un valore totale di 3.500 milioni di euro, di cui 1.500 milioni di euro rimborsati in anticipo a dicembre 2019.
La tabella seguente indica le caratteristiche dei finanziamenti bancari posti in essere nell'esercizio 2019.
| Totale | 300 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Obbligazioni Ibride | Enel SpA | 24.05.2019 | 300 | Euro | 3,5% | fisso | 24.05.2025 |
| Tipo di finanziamento | Controparte | Data di emissione |
(milioni di euro) |
Valuta | interesse (%) |
tasso di interesse |
Scadenza |
| Importo finanziato |
Tasso di | Tipo di |
Nel mese di maggio 2019 è stata emessa un'obbligazione ibrida di 300 milioni di euro, con prima data di rimborso anticipato prevista per il 24 maggio 2025; il corrispettivo di tale obbligazione è stato successivamente incrementato per effetto di un'operazione di exchange offer.
I principali debiti finanziari a lungo termine di Enel SpA contengono i covenant tipici della prassi internazionale. Tali indebitamenti sono rappresentati principalmente dalle emissioni obbligazionarie effettuate nell'ambito del programma di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissioni di strumenti obbligazionari non convertibili, subordinati ibridi (i c.d. "Bond Ibridi"), dal Revolving Facility Agreement sottoscritto in data 18 dicembre 2017 da Enel SpA ed Enel Finance International NV con un pool di banche, per un importo fino a 10 miliardi di euro, e dai contratti di finanziamento sottoscritti da Enel SpA con UniCredit SpA.
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie effettuate nell'ambito del programma di Global/Euro Medium Term Notes di Enel SpA ed Enel Finance International NV (inclusi i c.d. "green bonds" di Enel Finance International NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. "eligible green projects" del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti obbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul mercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere riassunti come segue:
clausole di "negative pledge", in base alle quali l'emittente e il garante non possono creare o mantenere in essere (se non per effetto di disposizione di legge) ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti o parte dei propri beni o ricavi, a garanzia di determinati indebitamenti finanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in questione;
clausole di "pari passu", in base alle quali i titoli obbligazionari e le relative garanzie costituiscono diretto, incondizionato e non garantito obbligo dell'emittente e del garante, sono senza preferenza tra loro e sono almeno allo stesso livello di "seniority" degli altri prestiti, non subordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell'emittente e del garante;
clausole di "cross default", in base alle quali, nel caso si veri-
fichi un evento di inadempimento (superiore a specifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebitamento finanziario dell'emittente, del garante o delle società rilevanti, si verifica un inadempimento anche sui prestiti obbligazionari in questione che possono diventare immediatamente esigibili.
Nel corso del 2019 Enel Finance International NV ha emesso sul mercato europeo (nell'ambito del programma di emissioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e sul mercato americano due prestiti obbligazionari "sostenibili", entrambi garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento di alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri prestiti obbligazionari della stessa tipologia.
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel SpA possono essere riassunti come segue:
clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno strumento obbligazionario ibrido è subordinato a tutte le altre emissioni obbligazionarie dell'emittente e ha un livello di "seniority" pari a quello degli altri strumenti finanziari ibridi emessi e superiore a quello degli strumenti di "equity";
divieto di fusione con un'altra società e divieto di vendita o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei propri asset a un'altra società, a meno che quest'ultima non subentri in tutte le obbligazioni in essere dell'emittente.
I principali covenant previsti nel Revolving Facility Agreement e nei contratti di finanziamento sottoscritti tra Enel SpA e Uni-Credit SpA, similari nella loro struttura, possono essere riassunti come segue:
clausola di "negative pledge", in base alle quali il debitore e, in alcuni casi, le società rilevanti non possono creare o mantenere in essere ipoteche, pegni o altri vincoli su tutti o parte dei propri beni o attività, a garanzia di determinati indebitamenti finanziari, fatta eccezione per i vincoli espressamente ammessi;
clausole sulle "disposals", in base alle quali il debitore e, in alcuni casi, le società controllate di Enel non possono compiere atti di disposizione di tutti o di una parte rilevante dei propri beni o attività, fatta eccezione per gli atti di disposizione espressamente ammessi;
Relazioni
clausole di "pari passu", in base alle quali gli impegni di pagamento del debitore hanno lo stesso livello di "seniority" degli altri suoi obblighi di pagamento non garantiti e non subordinati;
clausole di "change of control" che trovano applicazione nel caso in cui (i) Enel divenga controllata da uno o più soggetti diversi dallo Stato italiano ovvero (ii) Enel o una delle società da essa controllate conferiscano una rilevante porzione delle attività del Gruppo a soggetti a esso esterni tale che l'affidabilità del Gruppo, sotto il profilo finanziario, risulti significativamente compromessa. Il verificarsi di una delle suddette ipotesi può dare luogo (a) alla rinegoziazione dei termini e delle condizioni del finanziamento o (b) al rimborso anticipato obbligatorio del finanziamento da parte del debitore;
clausole di "cross default", in base alle quali, nel caso si verifichi un inadempimento (superiore a specifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebitamento finanziario
del debitore o delle società rilevanti, si verifica un inadempimento anche sui finanziamenti in questione che possono diventare immediatamente esigibili.
Tutti gli indebitamenti finanziari presi in considerazione prevedono gli "events of default" tipici della prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza, procedure concorsuali e cessazione dell'attività d'impresa.
Nessuno dei covenant sopra considerati risulta a oggi disatteso. Si precisa infine che Enel SpA ha rilasciato nell'interesse di Enel Green Power e delle sue controllate alcune garanzie, a fronte degli impegni assunti nell'ambito dei contratti di finanziamento passivi. Tali garanzie e i relativi contratti di finanziamento includono, anche a carico di Enel SpA, in qualità di garante, taluni covenant ed "events of default" tipici della prassi internazionale.
La tabella indica l'effetto della copertura del rischio di cambio sulla struttura del debito a lungo termine lordo (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi).
| Milioni di euro | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Struttura iniziale del debito | Debito coperto |
Struttura del debito dopo la copertura |
Struttura iniziale del debito | Debito coperto |
Struttura del debito dopo la copertura |
|||||
| Valore contabile |
Valore nominale |
% | Valore contabile |
Valore nominale |
% | |||||
| Euro | 12.268 | 12.376 | 80,2% | 3.065 | 15.441 | 10.665 | 10.725 | 75,0% | 3.569 | 14.294 |
| Dollari USA | 1.305 | 1.315 | 8,5% | (1.315) | - | 1.277 | 1.289 | 9,0% | (1.289) | - |
| Sterline inglesi | 1.735 | 1.750 | 11,3% | (1.750) | - | 2.261 | 2.280 | 16,0% | (2.280) | - |
| Totale | 15.308 | 15.441 | 100,0% | - | 15.441 | 14.203 | 14.294 | 100,0% | - | 14.294 |
La tabella seguente indica l'effetto della copertura sul rischio di tasso di interesse sull'ammontare lordo dei debiti a lungo termine in essere alla data di riferimento del bilancio.
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||
|---|---|---|---|---|
| Prima della copertura |
Dopo la copertura |
Prima della copertura |
Dopo la copertura |
|
| % | ||||
| Tasso variabile | 35,0% | 26,3% | 18,1% | 15,4% |
| Tasso fisso | 65,0% | 73,7% | 81,9% | 84,6% |
| Totale | 100,0% | 100,0% | 100,0% | 100,0% |
La tabella seguente indica i finanziamenti a breve termine al 31 dicembre 2019, distinti per natura.
| Milioni di euro | |||
|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
| Finanziamenti da terzi | |||
| Debiti verso banche (conto corrente ordinario) | 130 | 45 | 85 |
| Cash collateral per CSA su derivati OTC ricevuti | 403 | 240 | 163 |
| Totale | 533 | 285 | 248 |
| Finanziamenti dal gruppo | |||
| Finanziamenti a breve termine da società del Gruppo (conto corrente intersocietario) |
7.834 | 4.716 | 3.118 |
| Totale | 7.834 | 4.716 | 3.118 |
| TOTALE | 8.367 | 5.001 | 3.366 |
Si precisa che il fair value dei finanziamenti correnti è equivalente al loro valore contabile in quanto l'effetto dell'attualizzazione non è significativo.
In tale categoria sono esclusivamente rilevati i derivati passivi correnti e non correnti relativi, principalmente, alle operazioni di copertura dell'indebitamento delle società del Gruppo per i quali si rimanda alla nota 33.2 "Derivati al fair value through profit or loss".
La tabella seguente presenta gli utili e le perdite nette per categoria di strumento finanziario, escludendo i derivati.
| Milioni di euro | Utili/(Perdite) netti | di cui: Impairment/ Ripristini di impairment |
|
|---|---|---|---|
| al 31.12.2018 | al 31.12.2018 | al 31.12.2019 | |
| Attività finanziarie misurate al costo ammortizzato | 252 | 6 | 1 |
| Attività finanziarie a FVOCI | 1 | 10 | - |
| Passività finanziarie valutate al costo ammortizzato | (747) | (639) | - |
Per informazioni su utili e perdite netti su strumenti finanziari derivati, si rinvia alla nota 7 "Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati".
La Società, nello svolgimento della propria attività, è esposta a una varietà di rischi finanziari quali il rischio di tasso di interesse, il rischio tasso di cambio, il rischio di credito e il rischio di liquidità. Enel SpA ha adottato un sistema di governance dei rischi finanziari che prevede la presenza di comitati interni e l'impiego di apposite policy e limiti operativi. L'obiettivo è quello di mitigare opportunamente i rischi finanziari al fine di evitare variazioni inattese sul risultato economico.
Enel SpA, nell'esercizio dell'attività di holding industriale, è esposta al rischio di oscillazione dei tassi di interesse e dei tassi di cambio.
Il rischio di tasso di interesse e il rischio di tasso di cambio nascono principalmente dalla presenza di strumenti finanziari. Le principali passività finanziarie detenute dalla Società comprendono i prestiti obbligazionari, i finanziamenti bancari, i debiti verso altri finanziatori, i derivati, i depositi in denaro ricevuti a garanzia di contratti derivati (cash collateral) nonché i debiti commerciali. Lo scopo principale di tali strumenti finanziari è
Relazioni
quello di finanziare l'attività della Società. Le principali attività finanziarie detenute dalla Società comprendono i crediti finanziari, i derivati, i depositi in denaro forniti a garanzia di contratti derivati (cash collateral), le disponibilità liquide e i depositi a breve termine, nonché i crediti commerciali.
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 31 "Strumenti finanziari". La fonte dell'esposizione al rischio di tasso di interesse e di tasso di cambio non ha subito variazioni rispetto al precedente esercizio.
Enel SpA, inoltre, in qualità di Capogruppo, accentra parte delle attività di tesoreria e di accesso ai mercati finanziari per quanto concerne la conclusione di contratti derivati di natura finanziaria su tassi e cambi. Nell'ambito di tali attività, Enel SpA effettua nei confronti delle società del Gruppo attività di intermediazione con il mercato assumendo posizioni, anche rilevanti in termini di nozionale, che però non rappresentano per la stessa fonte di esposizione ai rischi suddetti.
Nel corso del 2019 non è stato rilevato alcun superamento dei valori soglia definiti dal Regolatore per l'attivazione degli obblighi di clearing previsti dal regolamento EMIR (European Market Infrastructure Regulation) n. 648/2012 del Parlamento Europeo.
Nel prosieguo si dà evidenza delle consistenze delle operazioni su strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2019, indicando per ciascuna classe di strumenti il valore nozionale.
Il valore nozionale di un contratto derivato è l'importo in base al quale sono scambiati i flussi; tale ammontare può essere espresso sia in termini di valore monetario sia in termini di quantità (quali per esempio tonnellate, convertite in euro moltiplicando l'ammontare nozionale per il prezzo fissato).
Gli importi nozionali dei derivati qui riportati non rappresentano necessariamente ammontari scambiati fra le parti e di conseguenza non possono essere considerati una misura dell'esposizione creditizia della Società.
Il rischio di tasso di interesse è il rischio che il fair value o i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni nel livello di mercato dei tassi di interesse.
Per la Società il rischio di tasso di interesse si manifesta come variazione nei flussi connessi al pagamento degli interessi sulle passività finanziarie indicizzate a tasso variabile, come variazione delle condizioni economiche nella negoziazione dei nuovi strumenti di debito, nonché come variazioni avverse del valore di attività/passività finanziarie valutate al fair value, tipicamente strumenti di debito a tasso fisso.
La gestione del rischio di tasso di interesse ha il duplice obiettivo di ridurre l'ammontare di indebitamento soggetto alla variazione dei tassi di interesse e di contenere il costo della provvista, limitando la volatilità dei risultati.
Tale obiettivo viene raggiunto attraverso la diversificazione strategica del portafoglio di passività finanziarie per tipologia contrattuale, durata nonché condizioni di tasso e modificando il profilo di rischio di specifiche esposizioni attraverso la stipula di strumenti finanziari derivati OTC, principalmente interest rate swap.
Si evidenzia di seguito il valore nozionale dei contratti in essere a fine esercizio. Milioni di euro Valore nozionale
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |
|---|---|---|
| Derivati su tasso di interesse | ||
| Interest rate swap | 8.470 | 10.901 |
| Totale | 8.470 | 10.901 |
La scadenza di tali contratti non eccede la scadenza della passività finanziaria sottostante cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
I contratti di interest rate swap prevedono tipicamente lo scambio periodico di flussi di interesse a tasso variabile contro flussi di interesse a tasso fisso, entrambi calcolati su un medesimo capitale nozionale di riferimento.
Il valore nozionale degli interest rate swap in essere a fine esercizio, pari a 8.470 milioni di euro (10.901 milioni di euro al 31 dicembre 2018), è relativo per 1.540 milioni di euro (sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2018) a operazioni di copertura riferite alla propria quota di indebitamento e per 6.930 milioni di euro (9.323 milioni di euro al 31 dicembre 2018) a operazioni di copertura dell'indebitamento delle società del Gruppo verso il mercato e intermediate per un corrispondente valore di nozionale con le società stesse. La sensibile variazione in diminuzione di queste ultime è dovuta principalmente alla chiusura anticipata di interest rate swap a fronte di nuove emissioni.
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse, si prega di far riferimento alla nota 33 "Derivati e hedge accounting". L'ammontare dell'indebitamento a tasso variabile che non è oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse rappresenta il principale elemento di rischio a causa del potenziale impatto negativo sul Conto economico, in termini di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale aumento del livello dei tassi di interesse di mercato.
Al 31 dicembre 2019 il 35% (18,1% al 31 dicembre 2018) dell'indebitamento finanziario lordo a lungo termine è espresso a tassi variabili. Tenuto conto di efficaci relazioni di copertura dei flussi finanziari connessi al rischio di tasso di interesse (in base a quanto previsto dallo IAS 39), l'indebitamento finanziario lordo a lungo termine, al 31 dicembre 2019, risulta essere coperto per il 73,7% rispetto all'esposizione (coperto per l'84,3% al 31 dicembre 2018). Il rapporto risulta sostanzialmente invariato ove si considerassero nel rapporto anche quei derivati ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale ma che non hanno tutti i requisiti necessari per essere considerati tali anche da un punto di vista contabile.
La Società effettua l'analisi di sensitività attraverso la stima
degli effetti della variazione nel livello dei tassi di interesse sul valore delle poste di bilancio relative al portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare, l'analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato sia a patrimonio netto, per la componente di copertura dei derivati in cash flow hedge, sia a Conto economico per i derivati in fair value hedge, sul fair value degli strumenti finanziari derivati e sulla quota parte di indebitamento lordo a lungo termine non coperto da strumenti finanziari derivati.
Tali scenari sono rappresentati dalla traslazione parallela in aumento e in diminuzione nella curva dei tassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.
Non ci sono variazioni rispetto al periodo precedente nei metodi e nelle assunzioni utilizzate nell'analisi di sensitività.
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato prima delle imposte è impattato come segue.
| Milioni di euro | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||||||||
| Impatto a Conto economico Impatto a patrimonio netto (al lordo delle imposte) (al lordo delle imposte) |
Impatto a Conto economico (al lordo delle imposte) |
Impatto a patrimonio netto (al lordo delle imposte) |
|||||||
| Punti base |
Incremento | Decremento | Incremento | Decremento | Incremento | Decremento | Incremento | Decremento | |
| Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo a lungo termine a tasso variabile dopo le coperture |
25 | 10 | (10) | - | - | 5 | (5) | - | - |
| Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati classificati non di copertura |
25 | 30 | (30) | - | - | 6 | (6) | - | - |
| Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati designati come strumenti di copertura |
|||||||||
| Cash flow hedge | 25 | - | - | 39 | (39) | - | - | 36 | (36) |
| Fair value hedge | 25 | - | - | - | - | - | - | - | - |
Il rischio tasso di cambio è il rischio che il fair value o i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino a seguito di variazioni nel livello di mercato dei tassi di cambio.
deriva dalla presenza di strumenti finanziari monetari denominati in una valuta diversa dall'euro, principalmente prestiti obbligazionari emessi in valuta estera.
L'esposizione al rischio di cambio non ha subito variazioni rispetto al precedente esercizio.
Per Enel SpA la principale fonte di rischio di tasso di cambio
Relazioni
Per maggiori dettagli si rinvia alla nota 31 "Strumenti finanziari". Al fine di minimizzare l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di cambio la Società pone in essere, tipicamente sul mercato over the counter (OTC), diverse tipologie di contratti derivati e in particolare currency forward e cross currency interest rate swap, la cui scadenza non eccede quella dell'esposizione sottostante.
I currency forward sono contratti con i quali le controparti concordano lo scambio di due flussi di capitale denominati in divise diverse, a una determinata data futura e a un certo tasso di cambio (c.d. "strike"); tali contratti possono prevedere la consegna effettiva dei due flussi (deliverable forward) o la corresponsione del differenziale tra il tasso di cambio strike e il livello del cambio prevalente sul mercato alla scadenza (non deliverable forward). I cross currency interest rate swap sono utilizzati per trasformare una passività a lungo termine denominata in divisa estera, a tasso fisso o variabile, in un'equivalente passività denominata in euro, a tasso variabile o fisso. Oltre ad avere i nozionali di riferimento denominati in divise diverse, tali strumenti differiscono dagli interest rate swap in quanto prevedono sia lo scambio periodico di flussi di interesse sia lo scambio finale dei flussi di capitale.
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicembre 2019 e del 31 dicembre 2018, il valore nozionale delle operazioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
| Milioni di euro | Valore nozionale | |||
|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||
| Derivati su cambi | ||||
| Forward: | 6.064 | 6.980 | ||
| - forward a copertura del rischio cambio connesso alle commodity | 4.225 | 5.349 | ||
| - forward a copertura dei flussi futuri | 1.146 | 825 | ||
| - altri contratti forward | 693 | 806 | ||
| Cross currency interest rate swap | 4.193 | 5.264 | ||
| Totale | 10.257 | 12.244 |
In particolare si evidenziano:
contratti di currency forward per un ammontare nozionale complessivo di 4.225 milioni di euro, relativi per 2.112 milioni di euro alla copertura del rischio cambio connesso al processo di approvvigionamento di commodity energetiche da parte delle società del Gruppo intermediate in modo speculare con il mercato;
contratti di currency forward per un ammontare nozionale complessivo di 1.146 milioni di euro, connessi alla copertura del rischio cambio relativo ad altri flussi attesi in valute diverse dall'euro, di cui 783 milioni di euro conclusi con il mercato;
contratti di currency forward per un ammontare nozionale complessivo di 693 milioni di euro, di cui 346 milioni di euro conclusi con il mercato e relativi alla copertura del rischio cambio derivante da spese per investimenti (271 milioni di euro) e, in minor misura, da spese operative;
contratti di cross currency interest rate swap per un ammontare nozionale di 4.193 milioni di euro finalizzati alla copertura del rischio cambio dell'indebitamento, proprio o di società del Gruppo, denominato in valuta diversa dall'euro.
Per maggiori dettagli sui derivati su cambi si prega di far riferimento alla nota 33 "Derivati e hedge accounting".
In base all'analisi dell'indebitamento, si rileva che il 19,8%
dell'indebitamento a lungo termine lordo è espresso in valute diverse dall'euro.
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di tasso di cambio e della quota di indebitamento in valuta estera che è espressa nella valuta di conto o nella valuta funzionale della società, l'indebitamento risulta essere interamente coperto mediante operazioni di cross currency interest rate swap.
La Società effettua l'analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti della variazione nel livello dei tassi di cambio sul portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare, l'analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato sia a patrimonio netto, per la componente di copertura dei derivati in cash flow hedge, sia a Conto economico per i derivati in fair value hedge, sul fair value degli strumenti finanziari derivati e sulla quota parte di indebitamento lordo a lungo termine non coperto da strumenti finanziari derivati. Tali scenari sono rappresentati dall'apprezzamento/deprezzamento del tasso di cambio dell'euro verso tutte le divise estere rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
Non ci sono variazioni rispetto al periodo precedente nei metodi e nelle assunzioni utilizzate nell'analisi di sensitività.
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato prima delle imposte è impattato come segue.
| Milioni di euro | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||||||||
| Impatto a Conto economico (al lordo delle imposte) |
Impatto a patrimonio netto (al lordo delle imposte) |
Impatto a Conto economico (al lordo delle imposte) |
Impatto a patrimonio netto (al lordo delle imposte) |
||||||
| Tasso di | Apprezza | Deprezza | Apprezza | Deprezza | Apprezza | Deprezza | Apprezza | Deprezza | |
| cambio | mento euro | mento euro | mento euro | mento euro | mento euro | mento euro | mento euro | mento euro | |
| Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo a lungo termine a tasso variabile in valuta estera dopo le coperture |
10% | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati classificati non di copertura |
10% | (9) | 11 | - | - | (14) | 17 | - | - |
| Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati designati come strumenti di copertura |
|||||||||
| Cash flow hedge | 10% | - | - | (364) | 445 | - | - | (411) | 502 |
| Fair value hedge | 10% | - | - | - | - | - | - | - | - |
Il rischio di credito è rappresentato dall'eventualità di un peggioramento del merito creditizio delle controparti di operazioni finanziarie che determina effetti avversi sulla posizione creditoria. La Società è esposta al rischio di credito nell'ambito dell'attività finanziaria, ivi inclusa l'operatività in strumenti derivati (su sottostanti tipicamente finanziari), i depositi con banche e società finanziarie, le transazioni in valuta estera e la negoziazione di altri strumenti finanziari.
Le fonti dell'esposizione al rischio di credito non hanno subito variazioni rilevanti rispetto al precedente esercizio.
La gestione del rischio di credito da parte della Società è fondata sulla selezione delle controparti tra le primarie istituzioni finanziarie nazionali e internazionali con elevato standing creditizio considerate solvibili sia dal mercato sia da valutazioni interne, diversificando le esposizioni tra le stesse. Il monitoraggio delle esposizioni creditizie e del relativo rischio di credito è effettuato periodicamente dalle unità deputate al controllo dei rischi nell'ambito delle policy e procedure definite dalla governance dei rischi di Gruppo, anche al fine di individuare tempestivamente le eventuali azioni di mitigazione da porre in essere.
In tale ambito generale, Enel SpA ha peraltro sottoscritto con le principali istituzioni finanziarie con cui opera accordi di marginazione che prevedono lo scambio di cash collateral, in grado di mitigare significativamente l'esposizione al rischio di controparte.
Relazioni
| Staging | Base per la rilevazione del fondo perdite attese |
Loss rate medio (PD*LGD) |
Valore contabile lordo |
Fondo perdite attese |
Valore netto |
|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | |||||
| Performing | 12 m ECL | 0,23% | 3.025 | 7 | 3.018 |
| Underperforming | Lifetime ECL | - | - | - | - |
| Non-performing | - | - | - | - | |
| Totale | 3.025 | 7 | 3.018 |
| Milioni di euro | al 31.12.2019 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Loss rate medio (PD*LGD) |
Valore contabile lordo |
Fondo perdite attese |
Valore netto |
|||||
| Crediti commerciali | ||||||||
| Crediti commerciali non scaduti | - | - | - | - | ||||
| Crediti commerciali scaduti: | ||||||||
| - più di 180 giorni (credit impaired) | 1,92% | 260 | 5 | 255 | ||||
| Totale crediti commerciali | 260 | 5 | 255 | |||||
| Altri crediti | ||||||||
| Altri crediti non scaduti | 560 | - | 560 | |||||
| Totale altri crediti | 560 | - | 560 | |||||
| TOTALE | 820 | 5 | 815 |
Il rischio di liquidità è il rischio che la Società possa incorrere in difficoltà di adempimento alle proprie obbligazioni associate a passività finanziarie che sono regolate tramite cassa o altre attività finanziarie.
Gli obiettivi di gestione del rischio di liquidità sono:
garantire un adeguato livello di liquidità per la Società, minimizzando il relativo costo opportunità;
mantenere una struttura del debito equilibrata in termini di profilo di maturity e fonti di finanziamento.
Nel breve periodo, il rischio di liquidità è mitigato garantendo un adeguato livello di liquidità e risorse incondizionatamente disponibili, ivi comprese disponibilità liquide e depositi a breve termine, le linee di credito committed disponibili e un portafoglio di attività altamente liquide.
Nel lungo termine, il rischio di liquidità è mitigato garantendo un profilo di maturity del debito equilibrato, la diversificazione delle fonti di finanziamento in termini di strumenti, mercati, valute e controparti.
Al 31 dicembre 2019 Enel SpA aveva a disposizione complessivamente 4.153 milioni di euro di disponibilità liquide e mezzi equivalenti (2.007 milioni di euro al 31 dicembre 2018), nonché linee di credito committed per 6.350 milioni di euro interamente disponibili e con scadenza oltre un anno (5.800 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
La seguente tabella sintetizza il profilo temporale del piano di scadenza del debito a lungo termine della Società.
| Milioni di euro | Scadenza entro | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Meno di 3 mesi |
Da 3 mesi a 1 anno |
Da 1 a 2 anni |
Da 2 a 5 anni |
Maggiore di 5 anni |
|
| Obbligazioni: | |||||
| - tasso fisso | 410 | 468 | 584 | 2.866 | 3.274 |
| - tasso variabile | - | 27 | 111 | 291 | 581 |
| Totale | 410 | 495 | 695 | 3.157 | 3.855 |
| Finanziamenti bancari: | |||||
| - tasso fisso | - | - | - | - | - |
| - tasso variabile | - | 150 | 402 | - | - |
| Totale | - | 150 | 402 | - | - |
| Finanziamenti non bancari: | |||||
| - da contratti di leasing a tasso fisso | - | 1 | 1 | - | - |
| Totale | - | 1 | 1 | - | - |
| Finanziamenti da società del Gruppo: | |||||
| - tasso fisso | - | - | - | 1.200 | 1.100 |
| - tasso variabile | 23 | 23 | 46 | 138 | 3.611 |
| - da contratti di leasing a tasso fisso | - | - | 1 | - | - |
| Totale | 23 | 23 | 47 | 1.338 | 4.711 |
| TOTALE | 433 | 669 | 1.145 | 4.495 | 8.566 |
La seguente tabella espone le attività e le passività finanziarie nette di bilancio. In particolare, si evidenzia che non esistono posizioni in derivati compensate in bilancio, in quanto non è
intenzione della Società procedere alla regolazione netta delle posizioni attive e passive. Come previsto dalle attuali normative di mercato e a garanzia delle operazioni in derivati, Enel SpA ha sottoscritto con le principali istituzioni finanziarie con cui opera accordi di marginazione che prevedono lo scambio di cash collateral, ripartiti come in tabella.
| Milioni di euro | al 31.12.2019 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (a) | (b) | (c)=(a)-(b) | (d) | (e)=(c)-(d) | ||
| Importi correlati non compensati in | ||||||
| bilancio | ||||||
| (d)(i),(d)(ii) | (d)(iii) | |||||
| Quota Valore | ||||||
| Valore lordo delle | Valore netto delle | netto delle | ||||
| attvità/(passività) | attività/(passività) | attività/(passività) | ||||
| Valore lordo delle attività/(passività) |
finanziarie rilevate compensate in |
finanziarie esposte in |
Strumenti | finanziarie garantita da Cash |
Valore netto delle attività/(passività) |
|
| finanziarie rilevate | bilancio | bilancio | finanziari | collateral | finanziarie | |
| ATTIVITÀ FINANZIARIE | ||||||
| Derivati attivi: | ||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | 329 | - | 329 | - | - | 329 |
| - sul rischio di cambio | 706 | - | 706 | - | (755) | (49) |
| - altro | 53 | - | 53 | - | - | 53 |
| Totale derivati attivi | 1.088 | - | 1.088 | - | (755) | 333 |
| TOTALE ATTIVITÀ FINANZIARIE |
1.088 | - | 1.088 | - | (755) | 333 |
| PASSIVITÀ FINANZIARIE | ||||||
| Derivati passivi: | ||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | (693) | - | (693) | - | 662 | (31) |
| - sul rischio di cambio | (1.026) | - | (1.026) | - | 976 | (50) |
| - altro | - | - | - | - | - | - |
| Totale derivati passivi | (1.719) | - | (1.719) | - | 1.638 | (81) |
| TOTALE PASSIVITÀ FINANZIARIE |
(1.719) | - | (1.719) | - | 1.638 | (81) |
| TOTALE ATTIVITÀ/ (PASSIVITÀ) FINANZIARIE NETTE |
(631) | - | (631) | - | 883 | 252 |
Le tabelle seguenti indicano il valore nozionale e il fair value dei derivati attivi e passivi, per tipologia di relazione di copertura e rischio coperto, suddivisi rispettivamente in attività e passività finanziarie correnti e non correnti.
Il valore nozionale di un contratto derivato è l'ammontare in base al quale i flussi di cassa sono scambiati. Questo importo può essere espresso sia in termini di valore monetario sia in termini di quantità (quali per esempio tonnellate convertite in euro moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissato). Gli importi denominati in valute diverse dall'euro sono convertiti in euro applicando i tassi di cambio ufficiali di fine periodo forniti da World Markets Reuters (WMR) Company.
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore nozionale | Fair value | Valore nozionale Fair value |
||||||||
| DERIVATI ATTIVI | al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
2019-2018 | al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
2019-2018 |
| Derivati designati come strumenti di copertura |
||||||||||
| Cash flow hedge: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di cambio |
2.008 | 1.751 | 605 | 468 | 137 | - | 615 | - | 14 | (14) |
| Totale cash flow hedge | 2.008 | 1.751 | 605 | 468 | 137 | - | 615 | - | 14 | (14) |
| Derivati al FVTPL: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse |
3.452 | 4.661 | 329 | 304 | 25 | 13 | - | - | - | - |
| - sul rischio di tasso di cambio |
484 | 1.096 | 11 | 21 | (10) | 2.546 | 2.543 | 90 | 67 | 23 |
| - altro | - | - | - | - | - | 358 | 203 | 53 | 11 | 42 |
| Totale derivati al FVTPL | 3.936 | 5.757 | 340 | 325 | 15 | 2.917 | 2.746 | 143 | 78 | 65 |
| TOTALE DERIVATI ATTIVI |
5.944 | 7.508 | 945 | 793 | 152 | 2.917 | 3.361 | 143 | 92 | 51 |
| Milioni di euro | Non corrente | Corrente | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore nozionale | Fair value | Valore nozionale | Fair value | |||||||
| DERIVATI PASSIVI | al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
2019-2018 | al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
2019-2018 |
| Derivati designati come strumenti di copertura |
||||||||||
| Cash flow hedge: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse |
1.440 | 1.440 | 284 | 159 | 125 | - | - | - | - | - |
| - sul rischio di tasso di cambio |
1.291 | 1.876 | 910 | 912 | (2) | 470 | 615 | 5 | 221 | (216) |
| Totale cash flow hedge | 2.731 | 3.316 | 1.194 | 1.071 | 123 | 470 | 615 | 5 | 221 | (216) |
| Derivati al FVTPL: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse |
3.452 | 4.661 | 330 | 302 | 28 | 113 | 138 | 79 | 66 | 13 |
| - sul rischio di tasso di cambio |
495 | 1.096 | 12 | 22 | (10) | 2.962 | 2.655 | 99 | 68 | 31 |
| Totale derivati al FVTPL |
3.947 | 5.757 | 342 | 324 | 18 | 3.075 | 2.793 | 178 | 134 | 44 |
| TOTALE DERIVATI PASSIVI |
6.678 | 9.073 | 1.536 | 1.395 | 141 | 3.545 | 3.408 | 183 | 355 | (172) |
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value, alla data di negoziazione del contratto, e successivamente sono rimisurati al loro fair value. Il metodo di rilevazione degli utili e delle perdite relativi a un derivato è dipendente dalla designazione dello stesso quale strumento di copertura, e in tal caso dalla natura dell'elemento coperto.
L'hedge accounting è applicato ai contratti derivati stipulati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio di cambio e rischio di prezzo delle commodity e agli investimenti netti in gestioni estere quando sono rispettati tutti i criteri previsti dall'IFRS 9.
All'inception della transazione, la Società deve documentare la relazione di copertura distinguendo tra strumenti di copertura ed elementi coperti, nonché tra strategia e obiettivi di risk management. Inoltre, la Società documenta, all'inception e successivamente su base sistematica, la propria valutazione in base alla quale gli strumenti di copertura risultano altamente efficaci a compensare le variazioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi coperti.
Relazioni
Per le transazioni altamente probabili designate come elementi coperti di una relazione di cash flow hedge, la Società valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono altamente probabili e presentano un rischio di variazione dei flussi finanziari che impatta sul Conto economico.
In relazione alla natura dei rischi cui è esposta, la Società designa i derivati come strumenti di copertura in una delle seguenti relazioni di copertura:
cash flow hedge
fair value hedge;
investimenti netti in gestioni estere.
Per maggiori dettagli sulla natura e l'entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari cui la Società è esposta si rimanda alla nota 32 "Risk management".
Affinché una relazione di copertura risulti efficace deve soddisfare i seguenti criteri:
esistenza di una relazione economica tra lo strumento di copertura e l'elemento coperto;
l'effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni di valore risultanti dalla relazione economica;
l'hedge ratio definito al momento della designazione iniziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione del rischio (ossia, stessa quantità dell'elemento coperto che l'entità effettivamente copre e stessa quantità dello strumento di copertura che l'entità effettivamente utilizza per coprire l'elemento coperto).
In base ai requisiti dell'IFRS 9, l'esistenza di una relazione economica è verificata dalla Società mediante un'analisi qualitativa o un calcolo quantitativo, in base alle circostanze seguenti:
se il rischio sottostante dello strumento di copertura e dell'elemento coperto è lo stesso, l'esistenza di una relazione economica sarà dimostrata mediante un'analisi qualitativa;
diversamente, se il rischio sottostante dello strumento di copertura e dell'elemento coperto non è lo stesso, l'esistenza di una relazione economica sarà dimostrata attraverso un metodo quantitativo oltre all'analisi qualitativa sulla natura della relazione economica (ossia, regressione lineare).
Per dimostrare che l'andamento dello strumento di copertura è in linea con quello dell'elemento coperto, saranno analizzati diversi scenari.
Per la copertura del rischio di prezzo delle commodity, l'esistenza di una relazione economica si desume da una matrice di ranking che definisce, per ciascuna possibile componente di rischio, un set di tutti i derivati standard disponibili sul mercato classificati in base alla loro efficacia nella copertura del rischio considerato.
Al fine di valutare gli effetti del rischio di credito, la Società valuta l'esistenza di misure di mitigazione del rischio (costituzione di garanzie, break up clause, master netting agreements ecc.).
La Società ha stabilito un hedge ratio di 1:1 per tutte le relazioni di copertura (inclusa la copertura del rischio di prezzo su commodity) per cui il rischio sottostante il derivato di copertura è identico al rischio coperto, al fine di ridurre al minimo l'inefficacia della copertura.
L'inefficacia della copertura è valutata mediante un'analisi qualitativa o un calcolo quantitativo, a seconda delle circostanze:
se i critical term dell'elemento coperto e dello strumento di copertura corrispondono e non si rilevano ulteriori fonti di inefficacia incluso il credit risk adjustment sul derivato di copertura, la relazione di copertura è considerata pienamente efficace sulla base di un'analisi qualitativa;
se i critical term dell'elemento coperto e dello strumento di copertura non corrispondono o si rileva almeno una fonte di inefficacia, l'inefficacia della copertura sarà quantificata applicando il metodo del "dollar offset" cumulativo usando il derivato ipotetico. Tale metodo confronta le variazioni di fair value dello strumento di copertura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento del bilancio e la data di inizio della copertura.
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono essere le seguenti:
basis differences (ossia, i fair value o flussi finanziari dell'elemento coperto dipendono da una variabile diversa dalla variabile che causa la variazione del fair value o dei flussi finanziari nello strumento di copertura);
differenze di timing (ossia, l'elemento coperto e lo strumento di copertura si verificano o sono regolati a date diverse);
differenze di quantità o di importo nozionale (ossia, l'elemento coperto e lo strumento di copertura si basano su quantità o importi nozionali diversi);
altri rischi (ossia, le variazioni del fair value o dei flussi finanziari di uno strumento di copertura o elemento coperto sono collegate a rischi diversi dal rischio specifico oggetto di copertura);
rischio di credito (ossia, il rischio di credito di controparte impatta diversamente sulle variazioni del fair value degli strumenti di copertura e dell'elemento coperto).
Il cash flow hedge è applicato con l'intento di coprire la Società dall'esposizione al rischio di variazioni dei flussi di cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato a un'attività, una passività o una transazione prevista altamente probabile che potrebbe impattare il Conto economico. Il hedge è applicato con l'intento di la Società dall'esposizione di dei flussi di cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato un'attività, una o transazione prevista altamente probabile che potrebbe impattare il Conto economico.La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati, che sono designati e di cash flow è rilevata a patrimonio le di Conto economico complessivo L'utile o perdita alla quota di inef-
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati, che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, è rilevata a patrimonio netto tra le "altre componenti di Conto economico complessivo (OCI)". L'utile o la perdita relativa alla quota di inefficacia è rilevata immediatamente a Conto economico. ficacia è rilevata immediatamente a Conto economico.
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Conto economico nel periodo in cui l'elemento coperto impatta il Conto economico (a esempio, quando si verifica la vendita attesa oggetto di copertura). Gli importi a patrimonio netto sono rilasciati a Conto economico nel periodo in l'elemento il Conto economico (a esempio, quando si verifica vendita at-
Se l'elemento coperto comporta l'iscrizione di un'attività non finanziaria (ossia, terreni, impianti e macchinari o magazzino ecc.) o di una passività non finanziaria, o di una transazione prevista altamente probabile oggetto di copertura relativa a una attività o passività non finanziaria diventa un impegno irrevocabile cui si applica il fair value hedge, l'importo cumulato a patrimonio netto (ossia, riserva cash flow) sarà stornato e incluso nel valore iniziale (ossia, costo o altro valore contabile) dell'attività o passività coperte (ossia, "basis adjustment"). tesa oggetto di copertura).Se l'elemento coperto comporta di un'attività non finanziaria (ossia, terreni, impianti e o magazzino ecc.) o di non finanziaria, o di transazione prevista altamente oggetto di copertura relativa a una attività o passività non finanziaria diventa un impegno irrevocabile cui si applica il fair value l'importo cumulato a patrimonio netto (ossia, riserva cash flow) stornato e incluso nel valore iniziale costo o valore contabile) dell'attività o "basis adjustment").
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o è venduto, oppure quando la copertura non soddisfa più i criteri per l'applicazione dell'hedge accounting, gli utili e le perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale momento rimangono sospesi a patrimonio netto e saranno rilevati a Conto economico quando la transazione futura sarà definitivamente rilevata a Conto economico. Quando una transazione prevista non è più ritenuta probabile, gli utili o perdite rilevati a patrimonio netto sono rilasciati immediatamente a Conto economico. Per le relazioni di copertura che utilizzano i forward come strumento di copertura, in cui solo la variazione di valore dell'elemento spot è designata come strumento di copertura, la contabilizzazione dei punti forward (a Conto economico piuttosto che OCI) viene definita caso per caso. Tale approccio è applicato dalla Società per la copertura del rischio di cambio sugli investi-Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o è venduto, oppure quando la copertura non soddisfa più i criteri per l'applicazione dell'hedge accounting, gli utili e le perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale momento rimangono sospesi a patrimonio netto e saranno rilevati a Conto economico quando la transazione futura sarà definitivamente rilevata a Conto economico. Quando una transazione prevista non è più ritenuta probabile, gli utili o perdite rilevati a patrimonio netto sono rilasciati immediatamente a Conto economico. Per le relazioni di copertura che utilizzano i come strumento di copertura, in solo la variazione di valore dell'elemento spot è designata come strumento di copertura, la contabilizzazione punti forward (a Conto economico piuttosto che definita caso per caso. Tale approccio è applicato dalla Società per la copertura del rischio di cambio sugli inDiversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il cross currency interest rate swap come strumento di copertura, la Società separa i basis spread della valuta estera, nella designazione del derivato di copertura, e li rileva nel Conto economico complessivo (OCI) nella riserva costi di hedging. vestimenti delle società operanti nel business delle rinnovabili. Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il cross currency interest rate swap come strumento di copertura, la Società separa i basis spread della valuta estera, nella designazione del derivato di copertura, e li rileva nel Conto economico complessivo (OCI) nella riserva costi di hedging.
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hedge del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di migliorare la coerenza delle stesse alla strategia di risk management, la Società applica un approccio dinamico di hedge accounting basato su specifici requisiti di liquidità (c.d. "Liquidity Based Approach"). Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hedge del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di migliorare la coerenza delle stesse alla strategia di risk management, la Società applica un approccio dinamico di hedge accounting basato su specifici requisiti di liquidità (c.d. "Liquidity Based Approach").
Tale approccio richiede di designare le coperture mediante l'utilizzo dei derivati più liquidi disponibili sul mercato e di sostituirli con altri, più efficaci nella copertura del rischio in oggetto. Coerentemente con la strategia di risk management, il Liquidity Based Approach consente il roll-over di un derivato attraverso la sostituzione dello stesso con un nuovo derivato, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso della relazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato soddisfa entrambi i seguenti requisiti: Tale approccio richiede di designare le coperture mediante l'utilizzo dei derivati più liquidi disponibili sul mercato e di sostituirli con altri, più efficaci nella copertura del rischio in oggetto. Coerentemente con la strategia di risk management, il Liquidity Based Approach consente il roll-over di un derivato attraverso la sostituzione dello stesso con un nuovo derivato, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso della relazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato soddisfa entrambi i seguenti requisiti:
rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato, in termini di ranking; > rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato, in termini di ranking;
soddisfa specifici requisiti di liquidità. > soddisfa specifici requisiti di liquidità.
Il soddisfacimento dei predetti requisiti è verificato trimestralmente. Il soddisfacimento dei predetti requisiti è verificato trimestralmente.
Alla data del roll-over, la relazione di copertura viene discontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni di fair value efficaci del nuovo derivato dovranno essere rilevate in contropartita al patrimonio netto (ossia, riserva di cash flow hedge), mentre le variazioni di fair value del vecchio derivato dovranno essere rilevate a Conto economico. Alla data del roll-over, la relazione di copertura viene discontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni di fair value efficaci del nuovo derivato dovranno essere rilevate in contropartita al patrimonio netto (ossia, riserva di cash flow hedge), mentre le variazioni di fair value del vecchio derivato dovranno essere rilevate a Conto economico.
Attualmente la Società utilizza tali relazioni di copertura al fine di minimizzare la volatilità del Conto economico.
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value dei contratti derivati, si rinvia alla nota 34 "Fair value measure-Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value dei contratti derivati, si rinvia alla nota 34 "Fair value measurement".
La tabella seguente espone il valore nozionale e il tas-
| Milioni di euro | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Al 31.12.2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | Oltre | Totale |
| Interest rate swaps | |||||||
| Valore nozionale | - | - | - | - | - | 1.440 | 1.440 |
| Tasso di interesse medio IRS | 2,32 | ||||||
| Milioni di euro | |||||||
| Al 31.12.2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | Oltre | Totale |
| Interest rate swaps | |||||||
| Valore nozionale | - | - | - | - | - | 1.440 | 1.440 |
| Tasso di interesse medio IRS | 2,32 |
Gli interest rate swap in essere a fine esercizio e designati come strumenti di copertura presentano una relazione di copertura di cash flow hedge con l'elemento coperto. I derivati di cash flow hedge sono relativi esclusivamente alla copertura di alcuni prestiti obbligazionari a tasso variabile emessi a partire dal 2001.
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018:
so medio degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse sulle transazioni in essere al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018, suddivisi per scadenza.
| Milioni di euro | Valore nozionale | Fair value attività | Valore nozionale | Fair value passività | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al | al | al | al | al | al | al | al | |
| 31.12.2019 | 31.12.2018 | 31.12.2019 | 31.12.2018 | 31.12.2019 | 31.12.2018 | 31.12.2019 | 31.12.2018 | |
| Derivati di cash flow hedge | - | - | - | - | 1.440 | 1.440 | (284) | (159) |
| Interest rate swap | - | - | - | - | 1.440 | 1.440 | (284) | (159) |
Il peggioramento del fair value dei derivati rispetto al precedente esercizio è dovuto principalmente alla riduzione generalizzata della curva nel tratto a medio-lungo termine dei tassi di interesse verificatasi nel corso del 2019.
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge di copertura tasso di interesse.
| Milioni di euro | Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivati CFH su tasso di interesse | al 31.12.2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | Oltre |
| Fair value positivo | - | - | - | - | - | - | - |
| Fair value negativo | (284) | (16) | (15) | (15) | (33) | (32) | (178) |
Gli impatti degli strumenti di copertura del rischio di tasso di interesse sullo Stato patrimoniale sono di seguito dettagliati.
| Milioni di euro | Valore nozionale |
Valore contabile |
Fair value utilizzato per la misurazione dell'inefficacia del periodo |
|---|---|---|---|
| Al 31 dicembre 2019 | |||
| Interest rate swap | 1.440 | (284) | (284) |
| Al 31 dicembre 2018 | |||
| Interest rate swap | 1.440 | (159) | (159) |
Gli impatti degli elementi coperti esposti al rischio di tasso di interesse sullo Stato patrimoniale sono di seguito riportati.
| Milioni di euro | Fair value utilizzato per la misurazione dell'inefficacia del periodo |
Riserva cash flow hegde |
Riserva costi di hedging |
Fair value utilizzato per la misurazione dell'inefficacia del periodo |
Riserva cash flow hegde |
Riserva costi di hedging |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | |||||
| Finanziamenti a tasso variabile | 284 | (284) | - | 159 | (159) | - |
| Totale | 284 | (284) | - | 159 | (159) | - |
La seguente tabella espone l'effetto della copertura di cash flow hedge di tasso nel Conto economico e nelle altre componenti dell'utile complessivo.
| Importo | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Totale utile/ | Inefficacia | riclassificato | ||||
| perdita | rilevata | da OCI | ||||
| rilevato a OCI | a Conto | Voce di Conto | Costi di | a Conto | Voce di Conto | |
| Milioni di euro | utile/(perdita) | economico | economico | hedging | economico | economico |
| Al 31 dicembre 2019 | ||||||
| Finanziamenti a tasso variabile | (139) | - | - | 11 | oneri finanziari | |
| Totale al 31 dicembre 2019 | (139) | - | - | 11 | ||
| Al 31 dicembre 2018 | ||||||
| Finanziamenti a tasso variabile | (38) | - | - | 11 | oneri finanziari | |
| Totale al 31 dicembre 2018 | (38) | - | - | 11 | ||
Milioni di euro
zioni in essere al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018, suddivisi per scadenza.
La seguente tabella espone il valore nozionale e il tasso medio degli strumenti di copertura del rischio di cambio sulle transazioni in essere al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018, suddivisi per scadenza. seguente tabella espone il valore nozionale e il tasso medio degli strumenti di copertura del rischio di cambio sulle transa-
| Al 31.12.2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | Oltre | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cross currency interest rate swap | |||||||
| Valore nozionale totale | 470 | 789 | - | 1.113 | - | 1.397 | 3.769 |
| Valore nozionale CCS EUR-USD | - | 202 | - | 1.113 | - | - | 1.315 |
| Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD | 1,13 | 1,34 | |||||
| Valore nozionale CCS EUR-GBP | 470 | 587 | - | - | - | 1.397 | 2.454 |
| Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP | 0,85 | 0,82 | 0,69 | ||||
| Milioni di euro | |||||||
| Al 31.12.2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | Oltre | Totale |
| Cross currency interest rate swap | |||||||
| Valore nozionale totale | 1.229 | 447 | 757 | - | 1.091 | 1.332 | 4.856 |
| Valore nozionale CCS EUR-USD | - | - | 198 | - | 1.091 | - | 1.289 |
| Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD | 1,13 | 1,34 | |||||
| Valore nozionale CCS EUR-GBP | 1.229 | 447 | 559 | - | - | 1.332 | 3.567 |
| Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP | 0,68 | 0,85 | 0,82 | 0,68 |
Relazioni
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value degli strumenti di copertura del rischio di cambio sulle transazioni in essere al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018 per tipologia di elemento coperto.
| Milioni di euro | Fair value | Valore nozionale | Fair value | Valore nozionale | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Attività | Passività | Attività | Passività | ||||
| Strumento di copertura | Elemento coperto | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||||
| Cross currency interest rate swap |
Finanziamenti in valuta estera a tasso fisso |
602 | (915) | 3.567 | 482 | (1.131) | 4.658 |
| Cross currency interest rate swap |
Finanziamenti in valuta estera a tasso variabile |
3 | - | 202 | - | (1) | 198 |
| Totale | 605 | (915) | 3.769 | 482 | (1.132) | 4.856 |
I cross currency interest rate swap in essere a fine esercizio e designati come strumenti di copertura presentano una relazione di copertura di cash flow hedge con l'elemento coperto. In particolare, tali derivati sono relativi alla copertura di prestiti obbligazionari in valuta estera a tasso fisso nonché alla copertura di un finanziamento in dollari a tasso variabile stipulato nel 2017 con Bank of America.
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di cambio al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018, suddivisi per tipologia di relazione di copertura.
| Milioni di euro | Valore nozionale | Fair value attività | Valore nozionale | Fair value passività | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 | |
| Derivati di cash flow hedge | 2.008 | 2.365 | 605 | 482 | 1.761 | 2.491 | (915) | (1.132) |
| Cross currency interest rate swap |
2.008 | 2.365 | 605 | 482 | 1.761 | 2.491 | (915) | (1.132) |
Al 31 dicembre 2019 i cross currency interest rate swap presentano un valore nozionale pari a 3.769 milioni di euro (4.856 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un fair value complessivamente negativo pari a 310 milioni di euro (negativo per 650 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
La riduzione del valore nozionale, pari a 1.087 milioni di euro, è dovuta principalmente alla naturale scadenza di cross currency interest rate swap per un ammontare pari 1.229 milioni di euro e al deprezzamento del cambio dell'euro rispetto al dollaro statunitense e alla sterlina inglese.
L'impatto degli strumenti di copertura del rischio di cambio sullo Stato patrimoniale è di seguito esposto.
| Fair value utilizzato per la misurazione dell'inefficacia |
|||
|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Valore nozionale | Valore contabile | del periodo |
| Al 31 dicembre 2019 | |||
| Cross currency interest rate swap | 3.769 | (310) | (281) |
| Al 31 dicembre 2018 | |||
| Cross currency interest rate swap | 4.856 | (650) | (598) |
Gli impatti degli elementi coperti esposti al rischio di cambio sullo Stato patrimoniale sono di seguito riportati.
| Fair value | Fair value | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| utilizzato per | utilizzato per | |||||
| la misurazione | la misurazione | |||||
| dell'inefficacia | Riserva cash | Riserva costi | dell'inefficacia | Riserva cash | Riserva costi | |
| Milioni di euro | del periodo | flow hegde | di hedging | del periodo | flow hegde | di hedging |
| 2019 | 2018 | |||||
| Finanziamenti a tasso fisso in valuta estera | 283 | (283) | (30) | 596 | (596) | (53) |
| Finanziamenti a tasso variabile in valuta estera | (2) | 2 | 1 | 2 | (2) | 1 |
| Totale | 281 | (281) | (29) | 598 | (598) | (52) |
La seguente tabella espone l'effetto della copertura di cash flow hedge di cambio sul Conto economico e sulle altre com-
| Totale utile/ | Inefficacia | Importo riclassificato |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| perdita | rilevata | Voce di | da OCI | Voce di | ||
| rilevato a OCI | a Conto | Conto | Costi di | a Conto | Conto | |
| Milioni di euro | utile/(perdita) | economico | economico | hedging | economico | economico |
| Al 31 dicembre 2019 | ||||||
| Finanziamenti a tasso fisso in valuta estera | 341 | - | 23 | 329 | proventi finanziari |
|
| Finanziamenti a tasso variabile in valuta estera | 4 | - | - | 10 | proventi finanziari |
|
| Totale al 31 dicembre 2019 | 345 | - | 23 | 339 | ||
| Al 31 dicembre 2018 | ||||||
| Finanziamenti a tasso fisso in valuta estera | 29 | - | 17 | 50 | proventi finanziari |
|
| Finanziamenti a tasso variabile in valuta estera | 10 | - | - | 5 | proventi finanziari |
|
| Totale al 31 dicembre 2018 | 39 | - | 17 | 55 |
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso di cambio.
| Milioni di euro | Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivati CFH su tasso di cambio | al 31.12.2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | Oltre | ||
| Fair value positivo | 605 | 62 | 63 | 57 | 233 | 29 | 342 | ||
| Fair value negativo | (915) | (34) | (54) | (40) | (39) | (39) | (621) |
| Variazioni | Variazioni | Variazioni | Variazioni | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| lorde del | Variazioni | lorde del | lorde del | Variazioni | lorde del | |||
| fair value | lorde del | fair value | fair value | lorde del | fair value | |||
| rilevate a | fair value | a Conto | rilevate a | fair value | a Conto | |||
| Costi di | patrimonio | a Conto | economico | Costi di | patrimonio | a Conto | economico - | |
| Milioni di euro | hedging | netto | economico | - Inefficacia | hedging | netto | economico | Inefficacia |
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||||||
| Copertura dei tassi di interesse | - | (139) | 11 | - | - | (38) | 11 | - |
| Copertura del tasso di cambio | 23 | 345 | (339) | - | 17 | 39 | (55) | - |
| Derivati di hedging | 23 | 206 | (328) | - | 17 | 1 | (44) | - |
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018 per ciascun tipo di rischio.
| Milioni di euro | Valore nozionale | Fair value attività | Valore nozionale Fair value passività |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
al 31.12.2019 |
al 31.12.2018 |
||
| Derivati FVTPL sul rischio di tasso di interesse |
3.465 | 4.661 | 329 | 304 | 3.565 | 4.799 | (410) | (368) | |
| Interest rate swap | 3.465 | 4.661 | 329 | 304 | 3.565 | 4.799 | (410) | (368) | |
| Derivati FVTPL sul rischio di tasso di cambio |
3.030 | 3.638 | 100 | 88 | 3.457 | 3.750 | (111) | (91) | |
| Forward | 2.818 | 3.434 | 87 | 83 | 3.245 | 3.546 | (96) | (84) | |
| Option | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Cross currency interest rate swap | 212 | 204 | 13 | 5 | 212 | 204 | (15) | (7) | |
| Derivati FVTPL su altro | 358 | 203 | 53 | 11 | - | - | - | - | |
| Equity swap | 358 | 203 | 53 | 11 | - | - | |||
| Totale derivati FVTPL | 6.853 | 8.502 | 482 | 403 | 7.022 | 8.549 | (521) | (459) |
Al 31 dicembre 2019 i derivati al fair value through profit or loss su tassi di interesse, cambio e altro presentano un valore nozionale complessivamente pari a 13.875 milioni di euro (17.051 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e un fair value complessivamente negativo pari a 39 milioni di euro (negativo per 56 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
Gli interest rate swap in essere a fine esercizio, pari a 7.030 milioni di euro, sono relativi, principalmente, a operazioni di copertura dell'indebitamento delle società del Gruppo verso il mercato (per 3.565 milioni di euro) e intermediate con le società stesse per 3.465 milioni di euro.
Il valore nozionale complessivo evidenzia una riduzione, rispetto al precedente esercizio, pari a 2.430 milioni di euro. In particolare, si rileva che la riduzione delle operazioni verso mercato per 1.234 milioni di euro, rispetto al precedente esercizio, è imputabile principalmente ai seguenti fenomeni:
1.250 milioni di euro relativi alla chiusura anticipata di interest rate swap di pre-hedge a fronte dell'emissione del Green Bond;
234 milioni di euro a fronte di interest rate swap giunti a naturale scadenza o ridotti per effetto delle quote di ammortamento;
250 milioni di euro relativi a nuovi interest rate swap.
I contratti forward verso il mercato, per un ammontare nozionale di 3.242 milioni di euro (3.570 milioni di euro al 31 dicembre 2018), si riferiscono principalmente a operazioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il rischio di cambio connesso al prezzo delle commodity energetiche nell'ambito del relativo processo di approvvigionamento da parte delle società del Gruppo e intermediate in modo speculare con il mercato, ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta di conto connessi all'acquisizione di commodity non energetiche e di beni d'investimento nel settore delle energie rinnovabili e delle infrastrutture e reti (contatori digitali di ultima generazione), nonché ai flussi attesi in valute diverse dall'euro relativi ai costi operativi della fornitura di servizi cloud. Le variazioni del valore nozionale e del fair value, rispetto al precedente esercizio, sono connesse alla normale operatività.
I cross currency interest rate swap, per un ammontare nozionale di 212 milioni di euro (204 milioni di euro al 31 dicembre 2018), si riferiscono alle operazioni di copertura del rischio cambio dell'indebitamento delle società del Gruppo, denominato in valuta diversa dall'euro, e intermediate in modo speculare con il mercato. L'incremento del valore nozionale dei cross currency interest rate swap, pari a 8 milioni di euro, è imputabile principalmente a cross currency interest rate swap giunti a naturale scadenza per un ammontare di 1.229 milioni di euro. Il valore del nozionale e del fair value risente, inoltre, dell'andamento del cambio dell'euro rispetto alle principali divise.
Relazione sulla gestione
La Società determina il fair value in conformità all'IFRS 13 ogni volta che tale misurazione è richiesta dai princípi contabili internazionali.
Il fair value rappresenta il valore stimato di scambio che si percepirebbe per la vendita di un'attività finanziaria o si riceverebbe per l'acquisto di una passività finanziaria. La sua stima 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 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).
In questa nota sono fornite le disclosure con l'obiettivo di valutare quanto segue:
per le attività e le passività valutate al fair value nello Stato patrimoniale dopo la rilevazione iniziale, su base ricorrente o non ricorrente, le tecniche di valutazione e gli input utilizzati per elaborare tali valutazioni; e
per le valutazioni ricorrenti al fair value effettuate utilizzando input significativi non osservabili (Livello 3), l'effetto delle valutazioni sull'utile (perdita) di esercizio o sulle altre componenti di Conto economico complessivo del periodo.
le valutazioni ricorrenti al fair value di attività o passività sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
le valutazioni non ricorrenti al fair value di attività o passività sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello Stato patrimoniale in particolari circostanze.
Il fair value di un contratto derivato è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value degli strumenti non quotati in mercati regolamentati è determinato mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatilità) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alle curve dei tassi di interesse e convertendo in euro gli importi espressi in divise diverse dall'euro utilizzando i tassi di cambio forniti da World Markets Reuters (WMR) Company. Per i contratti relativi a commodity, la valutazione è effettuata utilizzando, ove disponibili, quotazioni relative ai medesimi strumenti di mercato sia regolamentati sia non regolamentati.
In conformità con i nuovi princípi contabili internazionali, il Gruppo ha introdotto nel corso del 2013 la misura del rischio di credito, sia della controparte (Credit Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l'aggiustamento del fair value per la corrispondente misura del rischio controparte.
In particolare, il Gruppo misura il CVA/DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla Potential Future Exposure dell'esposizione netta di controparte e allocando, successivamente, l'aggiustamento sui singoli strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica si avvale unicamente di input osservabili sul mercato. Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato in bilancio per tali strumenti.
Il valore nozionale di un contratto derivato è l'importo in base al quale sono scambiati i flussi; tale ammontare può essere espresso sia in termini di valore monetario sia in termini di quantità (quali per esempio tonnellate, convertite in euro moltiplicando l'ammontare nozionale per il prezzo fissato).
Gli ammontari espressi in valute diverse dall'euro sono convertiti in euro applicando i tassi di cambio ufficiali di fine periodo forniti da World Markets Reuters (WMR) Company.
Gli importi nozionali dei derivati qui riportati non rappresentano necessariamente ammontari scambiati fra le parti e di conseguenza non possono essere considerati una misura dell'esposizione creditizia della Società.
Per gli strumenti di debito quotati il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali. Per gli strumenti di debito non quotati il fair value è determinato mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi di Enel.
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di at-
tività valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su base ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui è stata classificata la valutazione al fair value.
| Milioni di euro | Attività non correnti | Attività correnti | Livello 2 Livello 3 - - - - - - - - - - - - |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | Fair value al 31.12.2019 |
Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | Fair value al 31.12.2019 |
Livello 1 | |||
| Derivati | |||||||||
| Cash flow hedge: | |||||||||
| - sul rischio di tasso di cambio | 33 | 605 | - | 605 | - | - | |||
| Totale cash flow hedge | 605 | - | 605 | - | - | ||||
| Fair value hedge: | |||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | 33 | - | - | - | - | - | |||
| Totale fair value hedge | - | - | - | - | - | ||||
| Fair value through profit or loss: | |||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | 33 | 329 | - | 329 | - | - | - | - | - |
| - sul rischio di tasso di cambio | 33 | 11 | - | 11 | - | 90 | - | 90 | - |
| - altro | - | - | - | - | 53 | - | 53 | - | |
| Totale fair value through profit or loss | 340 | - | 340 | - | 143 | - | 143 | - | |
| TOTALE | 945 | - | 945 | - | 143 | - | 143 | - |
base ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui è stata classificata la valutazione al fair value.
| Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| passività valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su |
| Milioni di euro | Passività non correnti | Passività correnti | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | Fair value al 31.12.2019 |
Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | Fair value al 31.12.2019 |
Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | ||
| Derivati | ||||||||||
| Cash flow hedge: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | 33 | 284 | - | 284 | - | - | - | - | - | |
| - sul rischio di tasso di cambio | 33 | 910 | - | 910 | - | 5 | - | 5 | - | |
| Totale cash flow hedge | 1.194 | - | 1.194 | - | 5 | - | 5 | - | ||
| Fair value through profit or loss: | ||||||||||
| - sul rischio di tasso di interesse | 33 | 330 | - | 330 | - | 79 | - | 79 | - | |
| - sul rischio di tasso di cambio | 33 | 12 | - | 12 | - | 99 | - | 99 | - | |
| Totale fair value through profit or loss | 342 | - | 342 | - | 178 | - | 178 | - | ||
| TOTALE | 1.536 | - | 1.536 | - | 183 | - | 183 | - |
Corporate governance
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di passi-
vità non valutata al fair value nello Stato patrimoniale, ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair value alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui è stata classificata tale valutazione.
| Milioni di euro | Passività | |||
|---|---|---|---|---|
| Note | Fair value al 31.12.2019 |
Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 |
| Obbligazioni: | ||||
| - tasso fisso 31.2.1 |
9.073 | 9.073 | - | - |
| - tasso variabile 31.2.1 |
966 | 70 | 896 | - |
| Totale obbligazioni | 10.039 | 9.143 | 896 | - |
| Finanziamenti bancari: | ||||
| - tasso fisso | - | - | - | - |
| - tasso variabile 31.2.1 |
554 | - | 554 | - |
| Totale finanziamenti bancari | 554 | - | 554 | - |
| Finanziamenti non bancari: | ||||
| - contratti di leasing a tasso fisso | 2 | - | 2 | - |
| Totale finanziamenti non bancari | 2 | - | 2 | - |
| Finanziamenti da società del Gruppo: | ||||
| - tasso fisso 31.2.1 |
2.655 | - | 2.655 | - |
| - tasso variabile | 4.023 | - | 4.023 | - |
| - contratti di leasing a tasso fisso | 1 | - | 1 | - |
| Totale finanziamenti da società del Gruppo | 6.679 | - | 6.679 | - |
| TOTALE | 17.274 | 9.143 | 8.131 | - |
Relazioni
Le parti correlate sono state individuate sulla base di quanto disposto dai princípi contabili internazionali e dalle disposizioni CONSOB emanate in materia.
Le operazioni compiute da Enel SpA con società controllate riguardano principalmente le prestazioni di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari, la copertura di rischi assicurativi, l'attività di assistenza in materia di organizzazione e gestione del personale, legale e societaria, nonché l'indirizzo e il coordinamento delle attività amministrative e fiscali.
Tutte le operazioni fanno parte dell'ordinaria gestione, sono effettuate nell'interesse della Società e sono regolate a condizione di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate tra due parti indipendenti.
Si ricorda infine che, nell'ambito delle regole di Corporate Governance di cui si è dotato il Gruppo Enel, descritte dettagliatamente nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari disponibile sul sito internet della Società (www.enel.com), sono state previste le condizioni per assicurare che le operazioni con parti correlate vengano effettuate nel rispetto di criteri di trasparenza nonché di correttezza procedurale e sostanziale.
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che disciplina l'approvazione e l'esecuzione delle operazioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale procedura (reperibile all'indirizzo https://www.enel.com/it/investors1/statuto-regolamenti-e-politiche/disciplina-delle-operazioni-con-parti-correlate) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata in attuazione di quanto disposto dall'art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB. Si segnala che nel corso dell'esercizio 2019 non sono state realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse necessario procedere all'inserimento in bilancio dell'informativa richiesta dal Regolamento adottato in materia con delibera CON-SOB n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche e integrazioni.
Di seguito si evidenziano i rapporti di natura commerciale, finanziaria e diversi tenuti dalla Società con le proprie parti correlate.
| Costi | Ricavi | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Crediti | Debiti | Beni | Servizi | Beni | Servizi |
| al 31.12.2019 | al 31.12.2019 | 2019 | 2019 | |||
| Imprese controllate | ||||||
| Codensa SA ESP | - | 1 | - | - | - | - |
| Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Generación Perú SAA | 6 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Américas SA | 69 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Chile SA | 23 | - | - | - | - | 2 |
| Enel Distribución Perú SAA | 6 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Generación Piura SA | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Generación Chile SA | 4 | - | - | - | - | 2 |
| Enel Brasil SA | 33 | - | - | - | - | 10 |
| Enel X Srl | 3 | 4 | - | - | - | 3 |
| Enel X Italia SpA | 2 | 9 | - | - | - | - |
| Endesa Distribución Eléctrica SL | 27 | 3 | - | - | - | 6 |
| Endesa Generación SA | - | 1 | - | 1 | - | 1 |
| Endesa Red SA | 2 | - | - | - | - | - |
| Endesa SA | 7 | 4 | - | - | - | 3 |
| E-Distribuţie Banat SA | 5 | - | - | - | - | 1 |
| E-Distribuţie Dobrogea SA | 4 | - | - | - | - | 1 |
| E-Distribuţie Muntenia SA | 9 | - | - | - | - | 1 |
| e-distribuzione SpA | 197 | 6 | - | - | - | 23 |
| Enel Distribución Chile SA | 4 | - | - | - | - | 2 |
| Enel Energia SpA | 40 | 54 | - | - | - | 10 |
| Enel Iberia SLU | 476 | 4 | - | 3 | - | - |
| Enel Green Power Chile Ltda | 2 | - | - | - | - | - |
| Enel Green Power Romania Srl | - | 1 | - | - | - | - |
| Enel Green Power SpA | 13 | 2 | - | 1 | - | 13 |
| Enel Green Power España SL | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Generación Costanera SA | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Green Power North America Inc. | 1 | 1 | - | - | - | 1 |
| Enel Innovation Hubs Srl | - | - | - | 4 | - | - |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 3 | 5 | - | 3 | - | 1 |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 1 | 3 | - | 2 | - | - |
| Enel Russia PJSC | 13 | - | - | - | - | 3 |
| Enel Produzione SpA | 106 | 3 | - | - | - | 6 |
| Enel Romania Srl | 4 | 2 | - | - | - | 1 |
| Enel Italia SpA | 25 | 10 | - | 70 | - | 9 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 7 | 50 | - | - | - | 3 |
| Enel Sole Srl | (1) | 6 | - | - | - | - |
| Enel Global Trading SpA | 1 | 33 | - | - | - | 2 |
| Enel.si Srl | - | 2 | - | - | - | - |
| Endesa Energía SA | 3 | 2 | - | 1 | - | 2 |
| Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv | 1 | - | - | - | - | - |
| Gas y Electricidad Generación SAU | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Rusenergosbyt LLC | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Green Power Hellas SA | 4 | - | - | - | - | - |
| Slovenské elektrárne AS | 16 | - | - | - | - | - |
| Unión Eléctrica de Canarias Generación SAU | 1 | 1 | - | 1 | - | 1 |
| Vektor Enerji Üretim AŞ | 8 | - | - | - | - | - |
| Totale | 1.132 | 207 | - | 86 | - | 111 |
| Altre parti correlate | ||||||
| GSE | 1 | 1 | - | - | - | - |
| Fondazione Centro Studi Enel | 1 | - | - | - | - | 2 |
| Monte dei Paschi di Siena | - | 1 | - | 1 | - | - |
| Totale | 2 | 2 | - | 1 | - | 2 |
| TOTALE GENERALE | 1.134 | 209 | - | 87 | - | 113 |
Relazioni
| Costi | Ricavi | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Crediti | Debiti | Beni | Servizi | Beni | Servizi |
| al 31.12.2018 | al 31.12.2018 | 2018 | 2018 | |||
| Imprese controllate | ||||||
| Codensa SA ESP | - | 1 | - | - | - | - |
| Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Generación Perú SAA | 5 | - | - | - | - | - |
| Enel Américas SA | 37 | - | - | - | - | 2 |
| Enel Chile SA | 26 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Distribución Perú SAA | 5 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Generación Piura SA | 1 | - | - | - | - | - |
| Enel Generación Chile SA | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Brasil SA | 24 | - | - | - | - | - |
| Enel X Srl | - | 5 | - | 1 | - | - |
| Enel X Italia SpA | - | 6 | - | - | - | - |
| Endesa Distribución Eléctrica SL | 21 | 3 | - | 2 | - | (5) |
| Endesa Generación SA | (2) | 1 | - | 1 | - | (1) |
| Endesa Ingeniería SLU | - | 1 | - | 1 | - | - |
| Endesa Red SA | 1 | - | - | - | - | 1 |
| Endesa SA | 3 | 3 | - | 1 | - | 1 |
| E-Distribuţie Banat SA | 4 | - | - | - | - | - |
| E-Distribuţie Dobrogea SA | 3 | - | - | - | - | - |
| E-Distribuţie Muntenia SA | 8 | - | - | - | - | - |
| e-distribuzione SpA | 90 | 111 | - | - | - | 8 |
| Enel Distribución Chile SA | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Energia SpA | 6 | 47 | - | - | - | 5 |
| Enel Iberia SLU | 1 | 4 | - | 3 | - | - |
| Enel Green Power Chile Ltda | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Green Power Romania Srl | - | 1 | - | - | - | - |
| Enel Green Power SpA | 9 | 32 | - | - | - | 9 |
| Enel Green Power España SL | 1 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Green Power North America Inc. | 2 | 2 | - | - | - | - |
| Enel Innovation Hubs Srl | - | 2 | - | 2 | - | - |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 5 | 3 | - | 3 | - | 2 |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Enel Russia PJSC | 11 | - | - | 1 | - | 3 |
| Enel Produzione SpA | 44 | 46 | - | - | - | 2 |
| Enel Romania Srl | 5 | 1 | - | - | - | 1 |
| Enel Italia SpA | 24 | 21 | - | 61 | - | 7 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 2 | 46 | - | - | - | 2 |
| Enel Sole Srl | 4 | 3 | - | - | - | (1) |
| Enel Global Trading SpA | 2 | 26 | - | - | - | - |
| Endesa Energía SA | 2 | 1 | - | 1 | - | - |
| Energía Nueva Energía Limpia México S de RL de Cv | 1 | - | - | - | - | - |
| Gas y Electricidad Generación SAU | 1 | - | - | - | - | (1) |
| OpEn Fiber SpA | 4 | - | - | - | - | 4 |
| Rusenergosbyt LLC | - | - | - | - | - | 1 |
| Enel Green Power Hellas SA | 2 | - | - | - | - | 1 |
| Slovenské elektrárne AS | 17 | - | - | - | - | - |
| Unión Eléctrica de Canarias Generación SAU | - | - | - | 1 | - | - |
| Vektor Enerji Üretim AŞ | 8 | 1 | - | - | - | - |
| Totale | 386 | 367 | - | 78 | - | 48 |
| Altre parti correlate | ||||||
| Eni | - | - | - | 1 | - | - |
| GSE | 1 | 1 | - | - | - | - |
| Fondazione Centro Studi Enel | 1 | - | - | - | - | 2 |
| Monte dei Paschi di Siena | - | 1 | - | 1 | - | - |
| Totale | 2 | 2 | - | 2 | - | 2 |
| TOTALE GENERALE | 388 | 369 | - | 80 | - | 50 |
| Milioni di euro | Crediti | Debiti | Garanzie | Oneri | Proventi | Dividendi |
|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 2019 |
||||||
| Imprese controllate | ||||||
| Concert Srl | - | 1 | - | - | - | - |
| Enel Américas SA | - | - | - | - | - | 270 |
| Enel Chile SA | - | - | - | - | - | 175 |
| e-distribuzione SpA | 163 | 53 | 4.476 | 16 | 104 | 1.507 |
| Enel X Srl | 174 | - | - | - | 1 | - |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 24 | - | - | - | - | - |
| Enel Energia SpA | 8 | 2.291 | 1.946 | - | 8 | 1.698 |
| Enel Iberia SLU | - | - | - | - | - | 1.245 |
| Enel Finance International NV | 148 | 11.307 | 38.584 | 207 | 162 | - |
| Enel Green Power Chile Ltda | - | - | 2 | - | - | - |
| Enel Green Power México S de RL de Cv | 37 | - | 2.720 | - | 37 | - |
| Enel Green Power North America Inc. | 36 | - | 9.082 | - | 20 | - |
| Enel Green Power Colombia SAS | - | - | 201 | - | 1 | - |
| Enel Green Power Costa Rica SA | - | - | 8 | - | - | - |
| Enel Green Power Australia (Pty) Ltd | - | - | 35 | - | - | - |
| Enel Green Power Romania Srl | - | - | 30 | - | - | - |
| Enel Green Power SpA | 267 | - | 1.679 | 12 | 49 | 237 |
| Enel Green Power Perú SA | 13 | - | 106 | - | 8 | - |
| Enel Green Power RUS LLC | - | - | 50 | - | - | - |
| Enel Green Power South Africa | - | - | 1.088 | - | - | - |
| Enel Green Power Development Srl | - | 2 | - | 1 | - | - |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 26 | - | 17 | - | 1 | - |
| Enel Produzione SpA | 658 | 7 | 1.548 | 46 | 42 | 245 |
| Enel Italia SpA | 3 | 42 | 254 | 3 | 5 | 15 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 146 | - | 1.217 | - | 6 | 75 |
| Enel Sole Srl | 1 | 16 | 335 | - | 1 | - |
| Enel Trade Romania Srl | - | - | 7 | - | - | - |
| Enel Holding Finance Srl | - | 2 | - | - | - | - |
| Enel Global Trading SpA | 30 | 230 | 1.631 | 160 | 114 | - |
| Enel Innovation Hubs Srl | - | 23 | 1 | - | - | - |
| Enel.si Srl | 23 | - | 19 | - | 1 | - |
| Enelpower SpA | - | 34 | - | - | - | - |
| Enel Green Power RSA (Pty) Ltd | 22 | - | - | - | 11 | - |
| Nuove Energie Srl | 12 | - | 85 | - | 1 | - |
| Enel Green Power Brasil Participaçðes Ltda | 85 | - | 3.370 | - | 45 | - |
| OpEn Fiber SpA | 207 | - | 19 | - | 10 | - |
| Rusenergosbyt LLC | - | - | - | - | - | 41 |
| Enel Green Power Panama SA | - | - | 3 | - | - | - |
| Enel Russia PJSC | - | - | - | - | - | 39 |
| Enel X Italia SpA | - | 19 | 6 | - | - | - |
| Enel X Mobility Srl | - | 56 | 53 | - | - | - |
| Enel Green Power Hellas SA | - | - | 93 | - | 1 | - |
| Enel X International Srl | 8 | - | - | - | - | - |
| Enel X North America Inc. | - | - | 37 | - | - | - |
| Enel Finance America LLC | - | - | 751 | - | - | - |
| Enel X Polska Sp. Zo.O. | - | - | 11 | - | - | - |
| Enel X UK Limited | - | - | 13 | - | - | - |
| EnerNOC Ireland Limited | - | - | 8 | - | - | - |
| Parque Eólico Pampa | - | - | 22 | 2 | 4 | - |
| TOTALE GENERALE | 2.091 | 14.083 | 69.507 | 447 | 632 | 5.547 |
| Milioni di euro | Crediti | Debiti | Garanzie | Oneri | Proventi | Dividendi |
|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2018 | 2018 | |||||
| Imprese controllate | ||||||
| Concert Srl | - | 1 | - | - | - | - |
| Enel Américas SA | - | - | - | - | - | 162 |
| Enel Chile SA | - | - | - | - | - | 157 |
| e-distribuzione SpA | 121 | 370 | 4.343 | 23 | 69 | 949 |
| Enel X Srl | 58 | - | - | - | - | - |
| Enel Global Thermal Generation Srl | 12 | - | - | - | - | - |
| Enel Energia SpA | 8 | 1.504 | 1.912 | - | 8 | 792 |
| Enel Iberia SLU | 1 | - | - | - | 1 | 486 |
| Enel Finance International NV | 164 | 6.095 | 33.377 | 802 | 240 | - |
| Enel Green Power Chile Ltda | - | - | 47 | - | - | - |
| Enel Green Power México S de RL de Cv | 23 | - | 3.086 | - | 23 | - |
| Enel Green Power North America Inc. | 13 | - | 6.787 | - | 12 | - |
| Enel Green Power Colombia SAS | - | - | 48 | - | - | - |
| Enel Green Power Costa Rica SA | - | - | 8 | - | - | - |
| Enel Green Power Australia (Pty) Ltd | - | - | 12 | - | - | - |
| Enel Green Power Romania Srl | - | - | 36 | - | - | - |
| Enel Green Power SpA | 59 | 245 | 1.724 | 60 | 97 | 557 |
| Enel Green Power Perú SA | 6 | - | 271 | 1 | 8 | - |
| Enel Green Power RUS LLC | - | - | 50 | - | - | - |
| Enel Green Power South Africa | - | - | 1.113 | - | - | - |
| Enel Green Power Development Srl | - | 2 | - | - | - | - |
| Enel Investment Holding BV | 1 | - | - | - | - | 66 |
| Enel Global Infrastructure and Networks Srl | 17 | - | 1 | - | - | 2 |
| Enel Produzione SpA | 64 | 466 | 1.998 | 55 | 35 | 229 |
| Enel Italia SpA | 2 | 29 | 236 | 3 | 3 | 16 |
| Servizio Elettrico Nazionale SpA | 122 | - | 1.217 | - | 7 | 100 |
| Enel Sole Srl | 1 | 51 | 321 | - | 1 | - |
| Enel Trade Romania Srl | - | - | 7 | - | - | - |
| Enel Global Trading SpA | 89 | 54 | 1.614 | 174 | 95 | - |
| Enel.Factor SpA | - | - | - | - | - | 2 |
| Enel Innovation Hubs Srl | - | 21 | 1 | - | - | - |
| Enel.si Srl | 15 | - | 21 | - | 1 | - |
| Enelpower SpA | - | 35 | - | - | - | - |
| Enel Green Power RSA (PTY) Ltd | 11 | - | - | - | 11 | - |
| Nuove Energie Srl | 27 | - | 86 | - | 1 | - |
| Enel Green Power Brasil Participaçðes Ltda | 38 | - | 3.015 | - | 36 | - |
| OpEn Fiber SpA | 127 | - | 36 | - | 2 | - |
| Rusenergosbyt LLC | - | - | - | - | - | 37 |
| Enel Green Power Panama SA | - | - | 8 | - | - | - |
| Enel X Italia SpA | - | 13 | 3 | - | - | - |
| Enel X Mobility Srl | - | 55 | 53 | - | - | - |
| Enel Green Power Hellas SA | - | - | 105 | - | - | - |
| Enel X International Srl | - | 19 | - | - | - | - |
| Enel X North America Inc. | - | - | 20 | - | - | - |
| Generadora de Montecristo SA | - | - | 8 | - | - | - |
| Parque Eólico Pampa | 2 | - | 22 | - | 2 | - |
| Tynemouth Energy Storage Limited | - | - | 11 | - | - | - |
| Totale | 981 | 8.960 | 61.597 | 1.118 | 652 | 3.555 |
| Altre parti correlate | ||||||
| CESI SpA | - | - | - | - | - | 1 |
| Totale | - | - | - | - | - | 1 |
| TOTALE GENERALE | 981 | 8.960 | 61.597 | 1.118 | 652 | 3.556 |
Di seguito si evidenzia l'incidenza dei rapporti con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari.
| Milioni di euro | Totale | Correlate | Incidenza % | Totale | Correlate | Incidenza % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||||
| Attività | ||||||
| Derivati - non correnti | 945 | 332 | 35,1% | 793 | 306 | 38,6% |
| Altre attività finanziarie non correnti | 200 | 191 | 95,5% | 136 | 125 | 91,9% |
| Altre attività non correnti | 127 | 118 | 92,9% | 134 | 125 | 93,3% |
| Crediti commerciali | 255 | 257 | 100,8% | 191 | 189 | 99,0% |
| Derivati - correnti | 143 | 16 | 11,2% | 92 | 14 | 15,2% |
| Altre attività finanziarie correnti | 2.883 | 1.552 | 53,8% | 1.860 | 536 | 28,8% |
| Altre attività correnti | 796 | 759 | 95,4% | 268 | 74 | 27,6% |
| Passività | ||||||
| Finanziamenti a lungo termine | 14.206 | 6.095 | 42,9% | 13.397 | 4.141 | 30,9% |
| Derivati - non correnti | 1.536 | 9 | 0,6% | 1.395 | 20 | 1,4% |
| Altre passività non correnti | 21 | 8 | 38,1% | 12 | 9 | 75,0% |
| Finanziamenti a breve termine | 8.367 | 7.834 | 93,6% | 5.001 | 4.715 | 94,3% |
| Debiti commerciali | 84 | 41 | 48,8% | 82 | 43 | 52,4% |
| Derivati - correnti | 183 | 76 | 41,5% | 355 | 53 | 14,9% |
| Altre passività finanziarie correnti | 234 | 23 | 9,8% | 276 | 31 | 11,2% |
| Altre passività correnti | 2.209 | 160 | 7,2% | 2.029 | 317 | 15,6% |
| Milioni di euro | Totale | Correlate | Incidenza % | Totale | Correlate | Incidenza % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | |||||
| Ricavi | 114 | 113 | 99,1% | 53 | 50 | 94,3% |
| Servizi e altri costi operativi | 261 | 86 | 33,0% | 275 | 79 | 28,7% |
| Proventi da partecipazioni | 5.548 | 5.547 | 100,0% | 3.567 | 3.556 | 99,7% |
| Proventi finanziari da contratti derivati | 1.003 | 369 | 36,8% | 1.626 | 437 | 26,9% |
| Altri proventi finanziari | 273 | 263 | 96,3% | 320 | 215 | 67,2% |
| Oneri finanziari da contratti derivati | 925 | 313 | 33,8% | 1.581 | 1.033 | 65,3% |
| Altri oneri finanziari | 775 | 134 | 17,3% | 768 | 85 | 11,1% |
| Milioni di euro | Totale | Correlate | Incidenza % | Totale | Correlate | Incidenza % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | |||||
| Cash flow da attività operativa | 3.995 | (1.098) | -27,5% | 3.449 | 1.574 | 45,6% |
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento | (2.399) | 1.149 | -47,9% | (2.587) | 397 | -15,3% |
| Cash flow da attività di finanziamento | 550 | 2.256 | - | (1.344) | 4.333 | - |
Ai sensi dell'art. 1, commi 125 e 126, della legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti e amministrazioni pubbliche italiane, nonché le erogazioni concesse da Enel SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati. L'informativa tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da soggetti pubblici/entità statali italiani; e (ii) delle erogazioni concesse da parte di Enel SpA e delle controllate del Gruppo a soggetti pubblici o privati residenti o stabiliti in Italia.
L'informativa di seguito presentata include le erogazioni di im-
porto superiore a 10.000 euro, effettuate dal medesimo soggetto erogante nel corso del 2019, anche tramite una pluralità di transazioni economiche. Il criterio di rilevazione utilizzato è quello cosiddetto "di cassa".
Ai sensi delle disposizioni dell'art. 3 quater del decreto legge 14 dicembre 2018, n. 135, convertito dalla legge 11 febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all'art. 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.
Per quanto attiene alle erogazioni concesse, sono di seguito indicate le fattispecie rilevanti.
| Euro | ||
|---|---|---|
| Soggetto beneficiario | Importo erogato |
Descrizione del contributo versato |
| Ashoka Italia Onlus | 75.000 | Erogazione liberale per promuovere la crescita sostenibile nel territorio |
| European University Institute | 103.000 | Erogazione liberale a sostegno delle attività di ricerca |
| Fondazione Centro Studi Enel | 50.000 | Erogazione liberale a sostegno di progetti di ricerca e di alta formazione |
| Fondazione Teatro del Maggio Musicale | 400.000 | Erogazione liberale per progetti culturali anno 2019 |
| Fondazione MAXXI | 600.000 | Erogazione liberale per progetti culturali anno 2019 |
| Fondazione Accademia Nazionale "Santa Cecilia" | 650.000 | Erogazione liberale per progetti culturali anno 2019 |
| Elettrici senza frontiere Onlus | 40.000 | Erogazione liberale per energia dello sviluppo |
| Fondazione Teatro alla Scala | 600.000 | Erogazione liberale per progetti culturali anno 2019 |
| Stichting Global Reporting Initiative | 106.500 | Erogazione liberale per il 2019 |
| Fondazione Opes Onlus | 40.000 | Erogazione liberale per il 2019 |
| Enel Cuore Onlus | 40.000 | Contributo anno 2019 |
| Totale erogazioni effettuate | 2.704.500 |
Milioni di euro
| al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | 2019-2018 | |
|---|---|---|---|
| Fideiussioni e garanzie prestate a: | |||
| - terzi | 25 | 25 | - |
| - imprese controllate | 69.507 | 61.597 | 7.910 |
| Totale | 69.532 | 61.622 | 7.910 |
Le fideiussioni prestate a terzi riguardano sostanzialmente una fideiussione bancaria a favore del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) di 25 milioni di euro acquisita a seguito della fusione per incorporazione di Enel South America in Enel SpA.
Le altre fideiussioni e garanzie rilasciate nell'interesse di società controllate si riferiscono:
per 38.084 milioni di euro a garanzie emesse nell'interesse di Enel Finance International a copertura di emissioni obbligazionarie sui mercati europei e internazionali;
per 17.455 milioni di euro a garanzie emesse nell'interesse delle diverse società del perimetro Enel Green Power per lo sviluppo di nuovi progetti in linea con il piano industriale;
per 3.397 milioni di euro alle garanzie rilasciate alla BEI (Banca Europea per gli Investimenti), per finanziamenti concessi a e-distribuzione, Enel Produzione, Enel Green Power, Enel Green Power Perú, Enel Sole ed Enel X Mobility;
per 1.407 milioni di euro a garanzie in favore di Cassa Depositi e Prestiti emesse nell'interesse di e-distribuzione, beneficiaria del mutuo Enel Efficienza Rete II;
per 1.150 milioni di euro a una garanzia rilasciata da Enel SpA all'Acquirente Unico, nell'interesse di Servizio Elettrico Nazionale SpA, per le obbligazioni assunte nell'ambito del contratto di acquisto di energia elettrica;
per 969 milioni di euro a garanzie rilasciate in favore dell'INPS nell'interesse di varie società del Gruppo, i cui dipendenti hanno aderito alla manovra strutturale di adeguamento dell'organico (art. 4 legge n. 92/2012);
per 827 milioni di euro a garanzie rilasciate all'amministrazione finanziaria per l'adesione alla procedura "IVA di Gruppo", nell'interesse delle società Enel Italia, Enel Innovation Hubs, Enel Global Trading, Enel Produzione, Enelpower, Nuove Energie, Enel.si, Enel Green Power, Enel Sole ed Enel X Italia;
per 751 milioni di euro per garanzie emesse nell'interesse della società di diritto americano Enel Finance America LLC, a copertura del programma di commercial paper presso il mercato nordamericano;
per 646 milioni di euro a garanzie rilasciate a Terna nell'interesse di e-distribuzione, Enel Global Trading, Enel Produzione, Enel Energia ed Enel X Italia relative alle "Convenzioni per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica";
per 500 milioni di euro per garanzie emesse nell'interesse di Enel Finance International a copertura del programma di Euro commercial paper;
per 336 milioni di euro a garanzie rilasciate in favore di Snam Rete Gas nell'interesse di Enel Global Trading, di Enel.si e di Enel Produzione per "capacità di trasporto gas";
per 300 milioni di euro a controgaranzie rilasciate in favore delle banche che hanno garantito il Gestore dei Mercati Energetici, nell'interesse di Enel Global Trading e di Enel Produzione;
per 50 milioni di euro a garanzie rilasciate in favore di RWE Supply & Trading GmbH e nell'interesse di Enel Global Trading per "acquisti di energia elettrica";
per 50 milioni di euro a una garanzia rilasciata a E.ON Energy Trading nell'interesse di Enel Global Trading per "attività di trading sul mercato elettrico";
per 32 milioni di euro a una garanzia rilasciata in favore di Wingas GmbH & CO.KG e nell'interesse di Enel Global Trading per "forniture di gas";
per 34 milioni di euro alla garanzia rilasciata nell'interesse di Enel Italia in favore di Excelsia Nove per il corretto adempimento degli obblighi derivanti dai contratti di locazione;
per 3.519 milioni di euro a garanzie rilasciate a beneficiari diversi nel quadro delle attività di assistenza finanziaria svolta dalla holding nell'interesse delle società controllate.
Rispetto al 31 dicembre 2018, l'incremento delle altre fideiussioni e garanzie rilasciate nell'interesse di società controllate è principalmente ascrivibile all'emissione di prestiti obbligazionari, nell'ambito della strategia di finanziamento del Gruppo Enel e di rifinanziamento del debito consolidato.
In particolare, Enel Finance International NV, la società finanziaria di diritto olandese del Gruppo, controllata da Enel SpA, in data 14 gennaio 2019 ha collocato sul mercato europeo il suo terzo Green Bond, per complessivi 1.000 milioni di euro,
Relazioni
destinato a investitori istituzionali e assistito da una garanzia rilasciata dalla stessa Enel SpA.
In linea con la strategia finanziaria del Gruppo si collocano le emissioni dei due "General Purpose SDG Linked Bond" destinati a investitori istituzionali sul mercato statunitense e sui mercati internazionali per un totale di 1,5 miliardi di dollari statunitensi, pari a un controvalore di circa 1,4 miliardi di euro, e sul mercato europeo per un totale di 2,5 miliardi di euro, legati al raggiungimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite, entrambi garantiti da Enel SpA.
Si evidenzia, inoltre, che Enel SpA in qualità di controllante ha concesso a favore di alcune società del Gruppo lettere di patronage essenzialmente relative a operazioni di cessione di crediti.
In relazione alla centrale termoelettrica di Brindisi Sud, si è svolto davanti il Tribunale di Brindisi un procedimento penale nei confronti di alcuni dipendenti di Enel Produzione – citata quale responsabile civile nel corso del 2013 – 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 con riferimento a condotte che si sarebbero verificate dal 1999 al 2011. A fine 2013, l'accusa è stata estesa anche ai due anni successivi al 2011. Nell'ambito di detto procedimento sono state presentate le richieste delle parti civili costituite, tra le quali la Provincia e il Comune di Brindisi, per il pagamento di una somma complessiva di circa 1,4 miliardi di euro. Con sentenza del 26 ottobre 2016, il Tribunale di Brindisi ha disposto nei confronti dei 13 imputati di Enel Produzione: (i) l'assoluzione di nove di essi per non aver commesso il fatto; (ii) il non doversi procedere per intervenuta prescrizione dei reati contestati per due imputati; (iii) la condanna dei restanti due imputati, con tutti i benefíci di legge, a nove mesi di reclusione. Nell'ambito della stessa sentenza, con riferimento alle richieste di risarcimento del danno, il Tribunale ha disposto altresì: (i) il rigetto di tutte le domande delle parti civili pubbliche e delle associazioni costituitesi parte civile; (ii) l'accoglimento della maggior parte delle domande presentate dalle parti private, rinviando queste ultime dinanzi al giudice civile per la quantificazione, senza disporre il riconoscimento di provvisionali. Avverso la sentenza di condanna è stato proposto appello dai dipendenti condannati e dal responsabile civile Enel Produzione; analogo appello è stato proposto dal dipendente per il quale era stata dichiarata la prescrizione. L'8 febbraio 2019 la Corte d'Appello di Lecce ha: (i) confermato la sentenza di primo grado quanto alle condanne penali per due dirigenti di Enel Produzione; (ii) rigettato le domande di risarcimento del danno di alcune parti private appellanti; (iii) accolto alcune domande di risarcimento danni, in primo grado rigettate, rinviando le parti, come le altre – la cui domanda era stata accolta in primo grado – dinanzi al giudice civile per la quantificazione, senza riconoscere provvisionali; (iv) confermato per il resto la sentenza del Tribunale di Brindisi fatta eccezione per l'estensione delle spese di lite anche alla Provincia di Brindisi, cui non era stato riconosciuto alcun risarcimento del danno né in primo, né in secondo grado.
Con successiva ordinanza, la Corte d'Appello di Lecce ha accolto l'istanza di correzione della sentenza proposta dalla Provincia di Brindisi, riconoscendo la sussistenza di un errore materiale e quindi il diritto generico della Provincia al risarcimento dei danni. Avverso la sentenza di appello, le difese hanno quindi depositato ricorso per cassazione il 22 giugno 2019. Inoltre, alcuni dipendenti di Enel Produzione sono stati coinvolti in processi penali presso i Tribunali di Reggio Calabria e Vibo Valentia per il reato di illecito smaltimento dei rifiuti a seguito di presunte violazioni in merito allo smaltimento dei rifiuti della centrale termoelettrica di Brindisi. Enel Produzione non è stata citata quale responsabile civile.
Con riferimento ai suddetti processi, il procedimento dinanzi al Tribunale di Reggio Calabria si è concluso all'udienza del 23 giugno 2016. Con questa sentenza il Tribunale ha assolto la quasi totalità degli imputati Enel dai principali reati, perché il fatto non sussiste. In un solo caso ha dichiarato la prescrizione. Parimenti è stata dichiarata la prescrizione per tutti i restanti reati, di minore rilevanza penale. Il procedimento dinanzi al Tribunale di Vibo Valentia, invece, è tuttora pendente e si trova in fase dibattimentale, avendo il Tribunale recentemente escluso che sia maturata la prescrizione dei reati contestati. Nell'udienza del 24 febbraio 2020 si è tenuto l'esame del consulente del Pubblico Ministero. L'istruttoria dibattimentale proseguirà il 27 aprile 2020.
In data 11 maggio 2017 l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha notificato l'avvio di un procedimento per presunto abuso di posizione dominante ai sensi dell'art. 102 del Trattato sul Funzionamento dell'Unione Europea (TFUE) nei confronti di Enel SpA (Enel), Enel Energia SpA (EE) e Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) contestando, tra l'altro, una strategia escludente per aver posto in essere alcune condotte commerciali non replicabili, suscettibili di ostacolare i propri concorrenti non integrati e di avvantaggiare la propria società attiva sul mercato libero (EE).
In data 20 dicembre 2018 l'AGCM ha adottato il provvedimento finale, successivamente notificato alle parti in data 8 gennaio 2019, con il quale ha disposto l'irrogazione nei confronti delle società Enel, SEN ed EE di una sanzione amministrativa pecuniaria di 93.084.790,50 euro, per abuso di posizione dominante in violazione dell'art. 102 del TFUE.
La condotta contestata consisterebbe nell'adozione di una strategia escludente realizzata mediante l'utilizzo illegittimo dei dati della base clienti tutelata, acquisiti con il meccanismo del consenso privacy per finalità commerciali.
Relativamente alle ulteriori contestazioni mosse con il provvedimento di avvio del procedimento e riguardanti l'organizzazione e lo svolgimento delle attività di vendita all'interno dei punti fisici sul territorio (Punti Enel e Punti Enel Negozi Partner) e alle politiche di winback, l'AGCM è giunta alla conclusione che le evidenze istruttorie non hanno fornito un quadro probatorio sufficiente a imputare alle società del Gruppo Enel alcuna condotta abusiva.
Avverso il provvedimento, SEN, EE ed Enel hanno rispettivamente presentato ricorso al TAR Lazio. Con sentenze del 17 ottobre 2019, il TAR Lazio ha disposto: (i) l'accoglimento parziale dei ricorsi di EE e SEN in relazione all'illegittimità della determinazione della sanzione che ha, per l'effetto, annullato, ordinando all'AGCM il ricalcolo della stessa secondo specifici parametri che sono poi stati definiti dal medesimo TAR Lazio nelle sentenze definitive, con particolare riguardo alla sostanziale riduzione del periodo del presunto illecito; (ii) il rigetto del ricorso di Enel relativo alla sola parental liability imputatale in qualità di capogruppo. Le tre società hanno presentato appello dinanzi al Consiglio di Stato e, in particolare, EE e SEN, per non aver ritenuto congrua la riduzione del periodo del presunto abuso di cui alle sentenze di parziale accoglimento del TAR Lazio ed Enel, per richiedere l'integrale accoglimento delle proprie ragioni. Anche l'AGCM ha presentato appello incidentale contro le sentenze del TAR Lazio, chiedendo il ripristino della stazione originaria.
Nelle more della predisposizione e della notifica dei ricorsi in appello, il 6 dicembre 2019 l'AGCM, con proprio provvedimento notificato il successivo 13 dicembre 2019, ha rideterminato la sanzione riducendola a 27.529.786,46 euro.
SEN, EE ed Enel hanno quindi notificato all'AGCM e depositato avanti al Consiglio di Stato alcune istanze di sospensiva dell'esecutività della sanzione, seppur nel suo ammontare rideterminato, allo scopo di richiedere la sospensione del relativo pagamento fino all'esito del giudizio di appello. In sede di udienza cautelare, svoltasi il 20 febbraio 2020, non si è proceduto alla discussione di detta istanza, in considerazione della intervenuta fissazione da parte del Consiglio di Stato dell'udienza per la discussione del merito della controversia e la conseguente decisione finale al 21 maggio 2020.
A seguito di un procedimento arbitrale avviato da BEG SpA in Italia, Enelpower ha ottenuto nel 2002 un lodo favorevole, confermato nel 2010 da una pronuncia della Corte di Cassazione, con cui è stata integralmente rigettata la domanda circa il presunto inadempimento di Enelpower a un accordo per la costruzione di una centrale idroelettrica in Albania. Successivamente BEG, attraverso la propria controllata Albania BEG Ambient Shpk, ha avviato in Albania un giudizio contro Enelpower ed Enel SpA, in relazione alla medesima questione, ottenendo dal Tribunale Distrettuale di Tirana una decisione, confermata dalla Cassazione albanese, che condanna Enelpower ed Enel al risarcimento di un danno extracontrattuale di circa 25 milioni di euro per il 2004 e di un ulteriore danno, non quantificato, per gli anni successivi. Albania BEG Ambient Shpk, in virtù di tale decisione, ha chiesto il pagamento a Enel di oltre 430 milioni di euro.
Con sentenza del 16 giugno 2015 si è concluso il primo grado dell'ulteriore giudizio intrapreso da Enel SpA ed Enelpower SpA dinanzi al Tribunale di Roma teso 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 predette iniziative assunte dalla controllata Albania BEG Ambient Shpk. Con tale azione, Enelpower SpA ed Enel SpA chiedevano la condanna di BEG SpA a risarcire il danno in misura pari alla somma che Enel SpA ed Enelpower SpA dovessero essere tenute a corrispondere ad Albania BEG Ambient Shpk in caso di esecuzione della sentenza albanese. Con la suddetta sentenza il Tribunale di Roma ha dichiarato il difetto di legittimazione passiva di BEG SpA ovvero, in via gradata, la inammissibilità della domanda per difetto di interesse
ad agire di Enel SpA ed Enelpower SpA, in quanto la sentenza albanese non è ancora stata dichiarata esecutiva in alcun Paese, con compensazione delle spese del giudizio. Enel SpA ed Enelpower SpA hanno proposto appello avverso la citata sentenza di primo grado avanti alla Corte d'Appello di Roma, chiedendone l'integrale riforma. La prossima udienza, fissata il 13 novembre 2019, è stata rinviata al 7 maggio 2020.
Il 5 novembre 2016 Enel SpA ed Enelpower SpA hanno promosso un giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione albanese, chiedendo la revocazione della sentenza emessa dal Tribunale distrettuale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il procedimento è tuttora pendente.
Albania BEG Ambient Shpk aveva avviato due procedimenti di exequatur della sentenza albanese dinanzi ai tribunali dello Stato di New York e d'Irlanda che si sono entrambi conclusi favorevolmente per Enel SpA ed Enelpower SpA, rispettivamente, in data 23 febbraio e 26 febbraio 2018. Pertanto, non esistono procedimenti allo stato pendenti né in Irlanda, né nello Stato di New York.
Nel febbraio 2012 Albania BEG Ambient Shpk ha convenuto Enel SpA ed Enelpower SpA davanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi per ottenere il riconoscimento in Francia della sentenza albanese. Enel SpA ed Enelpower SpA si sono costituite in giudizio contestando tale iniziativa.
Successivamente all'instaurazione del giudizio dinanzi al Tribunal de Grande Instance, sempre su iniziativa di Albania BEG Ambient Shpk, tra il 2012 e il 2013 sono stati notificati a Enel France alcuni provvedimenti Saise Conservatoire de Créances (sequestro conservativo presso terzi) di eventuali crediti vantati da Enel SpA nei confronti di Enel France.
Il 29 gennaio 2018 il Tribunal de Grande Instance ha emesso una decisione favorevole a Enel ed Enelpower negando ad Albania BEG Ambient Shpk il riconoscimento e l'esecuzione in Francia della sentenza del Tribunale di Tirana per insussistenza dei requisiti richiesti dal diritto francese ai fini dell'exequatur. In particolare, fra l'altro, il Tribunal de Grande Instance ha statuito che: (i) la sentenza albanese contrasti con un giudicato preesistente, nella specie il lodo arbitrale del 2002 e (ii) costituisca una frode alla legge la circostanza che BEG abbia cercato di ottenere in Albania ciò che non è riuscita a ottenere nel giudizio arbitrale italiano, riproponendo la medesima domanda tramite Albania BEG Ambient Shpk.
Albania BEG Ambient Shpk ha proposto appello avverso la citata sentenza. L'udienza dinanzi la Corte d'Appello di Parigi è fissata il 9 giugno 2020 ed è in corso lo scambio di memorie tra le parti.
A fine luglio 2014 Albania BEG Ambient Shpk ha promosso dinanzi al Tribunale di Amsterdam un procedimento per ottenere il riconoscimento e l'esecuzione della decisione albanese in Olanda. Il 29 giugno 2016 il Tribunale ha depositato la sentenza, con cui: (i) ha statuito che la sentenza albanese soddisfa i requisiti per il riconoscimento e l'esecuzione nei Paesi Bassi; (ii) ha ordinato a Enel ed Enelpower di pagare euro 433.091.870,00 ad Albania BEG Ambient Shpk, oltre spese e accessori per euro 60.673,78; (iii) ha respinto la richiesta di Albania BEG Ambient Shpk di dichiarare la sentenza provvisoriamente esecutiva.
Il 29 giugno 2016 Enel ed Enelpower hanno presentato appello avverso la sentenza del Tribunale di Amsterdam emessa nella stessa data. Successivamente, in data 27 settembre 2016, anche Albania BEG Ambient Shpk ha presentato appello avverso la decisione del Tribunale del 29 giugno 2016 per chiedere la riforma della sua parziale soccombenza nel merito. In data 11 aprile 2017 la Corte d'Appello di Amsterdam ha accolto la richiesta avanzata da Enel ed Enelpower di riunire i due procedimenti di appello.
Con decisione del 17 luglio 2018 la Corte d'Appello di Amsterdam ha accolto l'appello proposto da Enel ed Enelpower e ha quindi dichiarato che la sentenza albanese non può essere riconosciuta ed eseguita nei Paesi Bassi. La Corte d'Appello ha ritenuto la decisione albanese arbitraria e manifestamente irragionevole e pertanto contraria all'ordine pubblico olandese. Per questi motivi, la corte non ha considerato necessario analizzare gli ulteriori argomenti di Enel ed Enelpower.
Il procedimento dinanzi alla Corte d'Appello è quindi proseguito relativamente alla domanda subordinata avanzata da Albania BEG Ambient Shpk nell'ambito del procedimento di appello, volta a ottenere che la Corte accerti il merito della controversia oggetto del contenzioso in Albania e in particolare l'asserita responsabilità extracontrattuale di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzione della centrale in Albania. 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 subito 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.
In Lussemburgo, sempre su iniziativa di Albania BEG Ambient Shpk, sono stati notificati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni sequestri conservativi presso terzi di eventuali crediti vantati da Enel SpA.
Parallelamente, Albania BEG Ambient Shpk ha avviato un procedimento volto a riconoscere in tale Stato la sentenza del Tribunale di Tirana. Il procedimento si trova ancora in fase di svolgimento e nessun provvedimento giudiziario è stato assunto.
In data 10 agosto 2018 è stato notificato a e-distribuzione il decreto di citazione diretta a giudizio dinanzi al Tribunale di Milano per il 23 maggio 2019. Il procedimento coinvolge, oltre che e-distribuzione SpA, per ipotesi di violazioni del decreto legislativo n. 231/2001 in materia di responsabilità amministrativa delle persone giuridiche, anche un suo dipendente, nonché alcune società terze e loro esponenti. Il procedimento è stato avviato per la presunta commissione del reato di gestione di rifiuti non autorizzata (art. 256 TUA) e per la violazione di prescrizioni del Codice dei Beni Culturali (decreto legislativo n. 42/2004), in relazione ad alcuni lavori di rimozione di una linea elettrica. Il 16 gennaio 2020 si è tenuta l'ultima udienza nella quale la stessa Procura di Milano aveva concluso per l'assoluzione del dipendente di e-distribuzione SpA (e, di conseguenza, della società ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001) che è stata poi confermata dalla sentenza di assoluzione emessa dal Tribunale di Milano il 23 gennaio 2020.
Relazioni
Di seguito l'elenco dei princípi, modifiche ai princípi e interpretazioni la cui data di efficacia per la Società è successiva al 31 dicembre 2019:
"Amendments to References to the Conceptual Framework in IFRS Standards", emesso a marzo 2019. Il documento delinea le modifiche ai princípi interessati al fine di aggiornare i riferimenti al Conceptual Framework revised. Tali modifiche accompagnano l'ultima versione del "Revised Conceptual Framework for Financial Reporting", emesso a marzo 2018, che prevede alcuni concetti nuovi, offre migliori definizioni e criteri di rilevazione e chiarisce alcuni concetti importanti. Il Conceptual Framework revised e le modifiche summenzionate saranno applicabili a partire dagli esercizi con inizio il 1° gennaio 2020.
"Amendments to IAS 1 and IAS 8 Definition of Material", emesso a ottobre 2018 per allineare la definizione di "materialità" fra princípi e chiarirne alcuni aspetti. La nuova definizione prevede quanto segue: "l'informazione è da considerarsi materiale se si può ragionevolmente prevedere che una sua omissione, errata presentazione od oscuramento influenzi le decisioni adottate dagli utilizzatori primari dei bilanci sulla base di tali bilanci, i quali forniscono informazioni finanziarie su una specifica società". Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi con inizio il 1° gennaio 2020 o successivamente. È consentita un'applicazione anticipata.
"Amendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7 Interest Rate Benchmark Reform", emesso a settembre 2019, prevede alcune modifiche alle disposizioni in tema di hedge accoun-
ting e alcuni obblighi di informazioni aggiuntive durante il periodo di transizione (ossia, fino alla definizione di un Interest Rate Benchmark alternativo ufficiale). Al riguardo, va notato che la riforma impatterà la valutazione al fair value, gli effetti dell'hedge accounting e la posizione finanziaria nettaquando saranno definiti i tassi alternativi.
"Amendments to IAS 1 Classification of Liabilities as Current or Non-current", emesso a gennaio 2020. Le modifiche interessano le previsioni dello IAS 1 relativamente alla presentazione delle passività. Più nel dettaglio, le modifiche chiariscono:
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi con inizio il 1° gennaio 2022 o successivamen-
te. È consentita un'applicazione anticipata.
La Società sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla futura applicazione delle nuove disposizioni.
Il 1° gennaio 2020 si è realizzata la riorganizzazione delle partecipazioni di Enel nelle società italiane mediante conferimento del ramo d'azienda denominato "Enel Italia".
Attraverso tale operazione, in linea con il processo di semplificazione e ottimizzazione della struttura societaria del Gruppo già concluso o avviato nei principali Paesi di presenza, si intende procedere a una razionalizzazione della struttura societaria del Gruppo Enel in Italia, separando le risorse dedicate alla gestione dei diversi business italiani dalle funzioni globali e dalle partecipazioni estere.
A fronte dell'attuale organigramma societario, Enel SpA all'esito del progetto controllerà direttamente una sub-holding italiana – ruolo assunto dall'attuale Enel Italia SpA – che, a sua volta, deterrà tutte le partecipazioni afferenti al perimetro nazionale.
In particolare, Enel ha conferito a Enel Italia un ramo d'azienda composto dalle partecipazioni nelle società Enel Energia SpA, Servizio Elettrico Nazionale SpA, e-distribuzione SpA e, al netto dei rami d'azienda globali trasferiti con operazioni di scissione, le partecipazioni di Enel Produzione SpA e di Enel Green Power Italia Srl (società di nuova costituzione destinata ad accogliere le attività italiane della scissa Enel Green Power SpA).
Il ramo conferito, del valore complessivo pari a 12.097 milioni di euro, comprende inoltre il personale di staff e quello dedicato ai servizi finanziari svolti a favore delle controllate italiane, una quota parte del debito verso Enel Finance International BV necessaria per dotare Enel Italia di una equilibrata struttura finanziaria e i contratti, i crediti e i debiti connessi alle componenti del ramo di cui sopra.
In conformità al progetto di scissione approvato dall'Assemblea Straordinaria della società scissa in data 3 ottobre 2019 e dal Consiglio di Amministrazione della società beneficiaria in data 24 ottobre 2019, il 17 gennaio 2020 si è perfezionato l'atto di scissione parziale di Enel Green Power SpA (EGP) in favore di Enel SpA.
Il compendio scisso prevede l'assegnazione, in favore di Enel, (i) delle partecipazioni totalitarie detenute da EGP in Enel North America Inc. (sino all'8 ottobre 2019 denominata Enel Green Power North America Inc.) ed Enel Green Power Development North America LLC, rappresentative dell'intero capitale sociale di queste ultime e (ii) di un contratto di finanziamento intercompany con Enel Finance International NV.
Trattandosi di scissione di società interamente posseduta dalla società beneficiaria, non è previsto alcun rapporto di cambio e alcun aumento del capitale sociale della società beneficiaria. La scissione comporterà una riduzione del patrimonio netto della società scissa alla data della relativa contabilizzazione per un importo pari a 1 milione di euro, pari al valore netto contabile del compendio scisso alla data del 30 giugno 2019, e un aumento di pari importo delle riserve di patrimonio netto di Enel SpA.
La scissione avrà efficacia giuridica, contabile e fiscale a decorrere dal 1° febbraio 2020.
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. Recentemente, l'Organizzazione Mondiale della Sanità ha confermato 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.
Relazioni
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, che potranno essere mantenute, oppure incrementate, sulla base della futura diffusione del virus.
A tale riguardo, il Gruppo 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.
In osservanza delle recenti raccomandazioni dell'ESMA dell'11 marzo 2020, il Gruppo ha avviato delle 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 che attengono essenzialmente alle dimensioni di analisi di seguito riportate:
previsione degli impatti di natura macroeconomica sulle principali aree di interesse e nei principali Paesi di presenza del Gruppo;
previsione delle quotazioni di energia elettrica e gas nei mercati energetici e delle altre materie prime;
previsione degli impatti sulla domanda elettrica nei Paesi in cui opera il Gruppo, influenzata dalle diverse misure di contenimento alla diffusione dei contagi adottate a livello locale;
analisi dei possibili ritardi sulle forniture e sugli appalti, a livello di supply chain di singola business line, in funzione delle misure restrittive introdotte in alcuni Paesi alle attività produttive.
Sulla base delle attuali informazioni disponibili, in uno scenario in continua evoluzione, è attivo un monitoraggio costante delle modifiche delle variabili macroeconomiche e di business per avere disponibile in tempo reale la miglior stima dei potenziali impatti sul Gruppo e permetterne la mitigazione con dei piani di reazione/contingency.
Grazie alla diversificazione geografica del Gruppo, al suo 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, non si hanno al momento evidenze di impatti significativi del COVID-19 sul Gruppo.
I corrispettivi di competenza dell'esercizio 2019 riconosciuti – da Enel SpA e dalle sue controllate al 31 dicembre 2019 – alla Società di revisione e alle entità appartenenti al suo network
a fronte di prestazioni di servizi, sono riepilogati nella tabella che segue, redatta secondo quanto indicato dall'art. 149 duodecies del "Regolamento Emittenti CONSOB".
| Tipologia di servizi | Soggetto che ha erogato il servizio | Compensi (milioni di euro) |
|---|---|---|
| Enel SpA | ||
| di cui: | ||
| Revisione contabile | - EY SpA | 1,0 |
| - entità della rete EY | - | |
| di cui: | ||
| Servizi di attestazione | - EY SpA | 1,1 |
| - entità della rete EY | - | |
| di cui: | ||
| Altri servizi | - EY SpA | - |
| - entità della rete EY | - | |
| Totale | 2,0 | |
| Società controllate da Enel SpA | ||
| di cui: | ||
| Revisione contabile | - EY SpA | 2,8 |
| - entità della rete EY | 10,3 | |
| di cui: | ||
| Servizi di attestazione | - EY SpA | 1,5 |
| - entità della rete EY | 2,4 | |
| di cui: | ||
| Altri servizi | - EY SpA | - |
| - entità della rete EY | 0,1 | |
| Totale | 17,2 | |
| TOTALE | 19,2 |
Attestazione dell'Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio di esercizio di Enel SpA al 31 dicembre 2019, 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, 19 marzo 2020
Francesco Starace Alberto De Paoli
Bilancio di esercizio 147
Amministratore Delegato di Enel SpA Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel SpA
398 Relazione finanziaria annuale consolidata 2019 399Relazioni nel corso dell'esercizio che si è chiuso il 31 dicembre 2019 abbiamo svolto nell'ambito di Enel S.p.A. (nel prosieguo indicata anche come "Enel" o la "Società") l'attività di vigilanza prevista dalla legge. In particolare, ai sensi del combinato disposto dell'art. 149, comma 1 del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 (d'ora in avanti, per brevità, indicato come "Testo Unico della Finanza") e dell'art. 19, comma 1 del Decreto Legislativo 27 gennaio 2010, n. 39, così come modificato dal Decreto Legislativo 17 luglio 2016, n. 135 (d'ora in avanti, per brevità, indicato come "Decreto 39/2010"), abbiamo vigilato circa:
Nello svolgimento degli opportuni controlli e verifiche sui profili e sugli ambiti di attività sopra evidenziati non abbiamo riscontrato particolari criticità.
Tenuto conto delle indicazioni fornite dalla CONSOB con Comunicazione DEM/1025564 del 6 aprile 2001 e successivi aggiornamenti, riferiamo e segnaliamo in particolare quanto segue:
• abbiamo vigilato circa l'osservanza della legge e dello statuto e non abbiamo osservazioni da formulare al riguardo;
disposto dal Decreto Legislativo 28 febbraio 2005, n. 38 e ai relativi provvedimenti attuativi. Il Bilancio individuale dell'esercizio 2019 della Società, inoltre, è redatto nella prospettiva della continuità aziendale e applicando il metodo del costo storico, ad eccezione delle voci che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione delle singole voci del Bilancio stesso. Nelle note di commento al Bilancio individuale sono riportati analiticamente i princìpi contabili e i criteri di valutazione adottati. Riguardo ai princìpi contabili di recente emanazione, nelle note di commento al Bilancio individuale sono riportati (i) i princìpi applicati per la prima volta nel 2019, che, secondo quanto ivi indicato, non hanno comportato impatti significativi nell'esercizio di riferimento e (ii) i princìpi di futura applicazione. Il Bilancio individuale 2019 della Società è stato sottoposto a revisione legale da parte della Società di revisione EY S.p.A. che, ai sensi dell'art. 14 del Decreto 39/2010 e dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014, ha espresso nella propria relazione un giudizio senza rilievi né richiami di informativa, anche con riferimento alla coerenza della Relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari con il Bilancio della Società nonché alla conformità della medesima Relazione sulla gestione alle norme di legge. La relazione di EY S.p.A. include inoltre:
analiticamente i princìpi contabili e i criteri di valutazione adottati. Riguardo ai princìpi contabili di recente emanazione, nelle note di commento al Bilancio consolidato sono riportati (i) i princìpi applicati per la prima volta nel 2019 e, in particolare, l'IFRS 16 Leasing, con puntuale illustrazione dei relativi impatti a livello di Stato Patrimoniale e Conto Economico e (ii) i princìpi di futura applicazione. Il Bilancio consolidato dell'esercizio 2019 del Gruppo Enel è stato anch'esso sottoposto a revisione legale da parte della Società di revisione EY S.p.A. che, ai sensi dell'art. 14 del Decreto 39/2010 e dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014, ha espresso nella propria relazione un giudizio senza rilievi né richiami di informativa, anche con riferimento alla coerenza della Relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari con il Bilancio consolidato nonché alla conformità della medesima Relazione sulla gestione alle norme di legge. La relazione di EY S.p.A. include inoltre:
Per gli incarichi a essa conferiti, la Società di revisione EY S.p.A. ha altresì emesso le relazioni sulla revisione dei bilanci relativi all'esercizio 2019 delle più rilevanti società italiane del Gruppo Enel senza rilievi. Inoltre, nel corso degli incontri periodici con i rappresentanti della Società di revisione EY S.p.A., questi ultimi non hanno evidenziato criticità relative ai reporting packages delle principali società estere del Gruppo Enel, selezionati dai revisori stessi in base al piano di lavoro predisposto per la revisione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel, tali da fare emergere rilievi da riportare nel giudizio sul Bilancio medesimo;
• tenuto conto delle raccomandazioni formulate dall'Autorità Europea degli Strumenti Finanziari e dei Mercati ("ESMA") in data 21 gennaio 2013 (confermate, da ultimo, nel Public Statement del 27 ottobre 2015), intese ad assicurare una maggiore trasparenza delle metodologie adottate da parte delle società quotate nell'ambito delle procedure di impairment test sull'avviamento, nonché in linea con quanto raccomandato dal documento congiunto Banca d'Italia – CONSOB – ISVAP n. 4 del 3 marzo 2010 e alla luce delle indicazioni da ultimo fornite dalla stessa CONSOB nella Comunicazione n. 7780 del 28 gennaio 2016, la rispondenza della procedura di impairment test alle prescrizioni del principio contabile internazionale IAS 36 ha formato oggetto di espressa approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione della Società, previo parere favorevole rilasciato al riguardo dal Comitato controllo e rischi, nel mese di febbraio 2020, in data anteriore rispetto a quella di approvazione dei documenti di Bilancio relativi al 2019;
Business Lines e adottando adeguati standard in materia di security, safety e ambientale. Paesi e Regioni sono suddivisi in: Italia, Iberia, Europa e Affari Euro-Mediterranei, America Latina, Nord America, nonché Africa, Asia e Oceania; (iii) Funzioni Globali di Servizio, cui è affidato il compito di gestire le attività di information and communication technology (Global Digital Solution) e gli acquisti a livello di Gruppo (Global Procurement); (iv) Funzioni di Holding, cui è affidato tra l'altro il compito di gestire i processi di governance a livello di Gruppo, così suddivise: Amministrazione, Finanza e Controllo, Risorse Umane e Organizzazione, Comunicazione, Affari Legali e Societari, Audit, Innovazione. Riteniamo che il modello organizzativo sopra descritto sia adeguato a supportare lo sviluppo strategico della Società e del Gruppo Enel e risulti altresì coerente con le esigenze di controllo;
Abbiamo tenuto periodiche riunioni con gli esponenti della medesima Società di revisione, ai sensi dell'art. 150, comma 3 del Testo Unico della Finanza, nel corso delle quali non sono emerse risultanze di significatività tale da dovere essere riportate nella presente relazione.
Con specifico riguardo a quanto previsto dall'art. 11 del Regolamento (UE) n. 537/2014, la Società di revisione EY S.p.A. ha presentato in data odierna al Collegio Sindacale, con riferimento all'esercizio 2019, la "relazione aggiuntiva" sui risultati della revisione legale dei conti svolta, dalla quale non emergono difficoltà significative incontrate nell'ambito della revisione stessa, né carenze significative concernenti il sistema di controllo interno per l'informativa finanziaria e/o il sistema contabile di Enel. Il Collegio Sindacale provvederà a trasmettere tempestivamente tale relazione al Consiglio di Amministrazione, corredata da proprie eventuali osservazioni, secondo quanto previsto dall'art. 19, comma 1, lett. a) del Decreto 39/2010.
La medesima Società di revisione non ha elaborato la lettera di suggerimenti (c.d. "management letter") riferita all'esercizio 2019;
unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui quest'ultima è esposta. Nella citata relazione è stato altresì segnalato che l'adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio individuale della Società è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria (supportata anche dagli esiti del c.d. "testing indipendente", affidato ad una qualificata società di consulenza e alla funzione Audit della Società, ciascuna per quanto di competenza in relazione alla differente natura dei vari controlli) e che dalla valutazione di detto sistema non sono emersi aspetti di rilievo. Analoga relazione di attestazione risulta redatta con riguardo al Bilancio consolidato del Gruppo Enel per l'esercizio 2019;
informativa sul sistema di corporate governance della Società è contenuta nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l'esercizio 2019.
Nel mese di marzo 2019 e, da ultimo, nel mese di febbraio 2020, abbiamo avuto modo di verificare che il Consiglio di Amministrazione, nel valutare l'indipendenza dei propri componenti non esecutivi, ha correttamente applicato i criteri individuati nel Codice di Autodisciplina e il principio della prevalenza della sostanza sulla forma ivi indicato, avendo seguito a tal fine una procedura di accertamento trasparente, le cui caratteristiche sono descritte nella indicata Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l'esercizio 2019.
Per quanto riguarda la c.d. "autovalutazione" dell'indipendenza dei propri componenti, il Collegio Sindacale – nel mese di maggio 2019 e, da ultimo, nel mese di febbraio 2020 – ha accertato la sussistenza dei relativi requisiti di cui al Testo Unico della Finanza e al Codice di Autodisciplina in capo a tutti i Sindaci effettivi.
Nell'ultimo scorcio dell'esercizio 2019 e durante i primi due mesi del 2020, il Collegio Sindacale ha effettuato, con il supporto di una società di consulenza indipendente, una valutazione della dimensione, della composizione e del funzionamento del Collegio stesso (c.d. "board review"), come già accaduto con riferimento all'esercizio 2018 e in analogia a quanto accade per il Consiglio di Amministrazione fin dal 2004. Trattasi di una best practice che il Collegio Sindacale ha inteso adottare pur in assenza di una specifica raccomandazione del Codice di Autodisciplina e seguendo le modalità della "peer-to-peer review", ossia mediante la valutazione non solo del funzionamento dell'organo nel suo insieme, ma anche dello stile e del contenuto del contributo fornito da ciascuno dei Sindaci. Gli esiti della board review riferita all'esercizio 2019 mostrano un quadro positivo del funzionamento del Collegio Sindacale di Enel, dal quale emerge che tale organo – pur avendo significativamente modificato la propria composizione in occasione del rinnovo disposto dall'assemblea ordinaria del 16 maggio 2019 – ha saputo adottare modalità di funzionamento efficaci ed efficienti, nonché allineate al quadro normativo di riferimento, come attestato dalla società di consulenza incaricata.
Nel corso del 2019 il Collegio Sindacale ha avuto, inoltre, modo di partecipare ad un apposito programma di "induction", che si è articolato in 4 incontri ed è stato organizzato dalla Società per fornire ad Amministratori e Sindaci un'adeguata conoscenza dei settori di attività in cui opera il Gruppo Enel, nonché delle dinamiche aziendali e della loro evoluzione, dell'andamento dei mercati e del quadro normativo di riferimento. Per un'analisi delle tematiche trattate in occasione delle varie sessioni di "induction", si rinvia a quanto indicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l'esercizio 2019;
modalità di adattamento di tale modello alle caratteristiche delle varie società italiane del Gruppo, nonché per un'indicazione delle finalità dell'"Enel Global Compliance Program" indirizzato alle società estere del Gruppo, si rinvia a quanto indicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l'esercizio 2019. L'organismo chiamato a vigilare sul funzionamento e l'osservanza del modello stesso, nonché a curare il suo aggiornamento adotta una composizione collegiale. Dal mese di dicembre 2017 tale organismo risulta composto da tre membri esterni dotati di specifiche competenze professionali in materia di organizzazione aziendale e diritto penale d'impresa. Il Collegio Sindacale ha ricevuto adeguate informazioni sulle principali attività svolte nel corso del 2019 da parte del medesimo organismo di vigilanza, anche in occasione di incontri svoltisi con i relativi componenti; dall'esame di tali attività non è emersa evidenza di fatti e/o situazioni da menzionare nella presente relazione;
di riferimento, apposita informativa sugli emolumenti maturati nel corso dell'esercizio 2019 da parte dei dirigenti con responsabilità strategiche (per questi ultimi in forma aggregata) e dai componenti dell'organo di controllo.
Il Collegio Sindacale ha inoltre vigilato sul processo di elaborazione della politica in materia di remunerazione per il 2020, senza riscontrare criticità. Ha formato oggetto di verifica, in particolare, la coerenza delle diverse misure previste da tale politica rispetto alle disposizioni della Direttiva (UE) 2017/828 (il cui recepimento nell'ordinamento italiano non risulta ancora completato alla data della presente Relazione), alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina, nonché alle risultanze dell'analisi di benchmark effettuate, anche su scala internazionale, da una società di consulenza indipendente di cui il Comitato per le nomine e le remunerazioni ha ritenuto di avvalersi.
L'attività di vigilanza è stata svolta dal Collegio Sindacale nell'esercizio 2019 nel corso di 17 riunioni (12 delle quali tenute in forma congiunta con il Comitato controllo e rischi), nonché con la partecipazione alle 14 riunioni del Consiglio di Amministrazione e, per il tramite del Presidente o di uno o più dei suoi membri, alle 8 riunioni del Comitato per le nomine e le remunerazioni, all'unica riunione del Comitato parti correlate e alle 8 riunioni del Comitato per la corporate governance e la sostenibilità. Alle riunioni del Collegio Sindacale, così come a quelle del Consiglio di Amministrazione, ha partecipato il Magistrato della Corte dei Conti delegato al controllo sulla gestione finanziaria della Società.
Nel corso di detta attività e sulla base delle informazioni ottenute dalla Società di revisione EY S.p.A. non sono state rilevate omissioni e/o fatti censurabili e/o irregolarità o, comunque, fatti significativi tali da richiedere la segnalazione alle Autorità di vigilanza ovvero menzione nella presente relazione.
Il Collegio Sindacale rileva, infine, che, alla data della presente Relazione, è in corso una imponente emergenza sanitaria su scala mondiale dovuta all'epidemia da COVID-19. Le Autorità italiane hanno introdotto rilevanti limitazioni della libertà di circolazione all'interno del territorio nazionale per contenere il contagio, disponendo tra l'altro divieti di assembramento.
In tale contesto il Collegio Sindacale, in ottemperanza alle suddette misure di contenimento dell'epidemia da COVID-19, ha tenuto le proprie riunioni – a partire dall'adunanza del 26 febbraio 2020 – esclusivamente mediante l'utilizzo di sistemi di audio/video conferenza da parte di tutti i partecipanti, garantendo, comunque, l'identificazione degli stessi e lo scambio di documentazione, secondo quanto previsto dall'art. 25.4 dello Statuto sociale.
Il Collegio Sindacale segnala altresì che, secondo quanto consentito dall'art. 106, comma 4, del Decreto Legge 17 marzo 2020 n. 18, il Consiglio di Amministrazione della Società ha convocato l'Assemblea ordinaria degli Azionisti per il 14 maggio 2020 in unica convocazione, prevedendo che essa si svolga secondo modalità che consentano ai Soci di intervenirvi esclusivamente tramite il rappresentante designato dalla Società, al quale potranno essere conferite anche deleghe o subdeleghe ai sensi dell'art. 135 novies del Testo Unico della Finanza, in deroga rispetto a quanto previsto dall'art. 135 undecies, comma 4, del medesimo Testo Unico. Il Collegio Sindacale vigilerà affinché in occasione dell'indicata Assemblea i diritti dei Soci possano essere regolarmente esercitati, nei limiti consentiti dalle peculiari modalità previste per il relativo svolgimento.
Il Collegio Sindacale svolgerà nei prossimi mesi la propria attività di vigilanza in stretto coordinamento con il Consiglio di Amministrazione, per verificare gli impatti economici e finanziari per la Società e il Gruppo Enel determinati dall'epidemia da COVID-19.
Il Collegio Sindacale, a seguito dell'attività di vigilanza svolta e in base a quanto emerso nello scambio di dati e informazioni con la Società di revisione EY S.p.A., Vi propone di approvare il Bilancio della Società al 31 dicembre 2019 in conformità a quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione.
Roma, 8 aprile 2020 Il Collegio Sindacale ____________________
Dott.ssa Barbara Tadolini Presidente
____________________
Avv. Romina Guglielmetti – Sindaco
____________________
Prof. Claudio Sottoriva – Sindaco
EY S.p.A. Via Lombardia, 31 00187 Roma
Tel: +39 06 324751 Fax: +39 06 324755504 ey.com
| Aspetti chiave | Risposte di revisione |
|---|---|
| Recuperabilità delle partecipazioni |
Revisione testi postScriptum di Paola Urbani
Stampa Varigrafica Alto Lazio
Tiratura: 15 copie
Finito di stampare nel mese di maggio 2020
Carta Fedrigoni Freelife Cento
Grammatura 120 g/m2
Numero di pagine 172
Carta Fedrigoni Freelife Cento
Grammatura 300 g/m2
Questa pubblicazione è stampata su carta 100% certificata FSC®
Il presente fascicolo forma parte integrante della Relazione finanziaria annuale di cui all'art. 154 ter, comma 1, Testo Unico della Finanza (decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58)
Pubblicazione fuori commercio
Enel Società per azioni Sede legale 00198 Roma Viale Regina Margherita, 137 Capitale sociale Euro 10.166.679.946 i.v. Registro Imprese di Roma, Codice Fiscale 00811720580 R.E.A. 756032 Partita IVA 00934061003
© Enel SpA 00198 Roma, Viale Regina Margherita, 137
enel.com
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.