Enel

Quarterly Report • May 15, 2017

Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2017

La nostra missione3
Premessa4
Sintesi dei risultati8
Risultati economici per area di attività18
Italia 22
Iberia27
America Latina30
Europa e Nord Africa 34
Nord e Centro America 37
Africa Sub-Sahariana e Asia39
Altro, elisioni e rettifiche41
Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo 42
Analisi della struttura finanziaria del Gruppo43
Fatti di rilievo del primo trimestre 2017 46
Scenario di riferimento 50
Prevedibile evoluzione della gestione 54
Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2017 55
Conto economico consolidato sintetico56
Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo57
Situazione patrimoniale consolidata sintetica 58
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato 59
Rendiconto finanziario consolidato sintetico 60
Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2017 61
Dichiarazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle disposizioni dell'art. 154 bis, comma 2 del decreto legislativo n. 58/1998 89

La nostra missione

Premessa

Il Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2017 è stato redatto in osservanza a quanto disposto dall'art. 154 ter, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, con la precisazione riportata nel paragrafo successivo, e in conformità ai criteri di rilevazione e di misurazione stabiliti dai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell'Unione Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura del periodo. Per una trattazione più completa dei princípi contabili e i criteri di valutazione applicati si rinvia alla successiva Nota 1 nelle Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato.

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

Definizione degli indicatori di performance

Al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione economico-finanziaria del Gruppo, nel presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2017 sono stati predisposti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai princípi contabili IFRS-EU adottati. Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del bilancio consolidato trimestrale abbreviato e che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento del Gruppo, 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 dall'European Securities and Markets Authority (ESMA) circa la loro presentazione nelle informazioni regolamentate diffuse o nei prospetti pubblicati a partire dal 3 luglio 2016. Questi Orientamenti, che aggiornano la precedente Raccomandazione CESR (CESR/05-178b), sono volti a promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi di performance inclusi nelle informazioni regolamentate o nei prospetti rientranti nell'ambito d'applicazione della Direttiva 2003/71/CE, al fine di migliorarne la comparabilità, l'affidabilità e la comprensibilità. Nel seguito sono forniti, in linea con le comunicazioni sopra citate, i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori:

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

Margine operativo lordo ordinario: è calcolato depurando dal "margine operativo lordo" tutte le partite relative a operazioni straordinarie quali acquisizioni o cessioni di aziende (per esempio plusvalenze e minusvalenze), a eccezione di quelle realizzate nel settore di sviluppo delle energie rinnovabili secondo il nuovo modello di business, avviato nel quarto trimestre 2016, di "Build, Sell and Operate", nel quale i proventi derivanti dalla cessione dei progetti rappresentano il risultato di un'attività di natura ordinaria per il Gruppo.

Risultato operativo ordinario: è determinato eliminando dal "risultato operativo" gli effetti delle operazioni straordinarie commentate relativamente al margine operativo lordo, nonché gli impairment significativi rilevati sugli asset a esito degli impairment test o della classificazione tra le "attività possedute per la vendita".

Risultato netto del Gruppo ordinario: definito come il "risultato netto del Gruppo" riconducibile alla sola gestione caratteristica, è pari al "risultato netto del Gruppo" al netto degli effetti sullo stesso (al netto quindi degli eventuali effetti fiscali e sulle interessenze di terzi) delle partite precedentemente commentate nel "risultato operativo ordinario"

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

• delle "Attività per imposte anticipate";
• dei "Titoli detenuti sino a scadenza (Held to Maturity)", degli "Investimenti finanziari in fondi o gestioni patrimoniali valutati al fair value con imputazione a Conto economico", e dei "Crediti finanziari diversi" inclusi nelle "Altre attività finanziarie non correnti";
• dei "Finanziamenti a lungo termine";
• del "Benefíci ai dipendenti";
• dei "Fondi rischi e oneri (quota non corrente)";
• delle "Passività per imposte differite".

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

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

Attività nette possedute per la vendita: definite come somma algebrica delle "Attività possedute per la vendita" e delle "Passività possedute per la vendita".

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

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

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

• al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti";

• al netto della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Crediti per factoring", dei "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti";

• al netto dei "Titoli detenuti sino a scadenza (Held to Maturity)", dei "Titoli disponibili per la vendita" degli "Investimenti finanziari in fondi o gestioni patrimoniali valutati al fair value con imputazione a Conto economico", 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 26 luglio 2007 per la definizione della posizione finanziaria netta, dedotti i crediti finanziari e i titoli non correnti.

Modello organizzativo di Enel

In data 8 aprile 2016 il Gruppo Enel si è dotato di una nuova struttura organizzativa, anche al fine di avviare il processo di integrazione di Enel Green Power. In particolare, fra le principali novità introdotte dalla nuova struttura organizzativa si segnalano:

• il riassetto delle geografie di presenza del Gruppo, con la valorizzazione di Paesi che rappresentano le nuove opportunità di business nel mondo e che sono Paesi in cui la presenza del Gruppo Enel si è finora concretizzata per il tramite di Enel Green Power. Si passa quindi da una matrice con quattro aree geografiche a una con sei. Si confermano la Country "Italia" e le aree geografiche di "Iberia" e "America Latina", mentre l'area di Europa dell'Est si estende diventando "Europa e Nord Africa". Entrano inoltre due nuove aree geografiche: "Nord e Centro America" e "Africa Sub-Sahariana e Asia". Le sei geografie continueranno ad avere il ruolo di presidio e integrazione dei business a livello locale, favorendo lo sviluppo di tutti i segmenti della catena del valore. A livello geografico, nei Paesi di compresenza del business sia convenzionale sia rinnovabile, verrà inoltre unificata la figura del Country Manager;
• la convergenza dell'intera filiera idroelettrica nell'ambito della linea di business delle energie rinnovabili;
• la gestione integrata del dispacciamento della flotta di generazione, rinnovabile e termica, da parte dell'Energy Management di Country, nell'ambito delle linee guida stabilite dalla Divisione Global Trading.

In particolare, la nuova struttura organizzativa del Gruppo Enel si articola, come la precedente, in una matrice che considera:

• Linee di Business Globali (Generazione Termoelettrica Globale e Trading, Infrastrutture e Reti Globale, Energie Rinnovabili), cui è affidato il compito di gestire e sviluppare gli asset, ottimizzandone le prestazioni e il ritorno sul capitale investito, nelle varie aree geografiche di presenza del Gruppo; alle Divisioni è affidato inoltre il compito di migliorare l'efficienza dei processi gestiti e condividere le migliori pratiche a livello mondiale. Il Gruppo potrà beneficiare di una visione industriale centralizzata dei progetti nelle varie linee di business. Ogni singolo progetto sarà valutato non solo sulla base del ritorno finanziario, ma anche in relazione alle migliori tecnologie disponibili a livello di Gruppo. Il 12 settembre 2016, a seguito della positiva esperienza in Italia di Enel Open Fiber, Enel ha creato una nuova unità di business a livello globale, nell'ambito della Global Business Line Infrastrutture e Reti, con il compito di gestire questa nuova dimensione strategica del gruppo sia in Italia sia nel resto del mondo. La nuova unità di business "Global Fiber Optic Infrastructures" avrà la missione di definire strategie e realizzare modelli di business per lo sviluppo di infrastrutture in fibra ottica da parte del Gruppo a livello globale;
• Geografie (Italia, Iberia, America Latina, Europa e Nord Africa, Nord e Centro America, Africa Sub-Sahariana e Asia), cui è affidato il compito di gestire nell'ambito di ciascun Paese di presenza del Gruppo le relazioni con organi istituzionali e autorità regolatorie locali, nonché le attività di vendita di energia elettrica e gas, fornendo altresì supporto in termini di attività di staff e altri servizi alle Divisioni;

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

• Funzioni Globali di Servizio (Acquisti e ICT), cui è affidato il compito di gestire le attività di information and communication technology e gli acquisti a livello di Gruppo;
• Funzioni di Holding (Amministrazione, Finanza e Controllo, Risorse Umane e Organizzazione, Comunicazione, Affari Legali e Societari, Audit, Affari Europei, Innovazione e Sostenibilità), cui è affidato il compito di gestire i processi di governance a livello di Gruppo.

La nuova struttura organizzativa ha modificato la struttura del reporting, l'analisi dei risultati economici e finanziari del Gruppo e, coerentemente, la rappresentazione dei risultati consolidati a partire dal 30 settembre 2016. Conseguentemente, nel presente Resoconto intermedio di gestione, i risultati per settore di attività sono commentati seguendo il nuovo assetto organizzativo e tenendo conto di quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 8 in termini di "management approach". Analogamente sono stati ripresentati, per fini comparativi, i dati relativi al primo trimestre 2016.

Come preannunciato già nel corso del Capital Markets Day a novembre 2016, il 28 aprile 2017 è stata introdotta una nuova Global Business Line, denominata "E-Solutions" al fine di favorire l'attenzione al cliente e la digitalizzazione quali acceleratori di valore all'interno del piano strategico 2017-2019. La nuova business line infatti si occuperà di soluzioni digitali avanzate quali soluzioni per l'efficienza energetica, "segnalazioni intelligenti", fibra ottica, illuminazione, prodotti mini-grid, generazione distribuita, servizi domanda-risposta, veicoli elettrici, strutture di ricarica, mobilità integrata, applicazioni smart, servizi per la casa e la famiglia, servizi finanziari.

Dall'ideazione allo sviluppo tecnologico, dalle prove di collaudo al marketing passando per le vendite e le attività post-vendita, la Global E-Solutions gestirà un portfolio trasversale per l'intero ciclo di vita, assicurando, attraverso tutte le leve e le best practice disponibili, uno scouting mirato a trovare nuove tecnologie e sviluppare modelli di business così come nuovi flussi di entrate in modo tale da poter raggiungere nuovi territori.

Nei prossimi mesi la nuova organizzazione verrà progressivamente implementata nelle Country del Gruppo, e conseguentemente verrà adeguata anche la reportistica per segmento operativo.

Sintesi dei risultati

Dati economici, patrimoniali e finanziari

Milioni di euro 1° trimestre
	2017	2016
Ricavi	19.366	17.872
Margine operativo lordo	3.914	4.017
Risultato operativo	2.525	2.670
Risultato netto del Gruppo e di terzi	1.304	1.305
Risultato netto del Gruppo	983	939
Risultato netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	0,10	0,09
Capitale investito netto	93.182	(1) 90.128
Indebitamento finanziario netto	39.282	(1) 37.553
Patrimonio netto (incluse interessenze di terzi)	53.900	(1) 52.575
Patrimonio netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	3,53	(1) 3,42
Cash flow da attività operativa	1.740	1.567
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	1.453	1.547 (2)

(1) Dati al 31 dicembre 2016.

(2) Il dato non include 103 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 31 marzo 2016.

I ricavi dei primi tre mesi del 2017 sono pari a 19.366 milioni di euro con un incremento di 1.494 milioni di euro (+8,4%) rispetto all'analogo periodo del 2016. L'incremento, sostenuto anche dalla svalutazione dell'euro nei confronti di buona parte delle valute dei Paesi in cui il Gruppo opera, è sostanzialmente riferibile ai maggiori ricavi per vendita di energia ai clienti finali, per trasporto di energia elettrica, alle maggiori attività di trading di energia elettrica nonché alla vendita di combustibili; tali effetti sono solo parzialmente compensati da minori vendite all'ingrosso e dall'effetto del deconsolidamento di Slovenské elektrárne. Si segnala infine che i ricavi del primo trimestre 2017 includono la plusvalenza relativa alla cessione della partecipazione nella società cilena Electrogas per 151 milioni di euro, mentre nel primo trimestre 2016 includono la plusvalenza di 146 milioni di euro relativa alla cessione di Hydro Dolomiti Enel.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Italia	10.293	9.382	911	9,7%
Iberia	5.210	4.768	442	9,3%
America Latina	3.247	2.513	734	29,2%
Europa e Nord Africa	642	1.213	(571)	-47,1%
Nord e Centro America	177	244	(67)	-27,5%
Africa Sub-Sahariana e Asia	21	3	18	-
Altro, elisioni e rettifiche	(224)	(251)	27	10,8%
Totale	19.366	17.872	1.494	8,4%

Il margine operativo lordo del primo trimestre 2017, pari a 3.914 milioni di euro, rileva un decremento di 103 milioni di euro (-2,6%) rispetto all'analogo periodo del 2016. In particolare, il miglioramento rilevato in America Latina (e in particolar modo in Brasile e Colombia), anche in virtù dell'effetto cambio e della sopracitata plusvalenza dalla cessione di Electrogas, è più che compensato dal calo della marginalità in Iberia, nonché dall'effetto delle variazioni del perimetro di consolidamento che hanno impattato negativamente i risultati in Europa e Nord Africa (sostanzialmente a seguito della cessione di Slovenské

elektrárne) e Nord e Centro America (a seguito del deconsolidamento di Enel Green Power North America Renewable Energy Partners).

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Italia	1.959	1.947	12	0,6%
Iberia	694	843	(149)	-17,7%
America Latina	1.087	849	238	28,0%
Europa e Nord Africa	144	238	(94)	-39,5%
Nord e Centro America	113	180	(67)	-37,2%
Africa Sub-Sahariana e Asia	12	(2)	14	-
Altro	(95)	(38)	(57)	-
Totale	3.914	4.017	(103)	-2,6%

Il margine operativo lordo ordinario ammonta a 3.763 milioni di euro, con un decremento di 108 milioni di euro rispetto ai primi tre mesi del 2016 (-2,8%). Le partite straordinarie dei primi tre mesi del 2017, non contenute nel margine operativo lordo ordinario, sono le stesse citate precedentemente nel commento ai ricavi.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Italia	1.959	1.801	158	8,8%
Iberia	694	843	(149)	-17,7%
America Latina	936	849	87	10,2%
Europa e Nord Africa	144	238	(94)	-39,5%
Nord e Centro America	113	180	(67)	-37,2%
Africa Sub-Sahariana e Asia	12	(2)	14	-
Altro	(95)	(38)	(57)	-
Totale	3.763	3.871	(108)	-2,8%

Il risultato operativo del primo trimestre 2017 ammonta a 2.525 milioni di euro. Il decremento di 145 milioni di euro (-5,4%) rispetto all'analogo periodo del 2016, è dovuto ai maggiori ammortamenti e impairment per 42 milioni di euro. Tale effetto riflette il deprezzamento dell'euro, il cui effetto è parzialmente compensato dai minori ammortamenti conseguenti il cambio di vita utile di alcune parti di impianti da fonte rinnovabile.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Italia	1.416	1.410	6	0,4%
Iberia	278	409	(131)	-32,0%
America Latina	775	617	158	25,6%
Europa e Nord Africa	91	169	(78)	-46,2%
Nord e Centro America	62	119	(57)	-47,9%
Africa Sub-Sahariana e Asia	2	(3)	5	-
Altro	(99)	(51)	(48)	-94,1%
Totale	2.525	2.670	(145)	-5,4%

Il risultato operativo ordinario, che non include le stesse partite escluse dal margine operativo lordo ordinario, ammonta a 2.374 milioni di euro, con un decremento di 150 milioni di euro (-5,9%) rispetto all'analogo periodo del 2016.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Italia	1.416	1.264	152	12,0%
Iberia	278	409	(131)	-32,0%
America Latina	624	617	7	1,1%
Europa e Nord Africa	91	169	(78)	-46,2%
Nord e Centro America	62	119	(57)	-47,9%
Africa Sub-Sahariana e Asia	2	(3)	5
Altro	(99)	(51)	(48)	-94,1%
Totale	2.374	2.524	(150)	-5,9%

Il risultato netto del Gruppo del primo trimestre 2017 ammonta a 983 milioni di euro, con un incremento di 44 milioni di euro (+4,7%) rispetto all'analogo periodo del 2016; tale incremento riflette i minori oneri finanziari netti (in buona parte relativi all'indebitamento) e il minor peso delle interessenze di terzi, anche in virtù dell'integrazione di Enel Green Power effettuata alla fine del primo trimestre 2016. Tali effetti sono solo parzialmente compensati dal sopracitato andamento del risultato operativo.

Il risultato netto del Gruppo ordinario dei primi tre mesi del 2017 ammonta a 943 milioni di euro (795 milioni di euro nei primi tre mesi del 2016), con un aumento di 148 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2016. Nella seguente tabella è rappresentata la riconciliazione tra risultato netto del Gruppo e risultato netto del Gruppo ordinario, con evidenza degli elementi ordinari e dei rispettivi effetti sul risultato, al netto dei relativi effetti fiscali e delle interessenze di terzi.

Milioni di euro

	2017
Risultato netto del Gruppo	983
Plusvalenza per cessione Electrogas	(40)
Risultato netto del Gruppo ordinario	943

L'indebitamento finanziario netto al 31 marzo 2017 è pari a 39.282 milioni di euro, in aumento di 1.729 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016. Al 31 marzo 2017, l'indebitamento finanziario netto presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,73 (0,71 al 31 dicembre 2016).

Gli investimenti, pari a 1.453 milioni di euro nel primo trimestre 2017, evidenziano un decremento del -6,1% rispetto all'analogo periodo del 2016, riferito essenzialmente alle attività di generazione da fonte rinnovabile in Africa Sub-Sahariana e Asia.

Milioni di euro	1° trimestre
	2016 2017 restated		Variazioni
Italia	314	346	(32)	-9,2%
Iberia	144	177	(33)	-18,6%
America Latina	566	603	(37)	-6,1%
Europa e Nord Africa	41	50	(1) (9)	-18,0%
Nord e Centro America	380	277	103	37,2%
Africa Sub-Sahariana e Asia	8	89	(81)	-91,0%
Altro	-	5	(5)	-
Totale	1.453	1.547	(94)	-6,1%

(1) Il dato non include 103 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati operativi

	1° trimestre
	Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale
		2017			2016
Energia netta prodotta da Enel (TWh)	14,2	49,1	63,3	14,7	51,3	66,0
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh) (1)	55,9	53,2	109,1	56,1	50,0	106,1
Energia venduta da Enel (TWh)	26,0	45,3	71,3	24,2	43,8	68,0
Vendite di gas alla clientela finale (miliardi di m3 )	2,2	2,0	4,2	2,0	1,8	3,8
Dipendenti alla fine del periodo (n.) (2)	32.004	31.514	63.518	31.956	30.124	62.080

(1) Il dato del primo trimestre 2016 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.

(2) Dati comparativi al 31 dicembre 2016.

L'energia netta prodotta da Enel nel primo trimestre 2017 è complessivamente pari a 63,3 TWh, in diminuzione del 4,1% rispetto all'analogo periodo del 2016; la variazione è dovuta sia ai minori quantitativi generati all'estero (-2,2 TWh), sia al calo delle quantità prodotte in Italia (-0,5 TWh). Relativamente al mix tecnologico, si segnala il significativo decremento della generazione da fonte nucleare riferibile alla variazione di perimetro dovuta alla cessione di Slovenské elektrárne (-3,8 TWh). Tale decremento è solo parzialmente compensato dalla maggiore produzione termoelettrica (+1,7 TWh), connessa al maggior utilizzo degli impianti a carbone e a ciclo combinato in Spagna. La generazione da fonte idroelettrica registra un calo di 0,7 TWh, principalmente a seguito del sopracitato deconsolidamento di Slovenské elektrárne, nonché delle più sfavorevoli condizioni di idraulicità rilevate in Spagna che hanno più che compensato l'incremento rilevato in alcuni Paesi latinoamericani.

L'energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nel primo trimestre 2017 è complessivamente pari a 109,1 TWh, con un incremento di 3,0 TWh (+2,8%) che risente sia del consolidamento di CELG-D sia dell'incremento della domanda di energia elettrica in Italia e all'estero.

L'energia venduta da Enel nel primo trimestre 2017 si attesta a 71,3 TWh, con un incremento di 3,3 TWh (+4,9%) che risente delle maggiori vendite in Italia (+1,8 TWh) per effetto di una politica commerciale espansiva nel segmento "business", nonché delle maggiori quantità vendute all'estero (+1,5 TWh).

Energia elettrica venduta per area geografica (1° trimestre 2017)

Il gas venduto nel primo trimestre 2017 è pari a 4,2 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,4 miliardi di metri cubi rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Il personale del Gruppo Enel al 31 marzo 2017 è pari a 63.518 dipendenti, di cui il 49,6% impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. La variazione del trimestre (+1.438 unità) è da riferirsi al saldo negativo tra assunzioni e cessazioni (-499 unità) e alle variazioni di perimetro (1.937 unità) dovute alle acquisizioni di Demand Energy in North America e CELG-D in Brasile.

N.
	al 31.03.2017	al 31.12.2016
Italia	29.876	29.321
Iberia	9.864	9.695
America Latina	14.425	12.979
Europa e Nord Africa	5.885	5.858
Nord e Centro America	934	891
Africa Sub-Sahariana e Asia	193	185
Altro	2.341	3.151
Totale	63.518	62.080

Risultati economici del Gruppo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Totale ricavi	19.366	17.872	1.494	8,4%
Totale costi	15.702	13.775	1.927	14,0%
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	250	(80)	330	-
Margine operativo lordo	3.914	4.017	(103)	-2,6%
Ammortamenti e impairment	1.389	1.347	42	3,1%
Risultato operativo	2.525	2.670	(145)	-5,4%
Proventi finanziari	569	1.592	(1.023)	-64,3%
Oneri finanziari	1.233	2.444	(1.211)	-49,5%
Totale proventi/(oneri) finanziari	(664)	(852)	188	22,1%
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	39	35	4	11,4%
Risultato prima delle imposte	1.900	1.853	47	2,5%
Imposte	596	548	48	8,8%
Risultato delle continuing operations	1.304	1.305	(1)	-0,1%
Risultato delle discontinued operations	-	-	-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	1.304	1.305	(1)	-0,1%
Quota di interessenza del Gruppo	983	939	44	4,7%
Quota di interessenza di terzi	321	366	(45)	-12,3%

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Vendita energia elettrica	11.161	10.478	683	6,5%
Trasporto energia elettrica	2.606	2.308	298	12,9%
Corrispettivi da gestori di rete	145	120	25	20,8%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	443	259	184	71,0%
Vendita gas	1.555	1.508	47	3,1%
Trasporto gas	239	235	4	1,7%
Proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche del controllo	-	-	-	-
Plusvalenze da cessione attività	151	166	(15)	-9,0%
Altri servizi, vendite e proventi diversi	3.066	2.798	268	9,6%
Totale	19.366	17.872	1.494	8,4%

Nel primo trimestre 2017 i ricavi da vendita di energia elettrica ammontano a 11.161 milioni di euro, con un incremento di 683 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (+6,5%). Tale incremento è sostanzialmente da collegare ai seguenti fattori:

• maggiori ricavi da vendita di energia elettrica ai clienti finali per 701 milioni di euro, principalmente per la ripresa dei prezzi medi di vendita associata alle maggiori quantità vendute e all'effetto della variazione dei tassi di cambio, più favorevoli in America Latina; tali effetti sono solo parzialmente compensati dall'effetto del deconsolidamento di Slovenské elektrárne per 209 milioni di euro;
• minori ricavi per vendita di energia all'ingrosso per 461 milioni di euro, prevalentemente relativi al deconsolidamento di Slovenské elektrárne (378 milioni di euro);
• maggiori ricavi per attività di trading di energia elettrica per 443 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dei maggiori volumi intermediati in un contesto di rialzo dei prezzi nei mercati internazionali.

I ricavi da trasporto di energia elettrica ammontano nel primo trimestre 2017 a 2.606 milioni di euro, con un incremento di 298 milioni di euro, prevalentemente sostenuto dall'incremento delle quantità trasportate all'estero.

I ricavi per contributi da operatori istituzionali di mercato sono pari, nel primi trimestre 2017, a 443 milioni di euro, in aumento di 184 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016, sostanzialmente a seguito dell'incremento del costo di generazione rilevato nelle isole Baleari e Canarie, in particolare riferito ai combustibili.

I ricavi per vendita di gas nel primo trimestre 2017 sono pari a 1.555 milioni di euro, con un incremento di 47 milioni di euro (+3,1%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, a seguito delle maggiori quantità vendute ai clienti finali, sia in Italia sia all'estero.

I ricavi per trasporto di gas nel primo trimestre 2017 sono pari a 239 milioni di euro, con un incremento di 4 milioni di euro (+1,7%) registrando un andamento analogo a quello delle vendite della commodity stessa.

Le plusvalenze da alienazione di attività nel primo trimestre 2017 sono pari a 151 milioni di euro, interamente riferibili alla cessione della partecipazione nella società cilena Electrogas, nella quale il Gruppo deteneva una quota del 42,5%; nel primo trimestre 2016, invece, la voce (166 milioni di euro) si riferisce sostanzialmente al provento collegato alla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel (146 milioni di euro).

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi si attestano nel primo trimestre 2017 a 3.066 milioni di euro (2.798 milioni di euro nell'esercizio precedente) con un incremento di 268 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio 2016 (+9,6%). La variazione è dovuta principalmente a:

• maggiori ricavi da vendita di combustibili per 301 milioni di euro, in particolare di gas naturale (293 milioni di euro);
• minori ricavi per tax partnership per 27 milioni di euro, a seguito del deconsolidamento di parte degli impianti da energia rinnovabile negli Stati Uniti conseguente la modifica della governance di Enel Green Power North America Renewable Energy Partners, avvenuta a dicembre 2016.

Costi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Acquisto di energia elettrica	5.350	4.559	791	17,4%
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	1.363	1.070	293	27,4%
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	3.145	2.712	433	16,0%
Materiali	239	245	(6)	-2,4%
Costo del personale	1.173	1.078	95	8,8%
Servizi e godimento beni di terzi	3.958	3.770	188	5,0%
Altri costi operativi	781	639	142	22,2%
Costi capitalizzati	(307)	(298)	(9)	-3,0%
Totale	15.702	13.775	1.927	14,0%

I costi per acquisto di energia elettrica subiscono un incremento nel primo trimestre 2017 di 791 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2016, con un aumento del 17,4%. Tale andamento, in un contesto di prezzi di approvvigionamento crescenti, riflette i maggiori acquisti necessari per far fronte alle esigenze del mercato, effettuati sulle Borse dell'energia elettrica (633 milioni di euro), soprattutto in quella italiana, e sui mercati esteri e domestici per acquisti spot (230 milioni di euro); tali effetti sono solo parzialmente compensati dai minori di costi di acquisto tramite operazioni su contratti bilaterali (72 milioni di euro).

I costi per consumi di combustibili per generazione di energia elettrica relativi al primo trimestre 2017 sono pari a 1.363 milioni di euro, registrando un incremento di 293 milioni di euro (+27,4%) rispetto al valore dell'esercizio precedente. Tale incremento è dovuto principalmente all'aumento della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica e a un significativo rialzo del prezzo unitario che hanno più che compensato l'effetto della variazione di perimetro di consolidamento relativa a Slovenské elektrárne.

I costi per l'acquisto di combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali si attestano a 3.145 milioni di euro nel primo trimestre 2017, con un incremento di 433 milioni di euro rispetto al 2016. La variazione riflette principalmente la maggiore attività di intermediazione effettuata sul mercato delle suddette commodity nonché la necessità di coprire il maggior fabbisogno per le vendite a clienti finali, in particolare per quanto riguarda il gas naturale.

I costi per materiali ammontano nel primo trimestre 2017 a 239 milioni di euro, con un decremento di 6 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016, sostanzialmente per effetto dei minori costi per acquisto di certificati ambientali.

Il costo del personale è pari nel primo trimestre 2017 a 1.173 milioni di euro, con un incremento dell'8,8% rispetto allo stesso periodo del 2016. La variazione è da riferire principalmente alla rilevazione nel primo trimestre 2017 di maggiori incentivi all'esodo, interamente ascrivibili all'accantonamento effettuato nella società neoacquisita CELG-D per 59 milioni di euro al fine di efficientarne la struttura; a tale fenomeno, si associano l'effetto della variazione dei tassi di cambio (20 milioni di euro) e l'incremento nei costi medi unitari. Il tutto è solo parzialmente bilanciato dalla diminuzione delle consistenze medie rispetto allo stesso periodo del 2016 (-4.440 risorse).

Il personale del Gruppo Enel al 31 marzo 2017 è pari a 63.518 dipendenti, di cui 34.874 impegnati all'estero. L'organico del Gruppo nel corso del primo trimestre 2017 si incrementa di 1.438 unità nonostante l'effetto negativo del saldo tra le assunzioni e le cessazioni del periodo, grazie alle variazioni di perimetro (+1.937 risorse) principalmente dovute all'acquisizione di CELG-D in Brasile.

La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2016 è pertanto così sintetizzabile:

Consistenza al 31 dicembre 2016	62.080
Assunzioni	560
Cessazioni	(1.059)
Variazioni di perimetro	1.937
Consistenza al 31 marzo 2017	63.518

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi del primo trimestre 2017 ammontano a 3.958 milioni di euro, con un incremento di 188 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016 da riferire principalmente:

• ai maggiori vettoriamenti passivi (59 milioni di euro, inclusivi egli oneri di accesso alla rete) conseguenti i maggiori acquisti effettuati;
• maggiori costi destinati alle infrastrutture esercite in concessione e rientranti nel perimetro di applicazione dell'IFRIC 12 (39 milioni di euro);
• maggiori prestazioni informatiche (34 milioni di euro), sostanzialmente riconducibili ai servizi di assistenza sistemistica e alla manutenzione di elaboratori e software.

Gli altri costi operativi nel primo trimestre 2017 ammontano a 781 milioni di euro con un incremento di 142 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016 che risente essenzialmente dei maggiori oneri per certificati ambientali per 82 milioni di euro (in particolare riferito all'acquisto di titoli di efficienza energetica in Italia), nonché la rilevazione di alcune multe sulla qualità del servizio in Argentina per 47 milioni di euro.

Nel primo trimestre 2017 i costi capitalizzati sono pari a 307 milioni di euro, con un'incidenza proporzionale rispetto al volume degli investimenti che risulta sostanzialmente in linea con quella del corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

I proventi/(oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value del primo trimestre 2017 sono positivi per 250 milioni di euro nel (negativi per 80 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente). In particolare, i proventi netti relativi a primo trimestre 2017 sono riconducibili ai proventi netti da valutazione al fair value dei contratti derivati in essere alla fine del periodo per 171 milioni di euro (18 milioni di euro positivi nel primo trimestre 2016) e ai proventi netti realizzati nel periodo per 79 milioni di euro (98 milioni di euro negativi nel 2016).

Gli ammortamenti e impairment dei primi tre mesi 2017 sono pari a 1.389 milioni di euro, registrando un incremento di 42 milioni di euro, da riferire a:

• maggiori ammortamenti per 20 milioni di euro; in particolare, l'incremento dovuto al variare dei tassi di cambio (70 milioni di euro) è solo in parte compensato dall'effetto del cambiamento di vita utile di alcuni impianti da fonte rinnovabile (33 milioni di euro) e dal deconsolidamento di Slovenské elekrárne (20 milioni di euro);
• maggiori impairment su crediti commerciali per 22 milioni di euro, prevalentemente rilevati all'estero.

Il risultato operativo del primo trimestre 2017 ammonta a 2.525 milioni di euro, con un decremento di 145 milioni di euro.

Gli oneri finanziari netti pari a 664 milioni di euro nel primo trimestre 2017, evidenziano un decremento di 188 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2016.

Nello specifico tale variazione è sostanzialmente riferibile:

• all'incremento delle differenze nette positive su cambio per 337 milioni di euro, solo parzialmente compensato dai maggiori oneri netti su derivati per 252 milioni di euro;
• al decremento degli interessi passivi su prestiti obbligazionari per 85 milioni di euro prevalentemente dovuti a Enel SpA (77 milioni di euro);
• al decremento degli oneri per attualizzazione dei fondi per rischi e oneri per 69 milioni di euro che riguarda essenzialmente: i minori oneri del fondo incentivi all'esodo per 29 milioni, relativi prevalentemente al Gruppo Endesa (25 milioni di euro), i minori oneri del fondo decommissioning per 21 milioni di euro a seguito del deconsolidamento di Slovenské elektráme e i minori oneri per altri fondi rischi e oneri di 20 milioni di euro che deriva essenzialmente dal decremento degli oneri finanziari relativi dell'applicazione della Resolución ENRE n. 1/2016 che ha comportato l'attualizzazione di alcune multe pregresse in Argentina;
• alla riduzione degli interessi capitalizzati per 20 milioni di euro.

La quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nei primi tre mesi del 2017 è positiva per complessivi 39 milioni di euro, in aumento di 4 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Le imposte dei primi tre mesi del 2017 ammontano a 596 milioni di euro, con un'incidenza sul risultato ante imposte del 31,4% e risultano in aumento di 48 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente prevalentemente per la maggiore tassazione, pari a 42 milioni di euro, che è

stata applicata nel corso del primo trimestre 2017 alla plusvalenza (di 151 milioni di euro) derivante dalla cessione della società cilena Electrogas rispetto alla minore tassazione a cui è stata sottoposta la plusvalenza (di 146 milioni di euro) realizzata in Italia nel primo trimestre 2016, in regime di sostanziale esenzione fiscale, per la vendita di Hydro Dolomiti Enel.

Risultati economici per area di attività

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

In particolare, tenendo conto di quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 8 in termini di "management approach", l'avvento della nuova organizzazione ha modificato la struttura del reporting e la rappresentazione e l'analisi dei risultati economici e finanziari del Gruppo a partire dal 30 settembre 2016. Nel dettaglio, i risultati per settore di attività inclusi nel presente Resoconto intermedio di gestione sono costruiti identificando come "reporting segment primario" la vista per Regioni e Paesi. Si segnala, infine, che sulla base dei criteri determinati dall'IFRS 8, si è anche tenuto conto della possibilità di semplificazione espositiva derivante dai limiti di significatività stabiliti dal medesimo principio contabile internazionale e, pertanto, la voce "Altro, elisioni e rettifiche", oltre a includere gli effetti derivanti dalla elisione dei rapporti economici intersettoriali, accoglie i dati relativi alla Holding Enel SpA e della Divisione Upstream Gas. La seguente rappresentazione grafica schematizza quanto sopra riportato.

Il nuovo modello organizzativo, che continua a essere basato su una struttura matriciale articolata in Divisioni prevede, come novità principali, l'integrazione delle varie società appartenenti al Gruppo Enel Green Power nelle varie Divisioni per area geografica, includendo funzionalmente anche le attività idrolettriche (c.d. "Large Hydro") che formalmente sono, tuttora, in capo alle società di generazione termoelettrica, e una nuova definizione delle aree geografiche (Italia, Iberia, Europa e Nord Africa, America Latina, Nord e Centro America, Africa Sub-Sahariana e Asia, Central/Holding). Inoltre, la nuova struttura di business è ripartita nel seguente modo: Generazione Termoelettricica e Trading, Infrastrutture e Reti, Rinnovabili, Retail, Servizi e Holding.

Per tale motivo i dati del primo trimestre 2016 sono stati opportunamente rideterminati, per assicurarne la piena confrontabilità.

Primo trimestre 2017 (1)__________________________________________________________________

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	10.107	5.197	3.231	631	176	21	3	19.366
Ricavi intersettoriali	186	13	16	11	1	-	(227)	-
Totale ricavi	10.293	5.210	3.247	642	177	21	(224)	19.366
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	301	(32)	7	-	-	-	(26)	250
Margine operativo lordo	1.959	694	1.087	144	113	12	(95)	3.914
Ammortamenti e impairment	543	416	312	53	51	10	4	1.389
Risultato operativo	1.416	278	775	91	62	2	(99)	2.525
Investimenti	314	144	566	41	380	8	-	1.453

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

Primo trimestre 2016 (1)_________________________________________________________________

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	9.209	4.765	2.487	1.153	243	3	12	17.872
Ricavi intersettoriali	173	3	26	60	1	-	(263)	-
Totale ricavi	9.382	4.768	2.513	1.213	244	3	(251)	17.872
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(34)	(42)	2	1	-	-	(7)	(80)
Margine operativo lordo	1.947	843	849	238	180	(2)	(38)	4.017
Ammortamenti e impairment	537	434	232	69	61	1	13	1.347
Risultato operativo	1.410	409	617	169	119	(3)	(51)	2.670
Investimenti	346	177	603	50	(2) 277	89	5	1.547

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

(2) Il dato non include 103 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Oltre a quanto già sopra evidenziato, il Gruppo monitora i risultati ottenuti anche relativamente alle Divisioni globali, classificando i risultati in base alla linea di business. Nella seguente tabella, il margine operativo lordo è presentato per i due periodi a confronto, con l'obiettivo di assicurare una visibilità dei risultati non solo per Regione/Paese, ma anche per Divisione/Business Line.

			Business locali								Divisioni globali
Milioni di euro		Mercati finali			Servizi			Generazione e Trading			Infrastrutture e Reti			Rinnovabili			Altro			Totale
	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.	2017	2016 restated	Var.
Italia	641	560	81	19	21	(2)	156	196	(40)	863	889	(26)	280	281	(1)	-	-	-	1.959	1.947	12
Iberia	89	133	(44)	16	(16)	32	92	124	(32)	446	478	(32)	51	124	(73)	-	-	-	694	843	(149)
America Latina	-	-	-	(19)	(22)	3	278	108	170	374	318	56	454	445	9	-	-	-	1.087	849	238
Argentina	-	-	-	-	-	-	15	22	(7)	43	30	13	8	6	2	-	-	-	66	58	8
Brasile	-	-	-	(9)	(7)	(2)	33	15	18	100	97	3	64	44	20	-	-	-	188	149	39
Cile	-	-	-	(10)	(15)	5	184	35	149	59	55	4	205	199	6	-	-	-	438	274	164
Colombia	-	-	-	-	-	-	9	(5)	14	119	86	33	143	154	(11)	-	-	-	271	235	36
Perù	-	-	-	-	-	-	37	41	(4)	53	50	3	32	40	(8)	-	-	-	122	131	(9)
Altri Paesi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2	2	-	-	-	-	2	2	-
Europa e Nord Africa	(20)	9	(29)	1	1	-	90	143	(53)	25	45	(20)	48	40	8	-	-	-	144	238	(94)
Romania	(20)	10	(30)	1	1	-	-	(2)	2	25	45	(20)	37	26	11	-	-	-	43	80	(37)
Russia	-	-	-	-	-	-	90	37	53	-	-	-	-	-	-	-	-	-	90	37	53
Slovacchia	-	1	(1)	-	-	-	-	108	(108)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	109	(109)
Altri Paesi	-	(2)	2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	11	14	(3)	-	-	-	11	12	(1)
Nord e Centro America	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	113	180	(67)	-	-	-	113	180	(67)
Stati Uniti e Canada	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	47	128	(81)	-	-	-	47	128	(81)
Messico	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	27	20	7	-	-	-	27	20	7
Panama	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	29	26	3	-	-	-	29	26	3
Altri Paesi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	10	6	4	-	-	-	10	6	4
Africa Sub Sahariana e Asia	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	12	(2)	14	-	-	-	12	(2)	14
Sudafrica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	12	(3)	15	-	-	-	12	(3)	15
India	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	(1)	-	-	-	-	1	(1)
Altro	-	-	-	(1)	-	(1)	(1)	(8)	7	1	3	(2)	(26)	(24)	(2)	(68)	(9)	(59)	(95)	(38)	(57)
Totale	710	702	(21)	16	(16)	35	615	563	169	1.709	1.733	12	932	1.044	(148)	(68)	(9)	(59)	3.914	4.017	(103)

Italia

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Termoelettrica	9.017	9.325	(308)	-3,3%
Idroelettrica	3.367	3.434	(67)	-2,0%
Geotermoelettrica	1.451	1.478	(27)	-1,8%
Eolica	352	435	(83)	-19,1%
Altre fonti	30	16	14	87,5%
Totale produzione netta	14.217	14.688	(471)	-3,2%

Nel primo trimestre 2017, la produzione netta di energia elettrica ammonta a 14.217 milioni di kWh, registrando un decremento del 3,2% rispetto all'analogo periodo del 2016 (-471 milioni di kWh). La variazione nei due periodi a confronto risente di un generalizzato calo relativamente a tutte le fonti; mentre quelle rinnovabili scontano la minor disponibilità di risorse idriche ed eoliche, la generazione da fonte termoelettrica, pur favorita dalla minor concorrenza oltre frontiera, risente negativamente della minor produzione da carbone solo parzialmente compensata dal maggior utilizzo degli impianti a ciclo combinato.

Contributi alla produzione termoelettrica lorda

Milioni di kWh		1° trimestre
		2017 2016 restated				Variazioni
Olio combustibile	3	-	28	0,3%	(25)	-89,3%
Gas naturale	2.218	22,7%	1.895	18,8%	323	17,0%
Carbone	7.343	75,3%	8.018	79,6%	(675)	-8,4%
Altri combustibili	190	2,0%	126	1,3%	64	50,8%
Totale	9.754	100,0%	10.067	100,0%	(313)	-3,1%

La produzione termoelettrica lorda del primo trimestre 2017 si attesta a 9.754 milioni di kWh, registrando un decremento di 313 milioni di kWh (-3,1%) rispetto al primo trimestre 2016. Il decremento ha riguardato principalmente il carbone per effetto delle caratteristiche della domanda di energia che ha comportato un esercizio a più bassi valori medi di potenza. Tale effetto è parzialmente compensato dal più intenso funzionamento degli impianti a ciclo combinato, favorito dalla indisponibilità degli impianti nucleari francesi a inizio 2017 che ha reso meno conveniente il ricorso all'importazione di energia elettrica.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	55.895	56.123	(228)	-0,4%

(1) Il dato del primo trimestre 2016 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.

L'energia trasportata sulla rete Enel in Italia nel primo trimestre 2017 registra un decremento di 228 milioni di kWh (-0,4%) passando da 56.123 milioni di kWh del primo trimestre 2016 a 55.895 milioni di kWh del primo trimestre 2017. Tale variazione è sostanzialmente riferibile ai trasporti di energia elettrica a bassa tensione destinati ai clienti domestici.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Mercato libero:
- clienti mass market	7.057	6.721	336	5,0%
- clienti business (1)	6.681	4.443	2.238	50,4%
- clienti in regime di salvaguardia	423	633	(210)	-33,2%
Totale mercato libero	14.161	11.797	2.364	20,0%
Mercato regolato:
- clienti in regime di maggior tutela	11.820	12.410	(590)	-4,8%
TOTALE	25.981	24.207	1.774	7,3%

(1) Forniture a clienti "large" ed energivori (consumi annui maggiori di 1 GWh).

L'energia venduta nel primo trimestre 2017 è pari a 25.981 milioni di kWh, con un incremento complessivo di 1.774 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. L'andamento riflette le maggiori quantità vendute nel mercato libero a seguito del sostanziale incremento dei clienti business, in linea con le politiche commerciali. Tale andamento risulta parzialmente compensato dal decremento delle vendite sul mercato regolato dovuto all'esito delle aste per l'assegnazione delle Aree Territoriali.

Vendite di gas naturale

Milioni di m3	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Clienti mass market (1)	1.444	1.370	74	5,4%
Clienti business	762	639	123	19,2%
Totale	2.206	2.009	197	9,8%

(1) Include clienti residenziali e microbusiness.

Il gas venduto nel primo trimestre 2017 è pari a 2.206 milioni di metri cubi, con un incremento di 197 milioni di metri cubi rispetto allo stesso periodo del precedente esercizio ed è riferibile essenzialmente alle vendite ai clienti business.

Risultati economici

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Ricavi	10.293	9.382	911	9,7%
Margine operativo lordo	1.959	1.947	12	0,6%
Risultato operativo	1.416	1.410	6	0,4%
Investimenti	314	346	(32)	-9,3%

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

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per tipologia di business.

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	5.275	4.998	277	5,5%
Infrastrutture e Reti	1.863	1.759	104	5,9%
Rinnovabili	471	456	15	3,3%
Mercati finali	4.648	4.185	463	11,1%
Servizi	256	218	38	17,4%
Elisioni e rettifiche	(2.220)	(2.234)	14	-0,6%
Totale	10.293	9.382	911	9,7%

I ricavi del primo trimestre 2017 ammontano a 10.293 milioni di euro, con un incremento di 911 milioni di euro rispetto ai primi tre mesi del 2016 (+9,7%), in conseguenza dei principali seguenti fattori:

• maggiori ricavi da attività di Generazione e Trading per 277 milioni di euro (+5,5%). Tale incremento è prevalentemente riconducibile a:
• maggiori ricavi per attività di trading nei mercati internazionali dell'energia elettrica per 444 milioni di euro, correlati essenzialmente a un aumento delle quantità intermediate (+12,1 TWh);
• maggiori ricavi per vendita di combustibili per 274 milioni di euro, prevalentemente riferiti alla vendita di gas;
• minori ricavi da vendita di energia elettrica per 310 milioni di euro, sostanzialmente relativi alle minori quantità generate. In particolare, la variazione è da riferire principalmente alla riduzione dei ricavi per vendita di energia ad altri rivenditori nazionali (-503 milioni di euro), solo in parte compensati dai maggiori ricavi per vendite sulla Borsa dell'energia elettrica (+193 milioni di euro);
• alla rilevazione, nel primo trimestre 2016, di proventi derivanti da operazioni straordinarie per 146 milioni di euro, da riferire alla plusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel;
• maggiori ricavi per attività di Infrastrutture e Reti per 104 milioni di euro (+5,9%), riferibili sostanzialmente:
• all'incremento dei contributi da Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali per i Titoli di Efficienza Energetica (pari a 96 milioni di euro) a seguito dei maggiori volumi acquistati e alla crescita del contributo unitario;
• ai maggiori ricavi tariffari per 3 milioni di euro riferibili principalmente all'effetto positivo dell'incremento delle tariffe di trasmissione, solo in parte compensato dalla riduzione delle tariffe di distribuzione e del numero medio di clienti. A tali fenomeni si aggiungono maggiori ricavi riconosciuti dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ("AEEGSI") a seguito della pubblicazione nel primo trimestre 2017 delle tariffe di riferimento del 2016;
• al decremento dei contributi di connessione per 23 milioni di euro, in parte compensato dalla rilevazione della sopravvenienza attiva (16 milioni di euro) dovuta al rilascio della quota accantonata per le restituzioni residuali del Vincolo V1 che si applica ai ricavi medi tariffari del servizio elettrico che ogni impresa fornitrice può ottenere da clienti che scelgono opzioni tariffarie regolamentate;

• maggiori ricavi da generazione da fonti Rinnovabili per 15 milioni di euro per effetto essenzialmente dei maggiori prezzi medi di vendita;

• maggiori ricavi sui Mercati finali dell'energia elettrica per 463 milioni di euro (+11,1%), connessi essenzialmente:

Ricavi

• all'incremento dei ricavi sul mercato libero dell'energia elettrica per 255 milioni di euro, a seguito delle maggiori quantità vendute (+2,4 TWh);
• ai maggiori ricavi sul mercato regolato dell'energia elettrica per 165 milioni di euro, dovuti all'incremento dei meccanismi di perequazione, parzialmente compensato dalla riduzione dei ricavi tariffari, nonché dal decremento delle quantità vendute (-0,6 TWh) e del numero dei clienti serviti (-5,6%);
• ai maggiori ricavi per vendite di gas naturale a clienti finali per 30 milioni di euro, da riferire principalmente ai maggiori volumi intermediati.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	156	196	(40)	-20,4%
Infrastrutture e Reti	863	889	(26)	-2,9%
Rinnovabili	280	281	(1)	-0,4%
Mercati finali	641	560	81	14,5%
Servizi	19	21	(2)	-9,5%
Totale	1.959	1.947	12	0,6%

Margine operativo lordo

Il margine operativo lordo del primo trimestre 2017 si attesta a 1.959 milioni di euro, registrando un incremento di 12 milioni di euro (+0,6%) rispetto ai 1.947 milioni di euro del primo trimestre 2016. Tale incremento è riconducibile essenzialmente:

• al minor margine da Generazione e Trading per 40 milioni di euro, da attribuire sostanzialmente alla plusvalenza da cessione, rilevata nel primo trimestre 2016, citata nei ricavi. Al netto di tale partita, l'andamento risulta essere in aumento di 106 milioni di euro a seguito del miglioramento del margine di generazione, che risente dell'aumento della domanda di energia elettrica in Italia e di uno scenario di prezzi crescente.
• al minor margine di Infrastrutture e Reti per 26 milioni di euro (-2,9%) sostanzialmente riconducibile:
• al sopracitato calo dei contributi da connessione e della sopravvenienza relativa al vincolo V1 con un effetto netto di 7 milioni di euro;
• al decremento del margine da trasporto di energia elettrica per 4 milioni di euro, connesso principalmente al già citato effetto della riduzione delle tariffe, solo parzialmente compensato dalla rilevazione di partite pregresse positive relative alla pubblicazione da parte di AEEGSI delle tariffe di riferimento del 2016;
• ai maggiori costi del personale per 12 milioni di euro;

• all'incremento del margine realizzato sui Mercati finali per 81 milioni di euro (+14,5%), prevalentemente riferibile:

• a un incremento del margine sul mercato libero dell'energia elettrica e del gas per 78 milioni di euro (di cui 94 milioni di euro relativi alla componente gas), dovuto all'incremento delle quantità vendute per entrambe le commodity;
• all'incremento del margine sul mercato regolato dell'energia elettrica per 2 milioni di euro.

Risultato operativo

Investimenti

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	98	136	(38)	-27,9%
Infrastrutture e Reti	601	640	(39)	-6,1%
Rinnovabili	213	212	1	0,5%
Mercati finali	496	414	82	19,8%
Servizi	8	8	-	-
Totale	1.416	1.410	6	0,4%

Il risultato operativo si attesta a 1.416 milioni di euro e, scontando maggiori ammortamenti e perdite di valore per 6 milioni di euro particolarmente concentrati sulle reti di distribuzione dell'energia elettrica, registra un incremento di 6 milioni di euro (+0,4%) rispetto ai 1.410 milioni di euro registrati nello stesso periodo del 2016.

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	7	19	(12)	-63,2%
Infrastrutture e Reti	257	264	(7)	-2,7%
Rinnovabili	32	56	(24)	-42,9%
Mercati finali	16	2	14	-
Servizi	2	5	(3)	-60,0%
Totale	314	346	(32)	-9,2%

Gli investimenti del primo trimestre 2017 ammontano a 314 milioni di euro in diminuzione di 32 milioni di euro rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare tale variazione è attribuibile a:

• minori investimenti in attività da fonti Rinnovabili pari a 24 milioni di euro;
• minori investimenti di Generazione e Trading per 12 milioni di euro;
• minori investimenti di Infrastrutture e Reti per 7 milioni di euro, da riferire principalmente ad attività legate alla qualità del servizio, anticipate nel primo trimestre 2016, parzialmente compensate dalle maggiori attività relative alla sostituzione dei contatori elettronici;
• maggiori investimenti di Mercati finali per 14 milioni di euro;
• un decremento per 3 milioni di euro relativo ai Servizi.

Iberia

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Termoelettrica	9.318	6.569	2.749	41,8%
Nucleare	7.184	6.460	724	11,2%
Idroelettrica	1.512	2.385	(873)	-36,6%
Eolica	960	1.209	(249)	-20,6%
Altre fonti	5	49	(44)	-89,8%
Totale produzione netta	18.979	16.672	2.307	13,8%

La produzione netta effettuata nel primo trimestre 2017 è pari a 18.979 milioni di kWh, con un incremento di 2.307 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2016. In un contesto di domanda di energia elettrica sostanzialmente stabile, la minor disponibilità di risorse idriche ed eoliche, unita alla riduzione delle esportazioni nette, ha favorito in maniera significativa la generazione da fonte termoelettrica e nucleare.

Contributi alla produzione termoelettrica lorda

Milioni di kWh		1° trimestre
	2017		2016 restated			Variazioni
Olio combustibile	1.523	8,9%	1.545	11,3%	(22)	-1,4%
Gas naturale	1.073	6,3%	721	5,3%	352	48,8%
Carbone	6.031	35,4%	3.815	28,0%	2.216	58,1%
Combustibile nucleare	7.455	43,7%	6.709	49,1%	746	11,1%
Altri combustibili	962	5,7%	862	6,3%	100	11,6%
Totale	17.044	100,0%	13.652	100,0%	3.392	24,8%

La produzione termoelettrica lorda nel primo trimestre 2017 è pari a 17.044 milioni di kWh e registra un incremento di 3.392 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente sostanzialmente per effetto del maggior uso del gas naturale e, soprattutto, del carbone.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	27.300	26.375	926	3,4%

(1) Il dato del primo trimestre 2016 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.

L'energia trasportata, nel primo trimestre 2017, è pari a 27.300 milioni di kWh e registra un incremento di 926 milioni di kWh. Tale incremento è connesso essenzialmente alla maggiore domanda di energia elettrica.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Energia venduta da Enel	23.636	23.677	(41)	-0,2%

Le vendite di energia elettrica ai clienti finali effettuate nel primo trimestre 2017 sono pari a 23.636 milioni di kWh, con un decremento di 41 milioni di kWh rispetto allo stesso periodo del 2016.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Ricavi	5.210	4.768	442	9,3%
Margine operativo lordo	694	843	(149)	-17,7%
Risultato operativo	278	409	(131)	-32,0%
Investimenti	144	177	(33)	-18,6%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per tipologia di business.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	1.297	1.060	237	22,4%
Infrastrutture e Reti	624	621	3	0,5%
Rinnovabili	153	179	(26)	-14,5%
Mercati finali	4.245	3.551	694	19,5%
Servizi	110	55	55	-
Elisioni e rettifiche	(1.219)	(698)	(521)	-74,6%
Totale	5.210	4.768	442	9,3%

I ricavi del primo trimestre 2017 registrano un incremento di 442 milioni di euro; tale variazione è riconducibile a:

maggiori ricavi da Generazione e Trading per 237 milioni di euro, prevalentemente connessi:

• ai maggiori ricavi per vendita di energia elettrica generata per circa 119 milioni di euro, sostanzialmente a seguito dell'incremento delle quantità vendute e dei prezzi medi di vendita. Si evidenzia, però, che tale aumento, includendo maggiori vendite intercompany per 521 milioni di euro, è di conseguenza in larga parte compensata dalla variazione della voce "Elisioni e rettifiche";
• ai maggiori contributi, per 103 milioni di euro, relativi alle integrazioni tariffarie previste per la generazione nell'area extrapeninsulare (SENP) connesse all'aumento dei costi di generazione;
• maggiori ricavi sui Mercati finali per 694 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'andamento dei prezzi di vendita dell'energia pur in presenza di un calo dei consumi relativamente al solo mercato regolato. Diverso andamento si rileva per la commodity gas dove l'incremento dei ricavi è connesso alle maggiori quantità vendute;
• minori ricavi da attività da fonti Rinnovabili a seguito delle minori quantità prodotte a seguito della scarsa disponibilità di risorse naturali che hanno più che compensato l'aumento dei prezzi medi di vendita;
• un incremento dei ricavi di Infrastrutture e Reti, principalmente per effetto delle minori quantità trasportate.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	92	124	(32)	-25,8%
Infrastrutture e Reti	446	478	(32)	-6,7%
Rinnovabili	51	124	(73)	-58,9%
Mercati finali	89	133	(44)	-33,1%
Servizi	16	(16)	32	-
Totale	694	843	(149)	-17,7%

Il margine operativo lordo ammonta a 694 milioni di euro, con un decremento di 149 milioni di euro (-17,7%) rispetto all'analogo periodo del 2016, a seguito:

• del minor margine operativo lordo realizzato dalle attività di Generazione e Trading per 32 milioni di euro, quasi interamente attribuibile ai maggiori costi di generazione che riflettono un mix produttivo meno favorevole;
• di un decremento del margine su Infrastrutture e Reti, pari a 32 milioni di euro, prevalentemente a seguito dei maggiori costi operativi;
• del minor margine delle attività da fonti Rinnovabili per 73 milioni di euro connesso alle minori quantità prodotte, nonché a un incremento dei costi operativi;
• della riduzione del margine operativo lordo sui Mercati finali, sostanzialmente per effetto del significativo incremento dei costi medi di approvvigionamento di energia elettrica e gas.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	(65)	(63)	(2)	-3,2%
Infrastrutture e Reti	276	293	(17)	-5,8%
Rinnovabili	6	89	(83)	-93,3%
Mercati finali	51	108	(57)	-52,8%
Servizi	10	(18)	28	-
Totale	278	409	(131)	-32,0%

Il risultato operativo del primo trimestre 2017, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 416 milioni di euro (434 milioni di euro nel primo trimestre 2016) è pari a 278 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2016, un decremento di 131 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Generazione e Trading	33	48	(15)	-31,3%
Infrastrutture e Reti	94	109	(15)	-13,8%
Rinnovabili	6	10	(4)	-40,0%
Mercati finali	9	8	1	12,5%
Servizi	2	2	-	-
Totale	144	177	(33)	-18,6%

Gli investimenti ammontano a 144 milioni di euro con un decremento di 33 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, gli investimenti del primo trimestre 2017 si riferiscono soprattutto a interventi sulla rete di distribuzione per attività legate al miglioramento della qualità del servizio, nonché a interventi per sub-stazioni, trasformatori e sostituzione degli apparati di misurazione.

America Latina

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Termoelettrica	7.053	7.139	(86)	-1,2%
Idroelettrica	8.581	7.510	1.071	14,3%
Eolica	658	457	201	44,0%
Altre fonti	289	120	169	-
Totale produzione netta	16.581	15.226	1.355	8,9%
- di cui Argentina	4.155	3.438	717	20,9%
- di cui Brasile	1.660	1.278	382	29,9%
- di cui Cile	5.097	4.947	150	3,0%
- di cui Colombia	3.780	3.252	528	16,2%
- di cui Perù	1.853	2.266	(413)	-18,2%
- di cui altri Paesi	36	45	(9)	-20,0%

La produzione netta effettuata nel primo trimestre 2017 è pari a 16.581 milioni di kWh, con un incremento di 1.355 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2016, principalmente a seguito della maggiore produzione idroelettrica particolarmente concentrata in Colombia e Brasile a seguito delle più favorevoli condizioni di idraulicità che hanno caratterizzato tali Paesi nel periodo in esame. In Cile invece si rileva una maggiore produzione da fonte eolica e solare.

Tali fenomeni hanno più che compensato la riduzione della produzione da fonte termoelettrica, particolarmente concentrata in Colombia e Perù.

Contributi alla produzione termoelettrica lorda

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017			2016 restated	Variazioni
Olio combustibile	352	4,7%	524	7,1%	(172)	-32,8%
Gas naturale	5.924	78,8%	5.091	69,0%	833	16,4%
Carbone	1.128	15,0%	1.450	19,7%	(322)	-22,2%
Altri combustibili	109	1,5%	313	4,2%	(204)	-65,2%
Totale	7.513	100,0%	7.378	100,0%	135	1,8%

La produzione termoelettrica lorda nel primo trimestre 2017 è pari a 7.513 milioni di kWh e registra un incremento di 135 milioni di kWh; tale aumento è relativo al maggior uso di gas naturale prevalentemente registrato in Argentina.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	21.941	19.837	2.104	10,6%
- di cui Argentina	4.635	4.701	(66)	-1,4%
- di cui Brasile	7.859	5.844	2.015	34,5%
- di cui Cile	4.001	3.863	138	3,6%
- di cui Colombia	3.372	3.421	(49)	-1,4%
- di cui Perù	2.074	2.008	66	3,3%

L'energia trasportata, nel primo trimestre 2017, è pari a 21.941 milioni di kWh e registra un incremento pari a 2.104 milioni di kWh, analogo all'andamento della domanda di energia elettrica, in particolar modo in Brasile che risente anche del consolidamento di CELG-D a partire dal 14 febbraio 2017 (2.079 milioni di kWh).

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Mercato libero	1.680	1.605	75	4,7%
Mercato regolato	17.550	14.808	2.742	18,5%
Totale	19.230	16.413	2.817	17,2%
- di cui Argentina	3.865	3.966	(101)	-2,5%
- di cui Brasile	7.987	5.282	2.705	51,2%
- di cui Cile	3.327	3.310	17	0,5%
- di cui Colombia	2.294	2.076	218	10,5%
- di cui Perù	1.757	1.779	(22)	-1,2%

L'energia venduta, nel primo trimestre 2017, è pari a 19.230 milioni di kWh e registra un incremento pari a 2.817 milioni di kWh, relativo essenzialmente alle maggiori vendite sul mercato regolato. Anche in questo caso, oltre al trend di crescita nella domanda di energia elettrica, si evidenzia l'effetto della variazione nel perimetro di consolidamento relativa a CELG-D per 2.079 milioni di kWh.

Risultati economici

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Ricavi	3.247	2.513	734	29,2%
Margine operativo lordo	1.087	849	238	28,0%
Risultato operativo	775	617	158	25,6%
Investimenti	566	603	(37)	-6,1%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per singolo Paese di attività.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Argentina	365	264	101	38,3%
Brasile	995	520	475	91,3%
Cile	1.021	860	161	18,7%
Colombia	543	543	-	-
Perù	321	324	(3)	-0,9%
Altri Paesi	2	2	-	-
Totale	3.247	2.513	734	29,2%

I ricavi del primo trimestre 2017 registrano un incremento di 734 milioni di euro che è da ricondurre principalmente a:

• maggiori ricavi in Argentina per 101 milioni di euro a seguito delle maggiori quantità prodotte in un contesto di prezzi crescenti;
• maggiori ricavi in Brasile per 475 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'andamento favorevole dei tassi di cambio, a cui si associano gli effetti dei maggiori volumi, questi ultimi fortemente influenzati dal consolidamento di CELG-D che ha contribuito ai ricavi del primo trimestre 2017 per 206 milioni di euro;
• un incremento dei ricavi in Cile pari a 161 milioni di euro sostanzialmente riferiti alla plusvalenza rilevata per la cessione di Electrogas (151 milioni di euro).

Milioni di euro 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Argentina	66	58	8	13,8%
Brasile	188	149	39	26,2%
Cile	438	274	164	59,9%
Colombia	271	235	36	15,3%
Perù	122	131	(9)	-6,9%
Altri Paesi	2	2	-	-
Totale	1.087	849	238	28,0%

Margine operativo lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 1.087 milioni di euro, con un incremento di 238 milioni di euro (+28,0%) rispetto all'analogo periodo del 2016, a seguito di:

• un maggior margine operativo lordo in Cile per 164 milioni di euro, che risente della rilevazione della sopra citata plusvalenza;
• un aumento del margine in Brasile per 39 milioni di euro, che risente dell'effetto positivo del cambio, nonché delle migliori condizioni di idraulicità che hanno caratterizzato il mix di generazione, nonché del consolidamento di CELG-D che ha contribuito con un margine operativo lordo negativo per 40 milioni di euro, sostanzialmente riferibile all'accantonamento per esodi incentivati per 59 milioni di euro;
• un maggior margine in Colombia pari a 36 milioni di euro a seguito dell'effetto positivo del margine commodity sia sulla generazione sia sulla vendita di energia elettrica;
• un aumento del margine operativo lordo in Argentina (per 8 milioni di euro), dove l'incremento dei ricavi è stato quasi interamente bilanciato dall'aumento dei costi di generazione e dall'adeguamento di valore di alcune multe sulla qualità del servizio in base ai mutamenti regolatori avvenuti nel primo trimestre 2017.

Milioni di euro 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Argentina	42	44	(2)	-4,5%
Brasile	63	67	(4)	-6,0%
Cile	356	204	152	74,5%
Colombia	225	201	24	11,9%
Perù	88	100	(12)	-12,0%
Altri Paesi	1	1	-	-
Totale	775	617	158	25,6%

Risultato operativo

Il risultato operativo del primo trimestre 2017, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 312 milioni di euro (232 milioni di euro nel primo trimestre 2016) è pari a 775 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2016, un incremento di 158 milioni di euro. In particolare, l'incremento degli ammortamenti e impairment è conseguente, oltre che all'effetto della variazione dei tassi di cambio, ai maggiori ammortamenti a seguito dell'entrata in esercizio di alcuni impianti e ai maggiori adeguamenti netti di crediti commerciali in Brasile e Argentina.

Milioni di euro 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Argentina	37	41	(4)	-9,8%
Brasile	329	246	83	33,7%
Cile	79	249	(170)	-68,3%
Colombia	55	42	13	31,0%
Perù	66	24	42	-
Altri Paesi	-	1	(1)	-
Totale	566	603	(37)	-6,1%

Investimenti

Gli investimenti ammontano a 566 milioni di euro con un decremento di 37 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, gli investimenti del primo trimestre 2017 si riferiscono soprattutto a interventi sulla rete di distribuzione, oltreché agli interventi sulle centrali termiche in Cile e Colombia.

Europa e Nord Africa

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh
	2017	2016 restated		Variazioni
Termoelettrica	10.113	10.806	(693)	-6,4%
Nucleare	-	3.787	(3.787)	-
Idroelettrica	14	613	(599)	-97,7%
Eolica	536	525	11	2,1%
Altre fonti	27	27	-	-
Totale produzione netta	10.690	15.758	(5.068)	-32,2%
- di cui Russia	10.113	10.071	42	0,4%
- di cui Slovacchia	-	4.819	(4.819)	-
- di cui Belgio	-	299	(299)	-
- di cui altri Paesi	577	569	8	1,4%

La produzione netta di energia elettrica effettuata nel primo trimestre 2017 è pari a 10.690 milioni di kWh, con un decremento di 5.068 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2016. Tale variazione è principalmente riferibile alla variazione del perimetro di consolidamento conseguente la cessione di Slovenské elektrárne (avvenuta a luglio 2016) e Marcinelle Energie (avvenuta a novembre 2016). Al netto di tale effetto, la produzione di energia elettrica in Russia è sostanzialmente stabile (+0,4%), mentre per quanto riguarda la generazione da fonte eolica la crescita del 19% rilevata in Romania è parzialmente bilanciata dalla minor produzione in Grecia (-10%).

Contributi alla produzione termoelettrica lorda

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017		2016 restated		Variazioni
Gas naturale	5.648	52,9%	5.999	38,6%	(351)	-5,9%
Carbone	5.034	47,1%	5.475	35,2%	(441)	-8,1%
Combustibile nucleare	-	-	4.066	26,2%	(4.066)	-
Totale	10.682	100,0%	15.540	100,0%	(4.858)	-31,3%

La produzione termoelettrica lorda del primo trimestre 2017 ha fatto registrare un decremento di 4.858 milioni di kWh, attestandosi a 10.682 milioni di kWh. Il decremento del periodo, oltre a risentire delle citate variazioni nel perimetro di consolidamento, evidenzia in Russia un maggior ricorso alla produzione da gas naturale degli impianti a ciclo combinato (che peraltro nel primo trimestre 2016 avevano subíto il fermo impianto a Nevinnomisskaya) a scapito degli impianti a olio.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	3.930	3.780	150	4,0%

L'energia trasportata, tutta concentrata in territorio rumeno, registra un incremento di 150 milioni di kWh (+4,0%), passando da 3.780 milioni di kWh a 3.930 milioni di kWh nel primo trimestre 2017. L'incremento deriva principalmente dai nuovi allacci effettuati, che riflettono il trend di sviluppo della rete elettrica del Paese che investe sia i clienti residenziali sia quelli business.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Mercato libero	1.267	2.350	(1.083)	-46,1%
Mercato regolato	1.210	1.342	(132)	-9,8%
Totale	2.477	3.692	(1.215)	-32,9%
- di cui Romania	2.477	2.012	465	23,1%
- di cui Francia	-	644	(644)	-
- di cui Slovacchia	-	1.036	(1.036)	-

Le vendite di energia effettuate nel primo trimestre 2017 registrano un decremento di 1.215 milioni di kWh passando da 3.692 milioni di kWh a 2.477 milioni di kWh. Tale decremento è riferibile:

• alla variazione del perimetro di consolidamento conseguente la cessione di Slovenské elektrárne (avvenuta a luglio 2016) ed Enel France (avvenuta a dicembre 2016);
• alle maggiori vendite di energia elettrica in Romania, dove per l'effetto della progressiva liberalizzazione del mercato, nel primo trimestre 2017 le vendite sul mercato libero hanno superato quelle sul mercato regolato.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Ricavi	642	1.213	(571)	-47,1%
Margine operativo lordo	144	238	(94)	-39,5%
Risultato operativo	91	169	(78)	-46,2%
Investimenti	41	50	(1) (9)	-18,0%

(1) Il dato non include 103 milioni di euro relativi al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per singolo Paese di attività.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Romania	304	277	27	9,7%
Russia	314	213	101	47,4%
Slovacchia	-	604	(604)	-
Altri Paesi	24	119	(95)	-79,8%
Totale	642	1.213	(571)	-47,1%

I ricavi del primo trimestre 2017 risultano pari a 642 milioni di euro con un decremento di 571 milioni di euro (-47,1%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è connesso:

• alla variazione di perimetro di consolidamento relativa a Slovenské elektrarné (604 milioni di euro), Marcinelle Energie (64 milioni di euro) ed Enel France (34 milioni di euro);
• ai maggiori ricavi in Russia per 101 milioni di euro, prevalentemente riferibili all'apprezzamento del rublo nei confronti dell'euro (75 milioni di euro), nonché alla crescita dei prezzi di vendita;
• all'aumento dei ricavi in Romania per 27 milioni di euro, che riflette essenzialmente i maggiori volumi trasportati e venduti che hanno più che compensato la riduzione delle tariffe di distribuzione;
• all'aumento dei ricavi in altri Paesi per 3 milioni di euro.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Romania	43	80	(37)	-46,2%
Russia	90	37	53	-
Slovacchia	-	109	(109)	-
Altri Paesi	11	12	(1)	-8,3%
Totale	144	238	(94)	-39,5%

Il margine operativo lordo ammonta a 144 milioni di euro, registrando un decremento di 94 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016. Tale andamento è relativo:

• alla variazione di perimetro di consolidamento relativa a Slovenské elektrarné (109 milioni di euro), mentre è sostanzialmente immateriale per Marcinelle Energie ed Enel France;
• a un incremento del margine operativo lordo in Russia per 53 milioni di euro, prevalentemente per effetto della riduzione di produzione di energia dall'impianto di Nevinnomisskaya nel primo trimestre 2016, dei prezzi di vendita crescenti, di alcuni efficientamenti operativi (in particolare sul costo del personale), nonché del già citato effetto positivo del cambio pari a 22 milioni di euro;
• a una riduzione del margine operativo lordo in Romania per 37 milioni di euro che riflette essenzialmente l'aumento dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Romania	8	50	(42)	-84,0%
Russia	75	27	48	-
Slovacchia	-	85	(85)	-
Altri Paesi	8	7	1	14,3%
Totale	91	169	(78)	-46,2%

Risultato operativo

Il risultato operativo del primo trimestre 2017 è pari a 91 milioni di euro ed è in diminuzione di 78 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2016. Tale andamento trova riscontro nei minori ammortamenti e impairment per 16 milioni di euro; in particolare la riduzione di 25 milioni di euro relativa alla variazione nel perimetro di consolidamento è stata parzialmente bilanciata dai maggiori ammortamenti rilevati in Russia e i maggiori impairment di crediti commerciali rilevati in Romania.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Romania	18	23	(5)	-21,7%
Russia	16	26	(10)	-38,5%
Altri Paesi	7	1	6	-
Totale	41	50	(1) (9)	-18,0%

(1) Il dato non include 103 milioni di euro relativi al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti ammontano a 41 milioni di euro, in diminuzione di 9 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è da attribuire principalmente ad attività di manutenzione sugli impianti in Russia.

Nord e Centro America

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Idroelettrica	661	843	(182)	-21,6%
Geotermoelettrica	-	117	(117)	-
Eolica	1.849	2.596	(747)	-28,8%
Altre fonti	15	15	-	-
Totale produzione netta	2.525	3.571	(1.046)	-29,3%
- di cui Stati Uniti e Canada	1.318	2.591	(1.273)	-49,1%
- di cui Messico	604	464	140	30,2%
- di cui Panama	450	438	12	2,7%
- di cui altri Paesi	153	78	75	96,2%

La produzione netta di energia elettrica effettuata nel 2017 è pari a 2.525 milioni di kWh, con un decremento di 1.046 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2016. Tale decremento è attribuibile prevalentemente alla minore generazione da fonte eolica negli Stati Uniti e Canada (-1.273 milioni di kWh), riconducibile al deconsolidamento degli impianti di Enel Green Power North America Renewable Energy Partners ("EGPNA REP") avvenuta a fine 2016 a seguito del cambiamento della governance della società; tale variazione è stata parzialmente compensata dalle maggiori quantità generate dagli impianti eolici di Palo Alto e Vientos del Altiplano in Messico (+140 milioni di kWh).

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Ricavi	177	244	(67)	-27,5%
Margine operativo lordo	113	180	(67)	-37,2%
Risultato operativo	62	119	(57)	-47,9%
Investimenti	380	277	103	37,2%

Nella seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per ciascuna delle aree geografiche di attività nel primo trimestre 2017.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Stati Uniti e Canada	85	170	(85)	-50,0%
Messico	38	27	11	40,7%
Panama	38	35	3	8,6%
Altri Paesi	16	12	4	33,3%
Totale	177	244	(67)	-27,5%

I ricavi del primo trimestre 2017 ammontano a 177 milioni di euro, con un decremento di 67 milioni di euro (-27,5%) rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è connessa:

• al decremento dei ricavi in Nord America per 85 milioni di euro, da riferirsi principalmente alla contrazione dei ricavi energia nonché dei ricavi da tax partnership come conseguenza del deconsolidamento di EGPNA REP;
• ai maggiori ricavi in Messico per 11 milioni di euro, derivanti dall'incremento dei ricavi energia in seguito all'entrata in esercizio nel corso del 2016 degli impianti di Palo Alto e Vientos del Altiplano.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Stati Uniti e Canada	47	128	(81)	-63,3%
Messico	27	20	7	35,0%
Panama	29	26	3	11,5%
Altri Paesi	10	6	4	66,7%
Totale	113	180	(67)	-37,2%

Margine operativo lordo

Risultato operativo

Il margine operativo lordo ammonta, nel primo trimestre 2017, a 113 milioni di euro, in decremento di 67 milioni di euro (-37,2%) rispetto all'analogo periodo del 2016. Tale decremento è riferibile:

• al minor margine realizzato in Nord America per 81 milioni di euro da riferirsi a quanto già commentato nei ricavi;
• all'incremento del margine in Messico per 7 milioni di euro, per quanto sopra commentato nei ricavi.

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Stati Uniti e Canada	21	82	(61)	-74,4%
Messico	13	10	3	30,0%
Panama	26	23	3	13,0%
Altri Paesi	2	4	(2)	-50,0%
Totale	62	119	(57)	-47,9%

Il risultato operativo, pari a 62 milioni di euro, registra un decremento di 57 milioni di euro, tenuto conto

di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 10 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Stati Uniti e Canada	316	225	91	40,4%
Messico	40	28	12	42,9%
Panama	4	7	(3)	-42,9%
Altri Paesi	20	17	3	17,6%
Totale	380	277	103	37,2%

Gli investimenti del primo trimestre 2017 ammontano a 380 milioni di euro, con un incremento di 103 milioni rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, da attribuire ai maggiori investimenti in impianti da fonte eolica in Stati Uniti e Canada.

Africa Sub-Sahariana e Asia

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh		1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Eolica	143	44	99	-
Altre fonti	158	5	153	-
Totale	301	49	252	-
- di cui Sudafrica	246	5	241	-
- di cui India	55	44	11	25,0%

La produzione netta è pari nel primo trimestre 2017 a 301 milioni di kWh con un incremento rispetto allo stesso periodo del 2016 di 252 milioni di kWh. Tale incremento è attribuibile prevalentemente all'entrata in esercizio di alcuni impianti fotovoltaici in Sudafrica, già a fine 2016 (Paleisheuwel, Tom Burke e Nojoli) nonché all'entrata in esercizio all'inizio del 2017 degli impianti Adams (82,5 MW) e Pulida (82,5 MW).

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Ricavi	21	3	18	-
Margine operativo lordo	12	(2)	14	-
Risultato operativo	2	(3)	5	-
Investimenti	8	89	(81)	-91,0%

Nella seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per ciascuna delle aree geografiche di attività nel primo trimestre 2017.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2017 2016 restated			Variazioni
Sudafrica	18	1	17	-
India	3	2	1	50,0%
Totale	21	3	18	-

I ricavi del primo trimestre 2017 ammontano a 21 milioni di euro, con un incremento di 18 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente beneficiando dell'entrata in esercizio e della maggior produzione degli impianti sudafricani.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Sudafrica	12	(3)	15 -
India	-	1	(1) -
Totale	12	(2)	14 -

Il margine operativo lordo ammonta, nel primo trimestre 2017, a 12 milioni di euro, in incremento di 14 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2016 a seguito degli stessi fenomeni commentati nei ricavi.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Sudafrica	4	(3)	7	-
India	(2)	-	(2)	-
Totale	2	(3)	5	-

Il risultato operativo, pari a 2 milioni di euro, registra un decremento di 5 milioni di euro, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 9 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
		2017 2016 restated
Sudafrica	7	89	(82)	-92,1%
India	1	-	1	-
Totale	8	89	(81)	-91,0%

Gli investimenti del primo trimestre 2017 ammontano a 8 milioni di euro, in decremento di 81 milioni rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Gli investimenti si riferiscono principalmente a impianti fotovoltaici in Sudafrica mentre il portafoglio di nuovi progetti detenuto in India è ancora nella fase pre-realizzativa.

Altro, elisioni e rettifiche

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016 restated		Variazioni
Ricavi (al netto delle elisioni)	100	179	(79)	-44,1%
Margine operativo lordo	(95)	(38)	(57)	-
Risultato operativo	(99)	(51)	(48)	-94,1%
Investimenti	-	5	(5)	-

I ricavi del primo trimestre 2017, al netto delle elisioni, risultano pari a 100 milioni di euro con un decremento di 79 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente (-44,1%). La variazione è riferibile sostanzialmente:

• agli effetti delle variazioni di perimetro connesse alla fusione per incorporazione di Enel Ingegneria e Ricerca in Enel Produzione (i cui dati confluiscono nel segmento Italia), nonché alla cessione del ramo di Information Technology dedicato alla Spagna da Enel Iberoamérica a Endesa (i cui dati confluiscono nel segmento Iberia);

• alla rilevazione, nel primo trimestre 2016, della plusvalenza derivante dalla cessione della società Compostilla Re per 19 milioni di euro;

• ai minori ricavi per servizi di supporto e staff forniti dalla Holding.

Il margine operativo lordo del primo trimestre 2017, negativo per 95 milioni di euro, registra un decremento di 57 milioni di euro. Tale decremento è principalmente connesso alla rilevazione della sopra citata plusvalenza nel primo trimestre 2016, alle citate variazioni di perimetro, nonché alla minore marginalità unitaria relativa ad alcuni servizi prestati alle altre Divisioni del Gruppo.

Il risultato operativo, del primo trimestre 2017, negativo per 99 milioni di euro, risulta in calo di 48 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, tenuto conto di minori ammortamenti e perdite di valore per 9 milioni di euro.

Investimenti

Gli investimenti del primo trimestre 2017 registrano un decremento di 5 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2016.

Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo

Capitale investito netto e relativa copertura

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

		Milioni di euro
--	--	-----------------	--

	al 31.03.2017	al 31.12.2016		Variazioni
Attività immobilizzate nette:
- attività materiali e immateriali	93.308	92.318	990	1,1%
- avviamento	14.467	13.556	911	6,7%
- partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.612	1.558	54	3,5%
- altre attività/(passività) non correnti nette	(353)	(802)	449	-56,0%
Totale attività immobilizzate nette	109.034	106.630	2.404	2,3%
Capitale circolante netto:
- crediti commerciali	13.427	13.506	(79)	-0,6%
- rimanenze	2.642	2.564	78	3,0%
- crediti netti verso operatori istituzionali di mercato	(3.260)	(3.592)	332	-9,2%
- altre attività/(passività) correnti nette	(5.409)	(5.201)	(208)	-4,0%
- debiti commerciali	(12.017)	(12.688)	671	5,3%
Totale capitale circolante netto	(4.617)	(5.411)	794	14,7%
Capitale investito lordo	104.417	101.219	3.198	3,2%
Fondi diversi:
- benefíci ai dipendenti	(2.638)	(2.585)	(53)	-2,1%
- fondi rischi e oneri e imposte differite nette	(8.603)	(8.517)	(86)	-1,0%
Totale fondi diversi	(11.241)	(11.102)	(139)	-1,3%
Attività nette possedute per la vendita	6	11	(5)	-45,5%
Capitale investito netto	93.182	90.128	3.054	3,4%
Patrimonio netto complessivo	53.900	52.575	1.325	2,5%
Indebitamento finanziario netto	39.282	37.553	1.729	4,6%

Il capitale investito netto al 31 marzo 2017 è pari a 93.182 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e dei terzi per 53.900 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 39.282 milioni di euro. Quest'ultimo al 31 marzo 2017 presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,73 (0,71 al 31 dicembre 2016).

Analisi della struttura finanziaria del Gruppo

Indebitamento finanziario netto

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

prospetto:

Milioni di euro

	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazioni
Indebitamento a lungo termine:
- finanziamenti bancari	7.851	7.446	405	5,4%
- obbligazioni	30.979	32.401	(1.422)	-4,4%
- debiti verso altri finanziatori	1.485	1.489	(4)	-0,3%
Indebitamento a lungo termine	40.315	41.336	(1.021)	-2,5%
Crediti finanziari e titoli a lungo termine	(2.708)	(2.621)	(87)	-3,3%
Indebitamento netto a lungo termine	37.607	38.715	(1.108)	-2,9%
Indebitamento a breve termine:
Finanziamenti bancari:
- quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine	866	749	117	15,6%
- altri finanziamenti a breve verso banche	285	909	(624)	-68,6%
Indebitamento bancario a breve termine	1.151	1.658	(507)	-30,6%
Obbligazioni (quota a breve)	6.199	3.446	2.753	79,9%
Debiti verso altri finanziatori (quota a breve)	259	189	70	37,0%
Commercial paper	1.200	3.059	(1.859)	-60,8%
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti	1.148	1.286	(138)	-10,7%
Altri debiti finanziari a breve termine (1)	183	414	(231)	-55,8%
Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine	8.989	8.394	595	7,1%
Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve)	(827)	(767)	(60)	-7,8%
Crediti finanziari per operazioni di factoring	(83)	(128)	45	35,2%
Crediti finanziari - cash collateral	(1.113)	(1.082)	(31)	-2,9%
Altri crediti finanziari a breve termine	(795)	(911)	116	12,7%
Disponibilità presso banche e titoli a breve	(5.647)	(8.326)	2.679	32,2%
Disponibilità e crediti finanziari a breve	(8.465)	(11.214)	2.749	24,5%
Indebitamento netto a breve termine	1.675	(1.162)	2.837	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	39.282	37.553	1.729	4,6%
Indebitamento finanziario "Attività classificate come possedute per la vendita"	-	-	-	-

(1) Include debiti finanziari correnti ricompresi nelle altre passività finanziarie correnti.

L'indebitamento finanziario netto è pari a 39.282 milioni di euro al 31 marzo 2017, con un incremento di 1.729 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

L'indebitamento finanziario netto a lungo termine registra un decremento di 1.108 milioni di euro, principalmente dovuto al decremento dell'indebitamento lordo a lungo termine per 1.021 milioni di euro. Con riferimento a tale ultima voce si evidenzia che:

i finanziamenti bancari, pari a 7.851 milioni di euro, evidenziano un incremento di 405 milioni di euro dovuto principalmente al tiraggio di finanziamenti BEI da parte di Endesa SA per 300 milioni di euro e al tiraggio di un finanziamento bancario in dollari statunitensi da parte di Enel Green Power Brasile per un controvalore pari a 111 milioni di euro. L'incremento è parzialmente compensato dalla riclassifica nella quota corrente dei finanziamenti bancari a lungo termine;

• le obbligazioni, pari a 30.979 milioni di euro, registrano un decremento di 1.422 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016. Tale variazione è principalmente dovuta alla riclassifica nella quota corrente di due prestiti obbligazionari emessi da Enel SpA con scadenza febbraio 2018, per un ammontare residuo totale di 2.984 milioni di euro, parzialmente compensata dall'emissione di nuovi prestiti obbligazionari nel primo trimestre 2017, tra i quali si segnalano il green bond emesso a gennaio 2017 da Enel Finance International per un ammontare pari a 1.250 milioni di euro e un prestito obbligazionario in franchi svizzeri emesso a febbraio 2017 dalla stessa società olandese per un ammontare di 225 milioni di franchi svizzeri, pari a 210 milioni di euro;
• i debiti verso altri finanziatori, pari a 1.485 milioni di euro al 31 marzo 2017, evidenziano un decremento di 4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

Si evidenzia che l'acquisizione della società di distribuzione brasiliana CELG-D, avvenuta il 14 febbraio 2017, ha comportato un aumento dell'indebitamento lordo a lungo termine per un controvalore pari a 323 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario netto a breve termine è pari a 1.675 milioni di euro al 31 marzo 2017, con un incremento di 2.837 milioni di euro rispetto a fine 2016. Tale variazione è la risultante del decremento dei debiti bancari a breve termine per 507 milioni di euro, ampiamente compensato dall'incremento dei debiti verso altri finanziatori a breve termine per 595 milioni di euro e dal decremento delle disponibilità liquide e dei crediti finanziari a breve termine per complessivi 2.749 milioni di euro.

Tra i debiti verso altri finanziatori a breve termine, pari a 8.989 milioni di euro, sono incluse le emissioni di commercial paper in capo a International Endesa BV pari a 1.200 milioni di euro, nonché le obbligazioni in scadenza entro i 12 mesi successivi per complessivi 6.199 milioni di euro. Si evidenzia, inoltre, che al 31 marzo 2017 il programma di commercial paper da parte di Enel Finance International non risulta utilizzato.

Si segnala che nel corso del primo trimestre 2017 sono stati effettuati da parte di alcune società latinoamericane rimborsi di prestiti obbligazionari in valute locali per un controvalore pari a 193 milioni di euro.

Infine, la consistenza dei cash collateral versati alle controparti per l'operatività su contratti "over the counter" su tassi, cambi e commodity risulta pari a 1.113 milioni di euro, mentre il valore dei cash collateral incassati dalle stesse controparti è pari a 1.148 milioni di euro.

Le disponibilità e i crediti finanziari a breve termine, pari a 8.465 milioni di euro, diminuiscono di 2.749 milioni di euro rispetto a fine 2016, per effetto principalmente della riduzione delle disponibilità presso banche e titoli a breve per 2.679 milioni di euro.

Flussi finanziari

Il cash flow da attività operativa nel primo trimestre 2017 è positivo per 1.740 milioni di euro, evidenziando un miglioramento di 173 milioni di euro rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale incremento trova giustificazione nel miglioramento della gestione dei flussi di cassa operativi associati al miglioramento dei risultati economici.

Il cash flow da attività di investimento/disinvestimento nel primo trimestre 2017 ha assorbito liquidità per 1.967 milioni di euro, mentre nei primi tre mesi 2016 ne aveva assorbita per 1.301 milioni di euro. In particolare, il fabbisogno generato nel primo trimestre 2017 per attività di investimento in beni materiali e immateriali, pari a 1.453 milioni di euro, registra una diminuzione pari a 197 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Le maggiori attività nel settore delle energie rinnovabili, effettuate principalmente in Nord America, sono state più che compensate dai minori investimenti nelle altre tecnologie.

Gli investimenti in imprese o rami di imprese, espressi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti, ammontano a 679 milioni di euro e si riferiscono prevalentemente all'acquisto di CELG-D, società di distribuzione di energia che opera nello Stato brasiliano di Goiás. Il flusso di cassa generato dalle altre attività di investimento/disinvestimento nel primo trimestre 2017 è positivo per 165 milioni di euro ed è essenzialmente correlato alla cessione della partecipazione in Electrogas.

Il cash flow da attività di finanziamento ha assorbito liquidità per complessivi 2.449 milioni di euro. Nei primi tre mesi 2016 aveva assorbito liquidità per 4.768 milioni di euro. Il flusso del primo trimestre 2017 è essenzialmente riferito alla riduzione dell'indebitamento finanziario netto (quale saldo netto tra rimborsi e nuove accensioni) per 1.151 milioni di euro e al pagamento dei dividendi per 1.289 milioni di euro, che includono per 915 milioni di euro il pagamento dell'acconto sul dividendo pari a 0,09 euro per azione deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 10 novembre 2016.

Pertanto, nei primi tre mesi 2017 il cash flow generato dall'attività operativa, pari a 1.740 milioni di euro, ha fronteggiato, solo in parte, quello legato all'attività di investimento, pari a 1.967 milioni di euro e all'attività di finanziamento, pari a 2.449 milioni di euro. La differenza negativa trova riscontro nel decremento delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti che, al 31 marzo 2017, risultano pari a 5.647 milioni di euro a fronte dei 8.326 milioni di euro di inizio 2017. Tale ultima variazione include per 3 milioni di euro gli effetti connessi al deprezzamento dei cambi delle diverse valute locali rispetto all'euro.

Fatti di rilievo del primo trimestre 2017

Accordo di finanziamento di energie rinnovabili in Brasile

Il 4 gennaio 2017, il Gruppo Enel e la Banca di Sviluppo Brasiliana ("BNDES"), la principale agenzia per il finanziamento dello sviluppo in Brasile, hanno firmato un accordo di finanziamento ventennale per un importo complessivo di circa 373 milioni di real (circa 109 milioni di euro). Il prestito di BNDES coprirà una parte degli investimenti necessari per la costruzione della centrale idroelettrica Apiacás da 102 MW nello Stato del Mato Grosso nella Regione centro-occidentale del Brasile. Come previsto dall'accordo di prestito, la prima rata di 293 milioni di real (circa 85 milioni di euro) è stata erogata alla firma dell'accordo, e sarà seguita da una seconda rata da 80 milioni di real (circa 24 milioni di euro) nei primi mesi del 2017, previo adempimento delle condizioni sospensive previste per questo tipo di operazioni. Il prestito ha un tasso di interesse basato sul TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo), il tasso di interesse a lungo termine rivisto trimestralmente dalla Banca Centrale del Brasile. Il TJLP è attualmente al 7,5%, e quindi inferiore all'attuale tasso interbancario brasiliano del 13,63%. Il TJLP funge da tasso di riferimento per i prestiti concessi da BNDES alle aziende private i cui progetti sono ritenuti idonei a ricevere finanziamenti federali.

Emissione del primo "green bond"

In data 9 gennaio 2017 Enel Finance International ("EFI") ha collocato con successo sul mercato europeo il suo primo green bond, destinato a investitori istituzionali e assistito da una garanzia rilasciata da Enel SpA. L'emissione ammonta a complessivi 1.250 milioni di euro e prevede il rimborso in unica soluzione a scadenza in data 16 settembre 2024 e il pagamento di una cedola a tasso fisso pari all'1%, pagabile ogni anno in via posticipata nel mese di settembre, a partire da settembre 2017. Il prezzo di emissione è stato fissato in 99,001% e il rendimento effettivo a scadenza è pari a 1,137%. La data prevista per il regolamento dell'emissione è il 16 gennaio 2017.Tale green bond è quotato sul mercato regolamentato della Borsa dell'Irlanda e sul mercato regolamentato della Borsa del Lussemburgo. L'operazione ha raccolto adesioni per un importo di circa 3 miliardi di euro, con una partecipazione significativa di cosiddetti "Investitori Socialmente Responsabili" ("SRI") che ha permesso al Gruppo Enel di diversificare ulteriormente la propria base di investitori. I proventi netti dell'emissione – effettuata nell'ambito del programma di emissioni obbligazionarie a medio termine di Enel ed EFI (Programma Euro Medium Term Notes - EMTN) – saranno utilizzati per finanziare i cosiddetti "eligible green projects" del Gruppo Enel individuati e/o da individuare in conformità ai cosiddetti "Green Bond Principles 2016" pubblicati dall'ICMA - International Capital Market Association. In particolare, rientrano nella categoria degli eligible green projects a titolo esemplificativo, i progetti di sviluppo, costruzione e repowering di impianti di generazione da fonti rinnovabili, sviluppo di reti di trasmissione e distribuzione, nonché di implementazione di smart grids e smart meters nelle aree geografiche in cui il Gruppo opera.

L'operazione è stata guidata da un sindacato di banche che ha visto coinvolti, in qualità di jointbookrunners, Banca IMI, BofA Merrill Lynch, Crédit Agricole CIB, Citi, Deutsche Bank, HSBC, J.P. Morgan, Mizuho Securities, Natixis, SMBC Nikko e UniCredit.

Acquisizione di Demand Energy

L'11 gennaio 2017 Enel Green Power North America ("EGPNA") ha acquisito una partecipazione del 100% in Demand Energy Networks ("Demand Energy"), società con sede negli Stati Uniti specializzata in soluzioni software e sistemi di accumulo energetico intelligenti. Enel collaborerà con Demand Energy, che si è imposta quale leader sul mercato dello storage di New York City, offrendo soluzioni di valore a clienti commerciali e industriali, per ampliare la distribuzione del sistema di ottimizzazione di rete (Distributed Energy Network Optimization System, DEN.OSTM) della società, una piattaforma software di controllo intelligente che consente l'ottimizzazione in tempo reale della gestione dell'energia, rivoluzionando le modalità di generazione, stoccaggio e consumo.

Accordo di collaborazione con Saudi Electricity Company

In data 11 gennaio 2017 Enel SpA e la utility saudita Saudi Electricity Company ("SEC") hanno siglato un accordo quadro di cooperazione nella distribuzione di energia elettrica, un settore che vedrà le due società lavorare insieme per sviluppare la condivisione di lungo termine di conoscenze strategiche nell'ambito delle ultime tecnologie di rete. In base all'accordo, che ha una durata di tre anni, ma potrà essere esteso se entrambe le parti lo concorderanno, Enel e SEC potenzieranno lo scambio di informazioni, buone pratiche ed esperienze nel settore della distribuzione di energia elettrica. Più in particolare, le due società condivideranno le migliori pratiche e benchmark per portare le prestazioni delle reti di distribuzione in aree come le operation, l'efficienza e la sicurezza a livelli best-in-class, introducendo anche una roadmap tecnologica finalizzata alla digitalizzazione delle reti di distribuzione e a migliorare l'efficienza energetica al servizio dei clienti. Enel e SEC valuteranno inoltre ulteriori aree di collaborazione nel settore della distribuzione di energia elettrica.

Accordo con Dubai Electricity and Water Authority

In data 14 gennaio 2017 Enel SpA e Dubai Electricity and Water Authority ("DEWA"), l'azienda pubblica di servizi infrastrutturali di Dubai, hanno firmato un memorandum d'intesa (MoU) per collaborare in materia di smart grid e digitalizzazione delle reti. In base al memorandum, che ha una durata di tre anni e potrebbe essere esteso previo accordo fra le parti, le due società mirano a costruire rapporti di partnership, per facilitare il raggiungimento di obbiettivi strategici comuni e lo scambio di informazioni, esperienze e studi nelle aree di lavoro individuate dal MoU, tra cui le analisi di indicatori chiave di performance nella gestione delle smart grid così come nella digitalizzazione e sicurezza delle reti. Le parti coopereranno in attività di ricerca nelle aree di lavoro del MoU e condivideranno il know-how di Enel nell'automazione della distribuzione, integrazione delle energie rinnovabili, contatori intelligenti e smart city, con particolare riferimento al ruolo svolto da Enel nell'ambito di Expo Milano 2015, così come l'esperienza di DEWA nel campo delle smart grid. Le parti valuteranno inoltre opportunità di cooperazione in tecnologie di rete per Expo 2020 Dubai, data l'esperienza di Enel nel realizzare a Expo 2015 una smart city interamente elettrica e considerato che DEWA contribuisce allo sviluppo delle infrastrutture di rete e le relative tecnologie per Expo 2020.

Accordo con Aton Storage

In data 7 febbraio 2017 Enel Spa e Aton Storage, primaria azienda italiana attiva nello sviluppo e nella produzione di sistemi innovati di storage, hanno firmato un accordo per collaborare in materia di servizi per l'accumulo di energia elettrica da fonte rinnovabile. L'obiettivo è di arricchire e rafforzare l'offerta al cliente finale con prodotti innovativi, performanti e in grado di contribuire all'efficienza energetica. Le soluzioni per lo storage, infatti, rivestono un ruolo fondamentale per lo sviluppo delle energie rinnovabili e della mobilità elettrica, settori in cui Enel è leader a livello mondiale,

Le batterie sviluppate da Aton sono state inoltre già incluse nelle nuove tecnologie presentate da Enel il 12 novembre 2016 a Marrakech in occasione della Formula E e il 22 novembre 2016 a Londra in occasione del Capital Markets Day.

Partecipazione di Enel Green Power alla costruzione di un ospedale in Uganda

In data 10 febbraio 2017 Enel Green Power ha partecipato al progetto di Emergency e dell'architetto Renzo Piano per la realizzazione dell'ospedale di chirurgia pediatrica a Entebbe, in Uganda, che diventerà il nuovo centro di eccellenza pediatrico in Africa. Il nuovo ospedale, che sarà anche un centro di formazione di giovani medici e infermieri provenienti dall'Uganda e dei Paesi circostanti, darà un forte contributo al miglioramento degli standard di salute dell'area.

Enel Green Power fornirà quindi 2.600 moduli fotovoltaici a film sottile prodotti dalla fabbrica 3Sun di Catania per un totale di 289,24 kWp, permettendo così alla nuova struttura di essere autonoma e sostenibile dal punto di vista energetico.

Finalizzato l'acquisto della società di distribuzione brasiliana CELG-D

In data 14 febbraio 2017 Enel Brasil, controllata di Enel, ha finalizzato l'acquisizione di circa il 94,8% del capitale sociale di Celg Distribuição ("CELG-D"), società di distribuzione di energia che opera nello Stato brasiliano di Goiás, per un corrispettivo complessivo di 2,187 miliardi di real brasiliani. La quota restante di CELG-D è stata offerta ai dipendenti in servizio e pensionati della società mediante una procedura che ha consentito nel mese di maggio l'acquisto delle azioni non acquisite dai medesimi.

Tale operazione consentirà a Enel di ampliare la propria presenza nel settore della distribuzione brasiliana, incrementandosi in tal modo la base clienti di Enel da 7 milioni a 10 milioni e diventando così Enel Brasil la seconda società di distribuzione di energia del Paese.

Enel investe sulle start up green alle Hawaii

In data 28 febbraio 2017 Enel tramite Enel Green Power North America ("EGPNA"), controllata statunitense per le energie rinnovabili, è diventata global partner e strategic advisor di Energy Excelerator, importante incubatore americano di start up per l'energia pulita con sede alle Hawaii. Unendosi a Energy Excelerator, organizzazione non profit con la missione di risolvere sfide dei sistemi energetici mondiali attraverso l'innovazione, Enel avrà accesso al suo portafoglio di start up e contribuirà alla selezione di progetti sostenuti dall'incubatore.

Le Hawaii, caratterizzate da un'elevata penetrazione di fonti rinnovabili, permetteranno quindi a Enel di espandere la rete di innovazione aprendo l'energia verso nuovi utilizzi, nuove tecnologie e nuove persone.

Scenario di riferimento

Andamento dei principali indicatori di mercato

	1° trimestre
	2017	2016
Indicatori di mercato
Prezzo medio del greggio IPE Brent (dollari/bbl)	54,7	35,1
Prezzo medio CO2 (euro/t)	5,2	5,6
Prezzo medio del carbone (dollari/t CIF ARA) (1)	82,7	52,2
Prezzo medio del gas (euro/MWh) (2)	18,9	14,0
Cambio medio dollaro USA per euro	1,065	1,102
Euribor a sei mesi (media del periodo)	0,24%	0,10%

(1) Indice API#2.

(2) TTF.

Variazione prezzi medi combustibili nel primo trimestre 2017 rispetto al primo trimestre 2016

I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale

GWh	1° trimestre
	2017	2016	Variazione
Italia	78.949	78.489	0,6%
Spagna	63.891	63.818	0,1%
Russia	216.356	210.898	2,6%
Argentina	35.298	35.751	-1,3%
Brasile	137.365	135.361	1,5%
Cile	18.159	18.517	-1,9%
Colombia	16.093	16.853	-4,5%

Andamento della domanda di energia elettrica

Fonte: TSO nazionali.

L'andamento della domanda elettrica nell'Europa occidentale registra un andamento lievemente positivo, segnando un incremento sia in Italia sia in Spagna, rispettivamente dello 0,6% e dello 0,1%, ritmi più moderati rispetto alla crescita economica. Diversa la situazione in Russia, dove si segnala un incremento del 2,6%, confermando il trend di fine 2016. In America Latina, il Brasile registra una domanda in crescita dell'1,5% rispetto allo stesso periodo del 2016 e incrementa la domanda anche in Perù, ma a ritmi fortemente inferiori al passato, registrando uno +0,8% nel primo trimestre. Diverso l'andamento in Colombia, dove si segnala una contrazione del 4,5%, così come in Cile dove la domanda si è ridotta dell'1,9% in controtendenza rispetto all'andamento del PIL.

Prezzo medio baseload 1° trimestre 2017 (€/MWh) Variazione prezzo medio baseload 1° trimestre 2017 - 1° trimestre 2016 Prezzo medio peakload 1° trimestre 2017 (€/MWh) Variazione prezzo medio peakload 1° trimestre 2017 - 1° trimestre 2016 Italia 57,5 45,0% 66,5 46,1% Spagna 55,6 81,2% 62,4 67,1% Russia 17,7 34,9% 19,8 28,5% Brasile 43,6 114,7% 65,8 110,9% Cile 60,7 8,4% 121,9 19,0% Colombia 40,1 -78,6% 63,7 -74,1%

Prezzi dell'energia elettrica

Domanda di gas naturale

Milioni di m3 1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Italia
Usi domestici e civili	525	511	14	2,7%
Industria e servizi	3.541	3.335	206	6,2%
Termoelettrico	6.348	5.413	935	17,3%
Altro (1)	13.625	13.057	568	4,4%
Totale Italia	24.039	22.316	1.723	7,7%
Spagna	8.300	7.659	641	8,4%

(1) Include altri consumi e perdite.

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

La domanda di gas naturale in Italia nel primo trimestre 2017 si attesta a 24.039 milioni di metri cubi, registrando un incremento del 7,7% rispetto allo stesso periodo del 2016.

L'aumento dei consumi si è registrato in tutti i settori, in particolar modo in quello industriale e in quello termoelettrico, cresciuto in virtù del forte calo delle importazioni di energia elettrica e del minor contributo della produzione eolica. Anche in Spagna i consumi di gas nel primo trimestre hanno registrato un forte incremento, pari all'8,4% rispetto al primo trimestre 2016, nel quale i consumi per usi domestici, e per la produzione termoelettrica erano stati più deboli.

Italia

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

Milioni di kWh 1° trimestre
	2017	2016 restated	Variazioni
Produzione netta:
- termoelettrica	51.529	46.929	4.600	9,8%
- idroelettrica	7.535	7.906	(371)	-4,7%
- eolica	5.311	5.865	(554)	-9,4%
- geotermoelettrica	1.459	1.488	(29)	-1,9%
- fotovoltaica	4.592	3.977	615	15,5%
Totale produzione netta	70.426	66.165	4.261	6,4%
Importazioni nette	9.202	12.930	(3.728)	-28,8%
Energia immessa in rete	79.628	79.095	533	0,7%
Consumi per pompaggi	(666)	(606)	(60)	-9,9%
Energia richiesta sulla rete	78.962	78.489	473	0,6%

Fonte: dati Terna - Rete Elettrica Nazionale (Rapporto mensile - consuntivo marzo 2017).

L'energia richiesta in Italia nel primo trimestre 2017 registra un lieve incremento, pari allo 0,6%, rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2016, attestandosi a 79,0 TWh. L'energia richiesta è stata soddisfatta per l'88,3% dalla produzione netta nazionale destinata al consumo (83,5% nel primo trimestre 2016) e per il restante 11,7% dalle importazioni nette (16,5% nel primo trimestre 2016).

Il significativo calo delle importazioni nette nel primo trimestre 2017 (che evidenziano un decremento di 3,7 TWh, pari al 28,8% rispetto all'analogo periodo del 2016) trova riscontro nei maggiori prezzi dell'energia importata, sostanzialmente dovuto al fermo di numerosi impianti nucleari francesi, che ha reso quindi di fatto più concorrenziale l'offerta dei produttori termoelettrici nazionali.

Infatti, in questo contesto di maggiore competitività dei produttori nazionali a scapito di quelli dei Paesi limitrofi, la produzione netta nel primo trimestre 2017 registra un incremento del 6,4% (4,3 TWh), attestandosi a 70,4 TWh. In particolare, il calo dell'energia elettrica generata da fonte eolica (-0,6 TWh) e idroelettrica (-0,4 TWh), a seguito delle minori disponibilità naturali, sono stati solo parzialmente compensati da un maggior ricorso alla fonte termoelettrica (per 4,6 TWh) e fotovoltaica (+0,6 TWh).

Spagna

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016 2017 restated		Variazioni
Produzione netta	64.011	64.307	(296)	-0,5%
Consumo per pompaggi	(1.327)	(2.204)	877	39,8%
Esportazioni nette (1)	1.216	1.692	(476)	-28,1%
Energia richiesta sulla rete	63.900	63.795	105	0,2%

(1) Include il saldo di interscambio con il sistema extrapeninsulare.

Fonte: dati Red Eléctrica de España (Estadística diaria - consuntivo marzo 2017). I volumi del primo trimestre 2016 sono aggiornati al 7 aprile 2017.

L'energia richiesta nel mercato peninsulare nel primo trimestre 2017 risulta in incremento dell'0,2% rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2016, attestandosi a 63,9 TWh. Tale richiesta è stata interamente soddisfatta dalla produzione nazionale, senza ricorso a importazioni.

Le esportazioni nette nel primo trimestre 2017 risultano in diminuzione rispetto ai valori registrati nel primo trimestre 2016.

La produzione netta nel primo trimestre 2017 registra un decremento del 0,5% (-0,3 TWh); in un contesto in cui la domanda è rimasta sostanzialmente invariata, la variazione trova riscontro nel diverso mix di produzione che ha causato una variazione nel consumo per pompaggi e nell'andamento delle esportazioni verso la Francia.

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare

Milioni di kWh		1° trimestre
	2016 2017 restated		Variazioni
Produzione netta	3.313	3.203	110	3,4%
Importazioni nette	240	292	(52)	-17,8%
Energia richiesta sulla rete	3.553	3.495	58	1,7%

Fonte: Fonte dati Red Eléctrica de España (Estadística diaria - consuntivo marzo 2017). I volumi del primo trimestre 2016 sono aggiornati al 7 aprile 2017.

L'energia richiesta nel mercato extrapeninsulare nel primo trimestre 2017 risulta in incremento dello 1,7% rispetto al valore registrato nel primo trimestre 2016, attestandosi a 3,6 TWh.

Le importazioni nette nel primo trimestre 2017 si attestano a 0,2 TWh e sono relative all'interscambio con la penisola iberica.

La produzione netta nel primo trimestre 2017 è in incremento dello 3,4% rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Prevedibile evoluzione della gestione

Il Piano Strategico 2017-2019 del Gruppo, aggiornato nel novembre del 2016, si focalizza su:

• un ambizioso piano di investimenti per digitalizzare gli asset, l'operatività e i processi del Gruppo e potenziarne la connettività;
• una particolare attenzione al cliente, migliorando il servizio per preservare e far crescere l'asset più importante di Enel;
• il miglioramento dell'efficienza operativa anche attraverso una riduzione dei costi operativi sostenuta dalla digitalizzazione;
• una crescita industriale di lungo periodo fortemente centrata sui business delle reti e delle rinnovabili;
• la semplificazione della struttura societaria del Gruppo con la razionalizzazione della struttura a livello Paese in tutte le geografie di presenza;
• una continua gestione attiva del portafoglio volta a un riposizionamento strategico del Gruppo.

Nel corso del primo trimestre 2017 sono stati registrati importanti risultati per ciascuno degli indicati obiettivi del piano strategico.

Per la restante parte del 2017, in linea con i target di piano, sono previsti:

• l'accelerazione degli investimenti in digitalizzazione, con il proseguimento della campagna di installazione degli smart meter di seconda generazione in Italia, e dell'installazione dei contatori elettronici nella penisola iberica. È inoltre prevista l'accelerazione del roll-out della rete a fibra ottica intrapreso da OpEn Fiber;
• i contributi della strategia di attenzione al cliente su scala globale, a valle della prima fase di investimenti nelle piattaforme di back office e customer experience;
• progressi ulteriori nell'efficienza operativa, supportati dalla digitalizzazione;
• il contributo della crescita industriale, focalizzata su reti e rinnovabili;
• la seconda fase di semplificazione societaria, svolta a livello di singolo Paese principalmente in America Latina;
• ulteriori progressi nella gestione attiva del portafoglio.

Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2017

Conto economico consolidato sintetico

Milioni di euro	Note		1° trimestre
		2017	2016
Totale ricavi	4.a	19.366	17.872
Totale costi	4.b	17.091	15.122
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	4.c	250	(80)
Risultato operativo		2.525	2.670
Proventi finanziari		569	1.592
Oneri finanziari		1.233	2.444
Totale proventi/(oneri) finanziari	4.d	(664)	(852)
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	4.e	39	35
Risultato prima delle imposte		1.900	1.853
Imposte	4.f	596	548
Risultato delle continuing operations		1.304	1.305
Risultato delle discontinued operations		-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)		1.304	1.305
Quota di interessenza del Gruppo		983	939
Quota di interessenza di terzi		321	366
Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09

Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016
Risultato netto del periodo	1.304	1.305
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico (al netto delle imposte)
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	159	(649)
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto	(2)	(26)
Variazione di fair value delle attività finanziare disponibili per la vendita	22	3
Variazione della riserva di traduzione	50	83
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto	229	(589)
Utile complessivo rilevato nel periodo	1.533	716
Quota di interessenza:
- del Gruppo	1.128	309
- di terzi	405	407

Situazione patrimoniale consolidata sintetica

Milioni di euro

	Note	al 31.03.2017	al 31.12.2016
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Attività materiali e immateriali		93.308	92.318
Avviamento		14.467	13.556
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		1.612	1.558
Altre attività non correnti (1)		13.311	12.872
Totale attività non correnti	5.a	122.698	120.304
Attività correnti
Rimanenze		2.642	2.564
Crediti commerciali		13.427	13.506
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti		5.602	8.290
Altre attività correnti (2)		9.840	10.921
Totale attività correnti	5.b	31.511	35.281
Attività possedute per la vendita	5.c	6	11
TOTALE ATTIVITÀ		154.215	155.596
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Patrimonio netto del Gruppo	5.d	35.931	34.803
Interessenze di terzi		17.969	17.772
Totale patrimonio netto		53.900	52.575
Passività non correnti
Finanziamenti a lungo termine		40.315	41.336
Fondi diversi e passività per imposte differite		16.424	16.334
Altre passività non correnti		4.332	4.388
Totale passività non correnti	5.e	61.071	62.058
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		10.004	9.756
Debiti commerciali		12.017	12.688
Altre passività correnti (3)		17.223	18.519
Totale passività correnti	5.f	39.244	40.963
Passività possedute per la vendita	5.g	-	-
TOTALE PASSIVITÀ		100.315	103.021
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		154.215	155.596

(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine e titoli diversi al 31 marzo 2017 rispettivamente pari a 2.282 milioni di euro (2.181 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e 427 milioni di euro (441 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

(2) Di cui quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine, crediti finanziari a breve termine e titoli diversi al 31 marzo 2017 rispettivamente pari a 828 milioni di euro (767 milioni di euro al 31 dicembre 2016), 1.992 milioni di euro (2.121 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e 45 milioni di euro (36 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

(3) Di cui debiti finanziari a breve termine al 31 marzo 2017 pari a 139 milioni di euro (296 milioni di euro al 31 dicembre 2016).

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

Milioni di euro	Capitale sociale	Riserva da sovrapprezzo azioni	Riserva legale	Altre riserve	Riserva convers. bilanci in valuta estera	Riserve da valutaz. strumenti finanziari di cash flow hedge	Riserve da valutazione strumenti finanziari disponibili per la vendita	Riserva da partec. valutate con metodo patrimonio netto	Rimisurazione delle passività/ (attività) nette per piani a benefíci definiti	Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo	Riserva da acquisizioni su non controlling interest	Utili e perdite accumulati	Patrimonio netto del Gruppo	Patrimonio netto di terzi	Totale patrimonio netto
Al 1° gennaio 2016	9.403	5.292	1.881	2.262	(1.956)	(1.341)	130	(54)	(551)	(2.115)	(196)	19.621	32.376	19.375	51.751
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(234)	(234)
Aumento di capitale a servizio della scissione non proporzionale di Enel Green Power	764	2.198	-	-	119	(31)	-	-	1	-	(974)	(12)	2.065	(2.106)	(41)
Utile complessivo rilevato	-	-	-	-	35	(655)	3	(13)	-	-	-	939	309	407	716
di cui: - utile/(perdita) rilevato direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	35	(655)	3	(13)	-	-	-	-	(630)	41	(589)
- utile del periodo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	939	939	366	1.305
Al 31 marzo 2016	10.167	7.490	1.881	2.262	(1.802)	(2.027)	133	(67)	(550)	(2.115)	(1.170)	20.548	34.750	17.442	52.192
Al 1° gennaio 2017	10.167	7.489	2.034	2.262	(1.005)	(1.448)	106	(12)	(706)	(2.398)	(1.170)	19.484	34.803	17.772	52.575
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(195)	(195)
Variazione perimetro di consolidato	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(13)	(13)
Utile complessivo rilevato	-	-	-	-	(37)	163	22	(3)	-			983	1.128	405	1.533
di cui: - utile/(perdita) rilevato direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	(37)	163	22	(3)	-				145	84	229
- utile del periodo	-	-	-	-								983	983	321	1.304
Al 31 marzo 2017	10.167	7.489	2.034	2.262	(1.042)	(1.285)	128	(15)	(706)	(2.398)	(1.170)	20.467	35.931	17.969	53.900

Capitale sociale e riserve del Gruppo

Rendiconto finanziario consolidato sintetico

Milioni di euro		1° trimestre
	2017	2016
Risultato prima delle imposte	1.900	1.853
Rettifiche per:
Ammortamenti e impairment	1.389	1.347
(Proventi)/Oneri finanziari	664	852
Proventi netti derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(39)	(35)
Variazioni del capitale circolante netto:
- rimanenze	(54)	183
- crediti commerciali	286	(1.307)
- debiti commerciali	(1.099)	163
- altre attività e passività	(313)	(231)
Interessi e altri oneri e proventi finanziari pagati e incassati	(649)	(768)
Atri movimenti	(345)	(490)
Cash flow da attività operativa (A)	1.740	1.567
Investimenti in attività materiali e immateriali	(1.453)	(1.650)
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti	(679)	-
Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti	-	326
(Incremento)/Decremento di altre attività di investimento	165	23
Cash flow da attività di (investimento)/disinvestimento (B)	(1.967)	(1.301)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	2.075	827
Rimborsi e altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto	(3.233)	(5.163)
Incasso/(Esborsi) per operazioni su non controlling interest	(2)	(196)
Dividendi e acconti sui dividendi pagati	(1.289)	(236)
Cash flow da attività di finanziamento (C)	(2.449)	(4.768)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D)	(3)	36
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D)	(2.679)	(4.466)
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve all'inizio del periodo (1)	8.326	10.790
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve alla fine del periodo (2)	5.647	6.324

(1) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 8.290 milioni di euro al 1° gennaio 2017 (10.639 milioni di euro al 1° gennaio 2016), "Titoli a breve" pari a 36 milioni di euro al 1° gennaio 2017 (1 milione di euro al 1° gennaio 2016) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 150 milioni di euro al 1° gennaio 2016.

(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 5.602 milioni di euro al 31 marzo 2017 (6.279 milioni di euro al 31 marzo 2016), "Titoli a breve" pari a 45 milioni di euro al 31 marzo 2017 (29 milioni di euro al 31 marzo 2016) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 16 milioni di euro al 31 marzo 2016.

Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2017

1. Princípi contabili e criteri di valutazione

Il Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2017, incluso nel Resoconto intermedio di gestione, è stato redatto in conformità al principio contabile internazionale applicabile per la predisposizione delle situazioni infrannuali ("IAS 34 - Bilanci intermedi") ed è costituito dal Conto economico consolidato, dal Prospetto dell'utile/(perdita) consolidato complessivo rilevato nel periodo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consolidato nonché dalle relative note illustrative. Il Bilancio consolidato abbreviato al 31 marzo 2017 non contiene tutte le informazioni richieste per il Bilancio consolidato annuale e, pertanto, va letto unitamente al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016.

Pur avendo il Gruppo definito il semestre quale periodo intermedio di riferimento ai fini dell'applicazione del citato principio contabile internazionale IAS 34 e della definizione di bilancio intermedio ivi indicata, il presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2017 è stato redatto in osservanza di tale principio, in previsione di una sua eventuale inclusione nella documentazione da predisporre in occasione di operazioni straordinarie.

I princípi contabili utilizzati, i criteri di rilevazione e di misurazione, nonché i criteri e i metodi di consolidamento applicati al presente Bilancio consolidato abbreviato al 31 marzo 2017 sono conformi a quelli adottati per la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione.

Uso di stime

La redazione del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato richiede da parte della direzione aziendale l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio stesso. Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto rilevante sui risultati successivi. Ai fini della redazione del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato, il ricorso all'uso di stime ha riguardato le medesime fattispecie già caratterizzate da un processo di stima ai fini della predisposizione del bilancio annuale.

Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al paragrafo "Uso di stime" contenuto nella Nota 2 del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016.

In tale sede, ci si limita a segnalare che, nel corso del trimestre, Il Gruppo ha completato con il supporto di appositi advisor tecnici, uno studio volto a valutare il livello di performance operativa dei propri impianti solari ed eolici, ad analizzare i dati storici in termini di durata e frequenza degli interventi di manutenzione resi necessari in virtù di problematiche tecniche e a esaminare le condizioni ambientali e climatiche ai quali gli impianti del Gruppo risultato esposti. I risultati delle analisi svolte su tali informazioni hanno fornito elementi sufficienti a ritenere ragionevole la previsione di un probabile allungamento delle vite economicotecniche di alcune componenti degli impianti di generazione da fonte solare e da fonte eolica rispetto a quelle che erano state le previsioni formulate in anni precedenti.

Pertanto, a partire dal 1° gennaio 2017, il Gruppo ha proceduto ad allungare le vite utili di tali componenti in base alle risultanze dello studio effettuato, tenendo altresì conto di eventuali vincoli di natura legale che fossero presenti in talune giurisdizioni in cui il Gruppo opera e che possano effettivamente condizionare il diritto allo sfruttamento di tali asset fino a esaurimento della loro vita economico-tecnica.

In particolare, tali modifiche hanno riguardato l'estensione fino a 30 anni della vita utile di turbine e generatori e altri macchinari meccanici ed elettrici per impianti di produzione da fonte eolica, nonché l'estensione della vita utile dei macchinari meccanici ed elettrici degli impianti di produzione da fonte solare, pur rimanendo nell'ambito dell'intervallo di vite utili già attualmente adottate dal Gruppo. Gli effetti di tali cambiamenti nelle aliquote di ammortamento sul presente Bilancio consolidato intermedio sono stimabili in minori ammortamenti per 13 milioni di euro.

Inoltre, in virtù di alcuni specifici studi tecnici condotti internamente sul perimetro di asset di impianti di generazione da fonte idroelettrica in Spagna e in Cile, il Gruppo ha altresì ritenuto che sussistessero le condizioni per un allungamento delle vite economico-tecniche di alcune componenti delle centrali idroelettriche programmabili. Anche in tal caso, pur rimanendo all'interno dell'intervallo di vite utili già utilizzate dal Gruppo, l'innalzamento medio delle stesse nell'ambito di ciascuna categoria ha determinato una riduzione complessiva degli ammortamenti del trimestre per 20 milioni di euro.

Effetti della stagionalità

Il fatturato e i risultati economici del Gruppo potrebbero risentire, sia pure in maniera lieve, del mutare delle condizioni climatiche. In particolare, nei periodi dell'anno caratterizzati da temperature più miti si riducono le quantità vendute di gas, mentre nei periodi di chiusura per ferie degli stabilimenti industriali si riducono le quantità vendute di energia elettrica. Tenuto conto degli effetti economici, ragionevolmente poco rilevanti, se si considera che il Gruppo opera sia nell'emisfero boreale sia in quello australe, di tale andamento, non viene fornita l'informativa finanziaria aggiuntiva (richiesta dallo IAS 34.21) relativa all'andamento dei 12 mesi chiusi al 31 marzo 2017.

2. Principali variazioni dell'area di consolidamento

2016

• Cessione, perfezionata agli inizi di marzo 2016, di Compostilla Re, società già classificata a dicembre 2015 come "posseduta per la vendita"; il prezzo di cessione è stato di 101 milioni di euro (la società ceduta deteneva anche liquidità per circa 111 milioni di euro) e ha generato una plusvalenza di circa 19 milioni di euro;

• Cessione, in data 1° maggio 2016, del 65% di Drift Sand Wind Project, società operante nella generazione da fonte eolica negli Stati Uniti;

• Cessione, perfezionata in data 13 luglio 2016, di Enel Longanesi, dove erano incluse le attività italiane (costituite da 21 tra istanze e permessi di esplorazione onshore e offshore) nel settore upstream gas;

• cessione, in data 28 luglio 2016, del 50% del capitale di Slovak Power Holding ("SPH"), società titolare a sua volta del 66% del capitale sociale di Slovenské elektrárne ("SE");

• acquisizione del controllo, in data 1° ottobre 2016, di Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca ("DEC"), già consolidata con il metodo del patrimonio netto, attuata mediante fusione per incorporazione della stessa DEC in Codensa (che già ne deteneva una quota pari al 49%);

• perdita del controllo, in data 21 novembre 2016, conseguente al cambio di governance e alla cessione di una quota dell'1%, per un corrispettivo pari a 12 milioni di euro, di EGPNA Renewable Energy Partners ("EGPNA REP"), società operante nello sviluppo di progetti di generazione da fonte rinnovabile negli Stati Uniti e che, pertanto, a partire da tale data è consolidata con il metodo del patrimonio netto;

• cessione, in data 30 novembre 2016, del 100% di Enel France, società operante nella generazione termoelettrica in Francia;

• perdita del controllo, in data 20 dicembre 2016, di Enel Open Fiber (oggi Open Fiber OF) a seguito dell'aumento di capitale effettuato sia da Enel sia da CDP Equity ("CDPE"), a esito del quale Enel e CDPE detengono una partecipazione paritetica nel capitale di OF, la quale viene pertanto a partire da tale data consolidata con il metodo del patrimonio netto;

• cessione, in data 28 dicembre 2016, dei parchi eolici Cimarron e Lindahl alla sopracitata joint venurte EGPNA REP, punto iniziale della nuova strategia di crescita industriale sostenuta da un modello "Build, Sell and Operate" a minore intensità di capitale e destinata ad accelerare lo sviluppo del portafoglio di progetti a livello globale;

• cessione, in data 30 dicembre 2016, del 100% di Marcinelle Energie, società operante nella generazione termoelettrica in Belgio. Il prezzo di vendita sarà soggetto ad aggiustamenti di prassi che includono una clausola di earn-out.

2017

• Acquisizione, in data 10 gennaio 2017, del 100% di Demand Energy Networks, società con sede negli Stati Uniti specializzata in soluzioni software e sistemi di accumulo energetico intelligenti;

• Acquisizione, in data 14 febbraio 2017, del 94,8% del capitale sociale di Celg Distribuição ("CELG-D"), società di distribuzione di energia che opera nello Stato brasiliano di Goiás.

Altre variazioni

In aggiunta alle suddette variazioni nell'area di consolidamento, si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno determinato l'acquisizione o la perdita di

controllo, hanno comunque comportato una variazione nell'interessenza detenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:

• cessione, in data 29 febbraio 2016, della restante quota di Hydro Dolomiti Enel, società operante nella generazione di energia elettrica da fonte idroelettrica in Italia;

• in data 31 marzo 2016 ha avuto efficacia la scissione non proporzionale di Enel Green Power, mediante la quale – attraverso un aumento di capitale di Enel SpA a servizio della scissione stessa – il Gruppo ha aumentato la quota partecipativa nella società dal 68,29% al 100%, con conseguente riduzione delle interessenze di terzi;

• in data 3 maggio 2016, acquisizione del restante 40% di Maicor Wind, società operante nel settore eolico in Italia, divenendone unico socio;

• in data 27 luglio 2016 Enel Green Power International (interamente posseduta da Enel) ha ceduto il 60% del capitale di Enel Green Power España ("EGPE") a Endesa Generación (interamente posseduta da Endesa), che essendo già titolare del restante 40% del capitale di EGPE, a seguito di questa operazione ne è divenuta unico socio. Nel bilancio consolidato l'operazione genera una riduzione delle quota di pertinenza del Gruppo (dall'88,04% al 70,10%) dei risultati di EGPE a partire dall'efficacia dell'operazione;

• realizzazione, in data 1° dicembre 2016, della fusione in Enel Américas di Endesa Américas e Chilectra Américas, società tutte generatesi dalla scissione di Enersis, Endesa Chile e Chilectra. Per l'effetto congiunto dei rapporti di cambio tra le azioni e l'esercizio del diritto di recesso da parte di alcuni degli azionisti delle società coinvolte nell'operazione, le percentuali di interessenza di tutte le società direttamente e indirettamente detenute da Enel Américas sono variate.

Acquisizione Demand Energy

Il 10 gennaio 2017 Enel Green Power North America ha acquisito il 100% di Demand Energy Networks, società con sede negli Stati Uniti specializzata in soluzioni software e sistemi di accumulo energetico intelligenti.

Determinazione avviamento

Milioni di euro
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	15
Debiti commerciali	(2)
Altre passività correnti	(14)
Attività nette acquisite	(1)
Costo dell'acquisizione	38
Avviamento	39

Si precisa che il Gruppo procederà all'identificazione del fair value delle attività acquisite e delle passività assunte entro i 12 mesi successivi alla data di acquisizione e che tale processo è stato avviato immediatamente dopo l'acquisizione.

Acquisizione CELG-D

In data 14 febbraio 2017 Enel Brasil ha finalizzato l'acquisizione del 94,84% del capitale sociale di Celg Distribuição (di seguito anche "CELG-D"), società di distribuzione di energia che opera nello Stato brasiliano di Goiás per effetto di una concessione valida fino al 2045. Si segnala inoltre che in virtù delle caratteristiche del regime di concessione in cui opera, l'attività di distribuzione elettrica esercitata dalla società rientra nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12. La quota restante di CELG-D è stata offerta ai

dipendenti in servizio e pensionati della società mediante una procedura ove Enel Brasil si è resa garante dell'acquisto delle azioni non acquisite dai medesimi. La procedura si è chiusa nei primi giorni di maggio del 2017 e ha permesso al Gruppo di ottenere un'ulteriore quota del 5,04% di CELG-D, giungendo quindi a una partecipazione complessivamente pari al 99,88%.

Determinazione avviamento
Milioni di euro
Immobili, impianti e macchinari	13
Attività immateriali	572
Attività finanziarie non correnti	17
Altre attività non correnti	301
Crediti commerciali	238
Rimanenze	7
Attività finanziarie correnti	63
Altre attività correnti	64
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	9
Finanziamenti	(320)
Benefíci ai dipendenti	(43)
Altre passività non correnti	(162)
Fondi rischi e oneri	(216)
Debiti commerciali	(446)
Altre passività correnti	(375)
Interessenze di terzi	14
Attività nette acquisite	(264)
Costo dell'acquisizione	665
Avviamento	929

Si precisa che il Gruppo procederà all'identificazione del fair value delle attività acquisite e delle passività assunte entro i 12 mesi successivi alla data di acquisizione e che tale processo è stato avviato immediatamente dopo l'acquisizione.

3. Dati economici e patrimoniali per area di attività

La rappresentazione dei dati patrimoniali per area di attività è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due periodi messi a confronto.

Tale rappresentazione ha subíto alcune modifiche a seguito dell'entrata in vigore, a partire dalla chiusura contabile al 30 settembre 2016, del nuovo modello organizzativo, contrassegnato dall'integrazione delle varie società appartenenti al Gruppo Enel Green Power nelle varie Divisioni per area geografica, includendo funzionalmente anche le attività idroelettriche (c.d. "Large Hydro"), e da una nuova definizione delle aree geografiche (Italia, Iberia, Europa e Nord Africa, America Latina, Nord e Centro America, Africa

Sub-Sahariana e Asia, Central/Holding).

In considerazione di ciò, pur a parità di saldi totali, l'informativa relativa ai dati economici per area di attività per il periodo di confronto (primo trimestre 2016) è stata opportunamente riesposta al fine di assicurarne la piena confrontabilità con il primo trimestre 2017.

Per maggiori informazioni sugli andamenti economici e patrimoniali che hanno caratterizzato l'esercizio corrente, si rimanda all'apposita sezione del presente Resoconto intermedio di gestione.

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	10.107	5.197	3.231	631	176	21	3	19.366
Ricavi intersettoriali	186	13	16	11	1	-	(227)	-
Totale ricavi	10.293	5.210	3.247	642	177	21	(224)	19.366
Totale costi	8.635	4.484	2.167	498	64	9	(155)	15.702
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	301	(32)	7	-	-	-	(26)	250
Ammortamenti	432	393	281	49	52	9	4	1.220
Impairment	112	101	31	11	-	-	(1)	254
Ripristini di valore	(1)	(78)	-	(7)	(1)	1	1	(85)
Risultato operativo	1.416	278	775	91	62	2	(99)	2.525
Investimenti	314	144	566	41	380	8	-	1.453

Dati economici per area di attività

Primo trimestre 2017 (1)

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

Primo trimestre 2016 restated (1)

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	9.209	4.765	2.487	1.153	243	3	12	17.872
Ricavi intersettoriali	173	3	26	60	1	-	(263)	-
Totale ricavi	9.382	4.768	2.513	1.213	244	3	(251)	17.872
Totale costi	7.401	3.883	1.666	976	64	5	(220)	13.775
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(34)	(42)	2	1	-	-	(7)	(80)
Ammortamenti	424	417	215	71	61	1	13	1.202
Impairment	113	88	17	5	-	-	-	223
Ripristini di valore	-	(71)	-	(7)	-	-	-	(78)
Risultato operativo	1.410	409	617	169	119	(3)	(51)	2.670
Investimenti	346	177	603	50	(2) 277	89	5	1.547

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

(2) Il dato non include 103 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati patrimoniali per area di attività

Al 31 marzo 2017

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	25.909	23.997	17.884	3.093	5.075	793	(5)	76.746
Attività immateriali	1.279	15.644	12.497	749	676	114	(48)	30.911
Crediti commerciali	9.027	2.382	2.042	325	168	17	(534)	13.427
Altro	3.875	1.516	848	206	54	4	(106)	6.397
Attività operative	(1) 40.090	43.539	33.271	4.373	5.973	(2) 928	(693)	127.481
Debiti commerciali	7.021	2.142	2.408	318	583	20	(475)	12.017
Fondi diversi	3.111	3.952	1.366	129	24	19	565	9.166
Altro	7.009	2.287	2.491	295	199	55	204	12.540
Passività operative	17.141	8.381	6.265	742	806	94	294	33.723

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

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

Al 31 dicembre 2016

Milioni di euro	Italia	Iberia	America Latina	Europa e Nord Africa	Nord e Centro America	Africa Sub Sahariana e Asia	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	25.981	24.174	17.411	3.048	4.831	780	46	76.271
Attività immateriali	1.314	15.671	11.045	743	633	113	(34)	29.485
Crediti commerciali	9.429	2.243	1.835	317	111	18	(447)	13.506
Altro	3.409	1.461	515	179	41	2	(134)	5.473
Attività operative	40.133	(1) 43.549	30.806	4.287	5.616	(2) 913	(569)	124.735
Debiti commerciali	7.606	2.155	2.433	374	493	23	(396)	12.688
Fondi diversi	3.077	4.096	1.039	127	25	18	617	8.999
Altro	7.125	3.042	1.850	305	210	54	340	12.926
Passività operative	17.808	9.293	5.322	806	728	95	561	34.613

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

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

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

Milioni di euro

	al 31.03.2017	al 31.12.2016
Totale attività	154.215	155.596
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.612	1.558
Altre attività finanziarie non correnti	5.682	5.502
Crediti tributari a lungo inclusi in "Altre attività non correnti"	334	301
Attività finanziarie correnti	5.497	6.998
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	5.602	8.290
Attività per imposte anticipate	6.623	6.665
Crediti tributari	1.384	1.543
Attività finanziarie e fiscali di "Attività possedute per la vendita"	-	4
Attività di settore	127.481	124.735
Totale passività	100.315	103.021
Finanziamenti a lungo termine	40.315	41.336
Passività finanziarie non correnti	2.166	2.532
Finanziamenti a breve termine	2.680	5.372
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	7.324	4.384
Passività finanziarie correnti	3.118	4.586
Passività di imposte differite	8.698	8.768
Debiti per imposte sul reddito	798	359
Debiti tributari diversi	1.493	1.071
Passività finanziarie e fiscali di "Passività possedute per la vendita"	-	-
Passività di settore	33.723	34.613

Ricavi

4.a Ricavi- Euro 19.366 milioni

Milioni di euro 1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Vendita energia elettrica	11.161	10.478	683	6,5%
Trasporto energia elettrica	2.606	2.308	298	12,9%
Corrispettivi da gestori di rete	145	120	25	20,8%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	443	259	184	71,0%
Vendita gas	1.555	1.508	47	3,1%
Trasporto gas	239	235	4	1,7%
Proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche del controllo	-	-	-	-
Plusvalenze da cessione attività	151	166	(15)	-9,0%
Altri servizi, vendite e proventi diversi	3.066	2.798	268	9,6%
Totale	19.366	17.872	1.494	8,4%

Nel primo trimestre 2017 i ricavi da vendita di energia elettrica ammontano a 11.161 milioni di euro, e si sono pertanto incrementati di 683 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è da collegare ai seguenti fattori:

• maggiori ricavi da vendita di energia elettrica ai clienti finali per 701 milioni di euro, principalmente dovuti ai maggiori ricavi generati sui mercati regolamentati (pari a 537 milioni di euro), cui si aggiungono maggiori ricavi sui mercati liberi per 164 milioni di euro. In entrambi i mercati l'incremento deriva dalle maggiori quantità vendute, dalla crescita dei prezzi medi praticati e dalla variazione dei tassi di cambio; tali effetti sono solo parzialmente compensati dal deconsolidamento di Slovenské elektrárne;
• minori ricavi per vendita di energia all'ingrosso per 461 milioni di euro, derivanti sostanzialmente al deconsolidamento di Slovenské elektrárne;
• maggiori ricavi per attività di trading di energia elettrica per 443 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dei maggiori volumi intermediati e della crescita generalizzata dei prezzi nei mercati internazionali.

I ricavi da trasporto di energia elettrica ammontano nel primo trimestre 2017 a 2.606 milioni di euro, con un incremento di 298 milioni di euro riferibile prevalentemente alle maggiori quantità distribuite prevalentemente in Brasile, anche a seguito dell'acquisizione del controllo di CELG-D con decorrenza 14 febbraio 2017.

Nel primo trimestre 2017, i ricavi per contributi da operatori istituzionali di mercato sono pari a 443 milioni di euro, in crescita di 184 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2016. L'incremento deriva sostanzialmente dall'incremento del costo di generazione recuperato per il tramite dei contributi ed è dovuto prevalentemente all'aumento dei prezzi dei combustibili nell'area extra peninsulare spagnola.

I ricavi da vendita di gas ammontano nel primo trimestre 2017 a 1.555 milioni di euro, con un incremento di 47 milioni di euro da attribuire principalmente alle maggiori quantità vendute ai clienti finali.

I ricavi per trasporto di gas nel primo trimestre 2017 sono pari a 239 milioni di euro, con un incremento di 4 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente da riferire all'incremento delle quantità vendute.

Le plusvalenze da cessione di attività sono pari nel primo trimestre 2017 a 151 milioni di euro, in diminuzione di 15 milioni di euro rispetto all'analogo periodo precedente. Tale variazione è riferibile alla plusvalenza derivante dalla vendita della società cilena Electrogas più che compensata dalle plusvalenze del primo trimestre 2016 che si riferivano sostanzialmente alla cessione di Hydro Dolomiti Enel.

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi si attestano nel primo trimestre 2017 a 3.066 milioni di euro (2.798 milioni di euro nel primo trimestre 2016) evidenziando un incremento di 268 milioni di euro (9,6%). Tale incremento è da collegare essenzialmente ai seguenti fenomeni:

• maggiori ricavi da vendita di combustibili per 301 milioni di euro, in particolare di gas naturale (293 milioni di euro);
• minori ricavi per tax partnership per 27 milioni di euro, a seguito del deconsolidamento di parte degli impianti da energia rinnovabile negli Stati Uniti conseguente alla modifica della governance di Enel Green Power North America Renewable Energy Partners, avvenuta a dicembre 2016.

Costi

4.b Costi - Euro 17.091 milioni

Milioni di euro	1° trimestre
	2017	2016	Variazioni
Acquisto di energia elettrica	5.350	4.559	791	17,4%
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	1.363	1.070	293	27,4%
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	3.145	2.712	433	16,0%
Materiali	239	245	(6)	-2,4%
Costo del personale	1.173	1.078	95	8,8%
Servizi e godimento beni di terzi	3.958	3.770	188	5,0%
Ammortamenti e impairment	1.389	1.347	42	3,1%
Oneri per certificati ambientali	287	196	91	46,4%
Altri costi operativi	494	443	51	11,5%
Costi capitalizzati	(307)	(298)	(9)	-3,0%
Totale	17.091	15.122	1.969	13,0%

I costi per acquisto di energia elettrica nel primo trimestre 2017 sono pari a 5.350 milioni di euro con un incremento di 791 milioni di euro (17,4%). Tali costi includono gli acquisti effettuati mediante contratti bilaterali nazionali ed esteri per 2.522 milioni di euro (2.594 milioni di euro nel primo trimestre 2016), gli acquisti di energia effettuati sulle Borse dell'energia elettrica per 1.681 milioni di euro (1.049 milioni di euro nel primo trimestre 2016) e gli acquisti di energia nell'ambito dei servizi di dispacciamento e sbilanciamento per 78 milioni di euro (48 milioni di euro nel primo trimestre 2016). L'incremento, riguarda essenzialmente i maggiori acquisti sulle Borse dell'energia elettrica (632 milioni di euro), in particolar modo in quella italiana, parzialmente compensato dalla riduzione dei costi d'acquisto relativi a operazioni su contratti bilaterali (72 milioni di euro).

I costi per consumi di combustibili per generazione di energia elettrica nel primo trimestre 2017 sono pari a 1.363 milioni di euro, con un incremento di 293 milioni di euro (27,4%) rispetto ai valori del corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale incremento è dovuto principalmente all'aumento della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica e a un maggior prezzo unitario, in particolare in Spagna. Tali fenomeni hanno più che compensato l'effetto del deconsolidamento di Slovenské elektrárne.

I costi per l'acquisto di combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali si attestano nel primo trimestre 2017 a 3.145 milioni di euro, con un incremento di 433 milioni di euro (16,0%) rispetto al primo trimestre 2016. La variazione riflette principalmente la relativa attività di intermediazione effettuata sul mercato delle suddette commodity nonché la necessità di coprire il maggior fabbisogno per le vendite a clienti finali, in dettaglio dovuto a maggiori acquisti di gas da terzi, solo parzialmente compensati dai minori acquisti di altri combustibili da terzi.

I costi per materiali, pari a 239 milioni di euro nel primo trimestre 2017, si decrementano di 6 milioni di euro (-2,4%) rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

Il costo del personale nel primo trimestre 2017 è pari a 1.173 milioni di euro, con un incremento di 95 milioni di euro (8,8%) rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. La variazione è da riferire all'incremento degli incentivi all'esodo, che si riferisce essenzialmente all'accantonamento effettuato nella società neoacquisita CELG-D per 59 milioni di euro, nonché all'effetto della variazione dei tassi di cambio (20 milioni di euro) e all'incremento nei costi medi unitari.

Tali effetti risultano solo parzialmente compensati dalla diminuzione delle consistenze medie rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-4.440 risorse). Il personale del Gruppo al 31 marzo 2017 è pari a 63.518 dipendenti, di cui 31.514 impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. L'organico nel primo trimestre 2017 si è incrementato nonostante l'effetto del saldo negativo tra assunzioni e cessazioni (-499 risorse) grazie alle variazioni di perimetro (+1.937 risorse) dovute alle acquisizioni di Demand Energy in North America e, soprattutto, di CELG-D in Brasile.

La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2016 è, pertanto, così sintetizzabile:

Consistenza al 31 dicembre 2016	62.080
Assunzioni	560
Cessazioni	(1.059)
Variazioni di perimetro	1.937
Consistenza al 31 marzo 2017	63.518

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi nel primo trimestre 2017 ammontano a 3.958 milioni di euro, con un incremento di 188 milioni di euro (5,0%) rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale incremento è da attribuire:

• all'aumento dei costi per vettoriamenti passivi per 59 milioni di euro (compresi gli oneri di accesso alla rete), in particolare in America Latina, a seguito dei maggiori acquisti di energia elettrica;

• all'incremento dei costi sostenuti in relazione ad accordi per servizi pubblici in concessione rientranti nel perimetro di applicazione dell'IFRIC 12, in Brasile, per 39 milioni di euro;

• ai maggiori costi per prestazioni informatiche per 34 milioni di euro che si riferiscono a servizi di assistenza sistemistica e di manutenzione di elaboratori e software;

• all'aumento degli oneri per corrispettivi dovuti ai gestori per il funzionamento del sistema elettrico e delle Borse dell'energia e del gas per 16 milioni di euro.

Gli ammortamenti e impairment nel primo trimestre 2017 sono pari a 1.389 milioni di euro, in incremento di 42 milioni di euro (3,1%) rispetto al valore di 1.347 milioni di euro registrato nel primo trimestre 2016. Tale incremento è principalmente riferibile a:

• maggiori ammortamenti e impairment sulle immobilizzazioni per 20 milioni di euro. L' incremento deriva dai maggiori ammortamenti sulle immobilizzazioni immateriali, connessi essenzialmente alle attività che rientrano nel perimetro di applicazione dell'IFRIC 12 in Brasile e alla variazione dei tassi di cambio, tali effetti sono parzialmente compensati dalla riduzione degli ammortamenti sulle immobilizzazioni materiali sostanzialmente per effetto del deconsolidamento di Slovenské elektrárne e della variazione della vita utile di alcune categorie di impianti da fonte rinnovabile, come già illustrato in precedenza;
• maggiori impaiment su crediti commerciali e altre attività per 22 milioni, soprattutto in America Latina.

Gli oneri per certificati ambientali nel primo trimestre 2017 sono pari a 287 milioni di euro, in aumento di 91 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2016. Tale incremento è sostanzialmente connesso ai maggiori per acquisto di Titoli di Efficienza Energetica (99 milioni di euro), in parte compensati dalla riduzione degli oneri per quote di emissioni inquinanti (16 milioni di euro).

Gli altri costi operativi nel primo trimestre 2017 ammontano a 494 milioni di euro, e presentano un incremento di 51 milioni di euro (11,5%) rispetto al corrispondente periodo del 2016. In particolare, l'incremento deriva principalmente dai maggiori oneri per la rilevazione di multe in Argentina (47 milioni di euro) connesse al mancato raggiungimento di determinati standard qualitativi nella fornitura del servizio elettrico.

Nel primo trimestre 2017 i costi capitalizzati sono pari a 307 milioni di euro e presentano un decremento di 9 milioni di euro (-3,0%) in linea con l'andamento degli investimenti.

4.c Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value - Euro 250 milioni

I proventi/(oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value sono positivi per 250 milioni di euro nel primo trimestre 2017, a fronte di un valore negativo di 80 milioni di euro nei primi tre mesi del 2016. In particolare, il risultato dei primi tre mesi 2017 è sostanzialmente riconducibile ai proventi netti da valutazione al fair value dei contratti derivati in essere alla fine del periodo per 171 milioni di euro (18 milioni di euro positivi nel primo trimestre 2016), nonché ai proventi netti realizzati nel periodo per 79 milioni di euro (98 milioni di euro negativi nel primo trimestre 2016).

4.d Proventi/(Oneri) finanziari netti - Euro (664) milioni

Gli oneri finanziari netti nel primo trimestre 2017 ammontano a 664 milioni di euro a fronte degli 852 milioni di euro registrati nello stesso periodo dell'esercizio precedente con un decremento di 188 milioni di euro.

Nello specifico i proventi finanziari nel primo trimestre 2017 ammontano a 569 milioni di euro e si decrementano di 1.023 milioni di euro rispetto al periodo precedente (1.592 milioni di euro). Tale variazione è sostanzialmente riferibile:

• alla riduzione dei proventi da strumenti derivati per 715 milioni di euro che si riferisce prevalentemente ai derivati stipulati per la copertura del rischio di oscillazione dei tassi di cambio su finanziamenti denominati in valuta;
• al decremento delle differenze positive di cambio per 285 milioni di euro che risente essenzialmente dell'andamento dei tassi di cambio associati ai finanziamenti in valuta.

Gli oneri finanziari nel primo trimestre 2017 sono pari a 1.233 milioni di euro e si decrementano di 1.211 milioni di euro rispetto al periodo precedente (2.444 milioni di euro). Il decremento è prevalentemente connesso:

• alla riduzione delle differenze negative di cambio per 622 milioni di euro (la variazione deriva principalmente da EFI per 435 milioni di euro);
• ai minori oneri da strumenti derivati per 462 milioni di euro che sono sostanzialmente riferibili ai derivati stipulati per la copertura del rischio di oscillazione dei tassi di cambio su finanziamenti in valuta;
• al decremento degli interessi passivi su prestiti obbligazionari per 85 milioni di euro prevalentemente dovuti a Enel SpA (77 milioni di euro);
• al decremento degli oneri per attualizzazione dei fondi per rischi e oneri per 69 milioni di euro che riguarda essenzialmente: i minori oneri del fondo incentivi all'esodo per 29 milioni, relativi prevalentemente al Gruppo Endesa (25 milioni di euro), i minori oneri del fondo decommissioning per 21 milioni di euro a seguito del deconsolidamento di Slovenské elektrárne e i minori oneri per altri fondi rischi e oneri di 20 milioni di euro che derivano essenzialmente dal decremento degli oneri finanziari relativi dell'applicazione della Resolución ENRE n. 1/2016 che aveva comportato l'attualizzazione di alcune multe pregresse in Argentina.

Tali fenomeni sono parzialmente compensati dai minori interessi capitalizzati per 20 milioni di euro.

4.e Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto - Euro 39 milioni

La quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto si attesta nel primo trimestre 2017 a 39 milioni di euro, in aumento di 4 milioni di euro rispetto ai 35 milioni di euro rilevati nei primi tre mesi del 2016.

4.f Imposte - Euro 596 milioni

Le imposte del primo trimestre 2017 ammontano a 596 milioni di euro (548 milioni di euro nel primo trimestre 2016), con un'incidenza sul risultato ante imposte del 31,4% e in leggero aumento rispetto a quanto registrato nel primo trimestre 2016 (29,6%). Le imposte sono, quindi, praticamente in linea con il periodo a confronto tenuto conto anche dell'incremento dell'utile prima delle imposte. Tra gli effetti degni di nota vi è la maggiore tassazione, per 42 milioni di euro, che è stata applicata nel corso del primo trimestre 2017 alla plusvalenza (di 151 milioni di euro) derivante dalla cessione della società cilena Electrogas rispetto alla minore tassazione a cui era stata sottoposta la plusvalenza realizzata in Italia nel primo trimestre 2016, in regime di sostanziale esenzione fiscale, per la vendita di Hydro Dolomiti Enel.

Attività

5.a Attività non correnti - Euro 122.698 milioni

Le attività materiali e immateriali, inclusive degli investimenti immobiliari, ammontano al 31 marzo 2017 a 93.308 milioni di euro e presentano complessivamente un incremento di 990 milioni di euro. Tale variazione è riferibile sostanzialmente agli investimenti del periodo (1.453 milioni di euro), alla variazione del perimetro di consolidamento conseguente l'acquisizione di CELG-D avvenuta nel mese di febbraio (585 milioni di euro) e alle differenze cambio positive (332 milioni di euro), solo parzialmente compensati dagli ammortamenti e impairment su tali attività (1.292 milioni di euro).

Si segnala che nel mese di marzo 2017, la zona centrale del Perù è stata interessata da un periodo di forti piogge ed esondazioni di fiumi. Le notevoli quantità di detriti nei fiumi, i danni ai canali di conduzione dell'acqua e le difficoltà negli accessi del personale per frane e colate di fango hanno determinato la disconnessione di alcune delle centrali di generazione di energia presenti in zona. In alcuni luoghi l'accesso è ancora limitato, pertanto, non è stato possibile stimare, alla data di chiusura del presente Bilancio consolidato intermedio, la quantità totale dei danni subiti. Si prevede, tuttavia, che l'impatto netto sui dati finanziari ed economici del Gruppo non saranno significativi anche in ragione di una

polizza assicurativa vigente che copre dai danni causati da questo tipo di eventi. Alla data di chiusura del primo trimestre, l'emergenza climatica ha determinato una riduzione della capacità di generazione di Enel Generación Peru minore del 6%; ciononostante, la società sta soddisfacendo tutti gli impegni contrattuali. Si segnala, infine, che l'Autorità Regolatoria locale ha esonerato la società da eventuali penali per mancato raggiungimento degli standard qualitativi durante il periodo di emergenza climatica, che si stima si concluderà nel corso del secondo trimestre 2017.

L'avviamento, pari a 14.467 milioni di euro, presenta un incremento di 911 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2016; la variazione, oltre a riflettere l'adeguamento degli avviamenti in valuta al cambio corrente, risente delle acquisizioni effettuate nel primo trimestre 2017 sulle quali è stato rilevato, in via provvisoria in attesa del completamento del processo di Purchase Price Allocation, un goodwill complessivamente pari a 968 milioni di euro (di cui 929 milioni di euro relativi a CELG-D e 39 milioni di euro relativi a Demand Energy). Non sono stati riscontrati nel trimestre di riferimento indicatori di impairment tali da far sorgere la necessità di aggiornare i test di impairment eseguiti alla chiusura dell'esercizio precedente.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, pari a 1.612 milioni di euro, si incrementano di 54 milioni di euro rispetto al valore registrato alla chiusura dell'esercizio precedente, sostanzialmente per effetto del risultato economico positivo di pertinenza del Gruppo rilevato dalle società valutate con l'equity method che ha più che compensato i dividendi erogati e la cessione di Electrogas.

Le altre attività non correnti sono pari a 13.311 milioni di euro e sono così composte:

Milioni di euro

	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazioni
Attività per imposte anticipate	6.623	6.665	(42)	-0,6%
Crediti e titoli inclusi nell'indebitamento finanziario netto	2.709	2.622	87	3,3%
Altre attività finanziarie non correnti	2.972	2.879	93	3,2%
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	115	106	9	8,5%
Altri crediti a lungo termine	892	600	292	48,7%
Totale	13.311	12.872	439	3,4%

L'incremento del periodo, pari a 439 milioni di euro, è dovuto sostanzialmente a:

• i maggiori altri crediti a lungo termine per 292 milioni di euro, prevalentemente riferibili alla variazione di perimetro di consolidamento relativa a CELG-D (279 milioni di euro), che include alcuni depositi giudiziali e crediti a lungo termine verso altri operatori del settore;
• la variazione delle attività finanziarie non correnti per 93 milioni di euro, sostanzialmente riferibile all'incremento delle attività per servizi in concessione in Brasile che riflette sia la variazione di perimetro di consolidamento relativa a CELG-D, sia gli investimenti del periodo;
• i maggiori crediti finanziari inclusi nell'indebitamento finanziario netto per 87 milioni di euro, connessi principalmente a finanziamenti concessi ad alcune società collegate operanti nel business delle energie rinnovabili.

5.b Attività correnti - Euro 31.511 milioni

Le rimanenze sono pari a 2.642 milioni di euro e presentano un incremento di 78 milioni di euro, riferibile essenzialmente alle maggiori giacenze di materiali e apparecchi e di combustibili e lubrificanti utilizzati per la produzione di energia elettrica.

I crediti commerciali, pari a 13.427 milioni di euro, sono in riduzione di 79 milioni di euro (-0,6%), sostanzialmente in linea con il saldo di inizio esercizio.

Le altre attività correnti, pari a 9.840 milioni di euro, sono dettagliate come segue:

	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazioni
Attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento	2.865	2.924	(59)	-2,0%
Altre attività finanziarie correnti	2.632	4.074	(1.442)	-35,4%
Crediti tributari	1.384	1.543	(159)	-10,3%
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	1.457	1.025	432	42,1%
Altri crediti a breve termine	1.502	1.355	147	10,8%
Totale	9.840	10.921	(1.081)	-9,9%

Milioni di euro

Il decremento del periodo, pari a 1.081 milioni di euro, è riconducibile essenzialmente a:

• decremento delle attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento per 59 milioni di euro, relativo sostanzialmente ai minori crediti derivanti da cessioni a società di factoring e a minori crediti finanziari a breve, parzialmente compensati dall'incremento del saldo dei cash collateral e della quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine;
• minori altre attività finanziarie correnti per 1.442 milioni di euro, interamente relative alla variazione di fair value dei contratti derivati;
• minori crediti tributari per 159 milioni di euro, di cui 119 milioni di euro relativi alle imposte sul reddito;
• aumento dei crediti verso operatori istituzionali di mercato per 432 milioni di euro, principalmente riferibile ai Titoli di Efficienza Energetica a seguito dell'iscrizione del credito relativo ai titoli acquistati nel corso del primo trimestre 2017, nonché alla generazione extrapeninsulare in Spagna;
• incremento degli altri crediti a breve termine per 147 milioni di euro, riconducibile essenzialmente ai maggiori risconti operativi per canoni e sovraccanoni per la derivazione di acqua a uso industriale e per premi di assicurazione.

5.c Attività possedute per la vendita - Euro 6 milioni

Includono attività minori valutate sulla base del presumibile valore di realizzo che in ragione delle decisioni assunte dal management, rispondono ai requisiti previsti dall'IFRS 5 per la loro classificazione in tale voce.

Patrimonio netto e passività

5.d Patrimonio netto del Gruppo - Euro 35.931 milioni

L'incremento dei primi tre mesi del 2017 del patrimonio netto di Gruppo risente sostanzialmente della rilevazione dell'utile di competenza del periodo a Conto economico (983 milioni di euro) e del risultato netto positivo dei primi tre mesi del 2017 rilevato direttamente a patrimonio netto (145 milioni di euro). Relativamente all'azionariato di Enel SpA, si segnala che BlackRock, a decorrere dal 30 gennaio 2017, possiede (indirettamente per il tramite di società controllate e a titolo di gestione del risparmio) n. 513.825.987 azioni assistite da diritto di voto, pari al 5,054% del capitale sociale.

5.e Passività non correnti - Euro 61.071 milioni

La voce finanziamenti a lungo termine, pari a 40.315 milioni di euro (41.336 milioni di euro al 31 dicembre 2016), è costituita da prestiti obbligazionari per complessivi 30.979 milioni di euro (32.401 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e da finanziamenti bancari e altri finanziamenti per 9.336 milioni di euro (8.935 milioni di euro al 31 dicembre 2016). Il decremento del periodo, pari a 1.021 milioni di euro, è sostanzialmente dovuto alla riduzione dei prestiti obbligazionari per 1.422 milioni di euro, derivante prevalentemente dal decremento in Enel SpA per 3.003 milioni di euro, parzialmente compensato dall'incremento in Enel Finance International per 1.415 milioni di euro.

I fondi diversi e passività per imposte differite, pari complessivamente a 16.424 milioni di euro al 31 marzo 2017 (16.334 milioni di euro al 31 dicembre 2016), si incrementano di 90 milioni di euro e includono:

TFR e altri benefíci ai dipendenti per 2.638 milioni di euro (2.585 milioni di euro al 31 dicembre 2016), in aumento di 53 milioni di euro;

• fondi rischi e oneri per 5.088 milioni di euro (4.981 milioni di euro al 31 dicembre 2016), in aumento di 107 milioni di euro. La voce comprende tra gli altri: il fondo contenzioso legale per 864 milioni di euro (698 milioni di euro al 31 dicembre 2016), il fondo decomissioning nucleare per 489 milioni di euro (567 milioni di euro al 31 dicembre 2016), il fondo smantellamento, rimozione e bonifica dei siti per 809 milioni di euro (754 milioni di euro al 31 dicembre 2016), il fondo oneri per incentivi all'esodo per 1.837 milioni di euro (1.902 milioni di euro al 31 dicembre 2016) e il fondo per oneri su imposte e tasse per 285 milioni di euro (290 milioni di euro al 31 dicembre 2016);
• passività per imposte differite per 8.698 milioni di euro (8.768 milioni di euro al 31 dicembre 2016), in riduzione di 70 milioni di euro.

Le altre passività non correnti, pari a 4.332 milioni di euro (4.388 milioni di euro al 31 dicembre 2016), in decremento di 56 milioni di euro al chiusura del periodo precedente, risentono sostanzialmente del decremento del fair value dei derivati, compensato dalle maggiori passività non correnti derivanti dal consolidamento di CELG-D.

5.f Passività correnti - Euro 39.244 milioni

I finanziamenti a breve termine e quote correnti di finanziamenti a lungo termine si incrementano di 248 milioni di euro, passando da 9.756 milioni di euro di fine 2016 a 10.004 milioni di euro al 31 marzo 2017, sostanzialmente per effetto dell'incremento della quota a breve dei prestiti per 2.940 milioni di euro che si riferisce principalmente ai prestiti obbligazionari per 2.753 milioni di euro. Tale effetto è parzialmente compensato dalla riduzione dei finanziamenti a breve termine per 2.692 milioni di euro, prevalentemente relativa a commercial paper per 1.858 milioni di euro, ai prestiti bancari per 690 milioni di euro e alle passività per cash collateral per 138 milioni di euro.

I debiti commerciali, pari a 12.017 milioni di euro (12.688 milioni di euro al 31 dicembre 2016) si riducono di 671 milioni di euro.

Le altre passività correnti, pari a 17.223 milioni di euro, sono di seguito dettagliate:

	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazioni
Debiti diversi verso clienti	1.872	1.785	87	4,9%
Debiti verso operatori istituzionali di mercato	4.716	4.617	99	2,1%
Passività finanziarie correnti	3.118	4.586	(1.468)	-32,0%
Debiti verso il personale e verso istituti di previdenza	691	649	42	6,5%
Debiti tributari	2.291	1.430	861	60,2%
Altri	4.535	5.452	(917)	-16,8%
Totale	17.223	18.519	(1.296)	-7,0%

Milioni di euro

La variazione del periodo, negativa per 1.296 milioni di euro, è essenzialmente dovuta a:

• decremento delle passività finanziarie correnti per 1.468 milioni di euro, dovuto sostanzialmente alla variazione delle passività finanziarie relative a strumenti finanziari derivati sia di trading sia di cash flow hedge;
• aumento dei debiti tributari pari a 861 milioni di euro, sostanzialmente correlato alla stima delle imposte sul reddito del periodo e all'incremento dei debiti tributari diversi prevalentemente relativi all'IVA e alle imposte erariali e addizionali sui consumi di energia elettrica e gas in Italia;

decremento della voce "Altri" per 917 milioni di euro, che si riferisce principalmente al decremento del debito per dividendi da pagare per 915 milioni di euro (a seguito del pagamento dell'acconto sul dividendo pari a 0,09 euro per azione).

5.g Passività possedute per la vendita - Euro - milioni

Il saldo della voce è pari a zero in quanto le "Attività classificate come possedute per la vendita" alla data del presente Bilancio consolidato intermedio non presentano alcuna passività a esse associata.

6. Posizione finanziaria netta

Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 31 marzo 2017 e al 31 dicembre 2016, in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l'indebitamento finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo Enel.

Milioni di euro
	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazioni
Denaro e valori in cassa	195	298	(103)	-34,6%
Depositi bancari e postali	5.278	7.777	(2.499)	-32,1%
Altri investimenti di liquidità	129	215	(86)	-40,0%
Titoli	45	36	9	25,0%
Liquidità	5.647	8.326	(2.679)	-32,2%
Crediti finanziari a breve termine	1.908	1.993	(85)	-4,3%
Crediti finanziari per operazioni di factoring	83	128	(45)	-35,2%
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine	827	767	60	7,8%
Crediti finanziari correnti	2.818	2.888	(70)	-2,4%
Debiti verso banche	(285)	(909)	624	68,6%
Commercial paper	(1.200)	(3.059)	1.859	60,8%
Quota corrente di finanziamenti bancari	(866)	(749)	(117)	-15,6%
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse	(6.199)	(3.446)	(2.753)	-79,9%
Quota corrente debiti verso altri finanziatori	(259)	(189)	(70)	-37,0%
Altri debiti finanziari correnti (1)	(1.331)	(1.700)	369	21,7%
Totale debiti finanziari correnti	(10.140)	(10.052)	(88)	-0,9%
Posizione finanziaria corrente netta	(1.675)	1.162	(2.837)	-
Debiti verso banche e istituti finanziatori	(7.851)	(7.446)	(405)	-5,4%
Obbligazioni	(30.979)	(32.401)	1.422	4,4%
Debiti verso altri finanziatori	(1.485)	(1.489)	4	0,3%
Posizione finanziaria non corrente	(40.315)	(41.336)	1.021	2,5%
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA come da comunicazione CONSOB	(41.990)	(40.174)	(1.816)	-4,5%
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine	2.708	2.621	87	3,3%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(39.282)	(37.553)	(1.729)	-4,6%

(1) Include debiti finanziari correnti ricompresi nelle altre passività finanziarie correnti.

7. Informativa sulle parti correlate

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

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

Parte correlata	Rapporto	Natura delle principali transazioni
Acquirente Unico	Interamente controllata indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Acquisto di energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	Controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (Terna) Vendita di servizi di trasporto di energia elettrica (Gruppo Eni) Acquisto di servizi di trasporto, dispacciamento e misura (Terna) Acquisto di servizi di postalizzazione (Poste Italiane) Acquisto di combustibili per gli impianti di generazione, di servizi di stoccaggio e distribuzione del gas naturale (Gruppo Eni)
GSE - Gestore dei Servizi energetici	Interamente controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica incentivata Versamento della componente A3 per incentivazione fonti rinnovabili
GME - Gestore dei Mercati energetici	Interamente controllata indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Vendita di energia elettrica in Borsa (GME) Acquisto di energia elettrica in Borsa per pompaggi e programmazione impianti (GME)
Gruppo Leonardo	Controllata direttamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze	Acquisto di servizi informatici e fornitura di beni

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

Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determinate dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico.

Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti sopra descritti nonché dei rapporti economici e patrimoniali con parti correlate, società collegate e a controllo congiunto.

Milioni di euro

	Acquirente Unico	GME	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	GSE	Altre	Dirigenti con responsabilità strategica	Totale 1° trimestre 2017	Società collegate e a controllo congiunto	Totale generale 1° trimestre 2017	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti economici
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	-	503	558	126	27	-	1.214	19	1.233	18.819	6,6%
Altri ricavi	-	-	-	-	2	-	2	2	4	547	0,7%
Proventi finanziari	-	-	-	-	-	-	-	2	2	569	0,4%
Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile	951	627	315	1	-	-	1.894	109	2.003	9.792	20,5%
Costi per servizi e altri materiali	-	28	580	-	49	-	657	23	680	4.263	16,0%
Altri costi operativi	1	129	1	-	-	-	131	-	131	781	16,8%
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	-	-	5	-	-	-	5	(4)	1	250	0,4%
Oneri finanziari	-	-	-	-	-	-	-	6	6	1.233	0,5%
Rapporti patrimoniali
Crediti commerciali	-	27	416	22	58	-	523	82	605	13.427	4,5%
Altre attività correnti	-	23	12	184	1	-	220	15	235	9.840	2,4%
Altre passività non correnti	-	-	-	-	39	-	39	32	71	4.332	1,6%
Finanziamenti a lungo termine	-	-	1.072	-	-	-	1.072	-	1.072	40.315	2,7%
Passività finanziarie non correnti	-	-	2	-	-	-	2	-	2	2.166	0,1%
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	-	-	94	-	-	-	94	-	94	7.324	1,3%
Debiti commerciali	548	42	530	1.184	16	-	2.320	138	2.458	12.017	20,5%
Altre passività correnti	-	-	5	-	-	-	5	10	15	17.223	0,1%
Altre informazioni
Garanzie rilasciate	-	280	294	-	81	-	655	-	655
Garanzie ricevute	-	-	261	-	48	-	309	-	309
Impegni	-	-	63	-	8	-	71	-	71

Milioni di euro

	Acquirente Unico	GME	Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	GSE	Altre	Dirigenti con responsabilità strategica	Totale 1° trimestre 2016	Società collegate e a controllo congiunto	Totale generale 1° trimestre 2016	Totale voce di bilancio	Incidenza %
Rapporti economici
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	12	291	674	52	40	-	1.069	22	1.091	17.280	6,3%
Altri ricavi	-	-	-	94	-	-	94	-	94	592	15,9%
Proventi finanziari	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1.592	0,1%
Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile	732	372	253	1	273	-	1.631	34	1.665	8.292	20,1%
Costi per servizi e altri materiali	-	16	710	1	9	-	736	23	759	4.064	18,7%
Altri costi operativi	1	61	1	-	-	-	63	-	63	639	9,9%
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	-	-	(3)	-	-	-	(3)	-	(3)	(80)	3,8%
Altri oneri finanziari	-	-	-	-	-	-	-	6	6	2.444	0,2%
Rapporti patrimoniali
Crediti commerciali	8	301	477	27	57	-	870	88	958	13.506	7,1%
Altre attività correnti	-	-	15	101	1	-	117	145	262	10.921	2,4%
Altre passività non correnti	-	-	-	-	6	-	6	17	23	4.388	0,5%
Finanziamenti a lungo termine	-	-	1.072	-	-	-	1.072	-	1.072	41.336	2,6%
Debiti commerciali	638	372	490	1.239	18	-	2.757	164	2.921	12.688	23,0%
Altre passività correnti	-	-	3	-	21	-	24	15	39	18.519	0,2%
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	-	-	89	-	-	-	89	-	89	4.384	2,0%
Altre informazioni
Garanzie rilasciate	-	280	262	-	80	-	622	-	622
Garanzie ricevute	-	-	261	-	32	-	293	-	293
Impegni	-	-	72	-	9	-	81	-	81

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 http://www.enel.com/it/investors1/a201608-disciplina-delle-operazioni-con-parti-correlate.html) 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 del primo trimestre 2017 non sono state realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse necessario procedere all'inserimento in bilancio dell'informativa richiesta dal Regolamento adottato in materia con delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010.

8. Impegni contrattuali e garanzie

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

Milioni di euro

	al 31.03.2017	al 31.12.2016	Variazione
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi	10.468	8.123	2.345
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica	89.411	63.407	26.004
- acquisti di combustibili	46.715	47.305	(590)
- forniture varie	1.246	1.309	(63)
- appalti	1.946	1.846	100
- altre tipologie	3.309	3.751	(442)
Totale	142.627	117.618	25.009
TOTALE	153.095	125.741	27.354

Gli impegni per energia elettrica ammontano al 31 marzo 2017 a 89.411 milioni di euro, di cui 22.351 milioni di euro relativi al periodo 1° aprile 2017-2021, 17.794 milioni di euro relativi al periodo 2022-2026, 15.974 milioni di euro al periodo 2027-2031 e i rimanenti 33.292 milioni di euro con scadenza successiva.

Gli impegni per acquisti di combustibili, determinati in funzione dei parametri contrattuali e dei cambi in essere alla fine del periodo (trattandosi di forniture a prezzi variabili, per lo più espressi in valuta estera), ammontano al 31 marzo 2017 a 46.715 milioni di euro, di cui 26.802 milioni di euro relativi al periodo 1° aprile 2017-2021, 11.649 milioni di euro relativi al periodo 2022-2026, 6.963 milioni di euro al periodo 2027-2031 e i rimanenti 1.301 milioni di euro con scadenza successiva.

9. Attività e passività potenziali

Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016 a cui si rinvia per maggiori dettagli, di seguito sono riportate le principali variazioni nelle attività e passività potenziali.

Centrale Termoelettrica di Brindisi Sud - Procedimenti penali a carico di dipendenti Enel

In relazione alla centrale termoelettrica di Brindisi Sud, nel mese di marzo 2017 è stato proposto appello avverso la sentenza del 26 ottobre 2016 da alcune parti civili private (gli agricoltori esclusi), dalla Provincia di Brindisi, dai due dipendenti di Enel Produzione condannati, nonché dal Responsabile civile (la stessa Enel Produzione SpA) e dai due dipendenti della società nei cui confronti è stata dichiarata la prescrizione.

Contenzioso BEG

Procedimenti intrapresi da Albania BEG Ambient Shpk per il riconoscimento della sentenza emessa dal Tribunale distrettuale di Tirana il 24 marzo 2009

Olanda

Con riferimento al giudizio di merito, il 29 giugno 2016 Enel ed Enelpower hanno presentato appello avverso la sentenza emessa dal Tribunale di Amsterdam nella stessa data. L'appello ha effetto devolutivo pieno (c.d. "de novo"); infatti la Corte di Appello di Amsterdam riesaminerà l'intero oggetto del contendere. Pertanto, Enel ed Enelpower potranno far valere nuovamente in toto le proprie argomentazioni. 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 di Appello di Amsterdam ha accolto la richiesta avanzata da Enel ed Enelpower di riunire i due procedimenti di appello attualmente pendenti in fase preliminare.

Irlanda

Con riferimento al procedimento in Irlanda, la Corte Suprema, con sentenza dell'8 marzo 2016, ha accolto le difese di Enel ed Enelpower dichiarando la carenza di giurisdizione nel Paese. Il 23 marzo 2017 Enel ed Enelpower hanno ricevuto notifica dell'approvazione della sentenza da parte della Corte in seguito alla quale, in data 31 marzo 2017, Albania BEG Ambient Shpk ha presentato domanda di appello ("expedited appeal") avverso la sentenza che l'8 marzo 2016 aveva dichiarato la carenza di giurisdizione del giudice irlandese. Enel ed Enelpower hanno depositato la loro memoria di replica il 7 aprile 2017. Si è in attesa della fissazione dell'udienza.

Violazioni del decreto legislativo n. 231/2001

In data 29 marzo 2017, si è concluso con formula assolutoria "per non aver commesso il fatto" il giudizio di primo grado per ipotesi di violazioni del decreto legislativo n. 231/2001 in materia di responsabilità amministrativa delle persone giuridiche a carico di e-distribuzione SpA. Il procedimento era stato avviato per asserita omissione di cautele antinfortunistiche e in particolare per un infortunio mortale di un dipendente di un'impresa appaltatrice occorso a Palermo nel 2008, in cui era stata contestata la responsabilità amministrativa di e-distribuzione SpA in relazione al delitto di omicidio colposo.

10. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo

Accordo di fornitura di energia elettrica in Zambia

Il 4 aprile 2017 Enel Green Power ha siglato un accordo di fornitura energetica venticinquennale con ZESCO, la utility statale dello Zambia, relativo alla produzione dell'impianto solare fotovoltaico Ngonye1 (34 MW), che il Gruppo si è aggiudicato a giugno 2016, nell'ambito della prima gara prevista dal programma Scaling Solar, lanciato dalla società pubblica di investimento Industrial Development Corporation Limited ("IDC"). Ngonye si trova nella zona industriale "Multi-Facility Economic Zone Lusaka South", nello Zambia meridionale. L'aggiudicazione dell'impianto da parte di Enel ha segnato l'ingresso del Gruppo nel mercato delle rinnovabili dello Zambia. Enel investirà circa 40 milioni di dollari statunitensi nella costruzione del nuovo impianto fotovoltaico, che dovrebbe generare circa 70 GWh l'anno. Ngonye sarà di proprietà di una società veicolo in cui Enel Green Power deterrà l'80% e IDC una quota di minoranza del 20%.

Acquisto di un progetto solare fotovoltaico in Australia

In data 10 aprile 2017 Enel, attraverso la joint venture tra la controllata Enel Green Power e il Dutch Infrastructure Fund ("DIF"), ha chiuso un accordo per l'acquisto da uno sviluppatore australiano di Bungala Solar One, la prima fase da 137,5 MW del progetto solare fotovoltaico da 275 MW Bungala Solar, attualmente il più grande progetto fotovoltaico in fase "ready to build" in Australia. Il closing dell'acquisto di Bungala Solar Two, seconda fase del progetto, è atteso per il terzo trimestre 2017. Bungala Solar si trova nei pressi di Port Augusta nell'Australia Meridionale. L'investimento totale della joint venture nel progetto da 275 MW è di circa 315 milioni di dollari statunitensi, comprensivi di quanto necessario alla costruzione dell'impianto, con il contributo di Enel pari a circa 157 milioni di dollari statunitensi. L'investimento complessivo sarà finanziato attraverso un mix di equity e project financing con un consorzio di banche locali e internazionali. L'impianto beneficia già di un accordo di fornitura di energia a lungo termine, stipulato con l'importante utility australiana, Origin Energy. La costruzione di Bungala Solar One, la prima fase del progetto, dovrebbe iniziare entro la metà del 2017, seguita da Bungala Solar Two, la cui costruzione inizierà entro la fine di quest'anno. L'intero impianto da 275 MW entrerà pienamente in servizio entro il terzo trimestre 2018.

Acquisto di una ulteriore quota in E-Distributie Muntenia ed Enel Energie Muntenia

Sempre il 10 aprile 2017 Enel Investment Holding ("EIH") ha finalizzato l'acquisto da SAPE, holding pubblica rumena che detiene le partecipazioni statali, del 13,6% circa del capitale di E-Distributie Muntenia ed Enel Energie Muntenia per un corrispettivo complessivo di circa 400 milioni di euro. A seguito dell'operazione, EIH ha aumentato la propria partecipazione nelle due società a circa il 78% del relativo capitale sociale, rispetto al 64,4% detenuto in precedenza. Tale acquisto consegue all'esercizio da parte di SAPE, nel novembre 2012, di una put option a fronte del quale SAPE aveva chiesto un corrispettivo pari a circa 520 milioni di euro, il cui ammontare era stato contestato da EIH. A seguito del mancato raggiungimento di un accordo sul corrispettivo di tali partecipazioni, nel 2014 SAPE aveva avviato un arbitrato presso la Camera di Commercio Internazionale di Parigi, nel corso del quale aveva chiesto, oltre al pagamento del corrispettivo sopra indicato, circa 60 milioni di euro a titolo di interessi. Il Tribunale Arbitrale, con lodo emesso lo scorso 3 febbraio 2017, ha fissato in circa 400 milioni di euro il prezzo di acquisto delle partecipazioni oggetto della put option, riducendo di oltre 100 milioni di euro l'importo richiesto da SAPE e rigettando la domanda relativa agli interessi.

Delibera del Consiglio di Amministrazione per l'emissione di prestiti obbligazionari

Il 12 aprile 2017 il Consiglio di Amministrazione di Enel, nell'ambito della strategia di rifinanziamento del debito consolidato di Gruppo in scadenza, ha deliberato l'emissione entro il 31 dicembre 2018 di uno o più prestiti obbligazionari, da collocare presso investitori istituzionali, per un importo complessivo massimo pari al controvalore di 7 miliardi di euro. Le emissioni potranno essere effettuate dalla controllata olandese Enel Finance International NV (con garanzia della Capogruppo) oppure direttamente da parte di Enel, in relazione alle effettive opportunità di mercato. Il Consiglio ha demandato all'Amministratore Delegato il compito di definire importi, valute, tempi e caratteristiche delle singole emissioni, tenendo conto dell'evoluzione delle condizioni di mercato, con facoltà di richiedere la quotazione di tali emissioni presso uno o più mercati regolamentati dell'Unione Europea o presso sistemi multilaterali di negoziazione. In una logica di diversificazione, le emissioni potranno essere rivolte a investitori istituzionali, comunitari e non comunitari, anche attraverso private placement.

E-Solutions Global Business Line

Il 28 aprile 2017, è stata introdotta una nuova Global Business Line, denominata "E-Solutions" al fine di favorire l'attenzione al cliente e la digitalizzazione quali acceleratori di valore all'interno del Piano Strategico 2017-2019. La nuova business line infatti si occuperà di soluzioni digitali avanzate quali soluzioni per l'efficienza energetica, "segnalazioni intelligenti", fibra ottica, illuminazione, prodotti mini-grid, generazione distribuita, servizi domanda-risposta, veicoli elettrici, strutture di ricarica, mobilità integrata, applicazioni smart, servizi per la casa e la famiglia, servizi finanziari.

Dall'ideazione allo sviluppo tecnologico, dalle prove di collaudo al marketing passando per le vendite e le attività post-vendita, la Global E-Solutions gestirà un portfolio trasversale per l'intero ciclo di vita, assicurando, attraverso tutte le leve e le best practice disponibili, uno scouting mirato a trovare nuove tecnologie e sviluppare modelli di business così come nuovi flussi di entrate in modo tale da poter raggiungere nuovi territori.

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

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Alberto De Paoli dichiara, ai sensi dell'art. 154 bis, comma 2 del Testo Unico della Finanza, che l'informativa contabile contenuta nel presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2017 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

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