Earnings Release • Mar 19, 2020
Earnings Release
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| Informazione Regolamentata n. 0116-9-2020 |
Data/Ora Ricezione 19 Marzo 2020 17:45:41 |
MTA | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Societa' | : | ENEL | ||||
| Identificativo Informazione Regolamentata |
: | 129062 | ||||
| Nome utilizzatore | : | ENELN05 - Giannetti | ||||
| Tipologia | : | 1.1 | ||||
| Data/Ora Ricezione | : | 19 Marzo 2020 17:45:41 | ||||
| Data/Ora Inizio Diffusione presunta |
: | 19 Marzo 2020 17:45:42 | ||||
| Oggetto | : | +17,4% | Enel, utile netto ordinario in crescita del | |||
| Testo del comunicato |
Vedi allegato.
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1 International Financial Reporting Interpretations Committee.
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Roma, 19 marzo 2020 – Il Consiglio di Amministrazione di Enel S.p.A. ("Enel" o la "Società"), presieduto da Patrizia Grieco, ha approvato nella riunione odierna i risultati dell'esercizio 2019.
Nella seguente tabella sono riportati i ricavi per Linee di Business:
| Ricavi (milioni di euro) | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
32.051 | 27.607 | 16,1% |
| Enel Green Power | 7.733 | 8.056 | -4,0% |
| Infrastrutture e Reti | 21.789 | 19.968 | 9,1% |
| Mercati Finali | 32.544 | 33.771 | -3,6% |
| Enel X | 1.130 | 1.006 | 12,3% |
| Servizi | 1.981 | 1.938 | 2,2% |
| Altro, elisioni e rettifiche | (16.901) | (16.771) | -0,8% |
| TOTALE | 80.327 | 75.575 | 6,3% |
I ricavi del 2019 sono pari a 80.327 milioni di euro, con un incremento di 4.752 milioni di euro (+6,3%) rispetto al 2018. La variazione positiva è riconducibile principalmente (i) ai maggiori ricavi di Infrastrutture e Reti, a cui hanno contribuito l'acquisizione di Enel Distribuição São Paulo avvenuta nel mese di giugno 2018 (1.148 milioni di euro) e l'accordo raggiunto da Edesur (233 milioni di euro) con il governo argentino per la definizione di partite regolatorie pregresse; (ii) all'aumento dei ricavi di Generazione Termoelettrica e Trading in Italia per le maggiori attività di trading e per gli effetti connessi all'applicazione delle recenti interpretazioni dell'IFRIC (3.028 milioni di euro). Tale variazione positiva è stata solo in parte compensata dai minori ricavi dei Mercati Finali in Spagna e in Italia.
Si segnala inoltre l'evoluzione negativa dei tassi di cambio per 758 milioni di euro, in particolare in America Latina.
I ricavi del 2019 includono, come partite straordinarie, la plusvalenza pari a 108 milioni di euro relativa alla cessione di Mercure S.r.l., società veicolo alla quale Enel Produzione aveva precedentemente conferito l'impianto a biomasse della Valle del Mercure e il corrispettivo, pari a 50 milioni di euro, previsto dall'accordo che e-distribuzione ha raggiunto con F2i e 2i Rete Gas per la liquidazione anticipata e forfettaria del secondo indennizzo connesso alla vendita, avvenuta nel 2009, della partecipazione di e-distribuzione in Enel Rete Gas. I ricavi del 2018 includevano, come partita straordinaria, il corrispettivo pari a 128 milioni di euro previsto dal predetto accordo raggiunto da e-distribuzione con F2i e 2i Rete Gas e la plusvalenza derivante dalla cessione di EF Solare Italia pari a 65 milioni di euro.
| EBITDA (milioni di euro) | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
1.395 | 1.117 | 24,9% |
| Enel Green Power | 4.604 | 4.608 | -0,1% |
| Infrastrutture e Reti | 8.278 | 7.539 | 9,8% |
| Mercati finali | 3.287 | 3.079 | 6,8% |
| Enel X | 158 | 124 | 27,4% |
| Servizi | 126 | 85 | 48,2% |
| Altro, elisioni e rettifiche | (144) | (201) | 28,4% |
| TOTALE | 17.704 | 16.351 | 8,3% |
Nella seguente tabella è esposto l'EBITDA per Linee di Business:
Nella seguente tabella è esposto l'EBITDA ordinario per Linee di Business:
| EBITDA ordinario (milioni di euro) | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading | 1.616 | 1.117 | 44,7% |
| Enel Green Power | 4.634 | 4.543 | 2,0% |
| Infrastrutture e Reti | 8.228 | 7.411 | 11,0% |
| Mercati finali | 3.287 | 3.079 | 6,8% |
| Enel X | 158 | 124 | 27,4% |
| Servizi | 126 | 85 | 48,2% |
| Altro, elisioni e rettifiche | (144) | (201) | 28,4% |
| TOTALE | 17.905 | 16.158 | 10,8% |
Il margine operativo lordo ordinario (EBITDA ordinario) del 2019 ammonta a 17.905 milioni di euro, con un incremento di 1.747 milioni di euro rispetto al 2018 (+10,8%).
Le partite straordinarie del 2019 che incidono sul margine operativo lordo sono: (i) la plusvalenza derivante dalla cessione della società Mercure S.r.l., già citata nei ricavi, al netto degli oneri per la bonifica del sito industriale per 14 milioni di euro, (ii) la svalutazione dei magazzini combustibili, materiali e parti di ricambio asserviti al funzionamento di taluni impianti a carbone in Italia e Spagna, per un totale di 308 milioni di euro, (iii) il corrispettivo, pari a 50 milioni di euro, previsto dall'accordo che e-distribuzione ha raggiunto con F2i e 2i Rete Gas per la liquidazione anticipata e forfettaria del secondo indennizzo connesso alla vendita, avvenuta nel 2009, della partecipazione di e-distribuzione in Enel Rete Gas, (iv) l'adeguamento al fair value del prezzo di acquisto della società greca Kafireas per 30 milioni di euro e (v) gli oneri accessori per 7 milioni di euro connessi alla svalutazione dell'impianto a carbone di Reftinskaya in Russia, la cui vendita è stata perfezionata nel quarto trimestre 2019.
Nel 2018 si includevano, come partite straordinarie, il corrispettivo pari a 128 milioni di euro previsto dal predetto accordo raggiunto da e-distribuzione con F2i e 2i Rete Gas e la plusvalenza per 65 milioni di euro derivante dalla cessione di EF Solare Italia.
L'incremento dell'EBITDA ordinario è attribuibile principalmente:
dovuto all'indennizzo ricevuto a seguito del recesso anticipato di un grande cliente da un contratto di fornitura di energia elettrica in Cile (80 milioni di euro) e dall'incremento dei margini per l'applicazione di prezzi medi crescenti pur in presenza di minori volumi di vendita; tali effetti hanno più che compensato le plusvalenze registrate nel 2018 per la cessione di talune società in Messico e la cessione di EFSI in Italia;
alla variazione positiva di Enel X, pari a 34 milioni di euro, principalmente per l'adeguamento del corrispettivo per l'acquisizione di eMotorWerks, avvenuta nel 2017.
Si segnala, inoltre, che le variazioni sopra commentate includono minori costi per canoni di godimento di beni di terzi per 224 milioni di euro in quanto, a seguito dell'applicazione del principio contabile IFRS 16, tali canoni sono ricompresi tra le attività materiali in leasing come diritti d'uso e, dunque, ammortizzati lungo la durata dei relativi contratti.
| EBIT (milioni di euro) | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
(3.494) | (118) | - |
| Enel Green Power | 3.276 | 3.505 | -6,5% |
| Infrastrutture e Reti | 5.277 | 4.787 | 10,2% |
| Mercati finali | 2.163 | 1.958 | 10,5% |
| Enel X | (98) | 19 | - |
| Servizi | (75) | (38) | -97,4% |
| Altro, elisioni e rettifiche | (171) | (213) | 19,7% |
| TOTALE | 6.878 | 9.900 | -30,5% |
Nella seguente tabella è esposto il risultato operativo per Linee di Business:
Il risultato operativo (EBIT) del 2019 ammonta a 6.878 milioni di euro, in diminuzione di 3.022 milioni di euro (-30,5%) rispetto al 2018. In particolare, il miglioramento dell'EBITDA è stato più che compensato dai maggiori ammortamenti e perdite di valore, che includono gli impairment effettuati nel corso del 2019 su taluni impianti a carbone in Italia, Spagna, Cile e Russia per complessivi 4.010 milioni di euro.
In particolare in Cile, già nel corso del primo semestre 2019 sono stati effettuati, su due impianti, adeguamenti di valore per 356 milioni di euro, anche a seguito dell'accordo raggiunto con il governo cileno sulla loro dismissione anticipata, mentre in Russia, a seguito della vendita dell'impianto a carbone di Reftinskaya, si è rilevato un adeguamento di valore per 127 milioni di euro per tener conto del prezzo di cessione. In Spagna, nel corso del terzo trimestre 2019, il peggioramento dello scenario di riferimento relativo all'andamento del prezzo delle commodity e al funzionamento del mercato delle emissioni di CO2, ha compromesso la competitività degli impianti a carbone. In Italia, oltre ad un peggioramento dello scenario, la modifica del sistema di remunerazione relativo alla disponibilità della capacità produttiva (cd. Capacity Market) ha previsto, per gli impianti a più elevate emissioni di CO2, un minore ambito di futura partecipazione al Capacity Market e l'esclusione della tecnologia a carbone dal mercato elettrico. Per tali motivi, il valore contabile di taluni impianti a carbone in Italia e in Spagna, comprensivo anche dei relativi oneri di smantellamento, è stato svalutato per complessivi 3.527 milioni di euro.
La variazione del risultato operativo inoltre include la quota di ammortamento dei diritti d'uso su beni altrui che, con decorrenza 1° gennaio 2019, sono rilevati come attività materiali in leasing e ammortizzati lungo la durata dei relativi contratti, a seguito dell'applicazione del principio IFRS 16 (203 milioni di euro). Tali effetti sono stati solo in parte compensati dal ripristino di valore, pari a 265 milioni di euro, effettuato sugli impianti a gas in Italia ad esito dell'impairment test effettuato sulla Cash Generating Unit di appartenenza.
| 2019 | 2018 | Variazioni | ||
|---|---|---|---|---|
| Risultato netto del Gruppo | 2.174 | 4.789 | (2.615) | -54,6% |
| Indennizzo derivante dalla cessione della partecipazione in Enel Rete Gas |
(49) | (128) | 79 | 61,7% |
| Cessione della partecipazione in Mercure S.r.l. | (97) | - | (97) | - |
| Adeguamento di valore di talune attività riferite a Slovak Power Holding |
38 | (646) | 684 | - |
| Adeguamento di valore dei magazzini di combustibili e parti di ricambio di alcuni impianti a carbone in Italia e in Spagna |
203 | - | 203 | - |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone in Italia |
1.400 | - | 1.400 | - |
| Adeguamento di valore impianti a carbone in Spagna | 849 | - | 849 | - |
| Adeguamento di valore impianti a gas in Italia | (188) | - | (188) | - |
| Adeguamento di valore di alcuni impianti a carbone in Cile |
151 | - | 151 | - |
| Adeguamento di valore dell'impianto a carbone di Reftinskaya in Russia |
60 | - | 60 | - |
| Altri adeguamenti di valore | 226 | - | 226 | - |
| Adeguamento di valore dell'impianto di Alcúdia (Spagna) | - | 43 | (43) | - |
| Reversal dell'impairment della CGU Grecia e Impairment di alcuni progetti eolici |
- | (39) | 39 | - |
| Plusvalenza per la cessione di EF Solare Italia | - | (64) | 64 | - |
| Adeguamento di valore di CGU Nuove Energie | - | 20 | (20) | - |
| Adeguamento di valore di impianti biomasse e solare in Italia |
- | 85 | (85) | - |
| Risultato netto del Gruppo ordinario | 4.767 | 4.060 | 707 | 17,4% |
Nel 2019, il risultato netto ordinario del Gruppo ammonta a 4.767 milioni di euro, rispetto ai 4.060 milioni di euro del 2018, registrando un incremento di 707 milioni di euro (+17,4%). L'incremento è principalmente attribuibile al miglior risultato della gestione operativa ordinaria, oltre che all'adeguamento di imposte differite nei due esercizi a confronto. Tali effetti hanno più che compensato:
‒ i minori risultati per 122 milioni di euro conseguiti dalle joint venture negli Stati Uniti, principalmente
per gli effetti derivanti dal riacquisto di alcune società dalla joint venture EGPNA REP;
La situazione patrimoniale evidenzia un capitale investito netto al 31 dicembre 2019, inclusivo delle attività nette possedute per la vendita per 98 milioni di euro, pari a 92.113 milioni di euro (88.941 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
Tale importo è coperto da:
Il fabbisogno finanziario connesso alle fattispecie sopra evidenziate è stato solo in parte compensato dai positivi flussi di cassa generati dalla gestione operativa (11.251 milioni di euro), nonché dalla cessione di talune società di Enel Green Power in Brasile, della Generazione Termoelettrica in Italia e in Russia (centrale di Reftinskaya) per complessivi 960 milioni di euro.
Al 31 dicembre 2019, l'incidenza dell'indebitamento finanziario netto sul patrimonio netto complessivo, il cosiddetto rapporto debt to equity, è pari a 0,96 (0,86 al 31 dicembre 2018). Tale variazione è da ricondurre sostanzialmente all'incremento del debito sopra dettagliato.
| Investimenti (milioni di euro) | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Generazione Termoelettrica e Trading |
851 | 839 | 1,4% |
| Enel Green Power | 4.293 | 2.784 | 54,2% |
| Infrastrutture e Reti | 3.905 | 3.830 | 2,0% |
| Mercati finali | 449 | 374 | 20,1% |
| Enel X | 270 | 183 | 47,5% |
| Servizi | 134 | 106 | 26,4% |
| Altro, elisioni e rettifiche | 45 | 36 | 25,0% |
| TOTALE1 | 9.947 | 8.152 | 22,0% |
Nella seguente tabella sono rappresentati gli investimenti per Linee di Business:
1Il dato del 2019 non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" (378 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
Gli investimenti ammontano a 9.947 milioni di euro nel 2019, in aumento di 1.795 milioni di euro rispetto al 2018 (+22%). Tale aumento è essenzialmente dovuto a maggiori interventi sulle reti di distribuzione in Italia e a maggiori investimenti in impianti eolici e solari in Spagna, Grecia, Russia, Stati Uniti, Canada, Sudafrica e Brasile.
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La Capogruppo Enel, nella propria funzione di holding industriale, definisce gli obiettivi strategici a livello di Gruppo e coordina le attività delle società controllate. Le attività che Enel, nell'ambito della propria funzione di indirizzo e coordinamento, presta nei confronti delle altre società del Gruppo sono attività di Holding (coordinamento dei processi di governance a livello di Gruppo). Nell'ambito del Gruppo, Enel svolge inoltre direttamente la funzione di tesoreria centrale, garantendo l'accesso al mercato monetario e dei capitali, e provvede alla copertura dei rischi assicurativi.
| Milioni di euro | 2019 | 2018 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Ricavi | 114 | 53 | 115,09% |
| EBITDA (margine operativo lordo) | (147) | (223) | 34,08% |
| Ebit (Risultato operativo) | (382) | 108 | - |
| Oneri finanziari netti e proventi da partecipazioni | 5.124 | 3.164 | 61,95% |
| Utile dell'esercizio | 4.792 | 3.456 | 38,66% |
| Indebitamento finanziario netto al 31 dicembre | 16.750 | 15.490 | 8,13% |
milioni di euro nel 2018) e di proventi da partecipazioni in società controllate, collegate e altre imprese per 5.548 milioni di euro (3.567 milioni di euro nel 2018).
L'incremento degli oneri finanziari netti rispetto al precedente esercizio, pari a 21 milioni di euro, è determinato essenzialmente da un effetto cambi negativo e dagli interessi attivi sulle attività finanziarie a breve termine, parzialmente compensati dai proventi finanziari netti da strumenti derivati posti in essere nell'interesse di Enel.
La variazione positiva di 1.981 milioni di euro dei proventi da partecipazioni in società controllate, collegate e altre imprese beneficia sostanzialmente dei dividendi deliberati dalle controllate Enel Energia, Enel Iberia ed e-distribuzione.
Patrimonio netto al 31 dicembre 2019 pari a 29.586 milioni di euro, in aumento di 1.643 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018. Tale variazione è principalmente riferibile alla distribuzione del saldo del dividendo dell'esercizio 2018 (pari a 1.423 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2019 (pari a 1.627 milioni di euro), nonché alla rilevazione dell'utile complessivo dell'esercizio 2019 (pari a 4.702 milioni di euro).
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| 2019 | 2018 | Variazione | |
|---|---|---|---|
| Vendite di energia elettrica (TWh) |
301,7 | 295,4 | +2,1% |
| Vendite di gas (miliardi di m3 ) |
10,5 | 11,2 | -6,2% |
| Energia elettrica prodotta (TWh) |
229,1 | 250,3 | -8,5% |
| Energia elettrica distribuita (TWh) |
504,0 | 484,41 | +4,0% |
| Dipendenti (n.) | 68.253 | 69.272 | -1,5% |
1 Il dato 2018 ha subito una rideterminazione durante il 2019.
Le vendite di gas naturale sono pari a 10,5 miliardi di metri cubi, in lieve decremento rispetto al 2018.
L'energia netta prodotta dal Gruppo Enel nel 2019 è pari a 229,1 TWh2 , con un decremento di 21,2 TWh rispetto al valore registrato nel 2018 (-8,5%), da attribuire principalmente ad una minore produzione in Spagna, Italia e Russia.
Si rileva:
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, includendo anche la quantità gestita, supera per la prima volta quella termica, raggiungendo i 110 TWh (108 TWh nel 2018, +1,9%), a fronte di una produzione da fonte termica pari a 103 TWh (127 TWh nel 2018, -18,9%).
La produzione a zero emissioni ha raggiunto il 55% della generazione totale del Gruppo Enel considerando unicamente la produzione da capacità consolidata, mentre è pari al 57% includendo la generazione da capacità gestita3. L'obiettivo a lungo termine del Gruppo Enel resta la "decarbonizzazione del mix" entro il 2050.
2 239,3 TWh includendo la produzione da circa 4 GW di capacità rinnovabile gestita.
3 Capacità non consolidata dal Gruppo Enel ma gestita secondo il modello "Build, Sell and Operate".
Al 31 dicembre 2019, i dipendenti del Gruppo sono pari a 68.253 unità (69.272 al 31 dicembre 2018). La variazione del 2019 (-1.019 unità) è da riferirsi:
Nel 2019, il Gruppo Enel ha conseguito tutti gli obiettivi strategici prefissati per l'anno, confermando la propria capacità di delivery della crescita industriale. In particolare, sono stati compiuti i seguenti progressi nella strategia di Gruppo:
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Il Piano Strategico 2020-2022, presentato a novembre 2019, si focalizza su un modello di business sostenibile e pienamente integrato che il Gruppo ha adottato sin dal 2015, in grado di cogliere le opportunità derivanti dalla transizione energetica e legate ai due trend globali che stanno cambiando il settore energetico: decarbonizzazione ed elettrificazione. La digitalizzazione delle reti e l'adozione di piattaforme per tutte le attività relative ai clienti saranno fattori abilitanti della strategia del Gruppo che mira ad accelerare lo sviluppo delle rinnovabili a fronte di una progressiva riduzione della generazione da fonti termoelettriche. In particolare, il Piano di investimenti 2020-2022 sarà così ripartito:
In totale si prevede che il Gruppo investa 28,7 miliardi di euro nell'arco di piano che porteranno ad un EBITDA atteso di 20,1 miliardi di euro nel 2022. Gli investimenti agiranno direttamente su tre SDG principali: SDG 7 (Energia Pulita e Accessibile), SDG 9 (Industria, Innovazione e Infrastrutture) e SDG 11 (Città e Comunità Sostenibili), contribuendo, dunque, all' SDG 13 relativo alla lotta al cambiamento climatico.
Con riferimento alla politica dei dividendi, Enel continuerà a corrispondere, lungo l'arco di piano, il più elevato tra un dividendo del 70% sull'utile netto ordinario consolidato e un dividendo per azione minimo garantito, con un tasso annuo di crescita composto dell'8,6% del DPS implicito e del 7,7% del DPS minimo.
Per quanto riguarda le possibili conseguenze della pandemia da Coronavirus in evoluzione nel mondo, il Gruppo ha messo in atto una serie di misure preventive per garantire la piena operatività e continuità di servizio in tutte le geografie di presenza. Alla luce delle prime risultanze delle misure messe in atto non si prevedono impatti significativi sui risultati economici del 2020. L'evoluzione della situazione è attentamente monitorata e verrà data comunicazione di ogni variazione rilevante.
Nel 2020 il Gruppo continuerà ad investire:
Sulla base degli elementi chiave sopra esposti, qui di seguito si ricordano i dati relativi al 2019 e gli obiettivi economico-finanziari su cui si basa il Piano Strategico 2020-2022 di Gruppo.
| Dati 2019 e obiettivi finanziari | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | CAGR (%) 2019-22 |
|
| EBITDA ordinario (€mld) | 17,9 | 18,6 | 19,4 | 20,1 | +3,9% |
| Utile netto ordinario (€mld) | 4,8 | 5,4 | 5,8 | 6,1 | +8,3% |
| Pay-out ratio | 70% | 70% | 70% | 70% | - |
| DPS implicito (€/azione) | 0,328 | 0,37 | 0,40 | 0,42 | +8,6% |
| Dividendo minimo per azione (€) | 0,32 | 0,35 | 0,37 | 0,40 | +7,7% |
L'Assemblea ordinaria di Enel del 16 maggio 2019 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione all'acquisto e alla successiva disposizione di azioni proprie della Società per diciotto mesi a decorrere dalla delibera assembleare. In data 19 settembre 2019, il Consiglio di Amministrazione, in attuazione di tale autorizzazione, ha approvato l'acquisto di azioni proprie, per un ammontare massimo di 10,5 milioni di euro e per un numero di azioni non superiore a 2,5 milioni, equivalenti a circa lo 0,02% del capitale sociale di Enel, a servizio del Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 destinato al top management di Enel S.p.A. e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 del codice civile approvato dalla medesima Assemblea del 16 maggio 2019, ai sensi dell'art. 114-bis del Testo Unico della Finanza. A seguito degli acquisti effettuati in esecuzione di tale deliberazione consiliare, Enel detiene alla data odierna n. 1.549.152 azioni proprie, pari allo 0,015% circa del capitale sociale, mentre le società controllate non detengono azioni Enel.
In considerazione del permanere delle motivazioni poste a fondamento dell'indicata autorizzazione accordata dall'Assemblea ordinaria del 16 maggio 2019 e dell'approssimarsi della scadenza da quest'ultima fissata, il Consiglio di Amministrazione ha quindi ravvisato l'opportunità di sottoporre all'Assemblea degli azionisti, convocata, come indicato di seguito, per il 14 maggio 2020, il rinnovo dell'autorizzazione all'acquisto e alla successiva disposizione di azioni proprie – previa revoca della
precedente autorizzazione – da eseguirsi in una o più volte, fino ad un massimo di n. 500 milioni di azioni ordinarie della Società, rappresentative del 4,92% circa del capitale sociale di Enel, per un esborso complessivo fino a 2 miliardi di euro.
In particolare, il Consiglio di Amministrazione ritiene che l'acquisto di azioni proprie sia in linea con l'obiettivo di Enel di creare valore per gli azionisti, in quanto, ove attuato, consentirebbe di incrementare la remunerazione di questi ultimi. Inoltre, l'acquisto di azioni proprie potrebbe essere utilizzato a servizio del Piano di incentivazione di lungo termine per il 2020 destinato al top management di Enel e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 del codice civile, che prevede che una parte del premio, ove maturato, sia erogato in azioni Enel e che sarà sottoposto all'approvazione dell'Assemblea degli azionisti convocata per il 14 maggio 2020.
Alla luce di quanto sopra, le operazioni di acquisto e disposizione di azioni proprie saranno finalizzate: (i) ad offrire agli azionisti uno strumento ulteriore di monetizzazione del proprio investimento; (ii) ad operare sul mercato in un'ottica di investimento a medio e lungo termine; (iii) ad adempiere agli obblighi derivanti dall'indicato Piano di incentivazione di lungo termine per il 2020 destinato al top management del Gruppo Enel e/o da altri eventuali piani di azionariato destinati agli Amministratori o ai dipendenti di Enel o di società controllate o collegate; (iv) a sostenere la liquidità del titolo Enel in modo da favorire il regolare svolgimento delle negoziazioni ed evitare movimenti dei prezzi anomali, nonché a regolarizzare l'andamento delle negoziazioni e dei corsi, a fronte di momentanei fenomeni distorsivi legati a un eccesso di volatilità o a una scarsa liquidità degli scambi; e (v) a costituire un "magazzino titoli" di cui poter disporre nel contesto di eventuali operazioni di finanza straordinaria o per altri impieghi ritenuti di interesse finanziario, gestionale e/o strategico per Enel.
L'acquisto di azioni proprie sarà consentito per diciotto mesi a decorrere dalla data della delibera assembleare di autorizzazione; non è invece previsto alcun limite temporale per la disposizione delle azioni proprie acquistate.
Gli acquisti di azioni proprie potranno essere effettuati ad un prezzo che sarà individuato di volta in volta, tenendo conto della modalità prescelta per l'effettuazione dell'operazione e nel rispetto delle eventuali prescrizioni normative vigenti, nonché, ove applicabili, delle prassi di mercato ammesse pro-tempore vigenti, fermo restando che tale prezzo in ogni caso non dovrà discostarsi, in diminuzione o in aumento, di oltre il 10% rispetto al prezzo di riferimento rilevato sul Mercato Telematico Azionario, organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A., il giorno precedente ogni singola operazione. La vendita o gli altri atti dispositivi di azioni proprie in portafoglio, invece, avverranno secondo i termini e le condizioni di volta in volta stabiliti dal Consiglio di Amministrazione, nel rispetto dei limiti eventualmente previsti dalla normativa vigente, nonché, ove applicabili, dalle prassi di mercato ammesse pro-tempore vigenti.
Gli acquisti di azioni proprie potranno essere effettuati secondo una delle seguenti modalità operative individuate dall'art. 144-bis, commi 1 e 1-bis del Regolamento Emittenti Consob: (i) per il tramite di un'offerta pubblica di acquisto o di scambio; (ii) sui mercati regolamentati o sui sistemi multilaterali di negoziazione secondo modalità operative stabilite nei regolamenti di organizzazione e gestione dei mercati stessi, che non consentano l'abbinamento diretto delle proposte di negoziazione in acquisto con predeterminate proposte di negoziazione in vendita; (iii) mediante acquisto e vendita di strumenti derivati negoziati nei mercati regolamentati o sui sistemi multilaterali di negoziazione che prevedano la consegna fisica delle azioni sottostanti, a condizione che il regolamento di organizzazione e gestione del mercato stabilisca modalità di compravendita di tali strumenti in linea con le caratteristiche definite dall'art. 144-bis, comma 1, lett. c) del Regolamento Emittenti Consob; (iv) con le modalità stabilite da prassi di mercato ammesse dalla Consob ai sensi dell'art. 13 del Regolamento (UE) n. 596/2014; (v) alle condizioni indicate nell'art. 5 del Regolamento (UE) n. 596/2014.
La vendita o gli altri atti dispositivi di azioni proprie potranno invece avvenire con le modalità ritenute più opportune dal Consiglio di Amministrazione e rispondenti all'interesse della Società e, in ogni caso, nel rispetto della normativa vigente nonché, ove applicabili, delle prassi di mercato ammesse pro-tempore vigenti.
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Il Consiglio di Amministrazione ha inoltre convocato l'Assemblea ordinaria degli azionisti per il prossimo 14 maggio 2020, in unica convocazione, conferendo al Presidente il potere di individuare le relative modalità di svolgimento in funzione dell'evolversi dell'emergenza da COVID-19 e di quanto disposto in materia di svolgimento delle assemblee di società dall'art. 106 del Decreto Legge 17 marzo 2020, n. 18.
L'Assemblea è stata convocata al fine di:
riferimento all'andamento del titolo Enel rispetto a quello dell'indice Euro Stoxx Utilities – UEM; (ii) Return on Average Capital Employed ("ROACE"); (iii) emissioni di grammi di CO2 per KWh equivalente prodotto dal Gruppo Enel nel 20224 ("Emissioni di CO2"). In particolare, il Piano di Incentivazione – che attribuisce al TSR un peso del 50%, al ROACE un peso del 40% e alle Emissioni di CO2 un peso del 10% – ha come destinatari l'Amministratore Delegato/Direttore Generale e i dirigenti con responsabilità strategiche di Enel, nonché i manager di Enel stessa e/o di società controllate da quest'ultima ai sensi dell'art. 2359 cod. civ., quali individuati in occasione dell'assegnazione del medesimo Piano. Quest'ultimo, inoltre, in considerazione delle caratteristiche della sua struttura, degli obiettivi di perfomance individuati e del peso attribuito a ciascuno di essi, è volto a rafforzare l'allineamento degli interessi del management all'obiettivo prioritario della creazione di valore sostenibile per gli azionisti in un orizzonte di medio-lungo periodo.
Per una descrizione dettagliata del Piano di Incentivazione si rinvia al documento informativo, redatto ai sensi dell'art. 114-bis del Testo Unico della Finanza e dell'art. 84-bis del Regolamento Emittenti Consob, che sarà messo a disposizione del pubblico nei termini di legge.
6. Assumere, con riferimento alla relazione sulla politica di remunerazione e sui compensi corrisposti: (i) una delibera vincolante sulla prima sezione della relazione stessa, che illustra la politica di Enel in materia di remunerazione degli Amministratori, del Direttore Generale, dei Dirigenti con responsabilità strategiche e dei componenti il Collegio Sindacale, nonché le procedure utilizzate per l'adozione e l'attuazione della politica medesima; (ii) una delibera non vincolante sulla seconda sezione della relazione stessa, che illustra i compensi corrisposti agli Amministratori, al Direttore Generale, ai Dirigenti con responsabilità strategiche e ai componenti il Collegio Sindacale nell'esercizio 2019.
La documentazione relativa agli argomenti all'ordine del giorno dell'Assemblea, prevista dalla normativa vigente, sarà messa a disposizione del pubblico nei termini di legge.
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4 Emissioni legate alla produzione degli impianti del Gruppo.
‒ 410 milioni di euro relativi ad un prestito obbligazionario non convertibile subordinato ibrido a tasso fisso emesso da Enel, per il quale è stata esercitata l'opzione di rimborso anticipato a gennaio 2020;
‒ 100 milioni di euro relativi ad un prestito obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Finance International e garantito da Enel, in scadenza a gennaio 2020;
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19 novembre 2019: Enel ha annunciato che la controllata statunitense per le rinnovabili Enel North America (già Enel Green Power North America) ha avviato la costruzione del parco eolico Aurora da 299 MW in Nord Dakota. Si prevede che la costruzione dell'impianto, che dovrebbe entrare a pieno regime per fine 2020, richiederà un investimento di circa 450 milioni di dollari USA. Il parco è supportato da un contratto di fornitura di energia elettrica (PPA) che prevede la vendita dell'energia prodotta da una parte dell'impianto all'utility locale Basin Electric Power Cooperative e da un ulteriore contratto di fornitura energetica virtuale già sottoscritto con Gap Inc. nel corso del 2019. Una volta a pieno regime, l'impianto sarà in grado di generare circa 1,3 TWh all'anno, evitando l'emissione di circa 850mila tonnellate di CO2 ogni anno.
3 dicembre 2019: Enel ha annunciato di aver concluso – per effetto delle operazioni di acquisto effettuate in data 2 dicembre 2019 – il programma di acquisto di azioni proprie a servizio del Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019 destinato al management di Enel e/o di società da questa controllate ai sensi dell'art. 2359 cod. civ., avviato in data 23 settembre 2019. Nell'ambito di tale programma, Enel ha acquistato complessive n. 1.549.152 azioni proprie, pari allo 0,015% circa del capitale sociale, al prezzo medio ponderato di 6,7779 euro per azione e per un controvalore complessivo di 10.499.998,93 euro.
5 dicembre 2019: Enel ha annunciato di aver stipulato due contratti di share swap (le "Operazioni di Share Swap") con un istituto finanziario, al fine di aumentare, fino ad un massimo del 3% del capitale, la propria partecipazione nella controllata cilena quotata Enel Chile S.A. ("Enel Chile"), dal 61,9% posseduto in tale data. In base a quanto previsto dalle Operazioni di Share Swap, Enel potrà acquisire, in date che si prevede ricorrano entro il quarto trimestre del 2020: (i) fino a 1.763.747.209 azioni ordinarie di Enel Chile; e (ii) fino a 6.224.990 American Depositary Shares ("ADS") di Enel Chile, ognuna delle quali equivalente a 50 delle suddette azioni ordinarie, pari complessivamente al 3% del capitale di Enel Chile. Il numero di azioni ordinarie e ADS di Enel Chile effettivamente acquistate da Enel nell'ambito delle indicate Operazioni di Share Swap dipenderà dalla capacità dell'istituto finanziario che agisce quale controparte di effettuare le previste coperture nell'ambito delle Operazioni stesse.
Le Operazioni di Share Swap risultano in linea con il Piano Strategico 2020-2022 del Gruppo Enel presentato ai mercati, che prevede la riduzione della presenza delle partecipazioni di minoranza nelle società del Gruppo che operano in Sud America.
5 dicembre 2019: Enel ha annunciato di aver esercitato l'opzione di rimborso anticipato dell'obbligazione ibrida, non convertibile e subordinata, denominata in euro (ISIN XS1014997073), emessa e quotata il 15 gennaio 2014 sul mercato regolamentato della Borsa d'Irlanda, di importo nominale pari a 1.000 milioni di euro, coupon 5%, scadenza 15 gennaio 2075 e First Call Date 15 gennaio 2020. L'operazione rientra nell'ambito della strategia di ottimizzazione della struttura delle passività del Gruppo Enel mediante una gestione attiva delle scadenze finalizzata alla riduzione del costo del debito.
Il 15 gennaio 2020, che corrisponde alla data di riacquisto (i.e. First Call Date), Enel ha rimborsato ai detentori della predetta obbligazione ibrida l'importo nominale complessivo ancora in circolazione pari a circa 410 milioni di euro, oltre agli interessi maturati fino al giorno precedente la data di riacquisto. Tale valore rappresenta l'ammontare residuo risultante da operazioni di Liability Management poste in essere dalla Società e realizzate nel periodo 2018-2019.
23 dicembre 2019: Enel ha annunciato di aver messo in esercizio, attraverso la sua controllata statunitense per le rinnovabili Enel North America, Inc. (già Enel Green Power North America), il parco eolico da 450 MW di High Lonesome situato nelle contee di Upton e Crockett in Texas, il più grande parco eolico in esercizio presente nel portafoglio globale di rinnovabili del Gruppo. Enel ha inoltre sottoscritto con Danone North America, società di pubblica utilità, un contratto di fornitura di energia elettrica (PPA) della durata di 12 anni per la fornitura di energia rinnovabile, che prevede la consegna dell'elettricità prodotta da una porzione di 20,6 MW del progetto all'azienda di prodotti alimentari e bevande, permettendo l'espansione del parco di ulteriori 50 MW e incrementando così la capacità di High Lonesome fino a un totale di 500 MW.
Inoltre, l'energia prodotta da una porzione di 295 MW dell'impianto verrà supportata da un Proxy Revenue Swap ("PRS") con la divisione Alternative Risk Transfer della società di servizi assicurativi Allianz Global Corporate & Speciality, Inc., (Allianz) e con Nephila Climate, società che fornisce prodotti per la gestione del rischio meteorologico e climatico. In base a tale accordo, High Lonesome riceverà pagamenti fissi calcolati sul valore atteso della futura produzione di energia, con una quota pagata in base a quanto gli effettivi ritorni realizzati dal progetto differiscono dal pagamento fisso. Il PRS previsto per High Lonesome, che è il più grande in termini di capacità per un singolo impianto a livello globale e il primo accordo di questo tipo siglato da Enel, è stato realizzato in collaborazione con REsurety, Inc.
L'investimento per la costruzione dell'impianto da 500 MW si attesta intorno a 720 milioni di dollari USA. Si prevede che il parco eolico produca circa 1,9 TWh all'anno, evitando l'emissione di più di 1,2 milioni di tonnellate di CO2 all'anno.
13 gennaio 2020: Enel ha annunciato che Enel Green Power Brasil Participações Ltda. ("EGPB"), la controllata brasiliana del Gruppo Enel dedicata alle energie rinnovabili, ha avviato le operazioni della sezione da 475 MW dell'impianto fotovoltaico di São Gonçalo, sito in São Gonçalo do Gurguéia, nello stato nord orientale di Piauí, in Brasile. L'allacciamento alla rete di São Gonçalo, il più grande impianto fotovoltaico del Sudamerica, è avvenuto oltre un anno prima del termine stabilito dalle regole della gara A-4 del 2017, indetta dal governo federale brasiliano attraverso l'autorità nazionale di regolamentazione dell'energia, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). La costruzione della sezione da 475 MW dell'impianto solare ha richiesto un investimento di circa 1,4 miliardi di real brasiliani, equivalenti a circa 390 milioni di dollari USA. Una volta a pieno regime, la sezione da 475 MW dell'impianto potrà generare più di 1.200 GWh all'anno, evitando l'emissione in atmosfera di oltre 600mila tonnellate di CO2. Dei 475 MW di capacità installata, 265 MW sono supportati da contratti ventennali di fornitura di energia con un gruppo di società di distribuzione che operano nel mercato regolamentato del Paese. I restanti 210 MW dovrebbero generare energia per il mercato libero.
Maggiori dettagli sul contenuto di tali avvenimenti sono reperibili nei relativi comunicati stampa, pubblicati sul sito internet Enel al seguente indirizzo: https://www.enel.com/it/media/tuttiicomunicatistampa.html
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Alle ore 18:00 di oggi, 19 marzo 2020, si terrà una conference call per illustrare i risultati dell'esercizio 2019 e i progressi del Piano Strategico 2020-2022 ad analisti finanziari e investitori istituzionali, alla quale potranno collegarsi "ad audiendum" anche i giornalisti. Il materiale di supporto sarà reso disponibile nel sito www.enel.com, nella sezione "Investitori", in concomitanza con l'avvio della conference call.
Si allegano gli schemi di conto economico, del prospetto dell'utile (perdita) complessivo rilevato nell'esercizio, di stato patrimoniale e di rendiconto finanziario consolidati del Gruppo Enel e gli analoghi schemi di bilancio della Capogruppo Enel e si segnala che tali schemi e le note di commento sono stati consegnati al Collegio Sindacale e alla Società di revisione per le valutazioni di competenza. Si allega, inoltre, una sintesi descrittiva degli "indicatori alternativi di performance" utilizzati nel presente comunicato.
Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Alberto De Paoli, dichiara ai sensi del comma 2 dell'art. 154-bis del Testo Unico della Finanza che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Con decorrenza 1° gennaio 2019 è stato applicato per la prima volta il nuovo principio IFRS 16 "Leasing", omologato dall'Unione europea con il Regolamento UE 2017/1986 del 31 ottobre 2017. Il Gruppo Enel, in sede di prima applicazione, ha adottato l'approccio retroattivo modificato, concesso dallo
stesso principio, che ha comportato la rideterminazione di taluni saldi patrimoniali al 1° gennaio 2019. L'impatto sullo schema dello stato patrimoniale è il seguente:
Gli effetti sul conto economico, al lordo degli effetti fiscali, sono di seguito dettagliati:
I dati patrimoniali al 31 dicembre 2019 escludono (ove non diversamente indicato) i valori relativi alle attività e alle passività possedute per la vendita sostanzialmente riconducibili ad alcune partecipazioni Hydro valutate con il metodo del patrimonio netto detenuta da Enel Green Power North America Inc. (ora Enel North America Inc.), che a seguito delle decisioni assunte dal management rispondono ai requisiti previsti dall'IFRS 5 per la classificazione in tale voce.
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 dal Gruppo stesso.
In merito all'informativa per settore operativo si segnala che il Gruppo Enel, a partire dalla chiusura contabile del 30 settembre 2019, ed anche per i dati comparativi, ha modificato i settori primari e secondari concordemente a quanto previsto dall'IFRS 8. Nello specifico, tenendo presente che nel corso del 2019 il management, inteso come il più alto livello decisionale operativo ai fini dell'adozione di decisioni in merito alle risorse da allocare al settore e della misurazione e valutazione dei risultati, ha iniziato a comunicare al mercato i propri risultati a partire dalle aree di attività, il Gruppo Enel ha adottato quindi la seguente impostazione settoriale:
L'area di attività, quindi, risulta essere la discriminante principale e predominante nelle analisi svolte e nelle decisioni prese dal management del Gruppo Enel, ed è pienamente coerente con la reportistica interna predisposta a tali fini, dal momento che i risultati vengono misurati e valutati in primis per ciascuna area di attività e solo successivamente si declinano per Paese.
Nel corso del 2019, l'IFRIC ha chiarito nell'Agenda Decision la corretta rilevazione contabile dei contratti stipulati per la compravendita di elementi non finanziari a prezzo fisso, contabilizzati al fair value a conto economico conformemente all'IFRS 9 e regolati con consegna fisica, fra cui le commodity energetiche.
Su tale base, il Gruppo ha modificato la sua policy contabile per l'esercizio 2019, adottando una diversa classificazione, senza alcun effetto sui margini rilevati, degli effetti relativi ai contratti di acquisto o vendita di commodity valutati al fair value a conto economico.
In particolare l'attuale rilevazione di tali contratti su elementi non finanziari, che non soddisfano i requisiti per l'"own use exemption", prevede l'iscrizione:
Pertanto, anche i dati relativi al 2018 sono stati adeguati per recepire, ai soli fini comparativi, gli effetti di tale chiarimento.
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Nel presente comunicato vengono utilizzati alcuni "indicatori alternativi di performance" non previsti dai principi contabili internazionali così come adottati dall'Unione Europea - IFRS-EU, ma che il management ritiene utili per una migliore valutazione e monitoraggio dell'andamento della gestione economicofinanziaria del Gruppo. In linea con la Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015 e con gli Orientamenti pubblicati in data 5 ottobre 2015 dall'European Securities and Markets Authority (ESMA) ai sensi del Regolamento n. 1095/2010/EU, si riportano di seguito il significato, il contenuto e la base di calcolo di tali indicatori:
L'EBITDA 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), ad 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 (o da eventuali riacquisizioni) dei progetti rappresentano il risultato di un'attività di natura ordinaria per il Gruppo.
L'indebitamento finanziario netto: rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato;
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.
5 Determinate quale differenza tra le "Attività non correnti" e le "Passività non correnti" ad esclusione: 1) delle "Attività per imposte anticipate"; 2) dei "Titoli", 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"; 3) dei "Finanziamenti a lungo termine"; 4) dei "Benefíci ai dipendenti"; 5) dei "Fondi rischi e oneri (quota non corrente)"; 6) delle "Passività per imposte differite".
6 Definito quale differenza tra le "Attività correnti" e le "Passività correnti" ad esclusione: 1) della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Crediti per factoring", dei "Titoli", dei "Cash collateral", degli "Altri crediti finanziari a breve termine" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti"; 2) delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti"; 3) dei "Finanziamenti a breve termine" e delle "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine"; 4) dei "Fondi rischi ed oneri (quota corrente); 5) degli "Altri debiti finanziari" inclusi nelle "Altre passività correnti".
7 Determinati per differenza tra le "Attività possedute per la vendita" e le "Passività possedute per la vendita".
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Ricavi | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 77.366 | 4.804 | 73.037 | 5.387 | |
| Altri proventi | 2.961 | 16 | 2.538 | 38 | |
| [Subtotale] | 80.327 | 75.575 | |||
| Costi | |||||
| Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile | 33.755 | 7.189 | 37.264 | 7.737 | |
| Costi per servizi e altri materiali | 18.580 | 2.617 | 18.406 | 2.644 | |
| Costo del personale | 4.634 | 4.581 | |||
| Impairment /(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti |
1.144 | 1.096 | |||
| Ammortamenti e altri impairment | 9.682 | 5.355 | |||
| Altri costi operativi | 7.276 | 235 | 1.769 | 272 | |
| Costi per lavori interni capitalizzati | (2.355) | (2.264) | |||
| [Subtotale] | 72.716 | 66.207 | |||
| Proventi/(oneri) netti da gestione rischio commodity | (733) | 11 | 532 | 10 | |
| Risultato operativo | 6.878 | 9.900 | |||
| Proventi finanziari da contratti derivati | 1.484 | 1.993 | |||
| Altri proventi finanziari | 1.637 | 88 | 1.715 | 59 | |
| Oneri finanziari da contratti derivati | 1.142 | 1.532 | |||
| Altri oneri finanziari | 4.518 | 46 | 4.392 | 55 | |
| Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione | 95 | 168 | |||
| Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
(122) | 349 | |||
| Risultato prima delle imposte | 4.312 | 8.201 | |||
| Imposte | 836 | 1.851 | |||
| Risultato delle continuing operations | 3.476 | 6.350 | |||
| Risultato delle discontinued operations | - | - | |||
| Risultato netto dell'esercizio (Gruppo e terzi) | 3.476 | 6.350 | |||
| Quota di interessenza del Gruppo | 2.174 | 4.789 | |||
| Quota di interessenza di terzi | 1.302 | 1.561 | |||
| Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
0,21 | 0,47 | |||
| Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
0,21 | 0,47 | |||
| Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
0,21 | 0,47 | |||
| Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo |
0,21 | 0,47 |
Milioni di euro
| 2019 | 2018 | |
|---|---|---|
| Risultato netto dell'esercizio | 3.476 | 6.350 |
| 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 | 39 | (552) |
| Variazione del fair value dei costi di hedging | 120 | 83 |
| Quota di risultato rilevata a Patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto | (57) | (57) |
| Variazione di fair value delle attività finanziarie FVOCI | 5 | (3) |
| Variazione della riserva di traduzione | (481) | (1.287) |
| Altre componenti di conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico (al netto delle imposte): |
||
| Rimisurazione delle passività (attività) nette per benefici ai dipendenti | (502) | (120) |
| Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese | - | 12 |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto | (876) | (1.924) |
| Utile complessivo rilevato nell'esercizio | 2.600 | 4.426 |
| Quota di interessenza: | ||
| - del Gruppo | 1.745 | 3.667 |
| - di terzi | 855 | 759 |
| ATTIVITA' | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | ||
|---|---|---|---|---|
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
|||
| Attività non correnti | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | 79.809 | 76.631 | ||
| Investimenti immobiliari | 112 | 135 | ||
| Attività immateriali | 19.089 | 19.014 | ||
| Avviamento | 14.241 | 14.273 | ||
| Attività per imposte anticipate | 9.112 | 8.305 | ||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
1.682 | 2.099 | ||
| Derivati | 1.383 | 15 | 1.005 | |
| Attività derivanti da contratti con i clienti non correnti |
487 | 346 | ||
| Altre attività finanziarie non correnti(1) | 6.006 | 5.769 | ||
| Altre attività non correnti | 2.701 | 1.272 | ||
| 134.622 [Totale] |
128.849 | |||
| Attività correnti | ||||
| Rimanenze | 2.531 | 2.818 | ||
| Crediti commerciali | 13.083 | 896 | 13.587 | 1.085 |
| Attività derivanti da contratti con i clienti correnti | 166 | 135 | ||
| Crediti per imposte sul reddito | 409 | 660 | ||
| Derivati | 4.065 | 8 | 3.914 | 52 |
| Altre attività finanziarie correnti(2) | 4.305 | 27 | 5.160 | 21 |
| Altre attività correnti | 3.115 | 183 | 2.983 | 165 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 9.029 | 6.630 | ||
| [Totale] 36.703 |
35.887 | |||
| Attività classificate come possedute per la vendita |
101 | 688 | ||
| TOTALE ATTIVITÀ | 171.426 | 165.424 |
(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine e titoli diversi al 31 dicembre 2019 rispettivamente pari a 2.769 milioni di euro (2.912 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e 416 milioni di euro (360 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
(2) Di cui quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine, crediti finanziari a breve termine e titoli diversi al 31 dicembre 2019 rispettivamente pari a 1.585 milioni di euro (1.522 milioni di euro al 31 dicembre 2018), 2.512 milioni di euro (3.409 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e 61 milioni di euro (72 milioni di euro al 31 dicembre 2018).
| Milioni di euro | Note | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Patrimonio netto del Gruppo | |||||
| Capitale sociale | 10.167 | 10.167 | |||
| Riserva azioni proprie | (1) | - | |||
| Altre riserve | 1.130 | 1.700 | |||
| Utili e perdite accumulati | 19.081 | 19.853 | |||
| [Totale] | 30.377 | 31.720 | |||
| Interessenze di terzi | 16.561 | 16.132 | |||
| Totale patrimonio netto | 46.938 | 47.852 | |||
| Passività non correnti | |||||
| Finanziamenti a lungo termine | 54.174 | 715 | 48.983 | 804 | |
| Benefici ai dipendenti | 3.771 | 3.187 | |||
| Fondi rischi e oneri quota non corrente | 5.324 | 5.181 | |||
| Passività per imposte differite | 8.314 | 8.650 | |||
| Derivati | 2.407 | 2.609 | |||
| Passività derivanti da contratti con i clienti non correnti |
6.301 | 151 | 6.306 | ||
| Altre passività non correnti | 3.706 | 1.901 | 86 | ||
| [Totale] | 83.997 | 76.817 | |||
| Passività correnti | |||||
| Finanziamenti a breve termine | 3.917 | 3.616 | |||
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine |
3.409 | 89 | 3.367 | 89 | |
| Fondi rischi e oneri quota corrente | 1.196 | 1.312 | |||
| Debiti commerciali | 12.960 | 2.291 | 13.387 | 2.924 | |
| Debiti per imposte sul reddito | 209 | 333 | |||
| Derivati | 3.554 | 8 | 4.343 | 35 | |
| Passività derivanti da contratti con i clienti correnti |
1.328 | 39 | 1.095 | 25 | |
| Altre passività finanziarie correnti | 754 | 788 | |||
| Altre passività correnti | 13.161 | 30 | 12.107 | 69 | |
| [Totale] | 40.488 | 40.348 | |||
| Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita |
3 | 407 | |||
| Totale passività | 124.488 | 117.572 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ |
171.426 | 165.424 |
| Milioni di euro | Note | |||
|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
|||
| Risultato prima delle imposte | 4.312 | 8.201 | ||
| Rettifiche per: | ||||
| Impairment /(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti |
1.144 | 1.096 | ||
| Ammortamenti e altri impairment | 9.682 | 5.355 | ||
| (Proventi)/Oneri finanziari | 2.443 | 2.048 | ||
| Proventi netti derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
123 | (349) | ||
| Variazioni del capitale circolante netto: | (273) | 153 | ||
| - rimanenze | 318 | (117) | ||
| - crediti commerciali | (877) | 189 | 426 | (253) |
| - debiti commerciali | (51) | (633) | 734 | 559 |
| - altre attività derivanti da contratti con i clienti (3) | (31) | - | ||
| - altre passività derivanti da contratti con i clienti (3) | 154 | 750 | ||
| - altre attività e passività | 214 | 18 | (1.640) | 71 |
| Accantonamenti ai fondi | 515 | 449 | ||
| Utilizzo fondi | (1.838) | (1.226) | ||
| Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati | 1.582 | 88 | 1.768 | 59 |
| Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati | (4.235) | (46) | (4.342) | (55) |
| (Proventi)/oneri netti da valutazione commodity | (86) | (71) | ||
| Imposte pagate | (1.850) | (1.721) | ||
| (Plusvalenze)/Minusvalenze | (268) | (286) | ||
| Cash flow da attività operativa (A) | 11.251 | 11.075 | ||
| Investimenti in attività materiali non correnti | (8.236) | (6.908) | ||
| Investimenti in attività immateriali | (1.023) | (1.351) | ||
| Investimenti in attività derivanti da contratti con i clienti non correnti | (692) | (271) | ||
| Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti |
(320) | (1.472) | ||
| Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti |
688 | 424 | ||
| (Incremento)/Decremento di altre attività d'investimento | 468 | (83) | ||
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento (B) | (9.115) | (9.661) | ||
| Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine | 8.899 | 13.424 | ||
| Rimborsi di debiti finanziari (3) | (5.511) | (89) | (12.040) | (89) |
| Altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto (3) | 355 | 1.826 | ||
| Incassi da cessione di partecipazioni senza perdita di controllo (3) | - | 2 | ||
| Pagamenti effettuati per l'acquisizione di partecipazioni senza modifica del controllo e altre operazioni con non controlling interest (3) |
530 | (1.404) | ||
| Acquisto azioni proprie | (10) | - | ||
| Dividendi e acconti sui dividendi pagati | (3.957) | (3.444) |
| Cash flow da attività di finanziamento (C) | 306 | (1.636) | |
|---|---|---|---|
| Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D) |
(76) | (185) | |
| Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D) |
2.366 | (407) | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio (1) | 6.714 | 7.121 | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio (2) | 9.080 | 6.714 |
(1) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 6.630 milioni di euro al 1° gennaio 2019 (7.021 milioni di euro al 1° gennaio 2018), "Titoli a breve" pari a 63 milioni di euro al 1° gennaio 2019 (69 milioni di euro al 1° gennaio 2018) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 21 milioni di euro al 1° gennaio 2019 (31 milioni di euro al 1° gennaio 2018).
(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 9.029 milioni di euro al 31 dicembre 2019 (6.630 milioni di euro al 31 dicembre 2018), "Titoli a breve" pari a 51 milioni di euro al 31 dicembre 2019 (63 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" 21 milioni di euro al 31 dicembre 2018.
(3) Ai fini di una migliore esposizione tali voci sono state ulteriormente dettagliate rispetto a quanto fatto in passato ed è stato quindi necessario, per garantire l'omogeneità e la comparabilità dei dati con l'esercizio precedente, riclassificare i dati riferiti al 2018.
| 2019 | 2018 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||
| Ricavi | |||||
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 104 | 104 | 38 | 38 | |
| Altri ricavi e proventi | 10 | 9 | 15 | 12 | |
| (SubTotale) | 114 | 53 | |||
| Costi | |||||
| Acquisti di materiali di consumo | - | 1 | 1 | ||
| Servizi e godimento beni di terzi | 150 | 85 | 127 | 74 | |
| Costo del personale | 111 | 109 | |||
| Ammortamenti e impairment | 235 | (331) | |||
| Altri costi operativi | - | 1 | 39 | 5 | |
| (SubTotale) | 496 | (55) | |||
| Risultato operativo | (382) | 108 | |||
| Proventi da partecipazioni | 5.548 | 5.547 | 3.567 | 3.556 | |
| Proventi finanziari da contratti derivati | 1.003 | 369 | 1.626 | 437 | |
| Altri proventi finanziari | 273 | 263 | 320 | 215 | |
| Oneri finanziari da contratti derivati | 925 | 313 | 1.581 | 1.033 | |
| Altri oneri finanziari | 775 | 134 | 768 | 85 | |
| (SubTotale) | 5.124 | 3.164 | |||
| Risultato prima delle imposte | 4.742 | 3.272 | |||
| Imposte | (50) | (184) | |||
| UTILE DELL'ESERCIZIO | 4.792 | 3.456 |
| Milioni di euro | ||
|---|---|---|
| 2019 | 2018 | |
| Utile dell'esercizio | 4.792 | 3.456 |
| Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi (al netto delle imposte): |
||
| Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari | (115) | (6) |
| Variazione di fair value dei costi di hedging | 30 | 17 |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi |
(85) | 11 |
| Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi (al netto delle imposte): |
||
| Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese | - | 11 |
| Rimisurazione delle passività per Piani a benefici ai dipendenti | (5) | - |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto non riclassificabili a Conto economico nei periodi successivi |
(5) | 11 |
| Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto | (90) | 22 |
| UTILE COMPLESSIVO RILEVATO NELL'ESERCIZIO | 4.702 | 3.478 |
| Milioni di euro | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVITA' | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | Variazione | ||||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
||||||
| Attività non correnti | |||||||
| Immobili, impianti e macchinari | 10 | 9 | 1 | ||||
| Attività immateriali | 67 | 47 | 20 | ||||
| Attività per imposte anticipate | 336 | 288 | 48 | ||||
| Partecipazioni | 47.858 | 45.715 | 2.143 | ||||
| Derivati | 945 | 332 | 793 | 306 | 152 | ||
| Altre attività finanziarie non correnti (1) | 200 | 191 | 136 | 125 | 64 | ||
| Altre attività non correnti | 127 | 118 | 134 | 125 | (7) | ||
| (Totale) | 49.543 | 47.122 | 2.421 | ||||
| Attività correnti | |||||||
| Crediti commerciali | 255 | 257 | 191 | 189 | 64 | ||
| Crediti per imposte sul reddito | 162 | 165 | (3) | ||||
| Derivati | 143 | 16 | 92 | 14 | 51 | ||
| Altre attività finanziarie correnti (2) | 2.883 | 1.552 | 1.860 | 536 | 1.023 | ||
| Altre attività correnti | 796 | 759 | 268 | 74 | 528 | ||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 4.153 | 2.007 | 2.146 | ||||
| (Totale) | 8.392 | 4.583 | 3.809 | ||||
| TOTALE ATTIVITA' | 57.935 | 51.705 | 6.230 |
(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine rispettivamente pari a 194 milioni di euro al 31 dicembre 2019, pari a 128 milioni di euro al
31 dicembre 2018.
(2) Di cui crediti finanziari a breve termine rispettivamente pari a 2.578 milioni di euro al 31 dicembre 2019, pari a 1.579 milioni di euro al 31 dicembre 2018.
| Milioni di euro | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' | al 31.12.2019 | al 31.12.2018 | Variazione | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
|||||
| Patrimonio netto | ||||||
| Capitale sociale | 10.167 | 10.167 | - | |||
| Riserva azioni proprie | (1) | - | (1) | |||
| Altre riserve | 11.366 | 11.464 | (98) | |||
| Utili/(Perdite) accumulati | 4.889 | 4.279 | 610 | |||
| Utile dell'esercizio (*) | 3.165 | 2.033 | 1.132 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | 29.586 | 27.943 | 1.643 | |||
| Passività non correnti | ||||||
| Finanziamenti a lungo termine | 14.206 | 6.095 | 13.397 | 4.141 | 809 | |
| Benefíci ai dipendenti | 216 | 231 | (15) | |||
| Fondi rischi e oneri | 28 | 45 | (17) | |||
| Passività per imposte differite | 163 | 133 | 30 | |||
| Derivati | 1.536 | 9 | 1.395 | 20 | 141 | |
| Altre passività non correnti | 21 | 8 | 12 | 9 | 9 | |
| (Subtotale) | 16.170 | 15.213 | 957 | |||
| Passività correnti | ||||||
| Finanziamenti a breve termine | 8.367 | 7.834 | 5.001 | 4.715 | 3.366 | |
| Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine |
1.102 | 46 | 806 | 296 | ||
| Debiti commerciali | 84 | 41 | 82 | 43 | 2 | |
| Derivati | 183 | 76 | 355 | 53 | (172) | |
| Altre passività finanziarie correnti | 234 | 23 | 276 | 31 | (42) | |
| Altre passività correnti | 2.209 | 160 | 2.029 | 317 | 180 | |
| (Subtotale) | 12.179 | 8.549 | 3.630 | |||
| TOTALE PASSIVITA' | 28.349 | 23.762 | 4.587 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E | ||||||
| PASSIVITA' | 57.935 | 51.705 | 6.230 |
(*) Per l'esercizio 2019 al netto dell'acconto sul dividendo, pari a 1.627 milioni di euro (pari a 1.423 milioni di euro nel 2018).
| Milioni di euro | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2019 | 2018 | |||
| di cui con parti correlate |
di cui con parti correlate |
|||
| Risultato prima delle imposte | 4.742 | 3.272 | ||
| Rettifiche per: | ||||
| Ammortamenti e impairment | 235 | (331) | ||
| Effetti adeguamento cambi attività e passività in valuta | 107 | 40 | ||
| Accantonamenti ai fondi | 6 | 31 | ||
| Dividendi da società controllate, collegate e altre imprese | (5.548) | (5.547) | (3.567) | (3.556) |
| (Proventi)/Oneri finanziari netti | 310 | (186) | 356 | 466 |
| Cash flow da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto | (148) | (199) | ||
| Incremento/(Decremento) fondi | (38) | (71) | ||
| (Incremento)/Decremento di crediti commerciali | (64) | (67) | 46 | 39 |
| (Incremento)/Decremento di attività/passività finanziarie e non | 424 | (497) | 1.330 | 985 |
| Incremento/(Decremento) di debiti commerciali | 1 | (2) | (54) | (30) |
| Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati | 608 | 423 | 803 | 422 |
| Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati | (1.230) | (301) | (1.382) | (213) |
| Dividendi incassati da società controllate, collegate, altre imprese | 5.013 | 5.012 | 3.510 | 3.500 |
| Imposte pagate (consolidato fiscale) | (571) | (534) | ||
| Cash flow da attività operativa (a) | 3.995 | 3.449 | ||
| Investimenti in attività materiali e immateriali | (48) | (32) | ||
| Investimenti in partecipazioni | (2.351) | (2.351) | (2.555) | (2.544) |
| Cash flow da attività di investimento/disinvestimento (b) | (2.399) | (2.587) | ||
| Finanziamenti a lungo termine assunti nel periodo | 3.844 | 3.500 | 3.500 | 2.941 |
| Finanziamenti a lungo termine rimborsati nel periodo | (2.814) | (1.500) | (4.426) | |
| Variazione netta dei debiti/(crediti) finanziari a lungo | (352) | (178) | 2.736 | 2.816 |
| Variazione netta dei debiti/(crediti) finanziari a breve | 2.727 | 2.256 | (744) | 1.517 |
| Dividendi pagati | (2.845) | (2.410) | ||
| Aumento riserve per acquisto di azioni proprie | (10) | - | ||
| Cash flow da attività di finanziamento (c) | 550 | (1.344) | ||
| Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (a+b+c) | 2.146 | (482) | ||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio | 2.007 | 2.489 | ||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio | 4.153 | 2.007 |
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