Enel

Earnings Release • Nov 6, 2018

Informazione Regolamentata n. 0116-87-2018		Data/Ora Ricezione 06 Novembre 2018 17:38:54	MTA
Societa'	:	ENEL
Identificativo Informazione Regolamentata	:	110302
Nome utilizzatore	:	ENELN06 - Cozzolino
Tipologia	:	REGEM
Data/Ora Ricezione	:	06 Novembre 2018 17:38:54
Data/Ora Inizio Diffusione presunta	:	06 Novembre 2018 17:38:55
Oggetto	:	ordinario a +11,8%	Le rinnovabili spingono la crescita di Enel nei primi nove mesi del 2018, utile netto
Testo del comunicato

Vedi allegato.

Relazioni con i Media Investor Relations

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LE RINNOVABILI SPINGONO LA CRESCITA DI ENEL NEI PRIMI NOVE MESI DEL 2018, UTILE NETTO ORDINARIO A +11,8%

• Ricavi a 55.246 milioni di euro (54.188 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +2,0%)
• In aumento principalmente per le variazioni di perimetro dovute all'acquisizione di Eletropaulo a giugno 2018 e di EnerNOC, oggi Enel X North America, ad agosto 2017, e per maggiori proventi nella distribuzione in Italia e Spagna, che hanno più che compensato la riduzione dei volumi delle attività di trading su commodities e l'effetto cambi negativo, in particolare in Sud America
• EBITDA a 12.134 milioni di euro (11.450 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +6,0%)
• L'incremento è dovuto principalmente alla crescita delle rinnovabili, ai proventi derivanti dalla cessione dell'80% del capitale di otto società-progetto in Messico, all'aumento dei margini realizzati in Brasile dopo l'acquisizione di Eletropaulo e negli USA dopo l'acquisizione di EnerNOC, nonché nella distribuzione in Italia e Spagna e nei mercati finali in Italia, Spagna e Romania
• EBITDA ordinario a 12.006 milioni di euro (11.306 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +6,2%) al netto delle partite straordinarie dei periodi a confronto
• EBIT a 7.438 milioni di euro (7.217 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +3,1%)
• In crescita per effetto del miglioramento dell'EBITDA, che ha più che compensato l'aumento degli ammortamenti, dovuto principalmente all'applicazione del principio IFRS 15, e gli adeguamenti di valore del periodo
• Risultato netto del Gruppo a 3.016 milioni di euro (2.621 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +15,1%)

• Riflette l'incremento dell'EBIT e il minor peso degli oneri finanziari, principalmente riconducibile all'efficiente gestione delle passività finanziarie

• Utile netto ordinario del Gruppo a 2.888 milioni di euro (2.583 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017, +11,8%)

• Indebitamento finanziario netto a 43.122 milioni di euro (37.410 milioni di euro a fine 2017, +15,3%)
• In aumento per effetto delle acquisizioni realizzate nel periodo, in particolare della società brasiliana Eletropaulo, dell'offerta pubblica di acquisto sulla totalità delle azioni della controllata Enel Generación Chile, realizzata nell'ambito del processo di riorganizzazione delle partecipazioni societarie del Gruppo in Cile, del pagamento dei dividendi relativi all'esercizio 2017, degli investimenti del periodo e dell'effetto cambi negativo
• Deliberato un acconto sul dividendo 2018 pari a 0,14 euro per azione, in pagamento dal 23 gennaio 2019, in crescita del 33% rispetto all'acconto distribuito a gennaio di quest'anno
• Il CdA Enel conferma la politica di acconto sui dividendi per l'esercizio 2018, prevista dal Piano Strategico 2018-2020
• Per l'esercizio 2018, previsto un dividendo complessivo pari all'importo più elevato tra 0,28 euro per azione e il 70% dell'utile netto ordinario del Gruppo Enel

Francesco Starace, Amministratore Delegato e Direttore Generale di Enel, ha così commentato: "Nei primi nove mesi del 2018, Enel ha continuato a registrare solidi risultati, con un incremento a due cifre dell'utile netto rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Le rinnovabili sono state ancora una volta alla base della positiva performance di Gruppo, mentre la diversificazione geografica è stata determinante per affrontare l'evoluzione negativa di alcuni tassi di cambio. Oltre alla forte crescita delle rinnovabili, i migliori margini registrati nelle attività di distribuzione e vendita in Italia e Spagna, l'acquisizione di Eletropaulo, società di distribuzione di San Paolo in Brasile, e l'espansione di Enel X in Nord America hanno contribuito all'incremento dei risultati nei primi nove mesi del 2018. Durante il periodo, è stata inoltre perfezionata la vendita della partecipazione di maggioranza per 1,8 GW di capacità rinnovabile in Messico per 1,4 miliardi di dollari USA, mantenendo la gestione operativa degli impianti in linea con il modello 'Build, Sell and Operate' (BSO). Nel gennaio del 2019 distribuiremo un acconto sul dividendo di un terzo più remunerativo rispetto all'acconto pagato quest'anno sui risultati del 2017. La performance di Gruppo registrata nei primi nove mesi del 2018 ci permette di confermare i nostri target di EBITDA e risultato netto di fine anno."

Roma, 6 novembre 2018 – Il Consiglio di Amministrazione di Enel S.p.A. ("Enel"), presieduto da Patrizia Grieco, ha esaminato ed approvato il resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2018, nonché il prospetto contabile di Enel riferito alla medesima data e la relazione, da cui risulta che la situazione patrimoniale, economica e finanziaria della Società consente la distribuzione di un acconto sul dividendo per l'esercizio 2018 pari a 0,14 euro per azione, che verrà messo in pagamento a decorrere dal 23 gennaio 2019.

*****

1) Dati economico-finanziari consolidati dei primi nove mesi del 2018

RICAVI

Nella seguente tabella sono esposti i ricavi dettagliati per aree di business:

Ricavi (milioni di euro)	9M 2018	9M 2017	Variazione
Italia	27.582	27.799	-0,8%
Iberia	14.875	14.701	1,2%
Sud America	10.432	9.830	6,1%
Europa e Nord Africa	1.704	1.750	-2,6%
Nord e Centro America	956	608	57,2%
Africa, Asia e Oceania	73	72	1,4%
Altro, elisioni e rettifiche	(376)	(572)	34,3%
TOTALE	55.246	54.188	2,0%

• I ricavi dei primi nove mesi del 2018, pari a 55.246 milioni di euro, presentano un incremento di 1.058 milioni di euro (+2,0%) rispetto all'analogo periodo del 2017, sostanzialmente dovuto alle variazioni di perimetro per l'ingresso a giugno 2018 di Eletropaulo in Brasile (+1.270 milioni di euro) e ad agosto 2017 di EnerNOC, oggi Enel X North America, negli Stati Uniti, cui si aggiungono i maggiori ricavi relativi:
• ai proventi di e-distribuzione per la liquidazione dell'indennizzo connesso alla vendita nel 2009 della partecipazione detenuta dalla stessa in Enel Rete Gas, previsto dall'accordo raggiunto con F2i e 2i Rete Gas (128 milioni di euro) e per l'iscrizione dei proventi riferiti al reintegro effettuato da parte di CSEA¹ degli oneri di sistema versati da e-distribuzione e non riscossi dai trader (146 milioni di euro);
• alla rilevazione del provento, complessivamente pari a 192 milioni di euro, derivante dalla cessione, attraverso il modello Build, Sell and Operate (BSO), dell'80% del capitale di otto società-progetto in Messico;
• alle attività di distribuzione di energia elettrica in Spagna per effetto dell'applicazione delle nuove tariffe (64 milioni di euro).

Tali fattori hanno più che compensato:

• i minori ricavi connessi alla riduzione dei volumi delle attività di trading su commodities dovuti ad una maggiore volatilità dei prezzi di mercato (819 milioni di euro);
• l'effetto negativo dei tassi di cambio, in particolare in Sud America ed in Russia.

¹ Cassa per i Servizi Energetici ed Ambientali, la ex Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE).

I ricavi dei primi nove mesi del 2018 includono, come partita straordinaria, il provento sopra indicato derivante dall'indennizzo connesso alla vendita nel 2009 della partecipazione detenuta da e-distribuzione in Enel Rete Gas per 128 milioni di euro. I ricavi dei primi nove mesi del 2017 includevano invece, come partita straordinaria, la plusvalenza realizzata dalla cessione della partecipazione nella società cilena Electrogas, pari a 144 milioni di euro.

EBITDA

Nella seguente tabella è esposto l'EBITDA per aree di business:

EBITDA (milioni di euro)	9M 2018	9M 2017	Variazione
Italia	5.550	5.238	6,0%
Iberia	2.719	2.543	6,9%
Sud America	3.016	3.117	-3,2%
Europa e Nord Africa	380	409	-7,1%
Nord e Centro America	479	326	46,9%
Africa, Asia e Oceania	40	47	-14,9%
Altro	(50)	(230)	-78,3%
TOTALE	12.134	11.450	6,0%

• Il margine operativo lordo (EBITDA) dei primi nove mesi del 2018, pari a 12.134 milioni di euro, registra un incremento di 684 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2017 (+6,0%), pur scontando un effetto cambi negativo di 425 milioni di euro. Tale incremento è principalmente attribuibile ai seguenti fattori:
• i migliori margini nelle rinnovabili (626 milioni di euro), in particolare in Brasile, Messico, Italia e Spagna, dovuti all'aumento dei volumi di vendita a seguito della maggiore capacità installata e delle più favorevoli condizioni climatiche, oltre che per i risultati conseguiti da Volta Grande (impianto in concessione del Gruppo da dicembre 2017). Tale incremento include anche i proventi derivanti dalla cessione, attraverso il modello Build, Sell and Operate (BSO), dell'80% del capitale di otto società-progetto in Messico (192 milioni di euro);
• l'incremento dei margini per effetto delle acquisizioni di Eletropaulo in Brasile e di EnerNOC, oggi Enel X North America, negli Stati Uniti, come descritto nel commento ai ricavi (per complessivi 130 milioni di euro);
• il miglioramento dei margini delle società di distribuzione in Italia ed in Spagna già citati nel commento ai ricavi (304 milioni di euro);
• l'incremento dei margini conseguiti nei mercati finali in Spagna, Italia e Romania, per un totale di 343 milioni di euro, relativo principalmente alla riduzione dei costi operativi e alla capitalizzazione dei costi per l'acquisizione dei clienti ("contract cost") a seguito dell'applicazione, a decorrere dal 1° gennaio 2018, del principio IFRS 15.

Tali incrementi hanno più che compensato:

• i minori margini di generazione e trading in Italia e Spagna per 390 milioni di euro, in particolare per la contrazione delle attività di generazione convenzionale;
• la riduzione dei margini relativi all'impianto di Fortaleza (86 milioni di euro) in Brasile, per i maggiori costi di approvvigionamento;
• l'impatto negativo per iperinflazione in Argentina pari a 89 milioni di euro, a seguito dell'applicazione dello "IAS 29 – rendicontazione contabile in economie iperinflazionate";
• la riduzione dei margini in Cile, relativa prevalentemente alla rilevazione nel 2017 dei proventi connessi alla cessione di Electrogas (144 milioni di euro).

EBITDA ORDINARIO

Nella seguente tabella è esposto l'EBITDA ordinario per aree di business:

EBITDA ordinario (milioni di euro)	9M 2018	9M 2017	Variazione
Italia	5.422	5.238	3,5%
Iberia	2.719	2.543	6,9%
Sud America	3.016	2.973	1,4%
Europa e Nord Africa	380	409	-7,1%
Nord e Centro America	479	326	46,9%
Africa, Asia e Oceania	40	47	-14,9%
Altro	(50)	(230)	-78,3%
TOTALE	12.006	11.306	6,2%

L'EBITDA ordinario dei primi nove mesi del 2018 ammonta a 12.006 milioni di euro, con un incremento di 700 milioni di euro (+6,2%) rispetto ai primi nove mesi del 2017, al netto delle partite straordinarie già citate nel commento ai ricavi.

EBIT (Risultato operativo)

EBIT (milioni di euro)	9M 2018	9M 2017	Variazione
Italia	3.558	3.555	0,1%
Iberia	1.418	1.316	7,8%
Sud America	2.018	2.138	-5,6%
Europa e Nord Africa	221	253	-12,6%
Nord e Centro America	285	181	57,5%
Africa, Asia e Oceania	6	15	-60,0%
Altro	(68)	(241)	-71,8%
TOTALE	7.438	7.217	3,1%

Nella seguente tabella è esposto il risultato operativo per aree di business:

Il risultato operativo dei primi nove mesi del 2018 ammonta a 7.438 milioni di euro, con un incremento di 221 milioni di euro (+3,1%) rispetto all'analogo periodo del 2017, pur scontando maggiori ammortamenti per 119 milioni di euro dei contract cost capitalizzati a seguito dell'adozione dell'IFRS 15, maggiori ammortamenti di immobilizzazioni materiali per l'entrata in funzione di nuovi impianti e maggiori svalutazioni crediti, in particolare in Italia.

RISULTATO NETTO DEL GRUPPO

Nei primi nove mesi del 2018, il risultato netto del Gruppo ammonta a 3.016 milioni di euro, in aumento di 395 milioni di euro (+15,1%) rispetto ai 2.621 milioni di euro dell'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Tale incremento, oltre che all'andamento positivo degli indicatori sopra commentati, è principalmente riconducibile (i) ai minori oneri finanziari netti connessi all'efficiente gestione finanziaria che ha riguardato le rinegoziazioni dei prestiti obbligazionari e di altre passività finanziarie, nonché (ii) al provento finanziario netto (100 milioni di euro) relativo all'applicazione dello IAS 29 per le società in Argentina, che sostanzialmente neutralizza gli effetti negativi rilevati sull'EBITDA.

L'UTILE NETTO ORDINARIO DEL GRUPPO ammonta nei primi nove mesi del 2018 a 2.888 milioni di euro rispetto ai 2.583 milioni di euro dell'analogo periodo dell'esercizio precedente, in aumento di 305 milioni di euro (+11,8%) al netto delle partite straordinarie già citate nel commento ai ricavi:

• indennizzo connesso alla vendita nel 2009 della partecipazione detenuta da e-distribuzione in Enel Rete Gas, per 128 milioni di euro nel 2018;
• plusvalenza per la cessione di Electrogas, per 38 milioni di euro nel 2017.

SITUAZIONE PATRIMONIALE

La situazione patrimoniale evidenzia un capitale investito netto al 30 settembre 2018 pari a 91.223 milioni di euro (89.571 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Tale importo è coperto da:

• patrimonio netto, inclusivo delle interessenze di terzi, per 48.101 milioni di euro (52.161 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• indebitamento finanziario netto per 43.122 milioni di euro (37.410 milioni di euro al 31 dicembre 2017), il quale aumenta di 5.712 milioni di euro principalmente a seguito dell'acquisizione di Eletropaulo, dell'offerta pubblica di acquisto sulla totalità delle azioni della controllata Enel Generación Chile detenute da soci di minoranza, del pagamento dei dividendi relativo all'esercizio 2017, degli investimenti del periodo e dell'effetto cambi negativo.

Al 30 settembre 2018, l'incidenza dell'indebitamento finanziario netto sul patrimonio netto complessivo, il cosiddetto rapporto debt to equity, è pari a 0,90 (0,72 al 31 dicembre 2017).

L'incremento percentuale della leva finanziaria è in parte ascrivibile alla riduzione del patrimonio netto consolidato di Gruppo per 3.688 milioni di euro, per effetto dell'applicazione retrospettica dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15.

INVESTIMENTI

Investimenti (milioni di euro)	9M 2018	9M 2017	Variazione
Italia	1.602	1.124	42,5%
Iberia	835	582	43,5%
Sud America	1.380	2.094	-34,1%
Europa e Nord Africa	216	208	3,8%
Nord e Centro America	968	1.479	-34,6%
Africa, Asia e Oceania	97	25	-
Altro	61	8	-
TOTALE	5.159	5.520	-6,5%

Nella seguente tabella sono rappresentati gli investimenti per aree di business:

• Gli investimenti dei primi nove mesi del 2018 registrano una diminuzione di 361 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2017, riconducibile essenzialmente ai minori investimenti in impianti eolici e solari in Brasile, Perù e Nord America a seguito del completamento degli impianti già in costruzione nel 2017.
• Tale importo non include gli investimenti effettuati nel perimetro classificato come "posseduto per la vendita", pari a 378 milioni di euro nei primi nove mesi del 2018 e 27 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017.

2) Dati economico-finanziari della Capogruppo al 30 settembre del 2018

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).

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	9M 2018	9M 2017	Variazione
Ricavi	23	93	-75,3%
EBITDA (margine operativo lordo)	(151)	(131)	-15,3%
EBIT (Risultato operativo)	(163)	(140)	-16,4%
Oneri finanziari netti e proventi da partecipazioni	2.513	2.486	1,1%
Utile del periodo	2.424	2.461	-1,5%
Indebitamento finanziario netto al 30 settembre	15.239*	13.251**	15,0%

* al 30 settembre 2018 ** al 31 dicembre 2017

I Ricavi, riferiti essenzialmente a prestazioni rese alle società controllate nell'ambito della funzione di indirizzo e coordinamento svolta dalla Capogruppo, sono pari a 23 milioni di euro nei primi nove mesi del 2018 e presentano un decremento di 70 milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è sostanzialmente riconducibile alla riduzione dei ricavi derivanti dalla prestazione di servizi tecnici e manageriali a seguito (i) sia del processo di riassetto organizzativo e societario delle tre "Strutture Globali" allocate in Enel, nell'ambito del quale le Global Business Lines Infrastructure&Networks e Thermal Generation nonché il Global Service Procurement sono stati conferiti rispettivamente alle società interamente controllate Enel Global Infrastructure & Network S.r.l., Enel Global Thermal Generation S.r.l. ed Enel Italia S.r.l., (ii) sia dei conguagli negativi riferiti ad esercizi precedenti.

L'EBITDA (margine operativo lordo) risulta negativo per 151 milioni di euro e, rispetto ai primi nove mesi del 2017, presenta un peggioramento di 20 milioni di euro da ricondurre sostanzialmente alla riduzione dei ricavi per prestazioni di servizi.

L'EBIT (risultato operativo), comprensivo di ammortamenti per 12 milioni di euro, per effetto di quanto illustrato nei paragrafi sui Ricavi e sull'EBITDA, risulta negativo per 163 milioni di euro e, rispetto ai primi nove mesi del 2017, presenta un peggioramento di 23 milioni di euro.

Gli oneri finanziari netti e proventi da partecipazioni nei primi nove mesi del 2018 risultano complessivamente positivi per 2.513 milioni di euro, includendo i dividendi incassati dalle società controllate, collegate e in altre imprese per 2.863 milioni di euro (2.976 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017) e oneri finanziari netti per 350 milioni di euro (490 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017). Questi ultimi mostrano una riduzione di 140 milioni di euro rispetto al valore rilevato al 30 settembre 2017, attribuibile essenzialmente al decremento degli oneri netti da strumenti derivati di Enel, in parte compensato dall'effetto cambi negativo.

L'Utile del periodo nei primi nove mesi del 2018 si attesta a 2.424 milioni di euro, a fronte di un utile del corrispondente periodo dell'esercizio precedente di 2.461 milioni di euro. Il decremento di 37 milioni di euro è riconducibile principalmente alla riduzione dei ricavi derivanti dalla prestazione di servizi tecnici in favore delle società controllate, parzialmente compensata dai minori costi.

L'indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2018 risulta pari a 15.239 milioni di euro e registra una variazione in aumento di 1.988 milioni di euro rispetto al dato di fine 2017, come risultato di un incremento dell'esposizione debitoria netta a breve termine per 2.060 milioni di euro, in parte compensato dal decremento dell'indebitamento finanziario netto a lungo termine per 72 milioni di euro.

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	9M 2018	9M 2017	Variazione
Vendite di energia elettrica (TWh)	219,7	213,1	3,1%
Vendite di gas (miliardi di m3 )	8,0	7,9	1,3%
Energia elettrica prodotta (TWh)	187,8	184,5	1,8%
Energia elettrica distribuita (TWh)	349,2	335,0	4,2%
Dipendenti (n.)	69.909	62.900*	11,1%

DATI OPERATIVI DEI PRIMI NOVE MESI DEL 2018

*Al 31 dicembre 2017.

Vendite di energia elettrica e gas

• Le vendite di energia elettrica nei primi nove mesi 2018 ammontano a 219,7 TWh e registrano rispetto all'esercizio precedente un incremento di 6,6 TWh (+3,1%). In particolare si rilevano:
• ‒ maggiori quantità vendute in Italia (+1,5 TWh), in Sud America (+9,4 TWh, incluse le vendite di Eletropaulo) ed in Romania (+0,2 TWh);
• ‒ minori vendite realizzate in Spagna (-4,5 TWh).
• Le vendite di gas naturale sono pari a 8,0 miliardi di metri cubi, in lieve miglioramento rispetto al 2017.

Energia elettrica prodotta

L'energia netta prodotta dal Gruppo Enel nei primi nove mesi 2018 è pari a 187,8 TWh, con un incremento di 3,3 TWh rispetto al valore registrato nei primi nove mesi del 2017 (+1,8%) da attribuire principalmente ad una maggiore produzione realizzata in Brasile, Perù ed in Nord e Centro America, che ha più che compensato un decremento della produzione, in particolare in Spagna.

In particolare, si rileva:

• ‒ una maggiore produzione da fonti rinnovabili (+14,8 TWh di cui: +8,7 TWh idroelettrica, +3,9 TWh eolica, +2,1 TWh solare, +0,1 TWh altre tecnologie), principalmente per incremento della capacità installata rinnovabile e per maggiore disponibilità della risorsa idrica;
• ‒ un minore apporto della fonte termoelettrica (-11,5 TWh), per minore produzione da impianti a carbone (-4,8 TWh, principalmente in Italia ed in Spagna) e a ciclo combinato (-3,7 TWh, principalmente in Sud America e Spagna) e minore produzione da fonte nucleare (-1,5 TWh).

Mix Produzione degli impianti del Gruppo Enel:

L'obiettivo a lungo termine del Gruppo Enel resta la "decarbonizzazione del mix" entro il 2050. L'energia rinnovabile dovrebbe contribuire a circa la metà della capacità totale di 83 GW del Gruppo Enel nel 2019.

Energia elettrica distribuita

• L'energia elettrica trasportata sulla rete di distribuzione del Gruppo Enel nei primi nove mesi del 2018 si attesta a 349,2 TWh
• ‒ di cui 169,9 TWh in Italia e 179,3 TWh all'estero.
• I volumi di elettricità distribuita in Italia sono diminuiti di 1,4 TWh (-0,8%) rispetto al valore registrato nei primi nove mesi del 2017:

• ‒ con un andamento lievemente peggiorativo rispetto alla richiesta di energia elettrica sulla rete nazionale (+0,6%). La variazione percentuale del fabbisogno sul territorio nazionale è pari a +1% al Nord, +1,6% al Centro, -0,7% nelle Isole e -1,8% al Sud. Sud e Isole sono serviti principalmente da e-distribuzione; al Centro ed al Nord operano gli altri principali operatori, che distribuiscono complessivamente circa il 15% dei volumi di energia.

• L'elettricità distribuita all'estero è pari a 179,3 TWh, con un incremento di 15,6 TWh (+9,5%) rispetto allo stesso periodo del 2017:

• ‒ principalmente in Brasile (+15,4 TWh, di cui +13,9 TWh Eletropaulo).

DIPENDENTI

Al 30 settembre 2018, i dipendenti del Gruppo sono pari a 69.909 (62.900 al 31 dicembre 2017), di cui circa il 56,1% impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. La variazione positiva, pari a 7.009 unità, si riferisce prevalentemente alle variazioni di perimetro (+7.706 unità), principalmente dovute all'acquisizione di Eletropaulo in Brasile, risentendo solo in parte del saldo negativo tra assunzioni e cessazioni (-697 unità).

*****

PREVEDIBILE EVOLUZIONE DELLA GESTIONE

Nei primi nove mesi del 2018, i solidi risultati del Gruppo Enel hanno più che compensato gli effetti negativi prodotti da un quadro macro economico sfavorevole. La performance del periodo è stata trainata dalle rinnovabili, che si confermano motore di crescita del Gruppo, così come dagli investimenti nelle reti e dal miglioramento dei margini di retail.

Per la restante parte dell'anno, in linea con i target di Piano, sono previsti:

• Il completamento degli investimenti del 2018 in digitalizzazione, prevalentemente legati all'installazione degli smart meter in Italia e in Iberia
• Benefici legati alla strategia di focalizzazione sul cliente, anche supportata dall'attività di Enel X
• L'accelerazione della crescita industriale tramite gli investimenti effettuati nelle rinnovabili e nelle reti
• Progressi significativi del programma di efficienze operative
• Ulteriori passi avanti nel processo di semplificazione societaria e gestione del portafoglio

I target di EBITDA e Utile Netto per il 2018 vengono quindi confermati nonostante un impatto negativo dovuto principalmente all'evoluzione dei cambi.

L'indebitamento finanziario netto di fine anno è stimato tra i 41 e i 42 miliardi di euro, da 1 a 2 miliardi di euro superiore rispetto al target del Piano Strategico 2018-2020. Rispetto alle iniziali attese l'evoluzione del debito beneficerà di un miglioramento dei flussi di cassa, a parziale compensazione (i) dell'accelerazione prevista nella crescita organica, (ii) dell'impatto negativo dei cambi e (iii) del differente profilo della gestione attiva del portafoglio, che è stata caratterizzata da un'accelerazione delle acquisizioni.

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ACCONTO SUL DIVIDENDO 2018

Il Piano Strategico 2018-2020, le cui linee guida sono state illustrate alla comunità finanziaria nel mese di novembre 2017, ha confermato, tra le misure intese ad ottimizzare la remunerazione degli azionisti, il pagamento, reintrodotto a partire dai risultati dell'esercizio 2016, di un acconto sul dividendo. In proposito,

è stato previsto che i dividendi vengano corrisposti agli azionisti in due tranche nel corso di ciascun esercizio, nei mesi di gennaio a titolo di acconto e di luglio a titolo di saldo.

Tenuto conto di quanto sopra e del fatto che la Capogruppo ha conseguito nei primi nove mesi del 2018 un utile di periodo pari a 2.424 milioni di euro, il Consiglio di Amministrazione, anche alla luce della prevedibile evoluzione della gestione nel corso dell'ultimo trimestre dell'esercizio in corso, ha deliberato la distribuzione di un acconto sul dividendo in misura pari a 0,14 euro per azione. Tale acconto, al lordo delle eventuali ritenute di legge, verrà posto in pagamento a decorrere dal 23 gennaio 2019, con "data stacco" della cedola n. 29 coincidente con il 21 gennaio 2019 e record date fissata al 22 gennaio 2019.

L'ammontare dell'acconto sul dividendo in questione è coerente con la politica dei dividendi contemplata dal Piano Strategico 2018-2020, che prevede l'erogazione di un dividendo complessivo sui risultati dell'esercizio 2018 pari all'importo più elevato tra 0,28 euro per azione e il 70% dell'utile netto ordinario del Gruppo Enel.

Il parere della società di revisione EY S.p.A., previsto dall'art. 2433-bis cod. civ., è stato rilasciato in data odierna.

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AVVENIMENTI RECENTI

1° agosto 2018: Enel Green Power S.p.A. ("EGP") ha annunciato che la controllata sudafricana Enel Green Power RSA ha sottoscritto con due finanziatori, Nedbank Limited e Absa, degli accordi di project finance per un importo massimo di 950 milioni di euro, ovvero fino all'80% dell'investimento totale di circa 1,2 miliardi di euro relativo a un portafoglio di cinque nuovi progetti eolici in Sudafrica, per una capacità totale di circa 700 MW. I cinque impianti – Nxuba, Oyster Bay, Garob, Karusa e Soetwater – hanno una capacità di circa 140 MW ciascuno. Il Gruppo Enel conferirà circa 230 milioni di euro in capitale per la costruzione dei cinque parchi eolici.

Entro il 2021 è prevista l'entrata a regime di tutti e cinque i parchi eolici che, una volta in esercizio, dovrebbero produrre circa 2,6 TWh all'anno.

4 settembre 2018: Enel ha annunciato che la controllata Enel Produzione S.p.A. ("Enel Produzione") e la società ceca Energetický a průmyslový holding a.s. ("EPH") hanno firmato un accordo che modifica alcuni termini e condizioni del contratto (il "Contratto"), sottoscritto in data 18 dicembre 2015 tra Enel Produzione ed EP Slovakia BV ("EP Slovakia", società controllata da EPH), concernente la vendita della partecipazione detenuta da Enel Produzione in Slovenské elektrárne a.s. ("Slovenské elektrárne"), in linea con quanto concordato nel Term Sheet firmato dalle parti nel mese di maggio 2017.

Il Contratto ha comportato il conferimento alla società di nuova costituzione Slovak Power Holding BV ("HoldCo") dell'intera partecipazione detenuta da Enel Produzione in Slovenské elektrárne, pari al 66% del capitale di quest'ultima, e disciplina la successiva cessione in due fasi ad EP Slovakia del 100% della HoldCo² per un corrispettivo complessivo di 750 milioni di euro, soggetto a conguaglio sulla base di vari parametri.

Per effetto delle modifiche concordate tra Enel Produzione ed EPH, il Contratto disciplina anche i rapporti tra le parti per quanto riguarda il relativo supporto finanziario a Slovenské elektrárne a servizio del completamento delle unità 3 e 4 della centrale nucleare di Mochovce. In particolare, si prevede che Enel Produzione conceda, direttamente o attraverso altra società del Gruppo Enel, un finanziamento

² La prima fase dell'operazione si è perfezionata il 28 luglio 2016 con la cessione a EP Slovakia del 50% del capitale che Enel Produzione deteneva nella HoldCo.

subordinato alla HoldCo – chiamata a sua volta a renderlo disponibile a Slovenské elektrárne – per un importo massimo di 700 milioni di euro e con scadenza nel gennaio 2027 (il "Finanziamento").

Il Contratto – che contempla la cessione da parte di Enel Produzione a EP Slovakia del restante 50% del capitale della HoldCo mediante l'esercizio delle rispettive opzioni put o call – è stato inoltre aggiornato per indicare che il rimborso anticipato del Finanziamento (o la sua scadenza) rappresenta una condizione aggiuntiva per l'esercizio delle opzioni sopra indicate. Ciò significa che l'esercizio di tali opzioni potrà aver luogo in concomitanza con la prima tra le seguenti date: (a) 12 mesi dall'ottenimento del Trial Operation Permit dell'unità 4 della centrale nucleare di Mochovce; o (b) la c.d. Long Stop Date³ e, in entrambi i casi, solo una volta che la condizione aggiuntiva di cui sopra si sia verificata.

Sulla base dell'attuale programma di lavoro e in linea con le modifiche apportate al Contratto, si prevede che le indicate opzioni put e call diventino esercitabili entro la prima metà del 2021. Inoltre la Long Stop Date, inizialmente fissata al 30 giugno 2022, è stata posticipata di 12 mesi rispetto al termine originario.

Il Contratto, infine, prevede ora che il già contemplato meccanismo di conguaglio del corrispettivo complessivo delle due fasi dell'operazione, da applicare al perfezionamento della seconda di tali fasi sulla base di vari parametri, venga integrato con un meccanismo di compensazione di ogni importo eventualmente dovuto da Enel Produzione ad EP Slovakia con quanto dovuto da quest'ultima o da EPH in favore di società del Gruppo Enel a titolo di capitale e/o interessi nel caso in cui EP Slovakia o EPH subentrino nel Finanziamento al momento del closing della seconda fase dell'operazione.

12 settembre 2018: Enel ha annunciato che la controllata Enel Finance International N.V. ha lanciato sul mercato statunitense e sui mercati internazionali un'emissione obbligazionaria multi-tranche destinata ad investitori istituzionali per un totale di 4 miliardi di dollari USA, pari a un controvalore complessivo in euro di circa 3,5 miliardi. L'emissione, garantita da Enel, è strutturata nelle seguenti tranches: (i) 1.250 milioni di dollari USA a tasso fisso 4,250% con scadenza 2023; (ii) 1.500 milioni di dollari USA a tasso fisso 4,625% con scadenza 2025; (iii) 1.250 milioni di dollari USA a tasso fisso 4,875% con scadenza 2029. L'offerta – la terza effettuata sul mercato statunitense dal 2017 a oggi – rientra nella strategia di finanziamento del Gruppo Enel e di rifinanziamento del debito consolidato in scadenza.

28 settembre 2018: Enel ha annunciato che la controllata per le rinnovabili EGP ha perfezionato l'operazione con Caisse de dépot et placement du Québec ("CDPQ"), un investitore istituzionale di lungo termine, e il veicolo di investimento dei principali fondi pensione messicani CKD Infraestructura México S.A. de C.V. ("CKD IM") relativa alla cessione dell'80% del capitale di otto società-progetto, proprietarie in Messico di altrettanti impianti in esercizio e in costruzione per una capacità complessiva di 1,8 GW.

A seguito del perfezionamento dell'operazione, EGP e CDPQ possiedono rispettivamente il 20% e il 40,8% del capitale delle società-progetto tramite una holding di nuova costituzione ("Kino Holding"), mentre CKD IM possiede il 39,2% del capitale delle stesse società tramite nuove sub-holding ("Mini HoldCos").

EGP manterrà la gestione operativa degli impianti di cui sono titolari le società-progetto e completerà quelli ancora in costruzione tramite due controllate di nuova costituzione. Inoltre, a partire dal 1° gennaio 2020, EGP potrà conferire o cedere ulteriori impianti, incrementando la sua partecipazione indiretta nelle societàprogetto e divenendone azionista di maggioranza.

L'enterprise value del 100% delle società-progetto è pari a circa 2,6 miliardi di dollari USA, con equity value pari a circa 0,3 miliardi, project financing per circa 0,8 miliardi e finanziamenti tra parti correlate per un totale di 1,5 miliardi. A seguito del perfezionamento dell'operazione, che consente al Gruppo Enel di ridurre il proprio indebitamento netto consolidato di circa 2,4 miliardi di dollari USA, CDPQ e CKD IM hanno pagato 1,4 miliardi di dollari USA.

Le otto società-progetto possiedono un portafoglio composto da tre impianti che operano a pieno regime (per complessivi 429 MW), tre impianti di recente connessione (per complessivi 1.089 MW) e due impianti in costruzione (per complessivi 300 MW), per un totale di circa 1,8 GW.

³ La Long Stop Date è la data decorsa la quale è consentito sia ad Enel Produzione che a EP Slovakia di esercitare le rispettive opzioni put e call, anche in assenza del completamento delle unità 3 e 4 della centrale nucleare di Mochovce.

L'operazione è stata realizzata applicando il modello Build, Sell and Operate (BSO), in linea con il Piano strategico del Gruppo Enel.

16 ottobre 2018: Enel ha annunciato di aver stipulato due contratti di share swap (le "Operazioni di Share Swap") con un istituto finanziario, al fine di incrementare la propria partecipazione nella controllata cilena quotata Enel Américas S.A. ("Enel Américas"). In base a quanto previsto dalle Operazioni di Share Swap, Enel può acquistare, in date che si prevede ricorrano entro il quarto trimestre del 2019: (i) fino a 1.895.936.970 azioni ordinarie di Enel Américas, e (ii) fino a 19.533.894 American depositary shares ("ADS") di Enel Américas, ognuna delle quali è equivalente a 50 delle predette azioni ordinarie.

Le suddette azioni rappresentano complessivamente fino al 5,0% del capitale di Enel Américas.

Il numero complessivo di azioni ordinarie e di ADS di Enel Américas 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.

L'incremento della partecipazione di Enel in Enel Américas risulta in linea con il Piano Strategico 2018- 2020 del Gruppo Enel, che risulta focalizzato sulla riduzione della presenza delle partecipazioni di minoranza nelle società del Gruppo che operano in Sud America.

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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NOTE

Alle ore 18:00 CET di oggi, 6 novembre 2018, si terrà una conference call per illustrare i risultati del terzo trimestre e dei primi nove mesi del 2018 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 sintetico, dell'utile complessivo rilevato nel periodo, della situazione patrimoniale sintetica e di rendiconto finanziario sintetico su base consolidata. Si allega, inoltre, una sintesi descrittiva degli "indicatori alternativi di performance".

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.

PRINCIPI CONTABILI E MODIFICHE AL PERIMETRO DI CONSOLIDAMENTO

Con decorrenza 1° gennaio 2018, sono stati applicati per la prima volta i nuovi principi IFRS 9 e IFRS 15, rivisti e modificati dallo IASB⁴ . La prima applicazione, retrospettica, ha comportato la rideterminazione di taluni saldi patrimoniali al 1° gennaio 2018, avendo Enel usufruito della semplificazione concessa dagli stessi principi in sede di prima applicazione. Gli effetti netti sul patrimonio netto di Gruppo sono risultati complessivamente negativi per 3.688 milioni di euro. Tale diminuzione è riferibile essenzialmente all'applicazione dell'IFRS 15 e, in particolare, alla diversa modalità di contabilizzazione dei ricavi da contratti di connessione alla rete elettrica ("connection fee") - ripartiti sulla base della natura dell'obbligazione con i

4 International Accounting Standards Board.

clienti anziché rilevati al momento dell'allaccio - i cui effetti negativi sono stati solo parzialmente compensati dalla capitalizzazione dei costi per l'acquisizione dei nuovi contratti con i clienti ("contract cost").

Con decorrenza 1° luglio 2018 l'Argentina rientra nel novero dei paesi con economie iperinflazionate, dal momento che in tre anni il tasso di inflazione cumulato ha superato la soglia del 100%.

Conseguentemente, le situazioni contabili delle società argentine utili ai fini della predisposizione del bilancio consolidato abbreviato del Gruppo Enel sono state redatte applicando il disposto previsto dallo IAS 29 (Rendicontazione contabile in economie iperinflazionate). L'impatto complessivo sul patrimonio netto di Gruppo al 1° gennaio 2018 è positivo per 188 milioni di euro, mentre l'impatto a livello di risultato netto di Gruppo al 30 settembre 2018 è negativo per 1 milione di euro. Il risultato netto risente, oltre che dei già commentati effetti a livello di EBITDA e proventi finanziari, anche di maggiori oneri fiscali, dell'applicazione del cambio di fine periodo in sostituzione del cambio medio del periodo e della ripartizione delle quote di interessenza tra Gruppo e terzi.

I dati patrimoniali al 30 settembre 2018 escludono (ove non diversamente indicato) i valori relativi alle attività e alle passività possedute per la vendita relative a Finale Emilia, società che opera nel settore delle biomasse, e altre cessioni minori che, in base allo stato di avanzamento delle trattative per la loro cessione a terzi, ricadono nell'ambito di applicazione dell'IFRS 5.

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.

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PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

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 2016 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 (margine operativo lordo) rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato sommando al "Risultato operativo" gli "Ammortamenti e impairment".
• L'EBITDA ordinario è definito come l'EBITDA riconducibile alla sola gestione caratteristica, escludendo quindi tutte le partite relative a operazioni straordinarie quali acquisizioni o cessioni di aziende.
• L'indebitamento finanziario netto rappresenta per Enel un indicatore della propria 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"; il tutto al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" e 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"; nonché della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Crediti per factoring", dei "Cash collateral"; degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie 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.

• Il capitale investito netto è determinato quale somma algebrica delle "Attività immobilizzate nette"⁵ e del "Capitale circolante netto"⁶ , dei "Fondi rischi e oneri", delle "Passività per imposte differite" e delle "Attività per imposte anticipate", nonché delle "Attività nette possedute per la vendita"⁷ .
• L'utile netto ordinario del Gruppo è definito come il "risultato netto del Gruppo" riconducibile alla sola gestione caratteristica.

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 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"; 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 detenuti fino alla scadenza", dei "Cash collateral"; degli "Altri crediti finanziari" 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".

Conto economico consolidato sintetico

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2018	2017
Ricavi e altri proventi	55.246	54.188
Costi	48.010	47.354
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	202	383
Risultato operativo	7.438	7.217
Proventi finanziari	2.694	2.877
Oneri finanziari	4.566	5.040
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione	100	-
Totale proventi/(oneri) finanziari	(1.772)	(2.163)
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	54	114
Risultato prima delle imposte	5.720	5.168
Imposte	1.686	1.505
Risultato delle continuing operations	4.034	3.663
Risultato delle discontinued operations	-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	4.034	3.663
Quota di interessenza del Gruppo	3.016	2.621
Quota di interessenza di terzi	1.018	1.042
Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo(1)	0,30	0,26

(1) Il risultato netto diluito del Gruppo per azione coincide con il risultato netto del Gruppo per azione

Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo

Milioni di euro		Primi nove mesi
	2018	2017 restated (1)
Risultato netto del periodo	4.034	3.663
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico (al netto dell'effetto delle imposte):
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	(50)	(136)
Variazione del fair value dei costi di hedging	(40)	117
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto	6	9
Variazione di fair value delle attività finanziarie FVOCI	(3)	(7)
Variazione della riserva di traduzione	(1.164)	(2.120)
Altre componenti di conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico (al netto dell'effetto delle imposte):
Rimisurazione delle passività (attività) nette per benefici ai dipendenti	-	-
Variazione di fair value su partecipazioni in altre imprese	1	(13)
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto	(1.250)	(2.150)
Utile complessivo rilevato nel periodo	2.784	1.513
Quota di interessenza:
- del Gruppo	2.257	1.353
- di terzi	527	160

(1) Dati riesposti per riflettere una migliore presentazione del contenuto delle voci a seguito della prima applicazione dell'IFRS 9.

Situazione patrimoniale consolidata sintetica

Milioni di euro

	al 30.09.2018	al 31.12.2017
ATTIVITA'
Attività non correnti
- Attività materiali e immateriali	93.789	91.738
- Avviamento	14.989	13.746
- Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.880	1.598
- Altre attività non correnti (1)	15.291	12.122
Totale attività non correnti	125.949	119.204
Attività correnti
- Rimanenze	3.240	2.722
- Crediti commerciali	13.860	14.529
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	9.598	7.021
- Altre attività correnti (2)	17.241	10.195
Totale attività correnti	43.939	34.467
Attività possedute per la vendita	85	1.970
TOTALE ATTIVITÀ	169.973	155.641
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
- Patrimonio netto del Gruppo	31.717	34.795
- Interessenze di terzi	16.384	17.366
Totale patrimonio netto	48.101	52.161
Passività non correnti
- Finanziamenti a lungo termine	50.476	42.439
- Fondi diversi e passività per imposte differite	16.268	15.576
- Altre passività non correnti	11.257	5.001
Totale passività non correnti	78.001	63.016
Passività correnti
- Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	10.535	8.894
- Debiti commerciali	11.219	12.671
- Altre passività correnti	22.113	17.170
Totale passività correnti	43.867	38.735
Passività possedute per la vendita	4	1.729
TOTALE PASSIVITÀ	121.872	103.480
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ	169.973	155.641

(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine e titoli diversi al 30 settembre 2018 rispettivamente pari a 2.301 milioni di euro (2.062 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e 369 milioni di euro (382 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

(2) Di cui quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine, crediti finanziari a breve termine e titoli diversi al 30 settembre 2018 rispettivamente pari a 1.770 milioni di euro (1.094 milioni di euro al 31 dicembre 2017), 3.812 milioni di euro (3.295 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e 62 milioni di euro (69 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Rendiconto finanziario consolidato sintetico

Milioni di euro	Primi nove mesi
	2018	2017
Risultato prima delle imposte	5.720	5.168
Rettifiche per:
Ammortamenti e impairment	4.696	4.233
(Proventi)/Oneri finanziari	1.772	2.163
Proventi netti derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(54)	(114)
Variazioni del capitale circolante netto:
- rimanenze	(509)	(373)
- crediti commerciali	637	(70)
- debiti commerciali	(1.519)	(1.588)
- altre attività e passività	(184)	283
Interessi e altri oneri e proventi finanziari pagati e incassati	(1.919)	(1.144)
Atri movimenti	(1.520)	(1.397)
Cash flow da attività operativa (A)	7.120	7.161
Investimenti in attività materiali e immateriali	(5.537)	(5.547)
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti	(1.465)	(864)
Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti	264	19
(Incremento)/Decremento di altre attività d'investimento	(217)	155
Cash flow da attività di (investimento)/disinvestimento (B)	(6.955)	(6.237)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	12.170	8.208
Rimborsi e altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto	(4.828)	(8.765)
Incasso/(Esborsi) per operazioni su non controlling interest	(1.413)	(408)
Dividendi e acconti sui dividendi pagati	(3.371)	(2.782)
Cash flow da attività di finanziamento (C)	2.558	(3.747)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D)	(176)	(295)
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D)	2.547	(3.118)
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve all'inizio del periodo (1)	7.121	8.326
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve alla fine del periodo (2)	9.668	5.208

(1) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 7.021 milioni di euro al 1° gennaio 2018 (8.290 milioni di euro al 1° gennaio 2017), "Titoli a breve" pari a 69 milioni di euro al 1° gennaio 2018 (36 milioni di euro al 1° gennaio 2017) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 31 milioni di euro al 1° gennaio 2018.

(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 9.598 milioni di euro al 30 settembre 2018 (5.127 milioni di euro al 30 settembre 2017), "Titoli a breve" pari a 62 milioni di euro al 30 settembre 2018 (67 milioni di euro al 30 settembre 2017) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 8 milioni di euro al 30 settembre 2018 (14 milioni di euro al 30 settembre 2017).

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