Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016

	Relazione intermedia sulla gestione 5
	La nostra missione 6
	Modello organizzativo di Enel 7
	Organi sociali 9
	Sintesi dei risultati 11
	Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo 17
	Risultati per area di attività 28
>	Italia 32
>	Penisola iberica 38
>	America Latina 43
>	Europa dell'Est 49
>	Energie Rinnovabili 54
>	Altro, elisioni e rettifiche 58
	Fatti di rilievo del primo semestre 2016 60
	Scenario di riferimento 66
	Principali rischi e incertezze 84
	Prevedibile evoluzione della gestione 91
	Informativa sulle parti correlate 92
	Bilancio consolidato semestrale abbreviato 93
	Prospetti contabili consolidati 94
	Conto economico consolidato 94
	Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo 95
	Stato patrimoniale consolidato 96
	Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato 98
	Rendiconto finanziario consolidato 99
	Note illustrative 100
	Attestazione dell'Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari 147
	Allegati 148
	Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel al 30 giugno 2016 149

Relazione intermedia sulla gestione

La nostra missione

Modello organizzativo di Enel

In data 31 luglio 2014, il Gruppo Enel si è dotato di una nuova struttura organizzativa, basata su una matrice Divisioni/Geografie e focalizzata sugli obiettivi industriali del Gruppo, con una chiara individuazione di ruoli e responsabilità al fine di:

perseguire e mantenere la leadership tecnologica nei settori in cui il Gruppo opera, assicurandone l'eccellenza operativa;
massimizzare il livello di servizio verso i clienti nei mercati locali.

Grazie a questa nuova struttura, il Gruppo può beneficiare di una minore complessità nell'esecuzione delle azioni manageriali intraprese e nell'analisi dei fattori chiave di generazione del valore.

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

Divisioni (Generazione Globale, Infrastrutture e Reti Globale, Energie Rinnovabili, Global Trading, Upstream Gas), cui è affidato il compito di gestire e sviluppare gli asset, ottimizzandone le prestazioni e il ritorno sul capitale investito, nelle varie aree geografiche di presenza del Gruppo; alle Divisioni è affidato inoltre il compito di migliorare l'efficienza dei processi gestiti e condividere le migliori pratiche a livello mondiale. Il Gruppo potrà beneficiare di una visione industriale centralizzata dei progetti nelle varie linee di business. Ogni singolo progetto sarà valutato non solo sulla base del ritorno finanziario, ma anche in relazione alle migliori tecnologie disponibili a livello di Gruppo;
Regioni e Paesi (Italia, Penisola iberica, America Latina, Europa dell'Est), cui è affidato il compito di gestire nell'ambito di ciascun Paese di presenza del Gruppo le relazioni con organi istituzionali e autorità regolatorie locali, nonché le attività di vendita di energia elettrica e gas, fornendo altresì supporto in termini di attività di staff e altri servizi alle Divisioni;

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

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

L'organizzazione, come sopra descritta, è stata modificata in data 8 aprile 2016, anche al fine di avviare il processo di integrazione di Enel Green Power. In particolare, fra le principali novità introdotte dalla nuova struttura organizzativa si segnalano:

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

Nei prossimi mesi è prevista la progressiva implementazione della nuova organizzazione nelle Country del Gruppo, a partire dall'Italia e conseguentemente verrà adeguata anche la reportistica per segmento operativo.

Organi sociali

Consiglio di Amministrazione Collegio Sindacale

Presidente Presidente

Patrizia Grieco Sergio Duca

Amministratore Delegato e Direttore Generale Sindaci effettivi

Consiglieri

Alfredo Antoniozzi Sindaci supplenti Alessandro Banchi Alfonso Tono Alberto Bianchi Michela Barbiero Paola Girdinio Franco Luciano Tutino Alberto Pera Anna Chiara Svelto Società di revisione Angelo Taraborrelli EY SpA Segretario del Consiglio

Claudio Sartorelli

Francesco Starace Romina Guglielmetti Roberto Mazzei

Assetto dei poteri

Consiglio di Amministrazione

Il Consiglio è investito per statuto dei più ampi poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della Società e, in particolare, ha facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l'attuazione e il raggiungimento dell'oggetto sociale.

Presidente del Consiglio di Amministrazione

Il Presidente ha per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale, presiede l'Assemblea, convoca e presiede il Consiglio di Amministrazione e verifica l'attuazione delle deliberazioni del Consiglio stesso. Al Presidente sono inoltre riconosciute, in base a deliberazione consiliare del 23 maggio 2014, alcune ulteriori attribuzioni di carattere non gestionale.

Amministratore Delegato

L'Amministratore Delegato ha anch'egli per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale ed è inoltre investito, in base a deliberazione consiliare del 23 maggio 2014, di tutti i poteri per l'amministrazione della Società, a eccezione di quelli diversamente attribuiti dalla legge, dallo Statuto o riservati al Consiglio di Amministrazione ai sensi della medesima deliberazione.

Sintesi dei risultati

I dati inclusi nella presente Relazione finanziaria semestrale relativi al secondo trimestre 2016, comparati con i corrispondenti valori riferiti al secondo trimestre 2015, non sono assoggettati a revisione contabile né a revisione contabile limitata.

Definizione degli indicatori di performance

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo e di analizzarne la struttura patrimoniale e finanziaria, sono stati predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai princípi contabili IFRS-EU adottati dal Gruppo e contenuti nel Bilancio consolidato semestrale abbreviato. Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del Bilancio consolidato semestrale abbreviato, che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento del Gruppo e rappresentativi dei risultati economici e finanziari prodotti dal business.

In merito a tali indicatori, il 3 dicembre 2015, CONSOB ha emesso la comunicazione n. 92543/15 che rende gli Orientamenti emanati il 5 ottobre 2015 dall'European Securities and Markets Authority (ESMA) circa la loro presentazione nelle informazioni regolamentate diffuse o nei prospetti pubblicati a partire dal 3 luglio 2016. Questi Orientamenti, che aggiornano la precedente Raccomandazione CESR (CESR/05-178b), sono volti a promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi di performance inclusi nelle informazioni regolamentate o nei prospetti rientranti nell'ambito d'applicazione della Direttiva 2003/71/CE, al fine di migliorarne la comparabilità, l'affidabilità e la comprensibilità.

Nel seguito sono forniti, in linea con le comunicazioni sopra citate, i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori:

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

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

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

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

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

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

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

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

dai "Finanziamenti a lungo termine" e dai "Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine" e tenendo conto dei "Debiti finanziari a breve" inclusi nelle "Altre passività correnti";
al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" 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", dei "Crediti finanziari diversi" inclusi nelle "Altre attività finanziarie non correnti"; al netto della "Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine", dei "Crediti per factoring", dei "Cash collateral" e degli "Altri crediti finanziari" inclusi nelle "Altre attività finanziarie correnti".

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.

Dati economici, patrimoniali e finanziari

	2° trimestre	Milioni di euro	1° semestre
2016	2015		2016	2015
16.278	17.662	Ricavi	34.150	37.632
4.036	3.938	Margine operativo lordo	8.053	7.961
2.540	2.459	Risultato operativo	5.210	5.084
1.287	1.450	Risultato netto del Gruppo e di terzi	2.592	2.629
895	1.023	Risultato netto del Gruppo	1.834	1.833
		Risultato netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	0,19	0,19
		Capitale investito netto	90.789	89.296	(1)
		Indebitamento finanziario netto	38.138	37.545	(1)
		Patrimonio netto (incluse interessenze di terzi)	52.651	51.751	(1)
		Patrimonio netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	3,54	3,44	(1)
		Cash flow da attività operativa	4.196	3.045
		Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (2)	3.465	2.837

(1) Al 31 dicembre 2015.

(2) Il dato non include 249 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 30 giugno 2016 (255 milioni di euro al 30 giugno 2015).

I ricavi del primo semestre 2016 sono pari a 34.150 milioni di euro con un decremento di 3.482 milioni di euro (-9,3%) rispetto al primo semestre 2015. Il decremento è prevalentemente da riferire alle minori vendite di energia nei mercati maturi, alle minori attività di trading di energia elettrica, nonché all'effetto dell'apprezzamento dell'euro nei confronti delle valute degli altri Paesi, in particolar modo riferito all'America Latina e alla Russia.

Per quanto riguarda i proventi da operazioni straordinarie, nel primo semestre 2016 si rileva principalmente la plusvalenza sulla cessione di Hydro Dolomiti Enel per 124 milioni di euro, mentre nel primo semestre 2015 questi includono la plusvalenza realizzata dalla cessione di SE Hydropower per 141 milioni di euro, il negative goodwill e la contestuale rimisurazione al fair value dell'interessenza già detenuta dal Gruppo a seguito dell'acquisizione di 3Sun per complessivi 132 milioni di euro.

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Italia	17.210	18.878	(1.668)	-8,8%
Penisola iberica	9.014	10.199	(1.185)	-11,6%
America Latina	4.983	5.406	(423)	-7,8%
Europa dell'Est	2.228	2.374	(146)	-6,1%
Energie Rinnovabili	1.408	1.593	(185)	-11,6%
Altro, elisioni e rettifiche	(693)	(818)	125	15,3%
Totale	34.150	37.632	(3.482)	-9,3%

Il margine operativo lordo, pari a 8.053 milioni di euro, evidenzia un incremento di 92 milioni di euro (+1,2%) rispetto al primo semestre 2015. In particolare, non tenendo conto dei sopracitati effetti derivanti da operazioni straordinarie (con un effetto netto negativo per 149 milioni di euro) il margine operativo lordo evidenzierebbe un incremento di 241 milioni di euro, pur in presenza di un effetto negativo derivante dalla variazione dei tassi di cambio per 392 milioni di euro. Tale andamento è fortemente sostenuto dal miglioramento del margine in Italia, in particolar modo nei mercati finali, e dalle performance in America Latina; tali effetti sono solo parzialmente compensati dal minor margine realizzato in Spagna, in particolare nel settore della generazione e trading.

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Italia	3.329	3.141	188	6,0%
Penisola iberica	1.856	1.969	(113)	-5,7%
America Latina	1.625	1.437	188	13,1%
Europa dell'Est	353	392	(39)	-9,9%
Energie Rinnovabili	920	1.078	(158)	-14,7%
Altro, elisioni e rettifiche	(30)	(56)	26	46,4%
Totale	8.053	7.961	92	1,2%

Il risultato operativo ammonta a 5.210 milioni di euro, con un incremento di 126 milioni di euro (+2,5%) rispetto all'analogo periodo del 2015, tenuto conto di minori ammortamenti e impairment per 34 milioni di euro.

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Italia	2.335	2.139	196	9,2%
Penisola iberica	1.047	1.159	(112)	-9,7%
America Latina	1.180	948	232	24,5%
Europa dell'Est	194	211	(17)	8,1%
Energie Rinnovabili	554	697	(143)	-20,5%
Altro, elisioni e rettifiche	(100)	(70)	(30)	-42,9%
Totale	5.210	5.084	126	2,5%

Il risultato netto del Gruppo del primo semestre 2016 ammonta a 1.834 milioni di euro rispetto ai 1.833 milioni di euro ed è quindi sostanzialmente invariato rispetto a quello dell'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, il citato incremento del risultato operativo, le minori imposte (che beneficiano del calo dell'aliquota in Spagna) e il minor impatto delle interessenze di terzi (da riferire al pieno consolidamento delle attività di Enel Green Power a partire dal secondo trimestre 2016) sono infatti compensati dai maggiori oneri finanziari netti (riconducibili prevalentemente ad alcune partite regolatorie in Argentina, al saldo netto tra derivati e differenze di cambio, i cui effetti hanno più che compensato la riduzione degli oneri connessi all'indebitamento).

Il capitale investito netto, inclusivo delle attività nette possedute per la vendita pari a 1.210 milioni di euro, ammonta a 90.789 milioni di euro al 30 giugno 2016 (89.296 milioni di euro al 31 dicembre 2015) ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e di terzi per 52.651 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 38.138 milioni di euro. Quest'ultimo, al 30 giugno 2016, presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,72 (0,73 al 31 dicembre 2015).

L'indebitamento finanziario netto, non inclusivo dell'importo riferibile alle attività possedute per la vendita, si attesta a 38.138 milioni di euro, in incremento di 593 milioni di euro rispetto ai 37.545 milioni di euro del 31 dicembre 2015, risentendo negativamente del fabbisogno generato dagli investimenti del periodo e dal pagamento dei dividendi.

Gli investimenti del primo semestre 2016 ammontano a 3.465 milioni di euro, con un incremento di 628 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2015, particolarmente concentrato nella Divisione Energie Rinnovabili.

Milioni di euro 1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Italia	642	616	(2) 26	4,2%
Penisola iberica	396	356	40	11,2%
America Latina	585	791	(206)	-26,0%
Europa dell'Est	82	(1) 85	(3) (3)	-3,5%
Energie Rinnovabili	1.742	973	769	79,0%
Altro, elisioni e rettifiche	18	16	2	12,5%
Totale	3.465	2.837	628	22,1%

(1) Il dato non include 249 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

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

(3) Il dato non include 254 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati operativi

	2° trimestre								1° semestre
Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale		Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale
	2016			2015				2016			2015
14,9	47,3	62,2	17,2	50,5	67,7	Energia netta prodotta da Enel (TWh)	29,6	98,6	128,2	34,5	105,1	139,6
53,5	50,4	103,9	53,8	47,5	101,3	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh)	109,8	99,7	209,5	110,2	97,2	207,4
21,7	41,3	63,0	19,8	41,4	61,2	Energia venduta da Enel (TWh) (1)	45,9	85,1	131,0	42,2	85,5	127,7
0,6	1,3	1,9	0,6	1,4	2,0	Vendite di gas alla clientela finale (miliardi di m3 )	2,6	3,1	5,7	2,5	2,8	5,3
						Dipendenti alla fine del periodo (n.) (2) (3)	31.877	34.789	66.666	33.040	34.874	67.914

(1) Escluso cessioni ai rivenditori.

(2) Al 31 dicembre 2015.

(3) Include 4.437 unità riferite al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 30 giugno 2016 (4.301 unità al 31 dicembre 2015).

L'energia netta prodotta da Enel è in diminuzione nel primo semestre 2016 di 11,4 TWh (-8,2%), a seguito sia dei minori volumi prodotti all'estero (-6,5 TWh), sia del calo della generazione nel territorio italiano (-4,9 TWh). Relativamente al mix tecnologico, si segnala il significativo decremento della generazione da fonte termoelettrica (-10,5 TWh), dovuta al minor utilizzo degli impianti a carbone e a ciclo combinato. La generazione da fonte idroelettrica registra un calo di 2,0 TWh, principalmente a seguito delle più sfavorevoli condizioni di idraulicità rilevate in Italia.

Energia elettrica netta prodotta per fonte (1° semestre 2016)

L'energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nel primo semestre 2016 è pari a 209,5 TWh, in aumento di 2,1 TWh (+1,0%), connesso sostanzialmente alle maggiori quantità trasportate nella Penisola iberica.

L'energia venduta da Enel registra nel primo semestre 2016 un aumento di 3,3 TWh (+2,6%). In particolare, alle maggiori vendite realizzate nel mercato domestico (+3,7 TWh) si aggiungono le maggiori quantità vendute in America Latina (+0,6 TWh), solo parzialmente compensate dal calo delle vendite in Francia e Romania (-0,9 TWh) e nella Penisola iberica.

Energia elettrica venduta per area geografica (1° semestre 2016)

Il gas venduto nel primo semestre 2016 è pari a 5,7 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,4 miliardi di metri cubi rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2016 è pari a 66.666 dipendenti, di cui il 52,2% impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. La variazione (-1.248 unità) si riferisce prevalentemente al saldo tra le assunzioni e le cessazioni del periodo ed è fortemente concentrata in Italia anche in virtù dell'applicazione dell'art. 4 della legge n. 92/2012 in tema di pensionamento anticipato.

N.
	al 30 giugno 2016	al 31 dicembre 2015
Italia	27.636	28.774
Penisola iberica	9.704	10.001
America Latina	12.138	12.211
Europa dell'Est (1)	10.361	10.200
Energie Rinnovabili	4.495	4.309
Altro, elisioni e rettifiche	2.332	2.419
Totale	66.666	67.914

(1) Include 4.437 unità riferite al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 30 giugno 2016 (4.301 unità al 31 dicembre 2015).

Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo

Principali variazioni dell'area di consolidamento

Per quanto attiene al dettaglio delle acquisizioni e delle cessioni effettuate nel semestre, si rinvia a quanto illustrato nella Nota 2 delle Note illustrative al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Risultati economici del Gruppo

2° trimestre				Milioni di euro	1° semestre
2016	2015		Variazioni		2016	2015	Variazioni
16.278	17.662	(1.384)	-7,8%	Totale ricavi	34.150	37.632	(3.482)	-9,3%
12.208	13.818	(1.610)	-11,7%	Totale costi	25.983	29.847	(3.864)	-12,9%
(34)	94	(128)	-136,2%	Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(114)	176	(290)	-
4.036	3.938	98	2,5%	Margine operativo lordo	8.053	7.961	92	1,2%
1.496	1.479	17	1,1%	Ammortamenti e impairment	2.843	2.877	(34)	-1,2%
2.540	2.459	81	3,3%	Risultato operativo	5.210	5.084	126	2,5%
949	764	185	24,2%	Proventi finanziari	2.541	2.710	(169)	-6,2%
1.624	1.274	350	27,5%	Oneri finanziari	4.068	3.987	81	2,0%
(675)	(510)	(165)	-32,4%	Totale proventi/(oneri) finanziari netti	(1.527)	(1.277)	(250)	-19,6%
17	(16)	33	-	Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	52	8	44	-
1.882	1.933	(51)	-2,6%	Risultato prima delle imposte	3.735	3.815	(80)	-2,1%
595	483	112	23,2%	Imposte	1.143	1.186	(43)	-3,6%
1.287	1.450	(163)	-11,2%	Risultato delle continuing operations	2.592	2.629	(37)	-1,4%
-	-	-	-	Risultato delle discontinued operations	-	-	-	-
1.287	1.450	(163)	-11,2%	Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	2.592	2.629	(37)	-1,4%
895	1.023	(128)	-12,5%	Quota di interessenza del Gruppo	1.834	1.833	1	0,1%
392	427	(35)	-8,2%	Quota di interessenza di terzi	758	796	(38)	-4,8%

Ricavi

2° trimestre			Milioni di euro			1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
10.099	11.113	(1.014)	-9,1%	Vendita energia elettrica	20.577	23.051	(2.474)	-10,7%
2.379	2.284	95	4,2%	Trasporto energia elettrica	4.687	4.665	22	0,5%
139	213	(74)	-34,7%	Corrispettivi da gestori di rete	259	398	(139)	-34,9%
271	319	(48)	-15,0%	Contributi da operatori istituzionali di mercato	530	604	(74)	-12,3%
641	742	(101)	-13,6%	Vendita gas	2.149	2.292	(143)	-6,2%
85	76	9	11,8%	Trasporto gas	320	292	28	9,6%
8	166	(158)	-95,2%	Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint operation e attività non correnti possedute per la vendita	174	184	(10)	-5,4%
4	33	(29)	-87,9%	Proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche del controllo	4	45	(41)	-91,1%
3	(2)	5	-	Plusvalenze da alienazione di attività materiali e immateriali	20	12	8	66,7%
2.649	2.718	(69)	-2,5%	Altri servizi, vendite e proventi diversi	5.430	6.089	(659)	-10,8%
16.278	17.662	(1.384)	-7,8%	Totale	34.150	37.632	(3.482)	-9,3%

Nel primo semestre 2016 i ricavi da vendita di energia elettrica ammontano a 20.577 milioni di euro (10.099 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), in diminuzione di 2.474 milioni di euro (-1.014 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente, a seguito di:

riduzione dei ricavi per vendita di energia elettrica all'ingrosso per 758 milioni di euro (301 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), principalmente per le minori vendite su mercati borsistici il cui effetto, dovuto prevalentemente a un effetto prezzi e cambi, è stato parzialmente compensato dall'effetto positivo rilevato sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia;
riduzione significativa dei ricavi da vendita sui mercati finali per 969 milioni di euro (425 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) principalmente ascrivibile ai mercati maturi, italiano e spagnolo. In particolare, nel mercato italiano l'effetto delle maggiori quantità vendute è stato più che compensato dalla riduzione dei prezzi medi di vendita. Inoltre, l'incremento delle quantità vendute in America Latina è stato infatti parzialmente compensato dal deprezzamento delle valute locali nei confronti dell'euro;
diminuzione dei ricavi per attività di trading di energia elettrica per 747 milioni di euro (288 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), conseguente all'effetto combinato della riduzione dei volumi intermediati e dei prezzi medi.

I ricavi da trasporto di energia elettrica ammontano a 4.687 milioni di euro (2.379 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), con un incremento di 22 milioni di euro (95 milioni nel secondo trimestre 2016) a seguito delle maggiori quantità trasportate in Spagna, che hanno più che compensato la riduzione delle tariffe di distribuzione in Italia.

I ricavi per contributi da operatori istituzionali di mercato sono pari, nel primo semestre 2016, a 530 milioni di euro (271 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), in decremento di 74 milioni di euro (-48 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. La variazione trova riscontro nel minore costo di approvvigionamento dei combustibili nell'area extrapeninsulare spagnola, che ha inciso direttamente nella compensazione che viene ricevuta per la generazione in quell'area.

I ricavi per vendita di gas, nel primo semestre 2016 sono pari a 2.149 milioni di euro con un decremento di 143 milioni di euro (-6,2%), mentre nel secondo trimestre 2016 sono pari a 641 milioni di euro e registrano un decremento di 101

milioni di euro (-13,6%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, a seguito dei minori prezzi medi di vendita che hanno compensato l'effetto delle maggiori quantità vendute.

I ricavi per trasporto di gas nel primo semestre 2016 sono pari a 320 milioni di euro (85 milioni nel secondo trimestre 2016) con un incremento di 28 milioni di euro soprattutto a seguito delle maggiori quantità vettoriate.

Le plusvalenze da alienazione di società nel primo semestre 2016 sono pari a 174 milioni di euro (184 milioni di euro nel primo semestre 2015) e sono prevalentemente riferibili alla plusvalenza di 124 milioni di euro derivante dalla cessione di Hydro Dolomiti Enel (con un effetto negativo di 22 milioni di euro nel secondo trimestre per effetto della determinazione dell'aggiustamento prezzo derivante dalla definizione della situazione contabile finale di cessione), alla rettifica positiva di prezzo di 30 milioni di euro rilevata nel periodo per la cessione di ENEOP (avvenuta nel 2015) e alla plusvalenza di 19 milioni di euro per la cessione di Compostilla RE avvenuta all'inizio del 2016. Nel primo semestre 2015 la voce accoglieva principalmente le plusvalenze derivanti dalle cessioni di SE Hydropower (141 milioni di euro) e di SF Energy (15 milioni di euro).

I proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche nel controllo sono pari a 4 milioni di euro nel primo semestre e nel secondo trimestre 2016 e si riferiscono all'adeguamento al valore corrente delle attività e delle passività del Gruppo a seguito della perdita del controllo avvenuta con la cessione, in data 1° maggio 2016 del 65%, di Drift Sand Wind Project, I proventi relativi al primo semestre 2015 per 45 milioni di euro (33 milioni di euro nel secondo trimestre 2015) si riferiscono esclusivamente all'adeguamento al loro valore corrente delle attività e delle passività di pertinenza del Gruppo già possedute da Enel antecedentemente all'acquisizione del pieno controllo della società 3Sun.

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi si attestano nel primo semestre 2016 a 5.430 milioni di euro (6.089 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente) mentre, nel secondo trimestre 2016, sono pari a 2.649 milioni di euro (2.718 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente) ed evidenziano un decremento di 659 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015 e un decremento di 69 milioni di euro nel secondo trimestre 2016.

Il decremento rispetto al semestre precedente è dovuto principalmente a:

minori ricavi per vendite di certificati ambientali per 487 milioni di euro, connessi principalmente alla riduzione delle attività di negoziazione in certificati ambientali nel primo semestre 2016 e alla rilevazione, nel primo semestre 2015, di ricavi da vendita e misurazione al fair value di certificati ambientali (173 milioni di euro) in base al Regolamento UE n. 389/2013;
minori ricavi per 124 milioni di euro, a seguito dei contributi ricevuti nel primo trimestre 2015 in Argentina per l'adozione della Resolución n. 32/2015;
minori ricavi per il negative goodwill emergente dall'acquisizione di 3Sun rilevato nel primo semestre 2015 per 87 milioni di euro.

Costi

2° trimestre			Milioni di euro			1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
4.133	5.112	(979)	-19,2%	Acquisto di energia elettrica	8.692	10.878	(2.186)	-20,1%
991	1.504	(513)	-34,1%	Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	2.061	2.816	(755)	-26,8%
1.981	1.997	(16)	-0,8%	Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	4.693	5.076	(383)	-7,5%
262	178	84	47,2%	Materiali	507	670	(163)	-24,3%
1.154	1.183	(29)	-2,5%	Costo del personale	2.232	2.338	(106)	-4,5%
3.632	3.663	(31)	-0,8%	Servizi e godimento beni di terzi	7.402	7.456	(54)	-0,7%
478	560	(82)	-14,6%	Altri costi operativi	1.117	1.258	(141)	-11,2%
(423)	(379)	(44)	-11,6%	Costi capitalizzati	(721)	(645)	(76)	-11,8%
12.208	13.818	(1.610)	-11,7%	Totale	25.983	29.847	(3.864)	-12,9%

I costi per acquisto di energia elettrica nel primo semestre 2016 sono pari a 8.692 milioni di euro, con un decremento di 2.186 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio 2015, (-979 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) corrispondente a una riduzione del 20,1% (-19,2% nel secondo trimestre 2016). In entrambi i periodi di riferimento, tale andamento riflette l'effetto dei minori acquisti effettuati mediante la stipula di contratti bilaterali (1.252 milioni di euro nel primo semestre e 634 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), dei minori acquisti effettuati sulle Borse dell'energia elettrica (288 milioni di euro nel primo semestre e 76 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) e dei minori costi di acquisto di energia elettrica sui mercati nazionali ed esteri (646 milioni di euro nel primo semestre e 270 milioni di euro nel secondo trimestre 2016). Tale riduzione è essenzialmente connessa al generalizzato effetto decrementativo dei cambi, soprattutto in America Latina

I costi per consumi di combustibili per generazione di energia elettrica sono pari nel primo semestre 2016 a 2.061 milioni di euro, in decremento di 755 milioni di euro (-26,8%) rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio precedente mentre, nel secondo trimestre 2016, ammontano a 991 milioni di euro, in decremento di 513 milioni di euro (-34,1%). Il decremento del semestre risente del ridotto fabbisogno rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente e dell'utilizzo di combustibili dal costo medio unitario inferiore.

I costi per l'acquisto di combustibili per trading e gas naturale per vendite ai clienti finali si attestano a 4.693 milioni di euro nel primo semestre 2016 (1.981 milioni di euro nel secondo trimestre 2016), con un decremento di 383 milioni di euro (-16 milioni di euro nel secondo trimestre 2016) rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio 2015. La variazione riflette principalmente il minor costo medio di acquisto della commodity e la diminuzione del volume di gas intermediato per attività di trading.

I costi per materiali ammontano nel primo semestre 2016 a 507 milioni di euro, registrando un decremento di 163 milioni di euro (-24,3%) principalmente per effetto del maggior approvvigionamento di EUAs e di CERs concentrato in particolar modo nel primo trimestre 2015, tanto da determinare nel secondo trimestre 2016 un aumento di tali costi.

Il costo del personale nel primo semestre 2016 è pari 2.232 milioni di euro, con un decremento di 106 milioni di euro (-4,5%). Nel secondo trimestre 2016 il costo è pari a 1.154 milioni di euro, registrando un decremento di 29 milioni di euro (-2,5%) rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. La variazione del semestre trova sostanzialmente riscontro nella riduzione delle consistenze medie in Italia e Spagna, anche per effetto dei meccanismi di esodo incentivato introdotti negli esercizi precedenti e tuttora in fase di attuazione.

Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2016 è pari a 66.666 unità (67.914 31 dicembre 2015). Rispetto al 31 dicembre 2015 l'organico del Gruppo nel corso del semestre si decrementa di 1.248 unità (di cui 1.138 in Italia prevalentemente per effetto dell'applicazione dell'art 4 della legge n. 92/2012), interamente ascrivibile al saldo netto tra assunzioni e cessazioni.

La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2015 è pertanto così sintetizzabile:

Consistenza al 31 dicembre 2015
Assunzioni	1.528
Cessazioni	(2.776)
Consistenza al 30 giugno 2016	66.666

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi nel primo semestre 2016 ammontano a 7.402 milioni di euro, con un decremento di 54 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015, mentre nel secondo trimestre 2016 sono pari a 3.632 milioni di euro, rilevando un decremento di 31 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio 2015 da riferire principalmente all'andamento dei tassi di cambio e ai minori costi legati alle attività su asset in servizi di concessione ex IFRIC 12; tali elementi sono parzialmente compensati dai maggiori costi per vettoriamenti passivi.

Gli altri costi operativi nel primo semestre 2016 ammontano a 1.117 milioni di euro con un decremento di 141 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2015, mentre nel secondo trimestre 2016 ammontano a 478 milioni di euro registrando un decremento di 82 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. La variazione del semestre si riferisce prevalentemente:

ai minori oneri per imposte e tasse variabili indirette connesse al business elettrico in Spagna per circa 88 milioni di euro prevalentemente riferibili alla legge n. 15/2012, oltre che alle imposte di natura ambientale di alcune regioni;
ai minori oneri (57 milioni di euro) per i costi per rimborsi spettanti ai clienti per le interruzioni estese in Italia.

I proventi/(oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value sono negativi per 114 milioni di euro nel primo semestre 2016 (positivi per 176 milioni di euro nel primo semestre 2015) e negativi per 34 milioni di euro nel secondo trimestre 2016 (positivi per 94 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente). In particolare, gli oneri netti relativi al primo semestre 2016 sono sostanzialmente riconducibili agli oneri netti realizzati nel periodo per 234 milioni di euro, in parte compensati dai proventi netti da valutazione al fair value dei contratti derivati in essere al 30 giugno 2016 pari a 120 milioni di euro.

Gli ammortamenti e impairment nel primo semestre 2016 sono pari a 2.843 milioni di euro, con un decremento di 34 milioni di euro, mentre nel secondo trimestre 2016 sono pari a 1.496 milioni di euro, in aumento di 17 milioni di euro. Il decremento rilevato nel semestre è sostanzialmente riferibile ai minori adeguamenti netti sul valore di crediti commerciali e alla riduzione degli ammortamenti che risentono dell'effetto delle perdite di valore rilevate sugli impianti di generazione di Slovacchia e Russia di fine 2015. Gli impairment del primo semestre 2016 includono per 39 milioni di euro l'adeguamento al presumibile valore di cessione (derivante dalla trattativa con la controparte) relativamente agli asset in fase di sviluppo nell'upstream gas in Algeria (licenza Isarene).

Il risultato operativo del primo semestre 2016 ammonta a 5.210 milioni di euro, con un incremento di 126 milioni di euro (+2,5%), mentre nel secondo trimestre 2016 si attesta a 2.540 milioni di euro, con un incremento di 81 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio (+3,3%).

Gli oneri finanziari netti si incrementano di 250 milioni di euro nel primo semestre 2016 e di 165 milioni di euro nel secondo trimestre 2016. Tale variazione è da riferire prevalentemente a:

minori interessi passivi netti per 73 milioni di euro, prevalentemente a seguito della riduzione dell'indebitamento finanziario medio;
differenze positive nette su cambi per 1.753 milioni di euro, sostanzialmente compensati da 1.835 milioni di euro di maggiori oneri netti su derivati;
maggiori oneri da attualizzazione dei fondi e dei benefíci ai dipendenti per complessivi 85 milioni di euro, da riferire in parte agli oneri per incentivazione all'esodo, in parte agli effetti della Risoluzione ENRE n. 1/2016 su alcune multe regolatorie comminate in Argentina;
minori altri proventi finanziari (per complessivi 108 milioni di euro) sostanzialmente relativi alla rilevazione effettuata nel primo semestre 2015 dei proventi connessi a partite regolatorie sull'attività di distribuzione di energia elettrica in Argentina a seguito delle modifiche introdotte dalle Risoluzioni n. 476/2015 e n. 1208/2015 al meccanismo di remunerazione di CAMMESA (68 milioni di euro), ai minori interessi di mora (17 milioni di euro) e agli interessi rilevati nel primo semestre 2015 sul rimborso dell'ecotassa nella regione di Estremadura in Spagna (10 milioni di euro).

La quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, nel primo semestre 2016 è positiva per 52 milioni di euro (17 milioni di euro nel secondo trimestre 2016).

Le imposte del primo semestre 2016 ammontano a 1.143 milioni di euro, con un'incidenza sul risultato ante imposte del 30,6%, a fronte di un'incidenza del 31,1% nel primo semestre 2015, mentre l'onere fiscale del secondo trimestre 2016 è stimato pari a 595 milioni di euro. La minore incidenza rilevata nel primo semestre del 2016 rispetto a quella dello stesso periodo dell'esercizio precedente è da riferire alla riduzione dell'aliquota fiscale in Spagna, in parte compensata dal diverso peso nei due periodi a confronto di alcuni elementi reddituali, derivanti da operazioni straordinarie, assoggettati a un regime di sostanziale esenzione (c.d. "regime PEX").

Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo

Capitale investito netto e relativa copertura

Milioni di euro

	al 30.06.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Attività immobilizzate nette:
- attività materiali e immateriali	91.135	88.686	2.449	2,8%
- avviamento	13.811	13.824	(13)	-0,1%
- partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	666	607	59	9,7%
- altre attività/(passività) non correnti nette	(441)	1.092	(1.533)	-
Totale attività immobilizzate nette	105.171	104.209	962	0,9%
Capitale circolante netto:
- crediti commerciali	12.499	12.797	(298)	-2,3%
- rimanenze	2.847	2.904	(57)	-2,0%
- crediti netti verso operatori istituzionali di mercato	(3.875)	(4.114)	239	5,8%
- altre attività/(passività) correnti nette	(4.690)	(5.518)	828	15,0%
- debiti commerciali	(11.243)	(11.775)	532	4,5%
Totale capitale circolante netto	(4.462)	(5.706)	1.244	21,8%
Capitale investito lordo	100.709	98.503	2.206	2,2%
Fondi diversi:
- benefíci ai dipendenti	(2.294)	(2.284)	(10)	-0,4%
- fondi rischi e oneri e imposte differite nette	(8.836)	(8.413)	(423)	-5,0%
Totale fondi diversi	(11.130)	(10.697)	(433)	-4,0%
Attività nette possedute per la vendita	1.210	1.490	(280)	-18,8%
Capitale investito netto	90.789	89.296	1.493	1,7%
Patrimonio netto complessivo	52.651	51.751	900	1,7%
Indebitamento finanziario netto	38.138	37.545	593	1,6%

Le attività materiali e immateriali, inclusi gli investimenti immobiliari, ammontano al 30 giugno 2016 a 91.135 milioni di euro e presentano complessivamente un incremento di 2.449 milioni di euro. Tale variazione è originata principalmente dagli investimenti del periodo (3.465 milioni di euro), dall'effetto delle differenze di traduzione dei bilanci in valuta (positive per 1.405 milioni di euro e particolarmente concentrate in Cile e Colombia). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dagli ammortamenti e impairment, pari complessivamente a 2.373 milioni di euro.

L'avviamento, pari a 13.811 milioni di euro, evidenzia un decremento di 13 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015, principalmente riferibile agli effetti negativi derivanti dall'adeguamento al cambio corrente degli avviamenti espressi in valute diverse dall'euro.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, pari a 666 milioni di euro, presentano un incremento di 59 milioni di euro rispetto al valore registrato alla chiusura dell'esercizio precedente, sostanzialmente a seguito del risultato economico positivo di pertinenza del Gruppo dalle società valutate con l'equity method, solo parzialmente compensato dai dividendi erogati.

Il saldo delle altre attività/(passività) non correnti nette al 30 giugno 2016 è negativo per 441 milioni di euro, con un decremento di 1.533 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015 (positivo per 1.092 milioni di euro). Tale andamento è connesso essenzialmente alla variazione negativa (1.713 milioni di euro) del valore netto degli strumenti finanziari

derivati che risentono delle oscillazioni rilevate nel semestre per quanto riguarda sia i tassi di interesse sia i cambi, il cui effetto è parzialmente compensato dall'incremento delle attività finanziarie relative a servizi in concessione (195 milioni di euro) a seguito principalmente degli investimenti effettuati sulla rete di distribuzione in concessione in Brasile.

Il capitale circolante netto è negativo per 4.462 milioni di euro al 30 giugno 2016 rispetto a un saldo negativo di 5.706 milioni di euro al 31 dicembre 2015. L'incremento, pari a 1.244 milioni di euro, è imputabile ai seguenti fenomeni:

decremento dei crediti commerciali per 298 milioni di euro;
calo delle rimanenze per 57 milioni di euro;
incremento dei crediti netti verso operatori istituzionali di mercato per 239 milioni di euro, prevalentemente connesso alle componenti tariffarie del sistema elettrico italiano a copertura degli oneri generati dal sistema stesso;
decremento delle altre passività correnti al netto delle rispettive attività per 828 milioni di euro. Tale variazione è imputabile ai seguenti fenomeni:
decremento dei debiti netti per imposte sul reddito (446 milioni di euro) correlabile alla rilevazione delle imposte del periodo (al netto dei pagamenti di imposte effettuati);
incremento delle attività finanziarie correnti nette per 345 milioni di euro, prevalentemente riferibili al fair value dei derivati su commodity;
decremento delle altre passività correnti nette per 5 milioni di euro, tra cui si segnalano: la variazione positiva dei risconti attivi (288 milioni di euro), l'aumento delle attività nette su lavori in corso su ordinazione (193 milioni di euro), l'incremento degli altri debiti tributari netti (345 milioni di euro, riferibili a imposte indirette ed erariali) nonché i maggiori debiti verso la clientela per rimborsi da effettuare (113 milioni di euro);
minori debiti commerciali per 532 milioni di euro.

I fondi diversi, pari a 11.130 milioni di euro, sono in incremento di 433 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015. Tale variazione è sostanzialmente riferibile all'incremento dei fondi per imposte differite nette (465 milioni di euro), solo parzialmente compensato dalla riduzione dei fondi rischi e oneri (per 42 milioni di euro).

Le attività nette possedute per la vendita, pari a 1.210 milioni di euro al 30 giugno 2016, includono sostanzialmente le attività nette, valutate sulla base del presumibile valore di realizzo, relative alla società Slovenské elektrárne che, in ragione delle decisioni assunte dal management, rispondono ai requisiti previsti dall'IFRS 5 per la loro classificazione in tale voce. La variazione del periodo, negativa per 280 milioni di euro, è relativa, principalmente, alle cessioni di Hydro Dolomiti Enel e Compostilla Re, avvenute nel primo semestre 2016.

Il capitale investito netto al 30 giugno 2016 è pari a 90.789 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e di terzi per 52.651 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 38.138 milioni di euro. Quest'ultimo, al 30 giugno 2016, presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,72 (0,73 al 31 dicembre 2015).

Analisi della struttura finanziaria del Gruppo

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel è dettagliato, in quanto a composizione e movimenti, nel seguente prospetto.

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

	al 30.06.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Indebitamento a lungo termine:
- finanziamenti bancari	7.532	6.863	669	9,7%
- obbligazioni	33.560	35.987	(2.427)	-6,7%
- debiti verso altri finanziatori	1.871	2.022	(151)	-7,5%
Indebitamento a lungo termine	42.963	44.872	(1.909)	-4,3%
Crediti finanziari e titoli a lungo termine	(2.585)	(2.335)	(250)	-10,7%
Indebitamento netto a lungo temine	40.378	42.537	(2.159)	-5,1%
Indebitamento a breve termine:
Finanziamenti bancari:
- quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine	916	844	72	8,5%
- altri finanziamenti a breve verso banche	488	180	308	-
Indebitamento bancario a breve termine	1.404	1.024	380	37,1%
Obbligazioni (quota a breve)	2.669	4.570	(1.901)	-41,6%
Debiti verso altri finanziatori (quota a breve)	266	319	(53)	-16,6%
Commercial paper	482	213	269	-
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati	994	1.698	(704)	-41,5%
Altri debiti finanziari a breve termine (1)	160	64	96	-
Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine	4.571	6.864	(2.293)	-33,4%
Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve)	(749)	(769)	20	2,6%
Crediti finanziari per operazioni di factoring	(101)	(147)	46	31,3%
Crediti finanziari - cash collateral	(1.631)	(1.020)	(611)	-59,9%
Altri crediti finanziari a breve termine	(189)	(304)	115	37,8%
Disponibilità presso banche e titoli a breve	(5.545)	(10.640)	5.095	47,9%
Disponibilità e crediti finanziari a breve	(8.215)	(12.880)	4.665	36,2%
Indebitamento netto a breve termine	(2.240)	(4.992)	2.752	55,1%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	38.138	37.545	593	1,6%
Indebitamento finanziario "Attività classificate come possedute per la vendita"	1.224	841	383	45,5%

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

L'indebitamento finanziario netto è pari a 38.138 milioni di euro al 30 giugno 2016, con un incremento di 593 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015.

In particolare, l'indebitamento finanziario netto a lungo termine evidenzia un decremento di 2.159 milioni di euro, per l'effetto congiunto dell'aumento dei crediti finanziari a lungo termine per 250 milioni di euro e del decremento dell'indebitamento finanziario lordo per 1.909 milioni di euro.

Con riferimento a tale ultima voce si evidenzia che:

i finanziamenti bancari, pari a 7.532 milioni di euro, registrano un incremento di 669 milioni di euro;

le obbligazioni, pari a 33.560 milioni di euro, presentano un decremento di 2.427 milioni di euro rispetto a fine 2015 principalmente per effetto:
del riacquisto da parte di Enel SpA di obbligazioni proprie per un importo complessivo di 750 milioni di euro, operazione effettuata nel più ampio contesto di liability management avviato;
delle riclassifiche nella quota a breve dei prestiti obbligazionari in scadenza nei successivi 12 mesi, i cui principali sono relativi a un prestito obbligazionario emesso da Enel SpA a tasso fisso per un ammontare residuo di 909 milioni in scadenza nel mese di giugno 2017 e prestiti obbligazionari locali emessi da società latinoamericane per 273 milioni di euro;
delle differenze positive di cambio per 576 milioni di euro (incluse le quote correnti).
delle nuove emissioni effettuate nel corso del primo semestre 2016, tra cui si segnala l'offerta di scambio non vincolante promossa nel mese di maggio 2016 che ha permesso il riacquisto da parte di Enel Finance International di obbligazioni per un ammontare complessivo di 1.074 milioni di euro e contestualmente l'emissione di un prestito obbligazionario senior a tasso fisso per un importo nominale di 1.257 milioni di euro, in scadenza nel mese di giugno 2026.

L'indebitamento finanziario netto a breve termine evidenzia una posizione creditoria di 2.240 milioni di euro al 30 giugno 2016 con un decremento di 2.752 milioni di euro rispetto a fine 2015, quale risultante del decremento delle disponibilità liquide e dei crediti finanziari a breve per 4.665 milioni di euro e dei maggiori debiti bancari a breve termine per 380 milioni di euro, parzialmente compensato dal decremento dei debiti verso altri finanziatori a breve termine per 2.293 milioni di euro.

Tra i debiti verso altri finanziatori a breve termine, pari a 4.571 milioni di euro, sono incluse le emissioni di commercial paper, in capo a Enel Finance International e International Endesa BV per complessivi 482 milioni di euro, nonché le obbligazioni in scadenza entro i 12 mesi successivi per 2.669 milioni di euro.

Si evidenzia, infine che la consistenza dei cash collateral versati alle controparti per l'operatività su contratti over the counter su tassi, cambi e commodity risulta pari a 1.631 milioni di euro, mentre il valore dei cash collateral incassati è pari a 994 milioni di euro.

Le disponibilità e crediti finanziari a breve termine sono pari a 8.215 milioni di euro, con un decremento di 4.665 milioni di euro rispetto a fine 2015, principalmente a seguito del decremento delle disponibilità presso banche e titoli a breve per 5.095 milioni di euro e degli altri crediti finanziari a breve termine per 115 milioni di euro, parzialmente compensati dall'incremento dei crediti per cash collateral versati alle controparti per l'operatività su contratti over the counter su tassi, cambi e commodity per 611 milioni di euro.

Flussi finanziari

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazione
Disponibilità e mezzi equivalenti all'inizio del periodo (1)	10.790	13.255	(2.465)
Cash flow da attività operativa	4.196	3.045	1.151
Cash flow da attività di investimento/disinvestimento	(3.290)	(2.667)	(623)
Cash flow da attività di finanziamento	(6.237)	(4.285)	(1.952)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti	119	90	29
Disponibilità e mezzi equivalenti alla fine del periodo (2)	5.578	9.438	(3.860)

(1) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 10.639 milioni di euro al 1° gennaio 2016 (13.088 milioni di euro al 1° gennaio 2015), "Titoli a breve" pari a 1 milione di euro al 1° gennaio 2016 (140 milioni di euro al 1° gennaio 2015) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 150 milioni di euro al 1° gennaio 2016 (27 milioni di euro al 1° gennaio 2015).

(2) Di cui "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" per 5.515 milioni di euro al 30 giugno 2016 (9.427 milioni di euro al 30 giugno 2015), "Titoli a breve" pari a 30 milioni di euro al 30 giugno 2016 (1 milione di euro al 30 giugno 2015) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 33 milioni di euro al 30 giugno 2016 (10 milioni di euro al 30 giugno 2015).

Il cash flow da attività operativa nel primo semestre 2016 è positivo per 4.196 milioni di euro, in incremento di 1.151 milioni di euro rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio precedente per effetto del minor fabbisogno connesso alla variazione del capitale circolante netto (in particolare relativamente ai debiti commerciali nei confronti di fornitori istituzionali nell'attività di distribuzione di energia elettrica in Italia), nonché del miglioramento del margine operativo lordo.

Il cash flow da attività di investimento/disinvestimento nel primo semestre 2016 ha assorbito liquidità per 3.290 milioni di euro, mentre nei primi sei mesi del 2015 ne aveva assorbita per 2.667 milioni di euro.

In particolare, gli investimenti in attività materiali e immateriali, pari a 3.714 milioni di euro nel primo semestre 2016, si incrementano di 622 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente, prevalentemente per effetto dei maggiori investimenti effettuati nella generazione da fonti rinnovabili.

Nel primo semestre 2016, le dismissioni di imprese o rami di imprese, espressi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti, sono pari a 406 milioni di euro e si riferiscono principalmente alla cessione della società Hydro Dolomiti Enel, operante nella generazione di energia elettrica da fonte idroelettrica in Italia, nonché alla cessione di alcune società minori in Nord America. L'analoga voce nel primo semestre 2015 ammonta a 437 milioni di euro e include principalmente i flussi di cassa generati dalle cessioni di SE Hydropower e SF Energy in Italia.

La liquidità generata dalle altre attività di investimento/disinvestimento nei primi sei mesi del 2016, pari a 18 milioni di euro, è essenzialmente correlata ai disinvestimenti ordinari del periodo.

Il cash flow da attività di finanziamento ha assorbito liquidità per complessivi 6.237 milioni di euro, mentre nei primi sei mesi del 2015 ne aveva assorbita per 4.285 milioni di euro. Il flusso del primo semestre 2016 è sostanzialmente relativo alla riduzione dell'indebitamento finanziario netto (quale saldo netto tra rimborsi e nuove accensioni) per 3.837 milioni di euro e al pagamento dei dividendi per 2.187 milioni di euro.

Nel primo semestre 2016 il cash flow generato dall'attività operativa per 4.196 milioni di euro ha solo in parte fronteggiato il fabbisogno legato a quello da attività di finanziamento pari a 6.237 milioni di euro e da attività di investimento pari a 3.290 milioni di euro. La differenza trova riscontro nel decremento delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti che al 30 giugno 2016 risultano pari a 5.578 milioni di euro a fronte di 10.790 milioni di euro di fine 2015. Tale variazione risente anche degli effetti connessi all'andamento positivo dei cambi delle diverse valute locali rispetto all'euro per 119 milioni di euro.

Risultati per area di attività

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

In particolare, tenendo conto di quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 8 in termini di "management approach", l'avvento della nuova organizzazione ha modificato la struttura del reporting e la rappresentazione e l'analisi dei risultati economici e finanziari del Gruppo a partire dall'inizio del 2015. Nel dettaglio, i risultati per settore di attività inclusi nella presente Relazione finanziaria semestrale sono costruiti identificando come "reporting segment primario" la vista per Regioni e Paesi, con l'eccezione della Divisione Energie Rinnovabili che sfrutta una gestione accentrata in capo alla subholding Enel Green Power e quindi in termini di responsabilità gode di maggiore autonomia rispetto alle altre Divisioni. Si segnala, infine, che sulla base dei criteri determinati dall'IFRS 8, si è anche tenuto conto della possibilità di semplificazione espositiva derivante dai limiti di significatività stabiliti dal medesimo principio contabile internazionale e, pertanto, la voce "Altro, elisioni e rettifiche", oltre a includere gli effetti derivanti dalla elisione dei rapporti economici intersettoriali, accoglie i dati relativi alla Holding Enel SpA e della Divisione Upstream Gas. La seguente rappresentazione grafica schematizza quanto sopra riportato.

Tale organizzazione è stata modificata in data 8 aprile 2016, anche al fine di avviare il processo di integrazione di Enel Green Power. Nei prossimi mesi la nuova organizzazione verrà progressivamente implementata nelle Country del Gruppo, a partire dall'Italia e conseguentemente verrà adeguata anche la reportistica per segmento operativo.

Risultati per area di attività del secondo trimestre 2016 e 2015

Secondo trimestre 2016 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	7.813	4.289	2.541	1.002	631	2	16.278
Ricavi intersettoriali	227	28	(10)	57	72	(374)	-
Totale ricavi	8.040	4.317	2.531	1.059	703	(372)	16.278
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(79)	32	(2)	-	14	1	(34)
Margine operativo lordo	1.554	1.062	825	156	458	(19)	4.036
Ammortamenti e impairment	509	410	230	101	188	58	1.496
Risultato operativo	1.045	652	595	55	270	(77)	2.540

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

Secondo trimestre 2015 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	8.330	4.807	2.734	1.076	708	7	17.662
Ricavi intersettoriali	224	34	2	59	73	(392)	-
Totale ricavi	8.554	4.841	2.736	1.135	781	(385)	17.662
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	47	40	-	-	2	5	94
Margine operativo lordo	1.587	992	701	159	542	(43)	3.938
Ammortamenti e impairment	512	415	244	87	215	6	1.479
Risultato operativo	1.075	577	457	72	327	(49)	2.459

Risultati per area di attività del primo semestre 2016 e 2015

Primo semestre 2016 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	16.797	8.983	4.967	2.111	1.266	26	34.150
Ricavi intersettoriali	413	31	16	117	142	(719)	-
Totale ricavi	17.210	9.014	4.983	2.228	1.408	(693)	34.150
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(121)	(18)	-	(8)	31	2	(114)
Margine operativo lordo	3.329	1.856	1.625	353	920	(30)	8.053
Ammortamenti e impairment	994	809	445	159	366	70	2.843
Risultato operativo	2.335	1.047	1.180	194	554	(100)	5.210
Investimenti	642	396	585	82	(2) 1.742	18	3.465

(2) Il dato non include 249 milioni di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Primo semestre 2015 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	18.389	10.144	5.404	2.215	1.471	9	37.632
Ricavi intersettoriali	489	55	2	159	122	(827)	-
Totale ricavi	18.878	10.199	5.406	2.374	1.593	(818)	37.632
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	102	69	(3)	3	1	4	176
Margine operativo lordo	3.141	1.969	1.437	392	1.078	(56)	7.961
Ammortamenti e impairment	1.002	810	489	181	381	14	2.877
Risultato operativo	2.139	1.159	948	211	697	(70)	5.084
Investimenti	616	(2) 356	791	85	(3) 973	16	2.837

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

(3) Il dato non include 254 milioni di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

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

Margine operativo lordo

			Business locali								Divisioni globali
Milioni di euro		Mercati finali			Servizi			Generazione e Trading			Infrastrutture e Reti			Energie Rinnovabili				Altro, elisioni e rettifiche		Totale
	1° semestre			1° semestre			1° semestre			1° semestre				1° semestre		1° semestre			1° semestre
	2016	2015	Variazioni	2016	2015	Variazioni	2016	2015	Variazioni	2016	2015	Variazioni	2016	2015	Variazioni	2016	2015	Variazioni	2016		2015 Variazioni
Italia	997	694	303	48	78	(30)	506	562	(56)	1.778	1.807	(29)	-	-	-	-	-	-	3.329	3.141	188
Penisola iberica	419	383	36	(14)	41	(55)	501	639	(138)	950	906	44	-	-	-	-	-	-	1.856	1.969	(113)
America Latina	-	-	-	(53)	(44)	(9)	986	774	212	692	707	(15)	-	-	-	-	-	-	1.625	1.437	188
Europa dell'Est	21	12	9	(2)	-	(2)	231	261	(30)	103	119	(16)	-	-	-	-	-	-	353	392	(39)
Energie Rinnovabili	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	920	1.078	(158)	-	-	-	920	1.078	(158)
Altro, elisioni e rettifiche	-	-	-	-	-	-	(8)	(4)	(4)	2	-	2	-	-	-	(24)	(52)	28	(30)	(56)	26
Totale	1.437	1.089	348	(21)	75	(96)	2.216	2.232	(16)	3.525	3.539	(14)	920	1.078	(158)	(24)	(52)	28	8.053	7.961	92

Italia

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
7.966	9.897	(1.931)	-19,5%	Termoelettrica	17.291	20.761	(3.470)	-16,7%
3.285	3.586	(301)	-8,4%	Idroelettrica	5.603	6.630	(1.027)	-15,5%
-	2	(2)	-	Altre fonti	-	4	(4)	-
11.251	13.485	(2.234)	-16,6%	Totale produzione netta	22.894	27.395	(4.501)	-16,4%

Nel primo semestre 2016, la produzione netta di energia elettrica ammonta a 22.894 milioni di kWh (11.251 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016), registrando un decremento del 16,4% (-16,6% nel secondo trimestre 2016 rispetto all'analogo periodo del 2015), pari a 4.501 milioni di kWh. La variazione nei due periodi a confronto è riferibile essenzialmente alla minore produzione termoelettrica (per 3.470 milioni di kWh), a seguito del minor utilizzo di quasi tutto il parco impianti e in particolare dell'impianto di Brindisi Sud a seguito di alcune attività di manutenzione effettuate nel periodo, nonché della minore produzione idroelettrica (per 1.027 milioni di kWh), connessa alle più sfavorevoli condizioni di idraulicità rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Analogo andamento della produzione netta si rileva nel secondo trimestre 2016.

Contributi alla produzione termica lorda

	2° trimestre					Milioni di kWh		1° semestre
	2016		2015	Variazioni			2016		2015		Variazioni
17	0,2%	90	0,8%	(73)	-81,1%	Olio combustibile	45	0,2%	159	0,8%	(114)	-71,7%
1.668	19,3%	1.695	16,1%	(27)	-1,6%	Gas naturale	3.563	19,1%	3.416	15,3%	147	4,3%
6.797	78,8%	8.674	82,3%	(1.877)	-21,6%	Carbone	14.815	79,2%	18.491	82,9%	(3.676)	-19,9%
149	1,7%	85	0,8%	64	75,3%	Altri combustibili	275	1,5%	227	1,0%	48	21,1%
8.631	100,0%	10.544	100,0%	(1.913)	-18,1%	Totale	18.698	100,0%	22.293	100,0%	(3.595)	-16,1%

La produzione termoelettrica lorda del primo semestre 2016 si attesta a 18.698 milioni di kWh (8.631 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016), registrando un decremento di 3.595 milioni di kWh (-16,1%) rispetto al primo semestre 2015 (-18,1% nel secondo trimestre 2016). Tale decremento ha riguardato principalmente il carbone a seguito del sopracitato fermo dell'impianto di Brindisi Sud per attività di manutenzione solo parzialmente compensato dal maggiori utilizzo di gas naturale.

Trasporto di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
53.584	53.753	(169)	-0,3%	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	109.846	110.202	(356)	-0,3%

(1) Il dato del 2015 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.

L'energia trasportata sulla rete Enel in Italia nel primo semestre 2016 registra un decremento di 356 milioni di kWh (-0,3%) passando da 110.202 milioni di kWh del primo semestre 2015 a 109.846 milioni di kWh del primo semestre 2016. Tale variazione è sostanzialmente in linea con il calo della domanda di energia elettrica in Italia.

Analogo andamento si registra nel secondo trimestre 2016 con un'energia trasportata pari a 53.584 milioni di kWh, con un decremento di 169 milioni di kWh (-0,3%) rispetto al medesimo periodo del 2015.

Vendite di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
				Mercato libero:
6.107	5.822	285	4,9%	- clienti mass market	12.828	12.326	502	4,1%
4.853	2.761	2.092	75,8%	- clienti business (1)	9.296	5.249	4.047	77,1%
509	357	152	42,6%	- clienti in regime di salvaguardia	1.142	705	437	62,0%
11.469	8.940	2.529	28,3%	Totale mercato libero	23.266	18.280	4.986	27,3%
				Mercato regolato:
10.216	10.851	(635)	-5,9%	- clienti in regime di maggior tutela	22.626	23.931	(1.305)	-5,5%
21.685	19.791	1.894	9,6%	TOTALE	45.892	42.211	3.681	8,7%

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

L'energia venduta nel primo semestre 2016 è pari a 45.892 milioni di kWh, con un incremento complessivo di 3.681 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. L'andamento riflette le maggiori quantità vendute nel mercato libero a seguito del sostanziale incremento dei clienti business, per effetto di nuove politiche commerciali e del graduale passaggio di clienti dal mercato regolato al mercato libero.

Analogo andamento nelle vendite di energia elettrica si rileva nel secondo trimestre 2016.

Vendite di gas

	2° trimestre			Milioni di m3	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
273	406	(133)	-32,8%	Clienti mass market (1)	1.643	2.146	(503)	-23,4%
345	124	221	-	Clienti business	984	306	678	-
618	530	88	16,6%	Totale	2.627	2.452	175	7,1%

(1) Include clienti residenziali e microbusiness.

Il gas venduto nel primo semestre 2016 è pari a 2.627 milioni di metri cubi, con un incremento di 175 milioni di metri cubi rispetto allo stesso periodo del precedente esercizio ed è riferibile essenzialmente alle vendite a clienti business. Analogo andamento nelle vendite di gas si rileva nel secondo trimestre 2016.

Risultati economici

	2° trimestre			Milioni di euro		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015		Variazioni
8.040	8.554	(514)	-6,0%	Ricavi	17.210	18.878	(1.668)		-8,8%
1.554	1.587	(33)	-2,1%	Margine operativo lordo	3.329	3.141		188	6,0%
1.045	1.075	(30)	-2,8%	Risultato operativo	2.335	2.139		196	9,2%
				Investimenti	642	616	(1)	26	4,2%

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

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per tipologia di business nel secondo trimestre e nel primo semestre 2016.

Risultati economici del secondo trimestre

Ricavi

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	4.385	4.995	(610)	-12,2%
Infrastrutture e Reti	1.799	1.767	32	1,8%
Mercati finali	3.260	3.181	79	2,5%
Servizi	308	272	36	13,2%
Elisioni e rettifiche	(1.712)	(1.661)	(51)	-3,1%
Totale	8.040	8.554	(514)	-6,0%

I ricavi del secondo trimestre 2016 ammontano a 8.040 milioni di euro, con un decremento di 514 milioni di euro rispetto al 2015 (-6,0%), in conseguenza dei principali seguenti fattori:

minori ricavi da attività di Generazione e Trading per 610 milioni di euro (-12,2%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale decremento è prevalentemente riconducibile a:
minori ricavi per attività di trading nei mercati internazionali dell'energia elettrica per 288 milioni di euro, correlati essenzialmente a una riduzione delle quantità intermediate (-6,7 TWh);
minori ricavi da vendita di energia elettrica per 131 milioni di euro da riferirsi sostanzialmente ai minori ricavi per vendita di energia ad altri rivenditori nazionali per 125 milioni di euro, solo in parte compensati dalle maggiori vendite di energia elettrica alle altre società del Gruppo;
minori ricavi per vendita dei diritti di emissione CO² e certificati verdi per complessivi 42 milioni di euro, a seguito dei minori volumi intermediati;
minori proventi da operazioni straordinarie per 163 milioni di euro, da riferire all'effetto negativo rilevato nel secondo trimestre 2016 a seguito dell'aggiustamento prezzo relativo alla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel (22 milioni di euro) e alla rilevazione nel secondo trimestre 2015 della plusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione in SE Hydropower (141 milioni di euro);
maggiori ricavi per attività di Infrastrutture e Reti per 32 milioni di euro (+1,8%), riferibili sostanzialmente all'aumento dei ricavi per servizi di misura e ai maggiori ricavi per vendita di contatori elettronici alle società della Penisola iberica;
maggiori ricavi sui Mercati finali dell'energia elettrica per 79 milioni di euro (+2,5%), connessi essenzialmente ai maggior ricavi sul mercato libero dell'energia elettrica per 204 milioni di euro, a seguito delle maggiori quantità

vendute (+2.5 TWh), solo in parte compensati dalla riduzione dei ricavi rilevata nel mercato regolato a seguito del decremento delle quantità vendute e del numero dei clienti servito.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	201	349	(148)	-42,4%
Infrastrutture e Reti	889	910	(21)	-2,3%
Mercati finali	437	280	157	56,1%
Servizi	27	48	(21)	-43,8%
Totale	1.554	1.587	(33)	-2,1%

Il margine operativo lordo del secondo trimestre 2016 si attesta a 1.554 milioni di euro, registrando un decremento di 33 milioni di euro (-2,1%) rispetto ai 1.587 milioni di euro del secondo trimestre 2015. Tale decremento è riconducibile essenzialmente:

al minori margine da Generazione e Trading per 148 milioni di euro, da attribuire prevalentemente all'effetto negativo delle partite straordinarie già commentate nei ricavi;
al minor margine di Infrastrutture e Reti per 21 milioni di euro (-2,3%) sostanzialmente riconducibile al decremento del margine da trasporto di energia elettrica per 42 milioni di euro, connesso principalmente al già citato effetto della riduzione delle tariffe solo in parte compensato dai maggiori ricavi per servizi di misura;
all'incremento del margine realizzato sui Mercati finali per 157 milioni di euro (+56,1%), riferibile principalmente a un incremento del margine sul mercato libero dell'energia elettrica e del gas per 146 milioni di euro e al mercato regolato dell'energia elettrica per 12 milioni di euro.

	Risultato operativo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	125	268	(143)	-53,4%
Infrastrutture e Reti	636	633	3	0,5%
Mercati finali	268	139	129	92,8%
Servizi	16	35	(19)	-54,3%
Totale	1.045	1.075	(30)	-2,8%

Il risultato operativo si attesta a 1.045 milioni di euro e, scontando minori ammortamenti e perdite di valore per 3 milioni di euro, registra un decremento di 30 milioni di euro (-2,8%) rispetto ai 1.075 milioni di euro registrati nello stesso periodo del 2015.

Risultati economici del primo semestre

Ricavi

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	9.568	11.232	(1.664)	-14,8%
Infrastrutture e Reti	3.558	3.532	26	0,7%
Mercati finali	7.445	7.493	(48)	-0,6%
Servizi	526	499	27	5,4%
Elisioni e rettifiche	(3.887)	(3.878)	(9)	0,2%
Totale	17.210	18.878	(1.668)	-8,8%

I ricavi del primo semestre 2016 ammontano a 17.210 milioni di euro, con un decremento di 1.668 milioni di euro rispetto al 2015 (-8,8%), in conseguenza dei principali seguenti fattori:

minori ricavi da attività di Generazione e Trading per 1.664 milioni di euro (-14,8%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale decremento è prevalentemente riconducibile a:
minori ricavi per attività di trading nei mercati internazionali dell'energia elettrica per 748 milioni di euro, correlati essenzialmente a una riduzione delle quantità intermediate (-15,0 TWh) in un regime di prezzi decrescenti;
minori ricavi da vendita di energia elettrica per 462 milioni di euro, sostanzialmente relativi alle minori quantità generate. In particolare, la variazione è da riferire principalmente alla riduzione dei ricavi per vendite sulla Borsa dell'energia elettrica (251 milioni di euro, a fronte di minori vendite di energia e maggiori attività sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento), ai minori ricavi per vendita di energia ad altri rivenditori nazionali (236 milioni di euro), solo in parte compensati dalle maggiori vendite di energia elettrica alle altre società del Gruppo;
minori ricavi per vendita dei diritti di emissione CO² e certificati verdi per complessivi 419 milioni di euro, a seguito dei minori volumi intermediati;
minori proventi da operazioni straordinarie per 32 milioni di euro, da riferire prevalentemente alla plusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel nel primo semestre 2016 (124 milioni di euro), più che compensata dai proventi relativi alla cessione di SF Energy e SE Hydropower, effettuata nel primo semestre 2015 (154 milioni di euro);
maggiori ricavi per attività di Infrastrutture e Reti per 26 milioni di euro (+0,7%), riferibili sostanzialmente a:
all'incremento dei contributi da Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (ex Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico) per i Titoli di Efficienza Energetica (pari a 57 milioni di euro) a seguito dei maggiori volumi acquistati e alla crescita del contributo unitario;
all'aumento dei ricavi per servizi di misura (24 milioni di euro);
ai maggiori ricavi per vendita di contatori elettronici ad altre società del Gruppo all'estero (19 milioni di euro);
minori ricavi tariffari per 63 milioni di euro riferibili principalmente alla riduzione delle tariffe di trasmissione solo in parte compensate dai maggiori ricavi connessi alla modifica regolatoria AAEGSI n. 655/14 che ha eliminato il c.d. "lag regolatorio";
minori ricavi sui Mercati finali dell'energia elettrica per 48 milioni di euro (-0,6%), connessi essenzialmente:
ai minori ricavi sul mercato regolato dell'energia elettrica per 428 milioni di euro, a seguito del decremento delle quantità vendute (-1,3 TWh) e del numero dei clienti servito;
all'incremento dei ricavi sul mercato libero dell'energia elettrica per 341 milioni di euro, connesso alle maggiori quantità vendute (+4,9 TWh) solo parzialmente compensato dall'effetto prezzo;
ai maggiori ricavi per vendite di gas naturale a clienti finali per 47 milioni di euro da riferire prevalentemente alla variazione positiva delle partite non ricorrenti.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	506	562	(56)	-10,0%
Infrastrutture e Reti	1.778	1.807	(29)	-1,6%
Mercati finali	997	694	303	43,7%
Servizi	48	78	(30)	-38,5%
Totale	3.329	3.141	188	6,0%

Il margine operativo lordo del primo semestre 2016 si attesta a 3.329 milioni di euro, registrando un incremento di 188 milioni di euro (+6,0%) rispetto ai 3.141 milioni di euro del primo semestre 2015. Tale incremento è riconducibile essenzialmente:

al minor margine da Generazione e Trading per 56 milioni di euro, da attribuire sostanzialmente al diverso contributo nei due periodi delle plusvalenze da cessione citate nei ricavi. Al netto di tali partite, l'andamento risulta essere in calo di 24 milioni di euro a seguito della riduzione della generazione idroelettrica in uno scenario di prezzi decrescenti; tali effetti sono solo parzialmente compensati dal maggior margine sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento;
al minor margine di Infrastrutture e Reti per 29 milioni di euro (-1,6%) sostanzialmente riconducibile:
al decremento del margine da trasporto di energia elettrica per 104 milioni di euro, connesso principalmente al già citato effetto della riduzione delle tariffe;
al maggior margine sui Titoli di Efficienza Energetica per 7 milioni di euro;
al maggior margine sui contributi di connessione per 15 milioni di euro;
all'incremento dei ricavi per servizi di misura;
ai minori costi operativi;
all'incremento del margine realizzato sui Mercati finali per 303 milioni di euro (+43,7%), prevalentemente riferibile:
a un incremento del margine sul mercato libero dell'energia elettrica per 268 milioni di euro (di cui 197 milioni relativi alla componente elettrica) dovuto all'incremento delle quantità vendute per entrambe le commodity (energia elettrica e gas);
all'incremento del margine sul mercato regolato dell'energia elettrica per 33 milioni di euro, da riferire prevalentemente alla riduzione dei costi di acquisto di energia elettrica, per effetto del minor numero di clienti serviti e del decremento dei prezzi.

Risultato operativo

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	353	402	(49)	-12,2%
Infrastrutture e Reti	1.276	1.286	(10)	-0,8%
Mercati finali	682	399	283	70,9%
Servizi	24	52	(28)	-53,8%
Totale	2.335	2.139	196	9,2%

Il risultato operativo si attesta a 2.335 milioni di euro e, scontando minori ammortamenti e perdite di valore per 8 milioni di euro, registra un incremento di 196 milioni di euro (+9,2%) rispetto ai 2.139 milioni di euro registrati nello stesso periodo del 2015.

Investimenti

Milioni di euro 1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	52	76	(1) (24)	-31,6%
Infrastrutture e Reti	566	479	87	18,2%
Mercati finali	11	31	(20)	-64,5%
Servizi	13	30	(17)	-56,7%
Totale	642	616	26	4,2%

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

Gli investimenti del primo semestre 2016 ammontano a 642 milioni di euro in aumento di 26 milioni di euro rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare tale variazione è attribuibile a:

maggiori investimenti di Infrastrutture e Reti pari a 87 milioni di euro riferiti principalmente ad attività legate al miglioramento e al mantenimento dei livelli standard di qualità del servizio;
un decremento di 17 milioni di euro relativo ai Servizi connesso prevalentemente ai maggiori investimenti rilevati nello stesso periodo del 2015 e relativi allo sviluppo di software;
un decremento degli investimenti di Mercati finali per 20 milioni di euro;
minori investimenti di Generazione e Trading per 24 milioni di euro da riferirsi prevalentemente ai minori investimenti in impianti termoelettrici.

Penisola iberica

Dati operativi

Produzione netta di energia

	2° trimestre			Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015		Variazioni
6.046	9.178	(3.132)	-34,1%	Termoelettrica	12.615	17.738	(5.123)	-28,9%
6.382	5.810	572	9,8%	Nucleare	12.842	12.913	(71)	-0,5%
2.659	2.325	334	14,4%	Idroelettrica	4.992	4.681	311	6,6%
15.087	17.313	(2.226)	-12,9%	Totale produzione netta	30.449	35.332	(4.883)	-13,8%

La produzione netta di energia elettrica della Penisola iberica effettuata nel primo semestre 2016 è pari a 30.449 milioni di kWh, con un decremento di 4.883 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015. La variazione trova riscontro prevalentemente in una minore produzione termoelettrica, quale conseguenza delle maggiori importazioni dalla Francia, nonché della maggiore produzione idroelettrica a seguito di una migliore idraulicità del periodo.

Nel secondo trimestre 2016 la produzione netta è pari a 15.087 milioni di kWh, con un decremento di 2.226 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015.

Contributi alla produzione termica lorda

		2° trimestre				Milioni di kWh			1° semestre
	2016		2015	Variazioni				2016		2015		Variazioni
1.499	11,5%	1.316	8,4%	183	13,9%	Olio combustibile pesante (S>0,25%)	3.044	11,4%	2.681	8,4%	363	13,5%
901	6,9%	1.205	7,7%	(304)	- 25,2%	Gas naturale	1.622	6,1%	2.229	6,9%	(607)	-27,2%
3.068	23,6%	6.157	39,1%	(3.089)	- 50,2%	Carbone	6.883	25,8%	11.800	36,8%	(4.917)	-41,7%
6.635	51,0%	6.049	38,4%	586	9,7%	Combustibile nucleare	13.344	50,0%	13.413	41,8%	(69)	-0,5%
912	7,0%	1.016	6,4%	(104)	- 10,2%	Altri combustibili	1.774	6,7%	1.952	6,1%	(178)	-9,1%
13.015	100,0%	15.743	100,0%	(2.728)	- 17,3%	Totale	26.667	100,0%	32.075	100,0%	(5.408)	-16,9%

La produzione termica lorda nel primo semestre 2016 è pari a 26.667 milioni di kWh (13.015 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016) e registra un decremento di 5.408 milioni di kWh rispetto all 'analogo periodo dell'esercizio precedente (-2.728 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016). Il decremento ha riguardato quasi tutte le tipologie di combustibile e in particolare il carbone, penalizzato anche da alcune modifiche regolatorie intervenute.

Trasporto di energia elettrica

2° trimestre			Milioni di kWh		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
27.011	24.947	2.064	8,3%	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	52.735	50.952	1.783	3,4%

L'energia trasportata nel primo semestre 2016 è pari a 52.735 milioni di kWh (27.011 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016) e registra un incremento di 1.783 milioni di kWh (+2.064 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016) tenuto conto dell'avvio, dal primo semestre 2016, di un crash program di riduzione delle perdite di rete e di recupero dell'energia delle connessioni dirette.

Vendite di energia elettrica

2° trimestre			Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni		2016	2015	Variazioni
22.007	22.097	(90) -0,4%	Energia venduta da Enel	45.684	45.691	(7)	-

Le vendite di energia elettrica ai clienti finali effettuate nel primo semestre 2016 sono pari a 45.684 milioni di kWh (22.007 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016), con un decremento di 7 milioni di kWh rispetto allo stesso periodo del 2015 (90 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016); l'andamento, sostanzialmente costante nel complesso, risente nelle sue componenti elementari della sempre crescente liberalizzazione del mercato e del conseguente passaggio al mercato libero (Endesa Energia) di clienti serviti da Endesa Energia XXI (operatore di Endesa sul mercato regolato).

Risultati economici

	2° trimestre			Milioni di euro		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
4.317	4.841	(524)	-10,8%	Ricavi	9.014	10.199	(1.185)	-11,6%
1.062	992	70	7,1%	Margine operativo lordo	1.856	1.969	(113)	-5,7%
652	577	75	13,0%	Risultato operativo	1.047	1.159	(112)	-9,7%
				Investimenti	396	356	40	11,2%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per tipologia di business nel secondo trimestre e nel primo semestre 2016.

Risultati economici del secondo trimestre

Ricavi

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	1.114	1.426	(312)	-21,9%
Infrastrutture e Reti	667	647	20	3,1%
Mercati finali	3.096	3.782	(686)	-18,1%
Servizi	78	77	1	1,3%
Elisioni e rettifiche	(638)	(1.091)	453	-41,5%
Totale	4.317	4.841	(524)	-10,8%

I ricavi del secondo trimestre 2016 sono in decremento di 524 milioni di euro, per effetto di:

minori ricavi da Generazione e Trading per 312 milioni di euro, prevalentemente connessi alla riduzione delle quantità vendute e dei relativi prezzi. Si segnala che in buona parte tali ricavi sono realizzati nei confronti delle società di commercializzazione dell'energia elettrica della Divisione per cui trovano corrispondenza nelle elisioni;
al decremento dei ricavi, pari a 686 milioni di euro, sui Mercati finali, sostanzialmente per l'effetto al ribasso dell'andamento dei prezzi medi di vendita (per il minore costo dei combustibili che si riflette nei prezzi);
un lieve incremento dei ricavi di Infrastrutture e Reti.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	309	232	77	33,2%
Infrastrutture e Reti	472	464	8	1,7%
Mercati finali	279	266	13	4,9%
Servizi	2	30	(28)	-93,3%
Totale	1.062	992	70	7,1%

Il margine operativo lordo ammonta a 1.062 milioni di euro, in incremento di 70 milioni di euro (+7,1%) rispetto all'analogo periodo del 2015, principalmente concentrato nelle attività di Generazione e Trading (+77 milioni di euro) che risentono positivamente soprattutto delle minori imposte di natura ambientale sulla generazione, in particolare da fonte nucleare.

Risultato operativo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	128	49	79	-
Infrastrutture e Reti	272	278	(6)	-2,2%
Mercati finali	252	223	29	13,0%
Servizi	-	27	(27)	-
Totale	652	577	75	13,0%

Il risultato operativo del secondo trimestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 410 milioni di euro, è pari a 652 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015, un incremento di 75 milioni di euro.

Risultati primo semestre

Ricavi

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	2.274	3.049	(775)	-25,4%
Infrastrutture e Reti	1.288	1.309	(21)	-1,6%
Mercati finali	6.654	7.916	(1.262)	-15,9%
Servizi	133	143	(10)	-7,0%
Elisioni e rettifiche	(1.335)	(2.218)	883	-39,8%
Totale	9.014	10.199	(1.185)	-11,6%

I ricavi del primo semestre 2016 registrano un decremento di 1.185 milioni di euro, per effetto di:

minori ricavi da Generazione e Trading per 775 milioni di euro, prevalentemente connessi:

ai minori ricavi per vendita di energia elettrica da parte delle società di generazione per 503 milioni di euro a fronte del decremento delle quantità vendute e in un contesto di prezzi medi di vendita decrescenti; tali ricavi sono in gran parte nei confronti delle società di commercializzazione dell'energia elettrica della Divisione;
al decremento dei ricavi da vendita e di misurazione al fair value di certificati ambientali per 183 milioni di euro rilevati nell'analogo periodo dell'esercizio precedente;
minori contributi, per 104 milioni di euro, relativi alle integrazioni tariffarie previste dal SENP per le società di generazione delle isole, soprattutto per la riduzione dei costi dei combustibili;
minori ricavi sui Mercati finali per 1.262 milioni di euro, sostanzialmente per effetto della riduzione dei prezzi di vendita sia della componente energia elettrica sia di quella gas;
un decremento di 21 milioni di euro dei ricavi di Infrastrutture e Reti, principalmente per effetto dei minori contributi di connessione.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	501	639	(138)	-21,6%
Infrastrutture e Reti	950	906	44	4,9%
Mercati finali	419	383	36	9,4%
Servizi	(14)	41	(55)	-
Totale	1.856	1.969	(113)	-5,7%

Il margine operativo lordo ammonta a 1.856 milioni di euro, con un decremento di 113 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2015, a seguito di:

un minor margine operativo lordo realizzato dalle attività di Generazione e Trading per 138 milioni di euro, prevalentemente connesso alla minor marginalità sui certificati ambientali per 181 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015; tale effetto è parzialmente compensato dal miglior margine di generazione sull'area sia peninsulare sia extrapeninsulare. In particolare, il margine nella Penisola iberica risente favorevolmente della riduzione di alcune imposte di natura ambientale a livello sia nazionale sia regionale;
un incremento del margine operativo lordo su Infrastrutture e Reti, pari a 44 milioni di euro, da riferire principalmente agli efficientamenti effettuati sui costi operativi che hanno più che compensato la riduzione dei contributi di allacciamento commentata nei ricavi;
un miglior margine sui Mercati finali, pari a circa 36 milioni di euro beneficiando principalmente dei minori costi di approvvigionamento per entrambe le commodity intermediate.

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	134	276	(142)	-51,4%
Infrastrutture e Reti	565	537	28	5,2%
Mercati finali	366	311	55	17,7%
Servizi	(18)	35	(53)	-
Totale	1.047	1.159	(112)	-9,7%

Risultato operativo

Il risultato operativo del primo semestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 809 milioni di euro (810 milioni di euro nel primo semestre 2015) è pari a 1.047 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015, un decremento di 112 milioni di euro. Il decremento è quindi da ricondursi a quanto già commentato per il margine operativo lordo tenuto conto che ammortamenti e perdite di valore sono sostanzialmente in linea con quanto rilevato nel primo semestre 2015.

Investimenti

Milioni di euro 1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	134	105	29	27,6%
Infrastrutture e Reti	239	241	(2)	-0,8%
Mercati finali	20	10	10	-
Servizi	3	-	3	-
Totale	396	356	40	11,2%

Gli investimenti ammontano a 396 milioni di euro con un incremento di 40 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, gli investimenti del primo semestre 2016 si riferiscono soprattutto a interventi sulla rete di distribuzione (230 milioni di euro), per sub stazioni e trasformatori, interventi sulla linea e sostituzione degli apparati di misurazione. La variazione di 29 milioni di euro nell'ambito della Generazione e Trading si riferisce principalmente a interventi sulle centrali per l'adeguamento ai nuovi standard di sicurezza, stabiliti dalle nuove normative europee, nonché ad attività di ammodernamento relative alla centrale termica di Litoral.

America Latina

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

	2° trimestre		Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
6.307	6.620	(313)	-4,7%	Termoelettrica	13.446	13.729	(283)	-2,1%
8.233	7.636	597	7,8%	Idroelettrica	15.502	15.368	134	0,9%
22	35	(13)	-37,1%	Altre fonti	45	57	(12)	-21,1%
14.562	14.291	271	1,9%	Totale produzione netta	28.993	29.154	(161)	-0,6%
3.310	3.469	(159)	-4,6%	- di cui Argentina	6.748	7.409	(661)	-8,9%
955	849	106	12,5%	- di cui Brasile	1.857	2.056	(199)	-9,7%
4.339	4.419	(80)	-1,8%	- di cui Cile	8.912	8.691	221	2,5%
3.923	3.446	477	13,8%	- di cui Colombia	7.175	6.642	533	8,0%
2.035	2.108	(73)	-3,5%	- di cui Perù	4.301	4.356	(55)	-1,3%

La produzione netta effettuata nel primo semestre 2016 è pari a 28.993 milioni di kWh, con un decremento di 161 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015, principalmente a seguito della minore produzione termoelettrica particolarmente concentrata in Argentina a seguito del fermo impianto per attività di manutenzione delle centrali Dock Sud e Costanera. Viceversa, la produzione idroelettrica si incrementa a seguito sia dell'entrata in funzione della nuova centrale di El Quimbo in Colombia, sia delle migliori condizioni di idraulicità in Brasile, fenomeni rilevati entrambi nel secondo trimestre 2016.

Nel secondo trimestre 2016 la produzione netta è pari a 14.562 milioni di kWh con un incremento di 271 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015.

Contributi alla produzione termica lorda

	2° trimestre					Milioni di kWh		1° semestre
	2016	2015		Variazioni				2016		2015	Variazioni
483	7,2%	482	6,9%	1	-	Olio combustibile pesante (S>0,25%)	1.007	7,2%	761	5,3%	246	32,3%
4.174	62,4%	4.821	69,5%	(647)	-13,4%	Gas naturale	9.265	65,8%	10.928	76,5%	(1.663)	-15,2%
611	9,1%	767	11,1%	(156)	-20,4%	Carbone	2.061	14,6%	1.341	9,4%	720	53,7%
1.425	21,3%	866	12,5%	559	64,6%	Altri combustibili	1.738	12,4%	1.259	8,8%	479	38,0%
6.693	100,0%	6.936	100,0%	(243)	-3,5%	Totale	14.071	100,0%	14.289	100,0%	(218)	-1,5%

La produzione termica lorda nel primo semestre 2016 è pari a 14.071 milioni di kWh e registra un decremento di 218 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo precedente. Tale decremento è sostanzialmente riferibile al minor uso di gas naturale in Argentina, Cile e Brasile. Analogo andamento si rileva nel secondo trimestre 2016 a cui si aggiunge anche un minor utilizzo di carbone.

Trasporto di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
19.839	19.129	710	3,7%	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	39.676	39.040	636	1,6%
4.850	4.477	373	8,3%	- di cui Argentina	9.551	9.228	323	3,5%
5.730	5.457	273	5,0%	- di cui Brasile	11.574	11.455	119	1,0%
4.012	3.876	136	3,5%	- di cui Cile	7.875	7.717	158	2,0%
3.323	3.399	(76)	-2,2%	- di cui Colombia	6.744	6.794	(50)	-0,7%
1.924	1.920	4	0,2%	- di cui Perù	3.932	3.846	86	2,2%

(1) Il dato del 2015 tiene conto di una più puntuale determinazione delle quantità trasportate.

L'energia trasportata, nel primo semestre 2016, è pari a 39.676 milioni di kWh (19.839 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016) e registra un incremento, pari a 636 milioni di kWh (+710 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016).

Vendite di energia elettrica

2° trimestre			Milioni di kWh 1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
1.487	1.480	7	0,4%	Mercato libero	3.092	3.080	12	0,4%
14.510	14.038	472	3,4%	Mercato regolato	29.318	28.735	583	2,0%
15.997	15.518	479	3,1%	Totale	32.410	31.815	595	1,9%
4.155	3.720	435	11,7%	- di cui Argentina	8.121	7.687	434	5,6%
4.853	4.752	101	2,1%	- di cui Brasile	10.135	10.024	111	1,1%
3.259	3.244	15	0,5%	- di cui Cile	6.569	6.519	50	0,8%
2.050	2.091	(41)	-2,0%	- di cui Colombia	4.126	4.155	(29)	-0,7%
1.680	1.711	(31)	-1,8%	- di cui Perù	3.459	3.430	29	0,8%

L'energia venduta nel primo semestre 2016 ammonta a 32.410 milioni di kWh (15.997 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016) e registra un incremento di 595 milioni di kWh (+479 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016).

Risultati economici

	2° trimestre			Milioni di euro		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
2.531	2.736	(205)	-7,5%	Ricavi	4.983	5.406	(423)	-7,8%
825	701	124	17,7%	Margine operativo lordo	1.625	1.437	188	13,1%
595	457	138	30,2%	Risultato operativo	1.180	948	232	24,5%
				Investimenti	585	791	(206)	-26,0%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per singolo Paese di attività nel secondo trimestre e nel primo semestre 2016.

Risultati economici del secondo trimestre

Ricavi

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	330	249	81	32,5%
Brasile	569	795	(226)	-28,4%
Cile	836	839	(3)	-0,4%
Colombia	495	545	(50)	-9,2%
Perù	301	308	(7)	-2,3%
Totale	2.531	2.736	(205)	-7,5%

I ricavi del secondo trimestre 2016 registrano un decremento di 205 milioni di euro; la diminuzione è principalmente riconducibile a:

maggiori ricavi in Argentina per 81 milioni di euro, sostanzialmente riferibili agli effetti della riforma tariffaria applicata alle società di distribuzione introdotta dal Governo argentino mediante la Resolución ENRE n.1/2016, che ha comportato un significativo incremento delle tariffe di vendita in buona parte compensato dall'effetto cambi fortemente negativo derivante dal deprezzamento del peso argentino nei confronti dell'euro in particolare nel secondo trimestre;
decremento dei ricavi in Brasile per 226 milioni di euro, per effetto del significativo deprezzamento del real brasiliano nei confronti dell'euro e per effetto delle modifiche regolatorie afferenti alla rilevazione delle partite di attivo e passivo settoriale (Credit Value Adjustment - CVA). Tali effetti sono stati in parte compensati da maggiori ricavi rivenienti dall'incremento dei prezzi medi a seguito delle revisioni tariffarie effettuate nel dicembre 2015 e nel marzo 2016;
decremento dei ricavi in Cile per 3 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'aumento della tariffa di distribuzione e delle maggiori quantità vendute dalle società di generazione; tali effetti sono più che compensati dall'andamento sfavorevole dei tassi di cambio;
minori ricavi in Colombia per 50 milioni di euro, in particolare a seguito dell'effetto cambi dovuto al deprezzamento del peso colombiano nei confronti dell'euro quasi integralmente compensato dalle maggiori quantità vendute in regime di prezzi crescenti sia nella generazione sia nella distribuzione;
decremento dei ricavi in Perù per 7 milioni di euro, principalmente per effetto del tasso di cambio nonostante le maggiori quantità trasportate e vendute.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	97	30	67	-
Brasile	128	114	14	12,3%
Cile	221	167	54	32,3%
Colombia	263	266	(3)	-1,1%
Perù	116	124	(8)	-6,5%
Totale	825	701	124	17,7%

Il margine operativo lordo ammonta a 825 milioni di euro, con un incremento di 124 milioni di euro (+17,7%) rispetto all'analogo periodo del 2015 a seguito di:

un incremento del margine operativo lordo in Argentina per 67 milioni di euro, per effetto principalmente per effetto del diverso meccanismo regolatorio che ha caratterizzato i due trimestri a confronto;
un maggior margine operativo lordo in Cile per 54 milioni di euro, a seguito della migliore marginalità sulle vendite sia nella distribuzione sia nella generazione, anche a seguito delle maggiori quantità vendute e dei minori costi di approvvigionamento dei combustibili;
un incremento del margine in Brasile per 14 milioni di euro, che risente degli effetti delle revisioni tariffarie di dicembre 2015 e marzo 2016 rispettivamente in Coelce e Ampla
un decremento del margine operativo lordo in Perù per 8 milioni di euro, principalmente connesso all'andamento dei tassi di cambio;
una riduzione del margine in Colombia per 3 milioni di euro, dove la migliore marginalità generata dalle maggiori quantità vendute a prezzi medi crescenti è stata completamente riassorbita dagli effetti derivanti allo sfavorevole andamento dei cambi.

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Argentina	81	14	67	-
Brasile	40	18	22	-
Cile	164	109	55	50,5%
Colombia	226	225	1	0,4%
Perù	84	91	(7)	-7,7%
Totale	595	457	138	30,2%

Risultato operativo

Il risultato operativo del secondo trimestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 230 milioni di euro (244 milioni di euro nel secondo trimestre 2015) è pari a 595 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015, un incremento di 138 milioni di euro. I minori ammortamenti e perdite di valore sono principalmente da riferire all'effetto della variazione dei tassi di cambio.

Risultati economici del primo semestre

Ricavi

Milioni di euro 1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	594	555	39	7,0%
Brasile	1.067	1.546	(479)	-31,0%
Cile	1.659	1.656	3	0,2%
Colombia	1.038	1.051	(13)	-1,2%
Perù	625	598	27	4,5%
Totale	4.983	5.406	(423)	-7,8%

I ricavi del primo semestre 2016 registrano un decremento di 423 milioni di euro; tale riduzione è principalmente riconducibile a:

maggiori ricavi in Argentina per 39 milioni di euro, sostanzialmente riferibili agli effetti della riforma tariffaria applicata alle società di distribuzione introdotta dal Governo argentino mediante la Resolución ENRE n.1/2016, che ha comportato un significativo incremento delle tariffe di vendita che compensa sia gli effetti della Resolución n. 32/2015 che remunerava le società di distribuzione dei mancati adeguamenti tariffari, sia un effetto cambi fortemente negativo derivante dal deprezzamento del peso argentino nei confronti dell'euro (372 milioni di euro).
un decremento dei ricavi in Brasile per 479 milioni di euro, per effetto del significativo deprezzamento del real brasiliano nei confronti dell'euro (259 milioni di euro), e per gli impatti derivanti dalle modifiche regolatorie che hanno comportato minori ricavi per 370 milioni di euro (in particolare per la modifica dei criteri di rilevazione e consuntivazione del credito per deficit tariffario, Credit Value Adjustment - CVA). Tali effetti sono stati in parte compensati da maggiori ricavi rivenienti dall'incremento dei prezzi medi di vendita per circa 173 milioni di euro a seguito delle revisioni tariffarie effettuate nel dicembre 2015 e nel marzo 2016;
un incremento dei ricavi in Cile per 3 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'aumento della tariffa di distribuzione e delle maggiori quantità vendute dalle società di generazione (183 milioni di euro); tali effetti sono quasi integralmente compensati dall'andamento sfavorevole dei tassi di cambio (171 milioni di euro);
minori ricavi in Colombia per 13 milioni di euro, a seguito dell'effetto cambi dovuto al deprezzamento del peso colombiano nei confronti dell'euro, pari a 266 milioni di euro, quasi integralmente compensato dalle maggiori quantità vendute in regime di prezzi crescenti sia nella generazione sia nella distribuzione;
incremento dei ricavi in Perù per 27 milioni di euro, principalmente per effetto delle maggiori quantità trasportate e vendute, solo in parte compensate dallo sfavorevole andamento del cambio (57 milioni di euro).

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	155	97	58	59,8%
Brasile	260	286	(26)	-9,1%
Cile	465	313	152	48,6%
Colombia	498	502	(4)	-0,8%
Perù	247	239	8	3,3%
Totale	1.625	1.437	188	13,1%

Margine operativo lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 1.625 milioni di euro, con un incremento di 188 milioni di euro (+13,1%) rispetto all'analogo periodo del 2015 a seguito di:

un incremento del margine operativo lordo in Argentina per 58 milioni di euro, principalmente per effetto del diverso meccanismo regolatorio che ha caratterizzato i due semestri a confronto;
un maggior margine operativo lordo in Cile per 152 milioni di euro, a seguito della migliore marginalità sulle vendite sia nella distribuzione sia nella generazione, anche a seguito delle maggiori quantità vendute e dei minori costi di approvvigionamento dei combustibili, sostenuti anche da favorevoli condizioni di idraulicità. Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati dallo sfavorevole andamento dei cambi (51 milioni di euro);
un aumento del margine operativo lordo in Perù per 8 milioni di euro, principalmente connesso ai maggiori prezzi medi di vendita, che sono stati parzialmente compensati dall'avverso andamento dei tassi di cambio;
una riduzione del margine in Colombia per 4 milioni di euro, dove l'effetto positivo delle maggiori quantità generate e vendute, anche in virtù del pieno esercizio dell'impianto idroelettrico di El Quimbo, è stato più che riassorbito dall'effetto negativo derivante dalla traduzione all'euro del peso colombiano (127 milioni di euro);
una riduzione del margine in Brasile per 26 milioni di euro, che risente in particolare dell'effetto cambi negativo, pari a 64 milioni di euro, che è parzialmente compensato dalla migliore marginalità sulle vendite benché le quantità vendute si siano ridotte sensibilmente.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	124	65	59	90,8%
Brasile	94	90	4	4,4%
Cile	351	199	152	76,4%
Colombia	427	421	6	1,4%
Perù	184	173	11	6,4%
Totale	1.180	948	232	24,5%

Il risultato operativo del primo semestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 445 milioni di euro (489 milioni di euro nel primo semestre 2015) è pari a 1.180 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015 un incremento di 232 milioni di euro. I minori ammortamenti e perdite di valore sono principalmente da riferire all'effetto della variazione dei tassi di cambio.

Investimenti

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	97	186	(89)	-47,8%
Brasile	151	156	(5)	-3,2%
Cile	145	124	21	16,9%
Colombia	101	247	(146)	-59,1%
Perù	91	78	13	16,7%
Totale	585	791	(206)	-26,0%

Gli investimenti ammontano a 585 milioni di euro con un decremento di 206 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, gli investimenti del primo semestre 2016 si riferiscono soprattutto a interventi

sulla rete di distribuzione in tutti i Paesi in cui il Gruppo opera oltreché agli interventi sulle centrali termoelettriche di Costanera, Celta e Bocamina e Piura oltre ad alcuni investimenti su centrali idroelettriche in particolare con riferimento alla centrale de Los Condores in Cile.

Europa dell'Est

Dati operativi

Produzione netta di energia

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
9.482	10.298	(816)	-7,9%	Termoelettrica	20.288	21.935	(1.647)	-7,5%
2.457	3.061	(604)	-19,7%	Nucleare	6.244	6.773	(529)	-7,8%
478	714	(236)	-33,1%	Idroelettrica	1.071	1.763	(692)	-39,3%
-	4	(4)	-	Altre fonti	3	16	(13)	-81,2%
12.417	14.077	(1.660)	-11,8%	Totale produzione netta	27.606	30.487	(2.881)	-9,4%
9.037	9.780	(743)	-7,6%	- di cui Russia	19.108	20.587	(1.479)	-7,2%
3.327	4.173	(846)	-20,3%	- di cui Slovacchia	8.146	9.464	(1.318)	-13,9%
53	124	(71)	-57,3%	- di cui Belgio	352	436	(84)	-19,3%

La produzione netta di energia elettrica effettuata nel primo semestre 2016 è pari a 27.606 milioni di kWh, con un decremento di 2.881 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale variazione è principalmente riferibile alla minore produzione in Russia per un guasto all'impianto a ciclo combinato di Nevinnomisskaya (-862 milioni di kWh) e a una diminuzione della produzione degli impianti tradizionali a olio e gas (-714 mlioni di kWh), solo parzialmente compensata dall'andamento positivo delle centrali a carbone. A tale componente si aggiunge il calo della generazione in Slovacchia da fonte sia nucleare sia idroelettrica, quest'ultima anche per effetto della chiusura anticipata del contratto di gestione della centrale di Gabčíkovo.

Analoghi andamenti si rilevano per quanto riguarda il secondo trimestre 2016.

Contributi alla produzione termica lorda

		2° trimestre				Milioni di kWh		1° semestre
	2016		2015		Variazioni			2016		2015	Variazioni
4.672	36,7%	5.457	38,4%	(785)	-14,4%	Gas naturale	10.671	37,7%	12.371	40,6%	(1.700)	- 13,7%
5.396	42,4%	5.447	38,4%	(51)	-0,9%	Carbone	10.871	38,5%	10.845	35,5%	26	0,2%
2.661	20,9%	3.300	23,2%	(639)	-19,4%	Combustibile nucleare	6.727	23,8%	7.285	23,9%	(558)	-7,7%
12.729	100,0%	14.204	100,0%	(1.475)	-10,4%	Totale	28.269	100,0%	30.501	100,0%	(2.232)	-7,3%

La produzione termica lorda del primo semestre 2016 ha fatto registrare un decremento di 2.232 milioni di kWh, attestandosi a 28.269 milioni di kWh con una variazione che ha riguardato maggiormente la produzione da gas naturale in Russia ma anche quella da combustibile nucleare in Slovacchia. Analogo andamento si rileva nel secondo trimestre 2016.

Trasporto di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
3.498	3.455	43	1,2%	Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	7.278	7.199	79	1,1%

L'energia trasportata dalla Region, tutta concentrata in territorio rumeno, registra un incremento di 79 milioni di kWh (+1,1%), passando da 7.199 milioni di kWh a 7.278 milioni di kWh nel primo semestre 2016. L'incremento deriva principalmente dai nuovi allacci effettuati, che riflettono il trend di sviluppo della rete elettrica del Paese.

Vendite di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
2.214	2.483	(269)	-10,8%	Mercato libero	4.564	5.240	(676)	-12,9%
1.140	1.243	(103)	-8,3%	Mercato regolato	2.482	2.729	(247)	-9,1%
3.354	3.726	(372)	-10,0%	Totale	7.046	7.969	(923)	-11,6%
1.744	1.778	(34)	-1,9%	- di cui Romania	3.756	3.889	(133)	-3,4%
597	966	(369)	-38,2%	- di cui Francia	1.241	2.032	(791)	-38,9%
1.013	982	31	3,2%	- di cui Slovacchia	2.049	2.048	1	-

Le vendite di energia effettuate nel primo semestre 2016 registrano un decremento di 923 milioni di kWh passando da 7.969 milioni di kWh a 7.046 milioni di kWh. Tale decremento è riferibile:

alle minori quantità vendute in Francia per 791 milioni di kWh, a seguito della politica commerciale intrapresa dal Gruppo nel Paese;
al decremento delle vendite nel mercato rumeno per 133 milioni di kWh, principalmente attribuibile alla progressiva liberalizzazione del mercato.

Lo stesso andamento trova riscontro anche nel secondo trimestre 2016.

Risultati economici

2° trimestre		Milioni di euro		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015		Variazioni
1.059	1.135	(76)	-6,7%	Ricavi	2.228	2.374	(146)	-6,1%
156	159	(3)	-1,9%	Margine operativo lordo	353	392	(39)	-9,9%
55	72	(17)	-23,6%	Risultato operativo	194	211	(17)	-8,1%
				Investimenti	82	(1) 85	(2) (3)	-3,5%

(2) Il dato non include 249 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Il dato non include 254 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per singolo Paese di attività nel secondo trimestre e nel primo semestre 2016.

Risultati economici secondo trimestre

Ricavi

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Romania	222	232	(10)	-4,3%
Russia	212	273	(61)	-22,3%
Slovacchia	568	561	7	1,2%
Altri Paesi	57	69	(12)	-17,4%
Totale	1.059	1.135	(76)	-6,7%

I ricavi del secondo trimestre 2016 risultano pari a 1.059 milioni di euro con un decremento di 76 milioni di euro (-6,7%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è connesso:

ai minori ricavi in Russia per 61 milioni di euro, prevalentemente riferibili all'effetto cambi;
al decremento dei ricavi in Romania per 10 milioni di euro, essenzialmente riferibile al processo di liberalizzazione per i clienti business che ha comportato minori volumi di vendite;
al decremento dei ricavi in altri Paesi, che ha riguardato la Francia e il Belgio;
all'aumento dei ricavi in Slovacchia per 7 milioni di euro.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Romania	69	74	(5)	-6,8%
Russia	41	29	12	41,4%
Slovacchia	48	64	(16)	-25,0%
Altri Paesi	(2)	(8)	6	75,0%
Totale	156	159	(3)	-1,9%

Il margine operativo lordo ammonta a 156 milioni di euro, registrando un decremento di 3 milioni di euro rispetto al secondo trimestre 2015. Tale andamento è principalmente relativo:

al decremento del margine operativo lordo in Slovacchia per 16 milioni di euro, dovuto a una riduzione dei prezzi di vendita e delle quantità generate;
alla diminuzione del margine operativo lordo in Romania per 5 milioni di euro, per effetto del calo dei prezzi.

L'effetto positivo sul margine in Russia e negli altri Paesi ha solo in parte compensato le variazioni negative registrate.

Risultato operativo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Romania	44	46	(2)	-4,3%
Russia	28	(4)	32	-
Slovacchia	(14)	39	(53)	-
Altri Paesi	(3)	(9)	6	66,7%
Totale	55	72	(17)	-23,6%

Il risultato operativo del secondo trimestre 2016 è pari a 55 milioni di euro ed evidenzia, rispetto all'analogo periodo del 2015, un decremento di 17 milioni di euro (-23,6%) tenuto conto dei maggiori ammortamenti e perdite di valore per 14 milioni di euro.

Risultati economici primo semestre

Ricavi

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Romania	474	497	(23)	-4,6%
Russia	425	547	(122)	-22,3%
Slovacchia	1.172	1.172	-	-
Altri Paesi	157	158	(1)	-0,6%
Totale	2.228	2.374	(146)	-6,1%

I ricavi del primo semestre 2016 risultano pari a 2.228 milioni di euro con un decremento di 146 milioni di euro (-6,1%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è connesso:

ai minori ricavi in Russia per 122 milioni di euro, prevalentemente riferibili all'effetto del deprezzamento del rublo nei confronti dell'euro (90 milioni di euro) a cui si associa un calo di produzione di energia elettrica nella centrale di Nevinnomisskaya per effetto del sopracitato fermo dell'impianto;
al decremento dei ricavi in Romania per 23 milioni di euro, essenzialmente riconducibile al processo di liberalizzazione, già citato, e a una diminuzione dei prezzi medi di vendita.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015	Variazioni
Romania	123	138	(15)	-10,9%
Russia	78	95	(17)	-17,9%
Slovacchia	157	167	(10)	-6,0%
Altri Paesi	(5)	(8)	3	37,5%
Totale	353	392	(39)	-9,9%

Il margine operativo lordo ammonta a 353 milioni di euro, registrando un decremento di 39 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015. Tale andamento è principalmente relativo:

a un decremento del margine operativo lordo in Russia per 17 milioni di euro, principalmente attribuibile al già citato effetto cambio (16 milioni di euro);
a una riduzione del margine rilevata in Romania per 15 milioni di euro, che riflette essenzialmente la diminuzione dei ricavi;
alla diminuzione del margine operativo lordo in Slovacchia per 10 di euro, per effetto del calo dei prezzi e per la minore produzione di energia dovuta alla chiusura anticipata del contratto di Gabčíkovo.

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	76	83	(7)	-8,4%
Russia	55	34	21	61,8%
Slovacchia	70	104	(34)	-32,7%
Altri Paesi	(7)	(10)	3	30,0%
Totale	194	211	(17)	-8,1%

Risultato operativo

Il risultato operativo del primo semestre 2016 è pari a 194 milioni di euro ed evidenzia, rispetto all'analogo periodo del 2015, un decremento di 17 milioni di euro (-8,1%) tenuto conto di minori ammortamenti e perdite di valore per 22 milioni di euro per effetto sia della variazione dei tassi di cambio in Russia, sia degli impairment effettuati nel corso del 2015 che hanno ridotto il valore degli asset.

Investimenti

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	47	42	5	11,9%
Russia	35	43	(8)	-18,6%
Totale	82	(1) 85	(2) (3)	-3,5%

(1) Il dato non include 249 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Il dato non include 254 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti ammontano a 82 milioni di euro, in diminuzione di 3 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è da attribuire principalmente alle attività di refurbishment sugli impianti in Russia.

Energie Rinnovabili

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
2.813	3.112	(299)	-9,6%	Idroelettrica	5.085	5.787	(702)	-12,1%
1.547	1.531	16	1,0%	Geotermoelettrica	3.143	3.084	59	1,9%
4.239	3.659	580	15,9%	Eolica	9.482	7.912	1.570	19,8%
299	225	74	32,9%	Altre fonti	527	414	113	27,3%
8.898	8.527	371	4,4%	Totale	18.237	17.197	1.040	6,0%
3.672	3.742	(70)	-1,9%	- di cui Italia	6.717	7.115	(398)	-5,6%
889	1.026	(137)	-13,4%	- di cui Penisola iberica	2.199	2.317	(118)	-5,1%
126	130	(4)	-3,1%	- di cui Grecia	290	282	8	2,8%
266	331	(65)	-19,6%	- di cui Romania e Bulgaria	672	791	(119)	-15,0%
2.165	1.797	368	20,5%	- di cui Stati Uniti e Canada	4.756	3.582	1.174	32,8%
715	844	(129)	-15,3%	- di cui Panama, Messico, Guatemala e Costa Rica	1.695	1.888	(193)	-10,2%
943	652	291	44,6%	- di cui Brasile, Cile e Uruguay	1.737	1.213	524	43,2%
122	5	117	-	- di cui altri Paesi	171	9	162	-

La produzione netta della Divisione è pari nel primo semestre 2016 a 18.237 milioni di kWh (8.898 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016), con un incremento rispetto allo stesso periodo del 2015 di 1.040 milioni di kWh (+371 milioni di kWh nel secondo trimestre 2016). Tale incremento è attribuibile alla maggiore generazione all'estero per 1.438 milioni di kWh, principalmente per effetto della maggiore produzione da fonte eolica in Nord America e in America Latina (+1.592 milioni di kWh) a seguito della maggiore capacità installata, in India (+161 milioni di kWh) a seguito del consolidamento di BLP Energy da settembre 2015, e della maggiore produzione da fonte solare in Cile (+148 milioni di kWh). Tali effetti sono solo parzialmente compensati dalle minori quantità generate da fonte idroelettrica nella Repubblica di Panama e in Guatemala (-336 milioni di kWh) a seguito delle peggiori condizioni di idraulicità e dalla minore produzione da fonte eolica in Romania (-113 milioni di kWh). A tali effetti si aggiunge la variazione di perimetro derivante dalla cessione delle attività in Portogallo, effettuata a novembre 2015, che ha comportato un decremento della produzione da fonte eolica (-165 milioni di kWh).

La produzione netta di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2016 registra un decremento di 398 milioni di kWh rispetto allo stesso periodo del 2015, risentendo principalmente della minore produzione da fonte idroelettrica (-498 milioni di kWh), causata da condizioni di idraulicità più sfavorevoli, e da fonte solare (-62 milioni di kWh). Tale decremento è stato parzialmente compensato dall'incremento della produzione da fonte geotermica (+59 milioni di kWh) a seguito di una maggiore disponibilità della risorsa stessa.

Analogo andamento, sia pure più contenuto, si rileva nel secondo trimestre 2016.

Risultati economici

	2° trimestre			Milioni di euro		1° semestre
2016	2015		Variazioni		2016	2015		Variazioni
703	781	(78)	-10,0%	Ricavi	1.408	1.593	(185)	-11,6%
458	542	(84)	-15,5%	Margine operativo lordo	920	1.078	(158)	-14,7%
270	327	(57)	-17,4%	Risultato operativo	554	697	(143)	-20,5%
				Investimenti	1.742	973	769	79,0%

Nella seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per ciascuna delle aree geografiche di attività nel secondo trimestre e nel primo semestre 2016.

Risultati economici secondo trimestre

Ricavi

Milioni di euro	2° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	389	486	(97)	-20,0%
America Latina	157	157	-	-
Nord America	151	136	15	11,0%
Africa Sub-Sahariana e Asia	6	2	4	-
Totale	703	781	(78)	-10,0%

I ricavi del secondo trimestre 2016 ammontano a 703 milioni di euro, con un decremento di 78 milioni di euro (-10,0%) rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è connessa:

a un decremento dei ricavi in Europa e Nord Africa per 97 milioni di euro, da riferirsi principalmente ai minori ricavi nella Penisola iberica, sia per una minore produzione da biomassa sia per la cessione degli asset portoghesi, e in Italia a fronte di una minore produzione idroelettrica;
ai maggiori ricavi in Nord America per 15 milioni di euro, principalmente per effetto della maggiore capacità installata e dei maggiori ricavi per tax partnership.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	252	362	(110)	-30,4%
America Latina	97	79	18	22,8%
Nord America	106	100	6	6,0%
Africa Sub-Sahariana e Asia	3	1	2	-
Totale	458	542	(84)	-15,5%

Il margine operativo lordo ammonta, nel secondo trimestre 2016, a 458 milioni di euro, in decremento di 84 milioni di euro (-15,5%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale decremento è sostanzialmente riconducibile alle stesse motivazioni commentate nei ricavi.

Risultato operativo

Milioni di euro		2° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	154	242	(88)	-36,4%
America Latina	60	40	20	50,0%
Nord America	55	45	10	22,2%
Africa Sub-Sahariana e Asia	1	-	1	-
Totale	270	327	(57)	-17,4%

Il risultato operativo, pari a 270 milioni di euro, registra un decremento di 57 milioni di euro, tenuto conto di minori ammortamenti e perdite di valore perdite di valore per 27 milioni di euro.

Risultati economici primo semestre

Ricavi

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	761	1.000	(239)	-23,9%
America Latina	317	321	(4)	-1,2%
Nord America	321	270	51	18,9%
Africa Sub-Sahariana e Asia	9	2	7	-
Totale	1.408	1.593	(185)	-11,6%

I ricavi del primo semestre 2016 si attestano a 1.408 milioni di euro con un decremento di 185 milioni di euro (-11,6%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è connesso:

a un decremento dei ricavi in Europa e Nord Africa per 239 milioni di euro, dovuti prevalentemente alla minore produzione idroelettrica e solare in Italia, alla diminuzione dei prezzi medi di vendita nella Penisola iberica e alla cessione degli asset in Portogallo avvenuta a fine 2015. A tali effetti, si aggiunge l'iscrizione nel primo semestre 2015 del badwill e della rimisurazione al fair value relativa all'acquisizione di 3Sun (per complessivi 132 milioni di euro) e di un indennizzo previsto dagli accordi con STM (12 milioni di euro);
ai minori ricavi in America Latina per 4 milioni di euro da riferire principalmente ai minori ricavi per vendita di energia elettrica nella Repubblica di Panama, a seguito delle peggiori condizioni di idraulicità (-20 milioni di euro), in Brasile (- 13 milioni di euro), in Guatemala (-9 milioni di euro) e in Costa Rica (-8 milioni di euro). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall'incremento dei ricavi, in linea con l'incremento della produzione, principalmente in Cile (30 milioni di euro) e in Messico (12 milioni di euro);
ai maggiori ricavi in Nord America per 51 milioni di euro, essenzialmente connessi, all'incremento dei proventi da tax partnership per 43 milioni di euro e alla crescita delle quantità prodotte legate alla maggiore produzione eolica.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	487	718	(231)	-32,2%
America Latina	198	166	32	19,3%
Nord America	234	194	40	20,6%
Africa Sub-Sahariana e Asia	1	-	1	-
Totale	920	1.078	(158)	-14,7%

Il margine operativo lordo del primo semestre 2016 ammonta a 920 milioni di euro, in decremento di 158 milioni di euro (-14,7%) rispetto al primo semestre 2015; tale decremento è riferibile:

al minor margine realizzato in Europa e Nord Africa per 231 milioni di euro, prevalentemente riferibile agli stessi effetti già citati nei ricavi;
al maggior margine in America Latina per 32 milioni di euro, per effetto della riduzione dei costi operativi, principalmente connessi all'acquisto di energia in Brasile, che ha più che compensato il decremento dei ricavi;
al margine del Nord America in aumento di 40 milioni di euro, correlato ai maggiori ricavi, solo leggermente compensati dai maggiori costi del personale e operativi connessi alla maggiore capacità installata.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	291	495	(204)	-41,2%
America Latina	128	107	21	19,6%
Nord America	137	96	41	42,7%
Africa Sub-Sahariana e Asia	(2)	(1)	(1)	-
Totale	554	697	(143)	-20,5%

Il risultato operativo del primo semestre 2016, pari a 554 milioni di euro, registra un decremento di 143 milioni di euro, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 15 milioni di euro; quest'ultima voce risente degli investimenti entrati in esercizio nel corso del 2016.

Investimenti

Milioni di euro	1° semestre
	2016	2015		Variazioni
Europa e Nord Africa	112	137	(25)	-18,2%
America Latina	827	569	258	45,3%
Nord America	601	128	473	-
Africa Sub-Sahariana e Asia	202	139	63	45,3%
Totale	1.742	973	769	79,0%

Gli investimenti del primo semestre 2016 ammontano a 1.742 milioni di euro, in incremento di 769 milioni rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Tali investimenti si riferiscono principalmente al settore eolico in America Latina (337 milioni di euro), in Nord America (547 milioni di euro) e in Sudafrica (88 milioni di euro), al settore geotermico in Cile (90 milioni di euro) e in Italia (38 milioni di euro), al solare in Brasile (111 milioni di euro), in Cile (102 milioni di euro) e in Sudafrica (112 milioni di euro) e all'idroelettrico in America Latina (103 milioni di euro) e in Italia (32 milioni di euro).

Altro, elisioni e rettifiche

Risultati economici

	2° trimestre			Milioni di euro	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015		Variazioni
180	196	(16)	-8,2%	Ricavi (al netto delle elisioni)	371	394	(23)	-5,8%
(19)	(43)	24	55,8%	Margine operativo lordo	(30)	(56)	26	46,4%
(77)	(49)	(28)	-57,1%	Risultato operativo	(100)	(70)	(30)	-42,9%
				Investimenti	18	16	2	12,5%

Risultati economici secondo trimestre

I ricavi, al netto delle elisioni, del secondo trimestre 2016 risultano pari a 180 milioni di euro, con un decremento di 16 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (-8,2%) riferibile essenzialmente a minori ricavi per attività di ingegneria.

Il margine operativo lordo del secondo trimestre 2016, negativo per 19 milioni di euro, è aumento di 24 milioni di euro rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2015.

Il risultato operativo, negativo per 77 milioni di euro, risulta in decremento di 28 milioni di euro rispetto al valore registrato nel secondo trimestre 2015, a fronte di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 52 milioni di euro da riferire principalmente all'adeguamento al presumibile valore di cessione degli asset in fase di sviluppo nell'Upstream gas in Algeria (licenza Isarene) rilevato nel secondo trimestre 2016.

Risultati economici primo semestre

I ricavi del primo semestre 2016, al netto delle elisioni, risultano pari a 371 milioni di euro con un decremento di 23 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2015 (-5,8%). Tale decremento è essenzialmente riferibile a: minori ricavi per attività di ingegneria (39 milioni di euro) a seguito delle minori attività svolte nel primo semestre 2016 rispetto all'analogo periodo del 2015 (tra cui l'impianto nucleare di Mochovce) anche a seguito della progressiva riduzione degli investimenti del Gruppo negli impianti di generazione convenzionale. Tale andamento risulta solo parzialmente compensato dai maggiori ricavi derivanti dalla realizzazione di attività di ambientalizzazione dell'impianto a carbone di Litoral de Almeria, in Spagna;minori ricavi per servizi di supporto e staff forniti dalla Holding; la rilevazione della plusvalenza derivante dalla cessione della società Compostilla Re per 19 milioni di euro.

Il margine operativo lordo del primo semestre 2016, negativo per 30 milioni di euro, registra un incremento di 26 milioni di euro essenzialmente per effetto del sopracitato provento. Se si esclude da tale variazione la plusvalenza, il margine

operativo lordo risulta in aumento di 7 milioni di euro a seguito essenzialmente della maggiore marginalità unitaria relativa ad alcuni servizi prestati alle altre Divisioni del Gruppo.

Il risultato operativo del primo semestre 2016, è negativo per 100 milioni di euro e registra un decremento di 30 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 56 milioni di euro da riferire principalmente all'adeguamento al presumibile valore di cessione degli asset in fase di sviluppo nell'Upstream gas in Algeria (licenza Isarene).

Investimenti

Gli investimenti del primo semestre 2016 ammontano a 18 milioni di euro, con un incremento di 2 milioni di euro rispetto al valore registrato nel primo semestre 2015.

Fatti di rilievo del primo semestre 2016

Integrazione con Enel Green Power

In data 11 gennaio 2016, l'Assemblea straordinaria di Enel SpA ("Enel") ha approvato la scissione parziale non proporzionale di Enel Green Power SpA ("EGP") in favore di Enel (la "Scissione"). Prima dello svolgimento dell'Assemblea di Enel, sempre l'11 gennaio si è tenuta l'Assemblea di EGP, che in sede straordinaria ha anch'essa approvato la Scissione. In particolare, l'Assemblea straordinaria di Enel ha approvato, senza modifiche o integrazioni, il progetto di scissione che prevede:

l'assegnazione da parte di EGP in favore di Enel del compendio scisso essenzialmente rappresentato: (i) dalla partecipazione totalitaria detenuta dalla stessa EGP in Enel Green Power International, holding di diritto olandese che detiene partecipazioni in società operanti nel settore delle energie rinnovabili nel Nord, Centro e Sud America, in Europa, in Sudafrica e in India, e (ii) da attività, passività, contratti e rapporti giuridici connessi a tali partecipazioni;
il mantenimento in capo a EGP di tutti i restanti elementi patrimoniali diversi da quelli che fanno parte del sopra definito compendio (e quindi, essenzialmente, le attività italiane e le residue limitate partecipazioni estere).
Trattandosi di scissione non proporzionale, è stato previsto che:
i soci di EGP diversi da Enel concambino in azioni Enel tutte le azioni dagli stessi possedute in EGP;
Enel concambi le azioni corrispondenti alla sua partecipazione nel compendio scisso in azioni Enel, e contestualmente le annulli ai sensi degli artt. 2504 ter, comma 2, e 2506 ter, comma 5, del codice civile.

L'atto di scissione è stato successivamente stipulato in data 25 marzo 2016, con data di efficacia posticipata allo scadere dell'ultimo istante del 31 marzo 2016.

Gli azionisti di EGP che non avevano concorso all'approvazione della Scissione sono stati legittimati a esercitare il diritto di recesso, ai sensi dell'art. 2437, comma 1, lett. a), del codice civile ("Diritto di Recesso") ovvero il diritto di far acquistare le proprie azioni EGP da parte di Enel ai sensi dell'art. 2506 bis, comma 4, del codice civile ("Diritto di Vendita"). Il Diritto di Recesso e il Diritto di Vendita potevano essere esercitati per un valore di liquidazione unitario dell'azione EGP, determinato ai sensi dell'art. 2437 ter, comma 3, del codice civile, pari a euro 1,780 per ciascuna azione EGP. Al termine del periodo di offerta, tali diritti sono stati validamente esercitati per complessive n. 16.428.393 azioni ordinarie EGP (pari a circa lo 0,33% del capitale sociale di EGP) e, quindi, per un controvalore totale pari a circa 29,2 milioni di euro (di cui n. 14.951.772 azoni sono state acquistate da Enel per un controvalore di 26,6 milioni di euro). L'indicato controvalore totale delle azioni è, pertanto, inferiore alla soglia di 300 milioni di euro, che era stata posta come condizione sospensiva per il perfezionamento della Scissione.

A seguito del completamento della Scissione, tutte le n. 1.570.621.711 azioni ordinarie EGP detenute dagli azionisti EGP diversi da Enel sono state annullate e concambiate con azioni ordinarie Enel di nuova emissione, in applicazione del rapporto di cambio di 0,486 azioni Enel per ciascuna azione EGP portata in concambio, senza conguagli in denaro. In favore di Enel sono state destinate – e contestualmente annullate in ossequio al divieto di cui all'art. 2504 ter, comma 2, del codice civile, come richiamato dall'art. 2506 ter, comma 5, del codice civile – complessive n. 1.005.717.849 azioni ordinarie Enel, a fronte dell'annullamento, in sede di concambio, di complessive n. 2.069.378.289 azioni ordinarie EGP detenute dalla stessa Enel e riferibili al compendio oggetto della Scissione. Pertanto, a fronte dell'emissione di n. 763.322.151 nuove azioni ordinarie Enel destinate ai soci di EGP diversi da Enel, il capitale sociale di Enel è stato aumentato di nominali euro 763.322.151 e risulta quindi pari a euro 10.166.679.946, interamente sottoscritto e versato, e dunque suddiviso in n. 10.166.679.946 azioni ordinarie dal valore nominale di euro 1 ciascuna.

Le azioni EGP sono state negoziate sul mercato italiano fino alla chiusura dei mercati del 31 marzo 2016 e sui mercati spagnoli fino alla chiusura dei mercati del 30 marzo 2016, mentre a decorrere dal 1° aprile 2016 ha avuto inizio la negoziazione delle azioni Enel di nuova emissione sul mercato italiano.

Riacquisto di obbligazioni

Il 14 gennaio 2016 Enel, nel contesto dell'ottimizzazione della struttura delle passività di Enel mediante una gestione attiva delle scadenze e del costo del debito, ha lanciato un'offerta volontaria non vincolante, avente a oggetto il riacquisto per cassa fino a un ammontare nominale complessivo pari a 500.000.000 euro di due serie di obbligazioni emesse dalla stessa Enel; allo scadere dell'offerta (in data 20 gennaio 2016) Enel ha deciso di esercitare la facoltà, riconosciuta dalla documentazione dell'offerta, di incrementare l'ammontare nominale originariamente previsto e ha pertanto deciso di acquistare:

591.088.000 euro in valore nominale di obbligazioni con scadenza 20 giugno 2017, a seguito dell'applicazione del fattore di riparto del 92,5715%;
158.919.000 euro in valore nominale di obbligazioni con scadenza 12 giugno 2018, a seguito dell'applicazione del fattore di riparto del 100%.

La data di regolamento dell'offerta è stata il 25 gennaio 2016.

Accordo quadro con Bank of China e SINOSURE

Il 20 gennaio 2016 Enel, Bank of China (leader nel settore bancario cinese e la più diversificata e internazionale banca della Cina) e la China Export & Credit Insurance Corporation ("SINOSURE") hanno firmato un accordo quadro non vincolante per promuovere lo sviluppo da parte delle società del Gruppo Enel, in particolare di Enel Green Power, di progetti su scala mondiale con la partecipazione di imprese cinesi in qualità di contractors e/o fornitori di servizi di ingegneria, procurement e costruzione. In base all'accordo, Bank of China metterà a disposizione di Enel e delle sue controllate una linea di credito per un ammontare fino a 1 miliardo di dollari statunitensi garantita da SINOSURE. L'accordo quadro, che stabilisce i principali termini e condizioni degli strumenti di finanziamento che possono essere erogati, avrà validità di cinque anni, con la possibilità di estensione su comune accordo delle parti.

Nuova identità societaria di Enel

Il 26 gennaio 2016 a Madrid è stata svelata la nuova identità societaria globale del Gruppo presso la sede della controllata spagnola Endesa. Contestualmente, nel quadro della nuova identità societaria di Gruppo, sono stati svelati anche i loghi di Enel Green Power e di Endesa.

La nuova identità è l'ideale prosecuzione della strategia "Open Power", annunciata lo scorso novembre a Londra in occasione del Capital Markets Day di Enel e che si fonda sull'apertura come chiave di volta dell'approccio strategico e operativo del Gruppo; in particolare "Open Power" punta a:

aprire l'accesso all'energia a più persone;
aprire il mondo dell'energia a nuove tecnologie;
aprire la gestione dell'energia alle persone;
aprire l'energia a nuovi utilizzi;
aprirsi a più partnership.

La nuova strategia di brand trasmette l'immagine di Enel come una moderna utility aperta, flessibile, reattiva e in grado di guidare la transizione energetica. Il Gruppo introduce un nuovo sistema visivo – che comprende i loghi – attraente e colorato che riprende i princípi flessibili e dinamici di "Open Power". La nuova identità visiva e il nuovo logo sono composti da molti colori per riflettere la varietà dello spettro energetico, la natura poliedrica di un Gruppo presente in oltre 30 Paesi e la crescente diversificazione dei servizi offerti dall'azienda nell'ambito del sistema energetico globale. Nell'ambito del rinnovo del brand è stato svelato anche il nuovo sito internet Enel.com, un sito che pone al centro l'utente e l'utilizzo tramite applicazioni mobili. Nel corso del 2016 verrà finalizzato l'aggiornamento dell'intera presenza online di Gruppo.

Programma di start up in Israele

In data 10 febbraio Enel ha annunciato il lancio di un programma di supporto tecnologico per start up in Israele, un Paese con una tale concentrazione di aziende "tech" innovative da poter vantare una sua versione di Silicon Valley, detta Silicon Wadi. Nell'ambito del programma, Enel lancerà una società di supporto a start up che farà da 'incubatore di business' e sarà operativa a Tel Aviv, da maggio. Ogni anno saranno scelte fino a otto start up, tra le aziende chiave locali, che potranno beneficiare di un programma di sostegno su misura, in collaborazione con Enel. Uno degli obiettivi del programma – al di là dello sviluppo di singole start up – è quello di stabilire una presenza di Enel nell'ecosistema israeliano dell'innovazione, tra i più sviluppati al mondo, facendo leva sulla rete dei fondi di venture capital e sulle università, in collaborazione con l'Ufficio del "Chief Scientist" presso il Ministero dell'Economia di Israele. La società di supporto selezionerà le start up attraverso gare pubbliche sulla base della più ampia lista delle priorità tecnologiche di Enel. Una volta selezionate, le start up avranno a disposizione una serie di ingegneri ed esperti tecnologici di Enel, che le aiuteranno nello sviluppo sia del business sia della tecnologia tramite test in strutture aziendali, facendo leva sull'esperienza commerciale e tecnologica del Gruppo. Il programma di sostegno avrà una durata di almeno sei mesi per ogni progetto.

Protocollo d'intesa tra Architetti ed Enel Energia

Il 17 febbraio 2016 è stato siglato un Protocollo d'intesa tra il Consiglio Nazionale degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti e Conservatori ed Enel Energia. Obiettivi di tale Protocollo sono il promuovere le riqualificazioni energetiche degli edifici e la loro qualità architettonica, nonché politiche e azioni comuni e proposte normative per innalzare la qualità dell'installazione delle tecnologie efficienti; garantire benefíci e decoro ambientali e consentire, allo stesso tempo, un risparmio economico per i cittadini. Il Protocollo delinea una collaborazione finalizzata a favorire e sviluppare forme di integrazione e di cooperazione. Si prevede che Enel Energia metta a disposizione degli architetti italiani iniziative di Formazione Continua Permanente – conformi al regolamento sulla Formazione permanente del Consiglio Nazionale degli Architetti – in modo che essi siano aggiornati sull'innovazione delle tecnologie efficienti residenziali, sulle loro caratteristiche, sui relativi benefíci e sulle criticità installative e autorizzative. Principio base dell'accordo è infatti che formazione e ricerca siano fattori strategici prioritari per la crescita e il progresso, e occorra quindi investire in tale settore in una prospettiva adeguata alle esigenze del sistema socio-economico e produttivo delle singole realtà locali.

Aggiudicazione di una gara per energie rinnovabili in Perù

In data 18 febbraio 2016 Enel Green Power ("EGP"), attraverso la sua controllata Enel Green Power Perú, si è aggiudicata il diritto a stipulare contratti ventennali di fornitura di energia per 126 MW di eolico, 180 MW di fotovoltaico e 20 MW di idroelettrico a seguito della gara per le energie rinnovabili indetta dal Governo peruviano attraverso il regolatore di energia OSINERGMIN. Con 326 MW aggiudicati nella gara, EGP diventerà entro il 2018 il principale operatore di rinnovabili in Perù e l'unica azienda a operare con impianti in tre diverse tecnologie rinnovabili nel Paese. Per la costruzione degli impianti, la cui entrata in esercizio è prevista entro il 2018, EGP investirà circa 400 milioni di dollari statunitensi, in linea con gli investimenti delineati nel piano strategico attuale della società. I contratti di fornitura ventennale aggiudicati a EGP prevedono la vendita di volumi specifici dell'energia prodotta dagli impianti. Il progetto eolico di Nazca, con una capacità installata totale di 126 MW, sarà costruito nel distretto di Marcona, nella zona costiera meridionale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Ica, un'area a elevata ventosità. Una volta completato Nazca genererà circa 600 GWh ogni anno, evitando l'emissione in atmosfera di quasi 370.000 tonnellate di CO2. Il progetto fotovoltaico Rubi da 180 MW sarà costruito nel distretto di Moquegua, nella zona meridionale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Moquegua, una zona che gode di alti livelli di radiazione solare. Una volta in esercizio, l'impianto

produrrà circa 440 GWh all'anno, evitando l'emissione in atmosfera di quasi 270.000 tonnellate di CO2. Il progetto idroelettrico Ayanunga, la cui capacità è pari a circa 20 MW, sarà costruito nel distretto di Monzón, che si trova nella zona centrale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Huánuco. Una volta in esercizio, l'impianto produrrà annualmente circa 140 GWh, evitando l'emissione in atmosfera di quasi 109.000 tonnellate di CO2.

Cessione di Hydro Dolomiti Enel

Il 29 febbraio 2016 si è perfezionata la cessione dell'intera partecipazione posseduta dalla controllata Enel Produzione in Hydro Dolomiti Enel ("HDE"), pari al 49% del capitale di HDE, a Fedaia Holdings, società lussemburghese controllata da Macquarie European Infrastructure Fund 4 ("MEIF4"). Il corrispettivo per la vendita è stato determinato in 335,4 milioni di euro, in linea con l'accordo stipulato in data 13 novembre 2015 tra Enel Produzione e Fedaia Holdings. La partecipazione di Enel Produzione in HDE è stata ceduta alla società italiana Fedaia Investments Srl, designata come acquirente da Fedaia Holdings e anch'essa controllata da MEIF4, a seguito dell'ottenimento del nulla osta all'operazione da parte dell'Autorità Antitrust dell'Unione Europea, che rappresentava l'ultima delle condizioni sospensive per il perfezionarsi dell'accordo.

Enel Green Power aggiudicataria della qualifica di miglior offerente in Marocco

In data 10 marzo 2016, Enel Green Power ("EGP"), in consorzio con la società energetica marocchina Nareva Holding ("Nareva") e il produttore tedesco di turbine eoliche Siemens Wind Power, si è aggiudicata la qualifica di miglior offerente ("preferred bidder") nell'ambito della gara "2nd phase wind integrated project" indetta dalla utility marocchina ONEE (Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable). Al consorzio è stato pertanto preassegnato il diritto di sviluppare, progettare, finanziare, costruire, gestire e manutenere cinque progetti eolici in Marocco con una capacità installata totale di 850 MW. L'assegnazione sarà confermata successivamente alla firma dei contratti di vendita dell'energia generata dai parchi. Dei cinque progetti, Midelt (150 MW), Tanger (100 MW) e Jbel Lahdid (200 MW) si trovano nel nord del Marocco, mentre Tiskrad (300 MW) e Boujdour (100 MW) sono ubicati nel sud del Paese.

EGP e Nareva costituiranno e deterranno la proprietà di cinque società proprietarie dei progetti mentre Siemens Wind Power fornirà le turbine eoliche con diversi componenti prodotti localmente.

La costruzione dei cinque impianti richiederà un investimento totale di circa 1 miliardo di euro. EGP finanzierà il costo del progetto corrispondente alla propria partecipazione azionaria (50%) attraverso una combinazione di equity e debito, quest'ultimo mediante project finance facilities erogate da istituzioni finanziarie internazionali. I parchi eolici dovrebbero essere completati ed entrare in funzione tra il 2017 e il 2020. In linea con quanto stabilito dalla gara, l'energia generata dai cinque parchi eolici sarà venduta a ONEE attraverso contratti di acquisto ventennali.

Operazione Open Fiber

In data 23 marzo 2016 il Consiglio di Amministrazione di Enel ha esaminato e condiviso il piano strategico di Enel OpEn Fiber SpA ("EOF"), la società costituita da Enel nel dicembre scorso per realizzare e gestire infrastrutture in fibra ottica a banda ultralarga su tutto il territorio nazionale.

EOF agirà come operatore wholesale only, ossia come soggetto operante esclusivamente nel mercato all'ingrosso, che realizza l'infrastruttura per altri operatori autorizzati.

Il piano di EOF, in linea con l'Agenda Digitale Europea e la Strategia Italiana per la banda ultralarga, prevede che EOF realizzi, attraverso varie fasi da rilasciare in sequenza, la rete di telecomunicazioni in fibra ottica in 224 città italiane situate nelle aree a successo di mercato (c.d. "cluster A e B"). Tale rete sarà realizzata interamente in fibra ottica fino a casa del cliente, in modalità FTTH (Fiber to the home).

Nell'ambito dei primi anni del piano, è prevista la copertura ad altissima velocità di circa 7,5 milioni di case, contribuendo così a colmare il ritardo digitale dell'Italia.

Il piano nelle sue fasi prevede investimenti, da approvare gradatamente, per circa 2,5 miliardi di euro dedicati allo sviluppo della rete, aperta alla partecipazione di altri investitori.

Il Consiglio di Amministrazione di Enel ha inoltre condiviso la lettera d'intenti tra EOF, Vodafone e Wind, finalizzata, attraverso una serie di passi successivi, a definire una partnership strategica e commerciale per lo sviluppo della rete di telecomunicazioni a banda ultralarga sul territorio nazionale.

Successivamente, sono state avviate delle trattative in esclusiva (la cui scadenza, originariamente fissata per il 3 luglio, è stata poi posticipata al 20 luglio) tra Enel e F2i SGR SpA e CDP Equity SpA/FSI Investimenti SpA, soci di Metroweb Italia SpA ("Metroweb"), volte a un'eventuale integrazione tra la controllata EOF e la stessa Metroweb. Nel corso di tale periodo di esclusiva sono state effettuate delle attività di due diligence, usuali per questo tipo di operazioni; le parti negozieranno la struttura dell'eventuale integrazione assumendo una valorizzazione dell'enterprise value di Metroweb pari a 814 milioni di euro.

L'operazione rimane subordinata all'approvazione del Consiglio di Amministrazione di Enel, previo motivato parere non vincolante del Comitato Parti Correlate. Si segnala difatti a tale ultimo riguardo che, in base alla disciplina CONSOB di riferimento (di cui alla deliberazione n. 17221/2010) e all'apposita procedura attuativa adottata in ambito aziendale, l'integrazione in questione si qualifica sotto il profilo dimensionale quale operazione di "minore rilevanza" con parti correlate.

Acquisizione del 40%di alcuni parchi eolici in Calabria

In data 3 maggio 2016, Enel Green Power, già proprietaria del 60% del capitale sociale di Maicor Wind, ha acquisito il restante 40% dalla PLT energia, divenendo così unico socio della società titolare di due parchi eolici in Calabria per un totale di 64 MW di capacità installata. I due impianti, in esercizio dal 2011, sono ubicati nei comuni di Maida, Cortale (56 MW) e San Floro (8 MW) in provincia di Catanzaro.

Enel entra in Zambia con l'aggiudicazione di 34 MW fotovoltaici in una gara pubblica

Il 14 giugno 2016 Enel, attraverso Enel Green Power, si è aggiudicata il diritto di sviluppare, finanziare, costruire e gestire il progetto per la realizzazione di un impianto solare fotovoltaico da 34 MW in Zambia, a seguito della prima gara del Programma per lo sviluppo del solare Scaling Solar promossa dalla società per lo sviluppo industriale dello Zambia Industrial Development Corporation Limited (IDC). Mosi-oa-Tunya si trova nella Lusaka South Multi-Facility Economic Zone, nel sud dello Zambia e segna l'ingresso di Enel nel mercato delle rinnovabili del Paese.

Per la realizzazione dell'impianto Enel investirà circa 40 milioni di dollari statunitensi, mentre il progetto potrà fare affidamento sull'accordo di fornitura (PPA) di 25 anni che prevede la vendita di tutta l'energia prodotta dall'impianto all'utility statale ZESCO. Il progetto, di proprietà di una società appositamente creata in cui IDC avrà una quota di minoranza del 20%, come previsto dal regolamento di gara, dovrebbe entrare in esercizio nel secondo trimestre del 2017 e genererà circa 70 GWh l'anno.

Enel e DCNS inaugurano un centro di ricerca e innovazione per le energie marine in Cile

In data 17 giugno 2016 Enel, attraverso la sua controllata Enel Green Power Chile, e il gruppo francese DCNS hanno dato il via alle attività del centro di ricerca e innovazione per le energie marine, il cui nome è Marine Energy Research and Innovation (MERIC) alla presenza del ministro dell'Energia cileno. MERIC è un innovativo centro di eccellenza a

livello mondiale per lo sviluppo dell'energia marina, supportato dall'Organizzazione per lo sviluppo economico del Governo cileno CORFO (Corporación de Fomento de la Producción).

L'inaugurazione dà il via alla prima linea di attività di MERIC che si concentrerà sull'analisi dei bio-fouling e l'impatto ambientale delle energie marine. L'attività di ricerca sarà svolta presso il laboratorio di ricerca marina della Pontificia Universidad Católica de Chile, ECIM (Estación Costera de Investigaciones Marinas) che si trova a Las Cruces, nella regione di Valparaíso.

Enel presenta Enel Open Meter, il nuovo contatore elettronico

Il 27 giugno 2016 Enel ha presentato alla Triennale di Milano Enel Open Meter, il nuovo contatore 2.0. Lo smart meter di seconda generazione è uno degli elementi di punta della strategia Open Power di Enel, un processo di rinnovamento verso un concetto di energia aperta, accessibile, tecnologicamente all'avanguardia, sostenibile.

Il nuovo contatore verrà installato in 32 milioni di case e aziende, a partire dall'autunno prossimo e sostituirà il contatore elettronico di prima generazione, subentrato a partire dal 2001 a quello elettromeccanico.

Il contatore di seconda generazione è il risultato di un percorso che tiene conto di quanto avvenuto negli ultimi anni sul mercato e dell'evoluzione tecnologica nel campo della misura e della telegestione. Enel Open Meter si attiene alle specifiche per i nuovi misuratori previste dalla delibera n. 87/2016 dell'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, che ha stabilito anche una serie di indicatori di performance.

Tra le caratteristiche innovative del nuovo smart meter, si segnalano il cambio di fornitura più veloce, il superamento delle fasce orarie predefinite e la disponibilità di dati sul comportamento energetico per un maggiore risparmio. La rilevazione dei dati del cliente ogni 15 minuti, per esempio, permetterà di avere un quadro sempre più aggiornato dei prelievi di energia giornalieri e dei comportamenti di consumo dei clienti, sempre più consapevoli e attenti a una maggiore efficienza energetica.

Enel e la cinese BYD insieme per gli e-bus e l'energy storage

In data 28 giugno 2016 Enel ha firmato un accordo quadro globale di cooperazione con l'azienda cinese BYD, leader nella costruzione di veicoli elettrici e batterie al litio, per lo sviluppo a livello mondiale di progetti comuni nella mobilità elettrica e nell'energy storage.

L'accordo, firmato in Cina a Shenzhen aprirà la strada a possibili progetti di cooperazione su bus elettrici e altri servizi di trasporto, nonché su applicazioni residenziali, commerciali e industriali basate sulle batterie al litio di BYD. Per quanto riguarda la mobilità elettrica, Enel e BYD hanno concordato di fare leva sulle tecnologie sviluppate da entrambe le aziende nella ricarica dei veicoli e nella mobilità elettrica, ma anche di esplorare soluzioni integrate e sinergie per una possibile offerta congiunta alle città interessate nelle aree dove siano presenti Enel o BYD. Inoltre, Enel e BYD esploreranno insieme opportunità di finanziamento per vendere soluzioni chiavi in mano composte dai bus elettrici di BYD e dalle infrastrutture Enel per le stazioni di ricarica e il rifornimento elettrico.

Nel campo dell'energy storage, Enel e BYD hanno concordato di valutare opportunità di business in mercati di interesse, utilizzando la tecnologia e le soluzioni BYD per applicazioni a fini residenziali, commerciali e industriali.

Scenario di riferimento

Andamento dei principali indicatori di mercato

	1° semestre
Indicatori di mercato	2016	2015
Prezzo medio del greggio IPE brent (dollari/bbl)	40,2	48,8
Prezzo medio del carbone (dollari/t CIF ARA) (1)	47,0	59,8
Prezzo medio del gas (€/MWh) (2)	13,0	21,2
Prezzo medio CO2 (€/ton)	5,7	7,3
Cambio medio dollaro USA per euro	1,12	1,12
Euribor a sei mesi (media del periodo)	0,007%	0,158%

(1) Indice API#2. (2) Indice TTF.

Variazione prezzi medi combustibili nel 1° semestre 2016 rispetto al 1° semestre 2015

Indici dei prezzi al consumo (CPI)

1° semestre
	2016	2015	Variazione
Italia	-0,3%	-	-0,3%
Spagna	-0,9%	-0,5%	-0,4%
Russia	7,0%	12,1%	-5,1%
Slovacchia	-0,5%	-0,3%	-0,2%
Argentina	32,6%	21,3%	11,3%
Brasile	9,4%	9,3%	0,1%
Cile	4,3%	4,4%	-0,1%
Colombia	7,8%	6,1%	1,7%
Perú	4,0%	3,9%	0,1%

Tassi di cambio

	1° semestre
	2016	2015	Variazione
Euro/Dollaro americano	1,12	1,12	-
Euro/Sterlina britannica	0,78	0,73	6,4%
Euro/Franco svizzero	1,10	1,06	3,6%
Dollaro americano//Yen giapponese	111,67	120,27	-7,7%
Dollaro americano//Dollaro canadese	1,33	1,23	7,5%
Dollaro americano/Dollaro australiano	1,36	1,28	5,9%
Dollaro americano/Rublo russo	70,21	57,72	17,8%
Dollaro americano/Peso argentino	14,33	8,82	38,5%
Dollaro americano/Real brasiliano	3,70	2,97	19,7%
Dollaro americano/Peso cileno	689,56	621,09	9,9%
Dollaro americano/Peso colombiano	3.122,65	2.486,44	20,4%
Dollaro americano/Nuovo sol peruviano	3,38	3,10	8,3%
Dollaro americano/Peso messicano	18,07	15,14	16,2%
Dollaro americano/Lira turca	2,92	2,57	12,0%
Dollaro americano/Rupia indiana	67,17	62,81	6,5%
Dollaro americano/Rand sudafricano	15,41	11,92	22,6%

Il contesto economico energetico nel primo semestre 2016

Andamento economico

I primi sei mesi del 2016 sono stati caratterizzati da alcuni eventi anomali che hanno condizionato la performance delle "Asset Classes" sul mercato dei capitali, influenzato le manovre di politica monetaria tra le principali banche centrali e l'andamento economico globale.

Lo scorso febbraio la Bank of Japan (BoJ) ha deciso di introdurre tassi di interesse negativi (per 10 basis point) sui depositi (gravando sulle riserve in eccesso delle banche commerciali presso la banca centrale che d'ora in poi rappresenteranno un costo) nel tentativo di stimolare maggiormente i prestiti al settore privato e di conseguenza gli investimenti, sostenendo la crescita ma soprattutto l'inflazione, ancora in territorio negativo. La mossa della BoJ è inoltre giustificata da un forte apprezzamento dello Yen che deprime la competitività degli scambi commerciali e di conseguenza la bilancia di conto corrente. Sulla scia del Giappone, anche l'Europa ricorre a politiche monetarie non convenzionali. Il clima ancora negativo di fiducia degli investitori (con ripresa debole di investimenti sia pubblici sia privati), l'inflazione negativa e il livello "Core" in calo e sotto il punto percentuale, il forte apprezzamento dell'euro (la cui debolezza nel 2015 insieme al calo del prezzo delle commodity aveva contribuito alla ripresa della domanda interna e della bilancia commerciale) spinge la Banca Centrale Europea (BCE) a potenziare la propria manovra espansiva. In particolare: 1) il tasso di interesse sui depositi viene tagliato a -0,40%; 2) il tasso di rifinanziamento allo 0% e sulla "marginal lending facility" allo 0,25%. In aggiunta vengono potenziate le operazioni di rifinanziamento a lungo termine attraverso quattro nuovi interventi di durata quadriennale a condizioni agevolate, pari ai tassi di interesse negativi sui depositi. L'Asset Purchase Programme (APP) viene ampliato da 60 a 80 miliardi di euro al mese, con l'inclusione anche di titoli eleggibili (Investment Grade Rating) del settore non finanziario.

Tale contesto ha creato forti tensioni sui mercati finanziari con andamento negativo dei principali indici azionari (in particolare Giappone ed Europa) sulla base di aspettative di revisione al ribasso degli utili per azione dei principali comparti, un aumento dell'avversione al rischio degli investitori, con gli acquisti che si sono concentrati su beni rifugio quali lo yen, il franco svizzero, l'oro e i titoli governativi tedeschi e giapponesi (quest'ultimi con scadenze brevi arrivati a offrire rendimenti negativi). Il clima viene maggiormente inasprito dalle tensioni sul settore bancario e le attese dei risultati sugli stress test. Il settore europeo lascia sul mercato ~40% della propria capitalizzazione da inizio anno, con il comparto italiano il più colpito. Ciò crea urgente necessità di ricapitalizzazione o alleggerimento dei bilanci tramite rimozione dei Non Performing Loans (che però può causare forti impatti a Conto economico in virtù dei livelli di svalutazione dei crediti ceduti). Tale situazione ha innescato un braccio di ferro tra i Governi locali e l'Unione Europea in merito alle opzioni di salvataggio (fondi privati, bail in, aiuti di stato) con negoziazioni in corso ed esiti ancora incerti. Per quanto riguarda gli Stati Uniti, in virtù di un inasprimento delle condizioni finanziarie, delle aspettative di crescita globali, inflazione e crescita salariale che mostrano segnali di ripresa ma che ancora devono confermare il proprio trend in positivo (nonostante il tasso di disoccupazione stia convergendo al livello naturale di lungo termine), la Federal Reserve (FED) ha deciso di far slittare i rialzi dei tassi di interesse previsti per il prossimo biennio, riducendo il numero di interventi programmati (due rialzi l'anno di 25 bps). Tale manovra meno restrittiva ha avuto come esito un forte indebolimento del dollaro nei confronti dei principali "trading partners" e delle valute dei Paesi emergenti stessi. Diversa la situazione in America Latina, alle prese con fenomeni di stagflazione (elevata inflazione e aumento della disoccupazione). In Brasile nel solo mese di giugno l'inflazione (IGP-DI Index) è salita dell'1,6%, raggiungendo il +12,3% su base annua, spinta dal rialzo dei prezzi dei beni agricoli e degli alimenti non processati.

In Cile nonostante l'incremento inatteso nel mese di giugno dello 0,4% (per effetto dell'incremento dei beni alimentari e costi di trasporto), l'inflazione è in down-trend convergendo verso il livello target del 3% (ciò per effetto dell'apprezzamento del peso, mercato del lavoro debole, e crescita economica ancora lenta). Nello stesso Paese, il Monetary Policy Commitee (MPC) continua a mantenere invece una politica monetaria neutrale, attraverso una graduale normalizzazione e ciò in virtù di livelli di inflazione in moderata contrazione, un'attività industriale in calo (in particolare attività mineraria, in calo a maggio del 5,7% su base annua) e una debole domanda interna (vendite al dettaglio in calo e mercato del lavoro in peggioramento). Simile la manovra monetaria in Perù con i tassi inalterati al 4,25% per il quinto mese consecutivo a giugno. Gli indicatori precursori dell'attività economica hanno deluso in aprile, in crescita del 2,5% su base annua (in confronto alle attese del 3,5%) e in forte calo rispetto al +3,7% di marzo. L'inflazione sempre a giugno è cresciuta moderatamente, raggiungendo un 3,3% su base annua, in forte calo però rispetto al 4,6% di gennaio scorso. Differente la situazione in Colombia dove l'inflazione continua a crescere fuori controllo. A giugno il valore di riferimento ha raggiunto il +8,6% su base annua (il valore più alto negli ultimi 16 anni), in crescita di +0,48% su base mensile, circa il doppio rispetto al consensus e ben al di fuori della soglia target del 3-/+1%. L'incremento è stato dettato dalla crescita delle spese dei beni alimentari e spese sanitarie. Esclusi i beni alimentari, l'inflazione rimane comunque elevata, pari al +6,3%. Gli effetti del rallentamento economico non sono ancora evidenti nei livelli di inflazione che continua a mostrare fattori di persistenza e forte disallineamento rispetto alle aspettative. Pertanto se è probabile ipotizzare un picco nei mesi

di luglio è altrettanto probabile prevedere solo una graduale convergenza nei prossimi mesi, con i livelli lontani dal target ancora per un periodo di tempo esteso. In virtù di tale deterioramento sui livelli dei prezzi, il Monetary Policy Committee ha deciso di mantenere un approccio restrittivo, continuando il rialzo dei tassi a giugno di altri 25 basis points e preannunciando ulteriore rialzi nei prossimi mesi qualora l'outlook sull'inflazione continui a deteriorarsi e gli indicatori economici "leading", quali produzione industriale e vendite al dettaglio, continuino a mostrare un solido momento della domanda. L'inflazione in Argentina continua invece a salire oltre le attese. Il nuovo indice rivisto per l'area urbana di Buenos Aires (fonte INDEC) è cresciuto del 4,2% su base mensile raggiungendo +44,2% su base annua. Nonostante una riduzione della base monetaria e un'attività economica ancora debole che dovrebbero favorire una convergenza dei livelli dei prezzi, l'effetto ritardato non ancora espresso sull'inflazione della revisione dei prezzi amministrati e le attuali aspettative di inflazione mitigano i primi effetti minando la possibilità di contrazione dell'inflazione sotto la soglia del 40% per fine anno.

In Russia, l'inflazione risale a giugno al 7,5% per via dell'incremento dei prezzi dei beni alimentari, mentre quelli dei servizi sono in calo. Il trend è comunque in diminuzione e la revisione al ribasso dei prezzi dell'energia nella seconda parte dell'anno favoriscono tale andamento. Tuttavia, sono da monitorare l'andamento dei prezzi dei beni alimentari (che mostra persistente crescita) e l'effetto del potenziale indebolimento del rublo sul dollaro. A livello economico i dati preliminari segnano una contrazione del PIL nel primo trimestre del 2016 dell'1,2% su base annua, su cui impattano ancora consumi deboli (-4,2%) e il crollo degli investimenti (-9,9%), oltre a un calo delle esportazioni superiore alle attese.

Il primo semestre dell'anno si conclude con un avvenimento molto importante, le cui conseguenze economiche e politiche a livello globale, sono ancora difficilmente misurabili. Il 24 giugno scorso la Gran Bretagna ha sancito infatti, attraverso il referendum, l'uscita dall'Unione Europea. La risposta dei mercati è stata caratterizzata da una brusca reazione il giorno seguente il referendum per poi lentamente riallinearsi ai valori di equilibrio. I rendimenti dei titoli governativi periferici continuano a performare sui minimi degli ultimi 20 anni (in parte su aspettative di espansione del Quantitative Easing da parte della BCE e bassa inflazione) con premi al rischio impliciti nettamente inferiori rispetto al 2008 e 2011. Gli spreads tuttavia sono in leggero aumento principalmente per il crollo del rendimenti dei titoli "risk free" quale il German Bund, il cui yield to maturity è caduto in territorio negativo (per via del riposizionamento degli investitori su titoli non rischiosi).

Le quotazioni internazionali delle commodity

Da inizio anno i prezzi del petrolio sono stati contraddistinti da forte volatilità, in calo fino a febbraio per poi rimbalzare fortemente (+~90%). I fattori principali di tale andamento sono riconducibili a: 1) un ribasso delle previsioni circa la performance economica in Cina e negli Stati Uniti (nei primi mesi dell'anno); 2) un incremento delle posizioni speculative, "net open interest" (non commerciali), sul mercato dei future, che da net-short si sono rapidamente capovolte in net-long, raggiungendo livelli record; 3) una volontà di alcuni produttori OPEC e non OPEC di prendere in considerazione un intervento coordinato, che ha generato risultati più promettenti di quanto gli investitori si aspettavano; 4) diverse interruzioni inattese (disruptions) nei principali giacimenti, che hanno comportato una riduzione di oltre due milioni di barili al giorno da febbraio scorso favorendo così il ribilanciamento dei fondamentali di mercato e dei prezzi. Inoltre, un incremento della leva finanziaria (releveraging) in Cina, così come una manovra più espansiva della Fed, hanno portato il dollaro a indebolirsi significativamente contribuendo a sostenere i prezzi. Inizialmente i prezzi sono stati mossi principalmente dal "sentiment" generale degli investitori "risk on, risk off", come dimostra insolitamente l'elevata correlazione con il mercato azionario, e poi dalla speculazione circa il crollo negli Stati Uniti dell'attività di perforazione non convenzionale e il congelamento della produzione OPEC. La volatilità è aumentata in seguito alla rimozione della sanzione sull'export dell'Iran e la conferma del Ministro del Petrolio iraniano di voler aumentare la produzione fino a 4 milioni di barili al giorno, nonostante l'intesa tra l'Arabia Saudita, il Venezuela, il Kuwait e la Russia di bloccare la produzione al livello medio dei primi mesi dell'anno. Recentemente, il mercato del petrolio sembra essersi riallineato verso livelli sostenibili dal punto di vista della produzione. I dati indicano che mentre il mercato era fortemente in

"oversupply" nel primo trimestre 2016, di circa 1,4 milioni di barili/giorno (mb/g), tale situazione si è convertita in deficit a maggio, in virtù di una maggiore domanda e minore produzione. Per il 2016, l'Opec attende un aumento della domanda a 1,2 mb/g, più conservativa rispetto alle stime della IEA. Tuttavia, la minore domanda di petrolio nella generazione in Brasile, Giappone e probabilmente Arabia Saudita, oltre al calo fisiologico in USA ed Europa, potrebbero rappresentare dei downsides da non sottovalutare. Dal lato dell'offerta le interruzioni (disruptions) degli impianti in Qatar e Nigeria, seppur transitori, continuano a mostrare trend ricorrenti e hanno più che compensato l'incremento (rispetto alle previsioni) di produzione di Iran e Iraq.

L'andamento della domanda di gas nella prima parte dell'anno ha subíto nell'area euro un calo marginale dello 0,4%, dovuto a una riduzione del residenziale. I settori commerciale e industriale hanno invece compensato l'incremento del 10% della produzione. Nei mesi di aprile-maggio scorso si è registrato un incremento record dei livelli di storage con il solo mese di maggio che ha registrato un incremento del 22% su base annua di circa 40 miliardi di metri cubi. In particolare, la Gran Bretagna ha registrato nello stesso periodo il maggiore incremento (+58%), seguita dalla Francia. Le forniture di gas dall'Algeria nei primi sei mesi dell'anno sono aumentate del 43,3% su base annua (confermando il Paese top exporter), seguita dalla Norvegia (+11,5%) e dalla Russia (+13,5%).

Dal lato della domanda, la Germania ha registrato un incremento modesto (+1,2%) nei primi sei mesi dell'anno, con un calo significativo dell'import dall'Olanda. L'Italia invece ha registrato una crescita del 2,2% su base annua con il solo mese di maggio in cui si è assistito a un boom del 13% per via del forte incremento nel settore della generazione. I principali mercati di importazione rimangono la Russia e l'Algeria con quest'ultima che ha incrementato la fornitura del 130% (compensando Libia, Norvegia, Olanda e LNG). In Spagna la domanda è risultata invece flat, influenzata da temperature più miti nel mese di maggio. Rimane sostenuto l'import dall'Algeria e la fornitura di LNG. Per quanto riguarda il carbone, i prezzi hanno subíto una rapida impennata sul finire del primo semestre guidati da una ricopertura di posizioni short sul mercato a termine e timori di una scarsa disponibilità della commodity nell'hub sudafricano Richard Bay. I prezzi in Nord Europa hanno mostrato forte volatilità nell'ultimo periodo, con rapidi scostamenti giornalieri nelle varie scadenze. Tale andamento sembra più risultante di movimenti finanziari che dipendente da fondamentali di mercato: quest'ultimo è infatti ancora sbilanciato sul lato dell'offerta in virtù di una domanda debole in Europa e un incremento costante delle scorte. In Europa, infatti, la domanda di carbone nel settore power ha subíto un calo del 6% nei primi mesi dell'anno, con una flessione al 23% come quota sul mix totale delle fonti

rispetto al 26% di un anno fa.

I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale

2° trimestre			GWh	1° semestre
2016	2015	Variazione		2016	2015	Variazione
73.372	75.345	-2,6%	Italia	151.005	154.150	-2,0%
59.807	58.940	1,5%	Spagna	123.613	123.614	-
175.043	175.962	-0,5%	Russia	385.941	385.408	0,1%
7.116	6.929	2,7%	Slovacchia	15.037	14.639	2,7%
34.218	32.584	5,0%	Argentina	69.769	67.420	3,5%
131.572	134.234	-2,0%	Brasile	266.909	275.481	-3,1%
18.279	16.396	11,5%	Cile	37.272	35.335	5,5%
16.893	16.315	3,5%	Colombia	33.529	32.206	4,1%
11.319	10.243	10,5%	Perú	26.236	23.478	11,7%

Andamento della domanda di energia elettrica

Fonte: TSO nazionali.

Nel primo semestre 2016, l'andamento della domanda di energia elettrica in Italia è negativo del 2,0%, mentre in Spagna risulta in linea rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. La situazione nei Paesi dell'Est Europa vede un andamento lievemente positivo in Russia (in controtendenza però rispetto al contesto economico recessivo), mentre in Slovacchia si registra un performance del +2,7%, coerente con la crescita del PIL. Per quanto riguarda l'America Latina, la domanda in Brasile è in contrazione del 3,1%, in linea con l'andamento economico recessivo, mentre l'Argentina conferma la crescita della domanda nonostante la contrazione del PIL. Cile e Colombia registrano una crescita del fabbisogno più marcata rispetto all'andamento del PIL, rispettivamente pari a 5,5% e 4,1%, cosi come il Perù che chiude il semestre con un incremento della domanda dell'11,7%.

Prezzi dell'energia elettrica

	Prezzo medio baseload 1° semestre 2016 (euro/MWh)	Variazione prezzo medio baseload 1° semestre 2016 - 1° semestre 2015	Prezzo medio peakload 1° semestre 2016 (euro/MWh)	Variazione prezzo medio peakload 1° semestre 2016 - 1° semestre 2015
Italia	34,5	-27,9%	36,4	-27,6%
Spagna	29,5	-38,9%	34,4	-35,6%
Russia	13,9	-13,9%	16,4	-14,8%
Slovacchia	27,2	-4,2%	34,3	-
Brasile	20,9	-80,9%	30,8	-76,4%
Cile	57,7	-52,2%	126,1	-28,7%
Colombia	122,7	73,8%	243,0	39,4%

Domanda di gas naturale

	2° trimestre			Milioni di m3	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
11.493	11.457	36	0,3%	Italia	34.063	35.038	(975)	-2,8%
6.116	5.854	263	4,5%	Spagna	13.882	15.389	(1.507)	-9,8%

L'andamento della domanda di gas nella prima parte dell'anno ha subíto nell'area euro un lieve calo dello 0,4% dovuto a una riduzione del residenziale, parzialmente compensato dalla ripresa della domanda termoelettrica e industriale. Sia in Italia che in Spagna si registrano consumi in contrazione rispetto allo stesso periodo del 2015. La domanda spagnola registra una riduzione del 9,8% nonostante i risultati positivi registrati nel secondo trimestre.

Italia

2° trimestre				Milioni di kWh	1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
				Produzione netta:
37.648	38.750	(1.102)	-2,8%	- termoelettrica	83.823	83.808	15	-
13.598	14.009	(411)	-2,9%	- idroelettrica	21.505	23.601	(2.096)	-8,9%
4.366	3.705	661	17,8%	- eolica	10.138	8.900	1.238	13,9%
1.464	1.436	28	1,9%	- geotermoelettrica	2.953	2.874	79	2,7%
7.303	8.497	(1.194)	-14,1%	- fotovoltaica	11.269	12.970	(1.701)	-13,1%
64.379	66.397	(2.018)	-3,0%	Totale produzione netta	129.688	132.153	(2.465)	-1,9%
9.627	9.442	185	2,0%	Importazioni nette	22.557	22.941	(384)	-1,7%
74.006	75.839	(1.833)	-2,4%	Energia immessa in rete	152.245	155.094	(2.849)	-1,8%
(634)	(494)	(140)	-28%	Consumi per pompaggi	(1.240)	(944)	(296)	-31,4%
73.372	75.345	(1.973)	-2,6%	Energia richiesta sulla rete	151.005	154.150	(3.145)	-2,0%

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

Fonte: dati Terna - Rete Elettrica Nazionale (Rapporto mensile - consuntivo giugno 2016).

L'energia richiesta in Italia nel primo semestre 2016 registra un decremento del 2,0% rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2015, attestandosi a 151,0 TWh (73,4 TWh nel secondo trimestre 2016). L'energia richiesta nel semestre è stata soddisfatta per l'85,1% dalla produzione netta nazionale destinata al consumo (85,1% nel primo semestre 2015) e per il restante 14,9% dalle importazioni nette (14,9% nel primo semestre 2015).

Le importazioni nette del primo semestre 2016 registrano un decremento di 0,4 TWh rispetto al primo semestre 2015; mentre rilevano un diverso andamento nel secondo trimestre 2016 (+0,2 TWh), per effetto essenzialmente dei minori prezzi medi di vendita sui mercati internazionali

La produzione netta nel primo semestre 2016 evidenzia un decremento dell'1,9% (-2,5 TWh), attestandosi a 129,7 TWh (64,4 TWh nel secondo trimestre 2016). In particolare, la minore produzione da fonte idroelettrica (-2,1 TWh) conseguente alle più favorevoli condizioni di idraulicità dell'analogo periodo dell'esercizio precedente, nonché la minore produzione fotovoltaica hanno più che compensato la maggiore produzione da fonte eolica (1,2 TWh). Analogo andamento si registra nel secondo trimestre 2016, a cui si aggiunge anche una rilevante riduzione della produzione termoelettrica, in linea con la minore richiesta di energia.

Domanda di gas naturale in Italia

	2° trimestre			Milioni di m3		1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni
3.900	4.258	(358)	-8,4%	Usi domestici e civili	17.104	18.661	(1.557)	-8,3%
3.466	3.185	281	8,8%	Industria e servizi	6.851	6.704	147	2,2%
3.865	3.758	107	2,8%	Termoelettrico	9.335	8.871	464	5,2%
262	256	6	2,3%	Altro (1)	773	802	(29)	-3,7%
11.493	11.457	36	0,3%	Totale	34.063	35.038	(975)	-2,8%

(1) Include altri consumi e perdite.

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

La domanda di gas naturale in Italia nel primo semestre 2016 si attesta poco oltre i 34 miliardi di m³ , registrando un decremento del 2,8% rispetto allo stesso periodo del 2015. Nel secondo trimestre 2016 i consumi industriali e termoelettrici registrano una ripresa, favoriti da un minor contributo delle fonti rinnovabili e dai costi di approvvigionamento gas più bassi; resta debole invece la domanda per usi domestici e civili.

Spagna

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare

	2° trimestre Milioni di kWh					1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni

59.672	60.314	(642)	-1,1%	Produzione netta	123.991	128.028	(4.037)	-3,2%
(1.293)	(984)	(309)	-31,4%	Consumo per pompaggi	(3.497)	(2.486)	(1.011)	-40,7%
1.428	(390)	1.818	-	Esportazioni nette (1)	3.119	(1.928)	5.047	-
59.807	58.940	867	1,5%	Energia richiesta sulla rete	123.613	123.614	(1)	-

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

Fonte: dati Red Eléctrica de España (Estadística diaria - consuntivo giugno 2016 ed Estadística diaria - consuntivo giugno 2015 peninsulare). I volumi del primo semestre 2016 sono aggiornati al 4 luglio 2016.

L'energia richiesta nel mercato peninsulare nel primo semestre 2016 rileva un andamento in linea rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2015 (+1,5% nel secondo trimestre 2016), attestandosi a 123,6 TWh (59,8 TWh nel secondo trimestre 2016). Tale richiesta è stata interamente soddisfatta dalla produzione netta nazionale destinata al consumo.

Le esportazioni nette del primo semestre 2016 risultano in diminuzione rispetto ai valori registrati nell'analogo periodo del 2015, evidenziando maggiori importazioni necessarie a soddisfare il fabbisogno nazionale. Analogo andamento si rileva nel secondo trimestre 2016.

La produzione netta nel primo semestre 2016 si attesta a 124,0 TWh (59,7 TWh nel secondo trimestre 2016) rilevando un decremento del 3,2% (-4,0 TWh). Analogo andamento si registra nel secondo trimestre 2016, con una produzione netta in calo dell'1,1%.

2° trimestre			Milioni di kWh			1° semestre
2016	2015	Variazioni			2016	2015	Variazioni

3.299	3.257	42	1,3%	Produzione netta	6.502	6.467	35	0,5%
317	276	41	14,9%	Importazioni nette	609	600	9	1,5%
3.616	3.533	83	2,3%	Energia richiesta sulla rete	7.111	7.067	44	0,6%

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare

Fonte: Fonte dati Red Electrica de España (Estadística diaria - consuntivo giugno 2016 ed Estadística diaria - consuntivo giugno 2015 extrapeninsulare). I volumi del primo semestre 2015 sono aggiornati al 9 maggio 2016.

L'energia richiesta nel mercato extrapeninsulare nel primo semestre 2016 risulta in incremento (+0,6%) rispetto al valore registrato nell'analogo periodo del 2015, attestandosi a 7,1 TWh (3,6 TWh, +2,3% nel secondo trimestre 2016). Tale richiesta è stata soddisfatta dalla produzione netta realizzata direttamente nel territorio extrapeninsulare per il 91,4% e dalle importazioni nette per il restante 8,6%.

Le importazioni nette nel primo semestre 2016 si attestano a 0,6 TWh (0,3 TWh nel secondo trimestre 2016) e sono relative interamente all'interscambio con la produzione realizzata nella Penisola iberica.

La produzione netta nel primo semestre 2016 registra un incremento dello +0,5% rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente essenzialmente per effetto della maggiore domanda di energia sul territorio extrapeninsulare. Analogo andamento si rileva nel secondo trimestre 2016.

Aspetti normativi e tariffari

Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015, a cui si rinvia per una trattazione completa, di seguito sono riportate le principali variazioni rilevate nel semestre relativamente agli aspetti normativi e tariffari nei Paesi in cui Enel opera.

Il quadro regolamentare europeo

Entrata in vigore MIFID II/MIFIR

Il 1° luglio 2016 sono entrati in vigore il Regolamento (EU) 2016/1033 e la direttiva (EU) 2016/1034 che hanno prorogato l'entrata in vigore della disciplina in materia di fornitura di servizi di investimento in Europa (rispettivamente il Regolamento MIFIR e la Direttiva MIFID II) dal 3 gennaio 2017 al 3 gennaio 2018. L'obbligo di recepimento della direttiva da parte degli Stati Membri è slittato conseguentemente dal 3 luglio 2016 al 3 luglio 2017.

Il quadro regolamentare italiano

Con la delibera n. 137/2016/R/com l'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI) ha sostituito il Testo Integrato Unbundling Contabile di cui alla delibera n. 231/2014/R/com (in vigore fino all'esercizio 2015) con un nuovo Testo, integrato con la disciplina per il settore idrico (in vigore dall'esercizio 2016).

Nel 2015 con la delibera n. 296/2015/R/com l'AEEGSI ha disciplinato gli obblighi di separazione funzionale per gli esercenti del settore dell'energia elettrica e del gas. In particolare, l'Autorità ha previsto l'obbligo di separazione del marchio, degli altri segni distintivi (tra cui la denominazione sociale) e delle politiche di comunicazione delle imprese di distribuzione rispetto alle imprese di vendita che operano all'interno di un medesimo gruppo societario e tra le attività di vendita in maggior tutela e sul mercato libero.

Ad aprile 2016 il TAR Lombardia ha respinto i ricorsi promossi da Enel Distribuzione ed Enel Servizio Elettrico. In esecuzione della sentenza TAR, Enel Distribuzione ha pertanto modificato la propria denominazione sociale (e relativo marchio), assumendo quella di "e-distribuzione SpA". È in corso di valutazione la proposizione dell'appello al Consiglio di Stato avverso le sentenze del TAR Lombardia. Con la delibera n. 327/2016/R/eel l'AEEGSI ha prorogato al 1° gennaio 2017 il termine entro cui le imprese di vendita in maggior tutela e sul mercato libero sono tenute a implementare le misure di separazione del marchio, degli altri segni distintivi e delle politiche di comunicazione previste dal provvedimento n. 296/2015/R/com.

Generazione

Con la delibera n. 326/2016/R/eel l'AEEGSI ha dato mandato a Terna di effettuare la procedura concorsuale per assegnare i contratti di approvvigionamento di riserva terziaria di sostituzione in Sardegna per il periodo dal 1° luglio 2016 al 31 dicembre 2018. I contratti assegnati da Terna prevedono l'obbligo di offerta sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) al costo variabile riconosciuto all'impianto a fronte di un premio definito in esito alla procedura concorsuale.

A seguito dell'entrata in esercizio del nuovo collegamento Sorgente-Rizziconi tra la Sicilia e il Continente dal 28 maggio 2016, con la delibera n. 274/2016/R/eel è stato stabilito, con decorrenza dalla medesima data, il termine del regime di essenzialità in Sicilia ai sensi del decreto legge 24 giugno 2014, n. 9. Tale decreto aveva previsto che le unità di produzione programmabili di potenza superiore a 50 MW ubicate in Sicilia fossero considerate unità essenziali in regime di reintegro dei costi a partire dal 1° gennaio 2015 fino alla data di entrata in esercizio del collegamento Sorgente-Rizziconi.

Con la delibera n. 333/2016/R/eel l'AEEGSI ha definito la regolazione da attuare agli sbilanciamenti effettivi nel periodo luglio 2012 - settembre 2014 in seguito alle sentenze del TAR Lombardia n.1648/2014 e del Consiglio di Stato n.1532/2015 e n. 2457/2016 che avevano annullato la previgente regolazione.

Con la delibera n. 342/2016/E/eel l'AEEGSI ha disposto l'avvio di un procedimento per l'adozione di misure volte a contrastare, mediante l'adozione di provvedimenti prescrittivi ovvero anche mediante provvedimenti di regolazione asimmetrica, alcune condotte poste in essere da parte degli utenti del dispacciamento nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e potenzialmente configurabili come abusi di mercato ai sensi del Regolamento (UE) 1227/2011 - REMIT.

Distribuzione

Distribuzione e misura

Con la delibera n. 87/2016/R/eel l'AEEGSI ha approvato le specifiche funzionali dei contatori elettronici di seconda generazione prevedendo anche i livelli di performance dei nuovi sistemi di smart metering. Con successiva delibera saranno definiti i criteri di remunerazione dell'investimento a valle di un'ulteriore fase di consultazione.

Con la delibera n. 233/2016/R/eel, l'AEEGSI ha pubblicato le tariffe di riferimento provvisorie per l'attività di distribuzione dell'energia elettrica per l'anno 2016 in base alle quali viene determinato, per ciascun esercente, il livello dei ricavi riconosciuti per lo svolgimento delle proprie attività. Tali tariffe, recependo le novità introdotte con la delibera n. 654/2015/R/eel, includono la prima quota annua di remunerazione in base al WACC sul capitale investito regolatorio dell'esercizio 2015 oltreché la remunerazione, calcolata in base ai medesimi parametri, sull'aumento forfetario delle immobilizzazioni nette 2012-2014 riconosciuto in ossequio alla medesima delibera a fronte della cancellazione del lag regolatorio e della correlata maggiorazione di un punto percentuale sul WACC che veniva garantita agli operatori quale ristoro del fatto che la corrispondente remunerazione, per il triennio in oggetto, venisse riconosciuta loro finanziariamente solo a partire dal secondo anno successivo alla realizzazione dell'investimento.

Con riferimento al calcolo delle garanzie prestate dai venditori ai distributori in relazione al servizio di trasporto, la sentenza del Consiglio di Stato del 24 maggio 2016 ha annullato la delibera n. 612/2013/R/eel, stabilendo che le stesse debbano essere calcolate al netto degli oneri di sistema. La sentenza ha comunque demandato all'autonomia contrattuale delle parti, nella stipulazione dei singoli contratti di trasporto, la regolazione eventuale di questo profilo.

In data 10 dicembre 2015 l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha notificato a Enel SpA ed Enel Distribuzione l'avvio di un procedimento sanzionatorio allo scopo di accertare l'eventuale esistenza di una strategia di Gruppo volta a ostacolare lo sviluppo del mercato dei sistemi di monitoraggio dei consumi. In data 19 maggio 2016 l'AGCM ha disposto la pubblicazione degli impegni proposti dalle due società, valutandoli, pertanto, non manifestamente infondati.

L'intera procedura di pubblicazione e valutazione degli impegni deve concludersi, fatte salve specifiche esigenze istruttorie, entro tre mesi dalla data di pubblicazione degli impegni. Gli impegni, ove accettati, consentiranno la chiusura dell'istruttoria senza accertamento dell'infrazione. In caso di rigetto degli impegni, la conclusione del procedimento, salvo proroghe, è prevista per il 31 dicembre 2016.

Vendita

Con la delibera n. 209/2016/E/com l'AEEGSI ha disciplinato il tentativo obbligatorio di conciliazione quale condizione di procedibilità per l'azione giudiziale nelle controversie tra clienti finali e operatori, con decorrenza 1° gennaio 2017.

Energia elettrica

Nell'ambito del Sistema Informativo Integrato (SII), finalizzato alla gestione dei flussi informativi tra gli operatori del mercato dell'energia elettrica e del gas, con la delibera n. 73/2016/R/eel l'AEEGSI ha disposto anche la centralizzazione di alcune attività funzionali alla sottoscrizione e alla risoluzione dei contratti di dispacciamento, trasmissione e distribuzione.

Gas

In merito alla definizione della componente a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale, l'AEEGSI ha confermato per il periodo 1° ottobre 2016 - 31 dicembre 2017, estendendone di un trimestre l'applicazione rispetto alla durata dell'anno termico, la modalità vigente che prevede la totale indicizzazione ai prezzi spot rilevati presso l'hub olandese del Title Transfer Facility (TTF), in attesa dello sviluppo di una maggiore liquidità dei mercati all'ingrosso italiani.

Energie Rinnovabili

Italia

Il 23 giugno 2016 è stato firmato dai Ministri competenti (Ministero dello Sviluppo Economico; Ministero dell'Ambiente; Ministero delle Politiche Agricole e Forestali) il decreto per gli incentivi alle fonti rinnovabili diverse dal solare fotovoltaico per l'anno 2016.

Verranno messi ad asta circa 1.400 MW di capacità suddivise per le diverse tecnologie: in particolare alle tecnologie "mature" più efficienti (come l'eolico) viene assegnata circa la metà delle risorse disponibili.

Gli incentivi verranno assegnati attraverso procedure di aste al ribasso differenziate per tecnologia per gli impianti di grandi dimensioni (>5 MW), mentre gli impianti inferiori a tale soglia dovranno chiedere l'iscrizione ad appositi registri. Lo schema di decreto è stato preventivamente autorizzato dalla Commissione Europea per garantirne la compatibilità con le linee guida sugli aiuti di Stato in materia di energia e ambiente.

Il decreto mette a disposizione, a regime, oltre 400 milioni di euro all'anno a favore dei nuovi impianti che verranno selezionati nel 2016. Verrà comunque rispettato il tetto complessivo di 5,8 miliardi di euro annui di spesa previsto per le energie rinnovabili diverse dal fotovoltaico.

Penisola iberica

Spagna

Remunerazione dell'attività di distribuzione

Il 31 marzo 2016 il Ministero di Industria, Energia e Turismo ha iniziato la procedura per l'introduzione di una nuova ordinanza ministeriale con cui verrà stabilita la remunerazione per l'attività di distribuzione per l'anno 2016, conformemente con quanto disposto dall'ordinanza IET/2735/2015. Transitoriamente, fino all'approvazione di tale nuova ordinanza, verrà mantenuta la remunerazione prevista per l'anno 2015.

Tale ordinanza (IET/980/2016) è stata pubblicata il 16 giugno, stabilendo la remunerazione per l'attività di distribuzione per l'anno 2016. A Endesa è stata assegnata una remunerazione pari a 2.014 milioni di euro. Inoltre, sempre per Endesa, il livello degli incentivi per qualità del servizio e perdite non tecniche è stato fissato pari a 7 e 2 milioni di euro rispettivamente. Tale ordinanza determina anche la remunerazione base del primo periodo regolatorio che va dal 1° gennaio 2016 al 31 dicembre 2019.

Europa dell'Est

Russia

Rinnovabili

Con decreto del Governo n. 850 del 10 maggio 2016 sono stati apportate le seguenti modifiche alla regolazione in materia di rinnovabili:

lo schema di incentivi per impianti fotovoltaici e piccolo idro è stato prolungato fino al 2024 (dal 2020);
i volumi di capacità obiettivo per il solare e il piccolo idro, non selezionati per le precedenti aste (anni 2013-2015), sono stati coperti e anche riallocati fino al 2024 (85,8 MW per il solare; 168 MW per il piccolo idro);
i volumi target totali sono stati mantenuti ai livelli iniziali (5.871 MW).

Romania

Riconoscimento investimenti a fini tariffari

ANRE ha approvato il 4 marzo 2016 una nuova procedura di riconoscimento degli investimenti ai fini tariffari, che entrerà in vigore a partire dal 2017, e che nel 2016 servirà da raccomandazione per i distributori.

In particolare la procedura prevede (i) il non riconoscimento di investimenti inefficienti, (ii) il non riconoscimento dei costi dei lavori che eccedano del 10% i costi preventivati, (iii) la possibilità di modificare soltanto al massimo del 10% il piano annuale di investimenti una volta presentato. A tal proposito, ANRE sta conducendo delle verifiche in relazione agli investimenti effettuati nel 2014 con il rischio di mancato riconoscimento di alcuni costi per le società del Gruppo; il termine ultimo per fornire i documenti e le risposte ad ANRE è il 31 agosto 2016.

Ad aprile 2016 la Corte dei Conti ha inoltre pubblicato un report sul funzionamento dei mercati energetici e sull'operato dell'ANRE con riferimento agli anni 2010-2014. Nell'ambito di tale rapporto si è dato evidenza del fatto che l'ANRE è venuta meno all'obbligo statutario di evitare incrementi delle tariffe di distribuzione; ciò in quanto l'Autorità ha riconosciuto investimenti ai fini tariffari senza appropriate verifiche, livelli di perdite di rete troppo alti ed effettuato calcoli non corretti del WACC.

Rebranding delle imprese di distribuzione

In linea con le richieste di ANRE (lettera 37681 del 18 maggio 2016), entro il 20 luglio 2016 le società del Gruppo dovranno presentare un calendario di misure per la realizzazione del rebranding da implementare su un orizzonte temporale di massimo di due anni.

Francia

Superamento delle tariffe regolate di elettricità e gas per i clienti industriali

La legge n. 344/2014 ha stabilito la graduale abolizione delle tariffe regolate di elettricità e gas per i consumatori industriali. Con particolare riferimento del settore elettrico, con decorrenza 1° gennaio 2016 sono state abolite le tariffe regolate per i clienti industriali con consumi superiori a 36 kVA ed è stata introdotto un meccanismo transitorio che prevede l'applicazione di una tariffa temporanea (applicabile fino al 30 giugno 2016) per i clienti che non hanno ancora scelto un fornitore sul mercato libero. A partire dal 1° luglio 2016, i clienti che non hanno scelto un fornitore sul mercato libero sono stati automaticamente affidati a fornitori di ultima istanza scelti tramite procedure concorsuali tenutesi nel mese di aprile.

Legge sulla transizione energetica nazionale

Nel 2016 sono in corso di implementazione i decreti attuativi della legge n. 2015/992 che ha definito le seguenti linee guida della nuova strategia energetica nazionale:

riduzione del 40% delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990;
raggiungimento entro il 2030 di una quota di produzione da energia rinnovabile pari al 32% del consumo finale lordo di energia (c.a. 40% del consumo finale elettrico);
riduzione del 50% del consumo finale di energia entro il 2050, con enfasi sul settore edilizio;
limitazione della capacità nucleare a 63,2 GW e della relativa quota di generazione del 50% sulla produzione nazionale nel 2025.

Nel mese di maggio sono stati pubblicati provvedimenti attuativi della riforma degli incentivi per le energie rinnovabili che hanno portato alcune fonti a vendere direttamente l'energia sul mercato.

America Latina

Argentina

La revisione tariffaria e le altre novità regolatorie argentine

In data 27 gennaio 2016 è stata pubblicata la Resolución n. 06 del Ministerio De Energía y Minería che approva la riprogrammazione trimestrale estiva fino ad aprile 2017 per il mercato elettrico all'ingrosso, effettuata in base a nuovi criteri che tengano conto, nella determinazione del prezzo: (i) dell'effettivo costo dell'energia elettrica, depurato dai sussidi, (ii) di nuovi schemi di prezzo differenti per ciascuna tipologia di cliente residenziale in base alla capacità di risparmio nei consumi e (iii) di una nuova tariffa sociale. Tale risoluzione è un passo importante verso la ricostruzione dell'intera catena del valore e del relativo ciclo dei pagamenti del mercato elettrico.

A seguito della precedente risoluzione, in data 28 gennaio 2016, la Resolución n. 07 del Ministerio De Energía y Minería, diretta espressamente alle società di distribuzione, EDESUR SA ed EDENOR SA, istruisce ENRE, in modo tale che nell'ambito delle proprie facoltà effettui la revisione delle tariffe, come anticipazione della futura Revisión Tarifaria Integrál (RTI), in modo da aggiornarle, incrementandole, applicando per le due società di distribuzione sopacitate il Regime Tariffario Transitorio. In aggiunta delibera di non continuare ad applicare il PUREE e di introdurre una nuova

tariffa sociale all'intera clientela. Inoltre, stabilisce la data ultima entro la quale la RTI si dovrà definire che è il 31 dicembre 2016.

Nelle intenzioni della nuova amministrazione vi è la volontà di tornare ai princípi fondamentali che ispirarono la legge 24065/1991 e di normalizzare il settore elettrico come già da tempo richiesto dalle società operanti in tale settore. In data 29 gennaio 2016, quindi, ENRE ha emesso:

la Resolución n. 1/2016, che contiene un nuovo quadro tariffario, da applicare a ciascuna categoria di cliente a partire dal 1° febbraio 2016, e un regolamento di fornitura che ora prevede una fatturazione su base mensile;
la Resolución n. 2/2016, che invece prevede la chiusura del FOCEDE con decorrenza 31 gennaio 2016 e stabilisce un nuovo regime ai fondi incassati in applicazione della Resolución ENRE n. 347/12; in particolare, tali fondi non saranno più gestiti da un fidecomiso, ma depositati in un conto corrente di una istituzione bancaria riconosciuta dalla banca centrale argentina.

In data 30 marzo 2016 la Segreteria dell'Energia Elettrica argentina (SEE), dipendente dal Ministerio De Energía y Minería, attraverso la delibera n. 22/2016, ha aggiornato le tariffe fissate dalla precedente delibera n. 482/2015, da applicarsi a partire da febbraio 2016. Gli incrementi hanno riguardato in particolare la remunerazione dei costi fissi delle unità di generazione termica (+70%) e le centrali idroelettriche (+120%), mentre la remunerazione dei costi variabili è stata incrementata del 40% per entrambe le tecnologie di generazione.

Le tariffe per la componente afferente le attività di manutenzione non ricorrente sono state incrementate del 60% e del 25% rispettivamente per le centrali termiche e per quelle idroelettriche, mentre la remunerazione addizionale non è stata modificata. In ogni caso tale delibera è da considerarsi una misura provvisoria in attesa del nuovo quadro di regolamentazione del settore che verrà annunciato dal Governo.

Sviluppo di nuova capacità di generazione termoelettrica

In data 22 marzo 2016, con la delibera SEE n. 21/16, si invitano i soggetti interessati a presentare offerte di nuova capacità di generazione termica fino all'estate 2018. Sono escluse da tale offerta le unità preesistenti alla data di pubblicazione della delibera, o che fossero già connesse al sistema di interconnessione argentino (SADI), o per le quali l'energia generata fosse già stata impegnata attraverso altri accordi esecutivi.

Il contratto, previsto in delibera, potrà avere una durata tra i cinque e i 10 anni con CAMMESA in rappresentanza degli operatori del MEM, con una remunerazione per potenza da fissare in dollari statunitensi/MW/mese e per l'energia generata in dollari statunitensi/MWh con un prezzo differenziato per tipo combustibile. L'erogazione e il riconoscimento dei costi dei combustibili si realizzeranno nelle stesse forme attualmente in vigore. Sono previste soglie minime di capacità da rispettare in ciascun punto di connessione alla rete

Brasile

Aggiornamento "Bandeiras Tarifárias"

A partire dal 1° febbraio 2016, le classi di costo di generazione più alto, "Giallo" e "Rosso", sono state ulteriormente differenziate al loro interno. In ogni caso l'evoluzione dell'idraulicità del periodo, che ha riportato a livelli accettabili i bacini idrici, ha determinato un riposizionamento delle "Bandeiras Tarifárias" a livello "Giallo" a marzo 2016 e "Verde" ad aprile 2016. Si ricorda che il meccanismo, consistente nell'applicazione di un extra costo differenziato per classi di costo di generazione a condizioni progressivamente più sfavorevoli (Verde, Giallo e Rosso) da fatturare ai consumatori finali senza attendere le successive revisioni tariffarie, è entrato in funzione a inizio 2015 a seguito del disallineamento sempre più accentuato, anche per effetto del prolungarsi della siccità, tra i costi riconosciuti in tariffa e quelli reali.

Cuenta de Desarrollo Energético (CDE)

Creato attraverso la legge n. 10438/2002, il CDE è un fondo governativo che si propone di dare impulso allo sviluppo della generazione di energia da fonti alternative, promuovere la globalizzazione dei servizi energetici e dare sussidi ai clienti residenziali a basso reddito. Tale fondo viene alimentato attraverso un'addizionale applicata in tariffa ai consumatori e ai generatori.

In data 15 dicembre 2015, ANEEL ha avviato un tavolo di discussione pubblica, con gli operatori di sistema, al fine di definire il bilancio previsionale del fondo CDE 2016.

L'iniziale proposta dell'ANEEL era quella di ridurre del 36% il ricarico in tariffa dell'addizionale per il CDE, tenuto conto che la significativa riduzione dei costi dei combustibili, già avvenuta a partire dal 2015, non era stata riflessa tempestivamente a riduzione delle relative addizionali in tariffa nel corso del 2016.

La Resolución n. 1.576 ha autorizzato le società di distribuzione a compensare i minori importi fatturati (a seguito dell'applicazione della sentenza giudiziale che ammetteva la richiesta di taluni ricorrenti di vedersi applicata una minor componente CDE in tariffa) attraverso un recupero in quote mensili. La differenza tra la tariffa normale e quella stabilita con sentenza dal Tribunale verrà recuperata dalle società di distribuzione attraverso minori riversamenti, su base mensile, al fondo.

Personale condiviso e contratti tra parti correlate

In data 28 gennaio 2016, ANEEL ha approvato nuove regole sia per condividere personale e infrastrutture tra società appartenenti allo stesso Gruppo, sia per approvare contratti tra parti correlate. In particolare riportiamo le seguenti:

si permette la condivisione del personale e delle infrastrutture amministrative tra imprese dello stesso Gruppo, anche se operanti in settori di attività diversi (es. generazione, distribuzione, trasmissione, commercializzazione e holding);
per la contrattazione del personale si devono confrontare le diverse modalità e formalizzazioni possibili, avendo cura di scegliere quella più vantaggiosa da un punto di vista economico. I contratti di prestazione di servizi, per i quali si deve applicare il principio della separazione economica, finanziaria, amministrativa e operativa delle imprese, hanno una durata massima di cinque anni e si possono prorogare attraverso richiesta e se giustificati da criteri di economicità;
si devono rispettare le nuove regole per l'approvazione di contratti tra parti correlate, determinate da ANEEL, che si occupa anche di verificare il rispetto dei limiti assegnati.

Portaria n. 237

In data 6 giugno 2016, il Ministro di "Minas y Energía ("MME") ha firmato la Portaria n. 237 che permette alle società di distribuzione di energia elettrica di richiedere al Ministero che gli investimenti nelle reti di alta tensione e per le substazioni siano classificati come prioritari. Questa classificazione dà la possibilità di emettere obbligazioni di debito per infrastrutture, che sono obbligazioni finanziarie con scadenza a lungo termine, più lunga rispetto a quelle standard, e che comportano anche benefíci fiscali agli emittenti.

Misura Provvisoria n. 735

La Misura Provvisoria n. 735 del 22 giugno 2016 ha stabilito quanto segue in relazione agli oneri addizionali di sistema:

a partire dal 1° gennaio 2017 la Camera di Commercio dell'Energia Elettrica (CCEE) sostituirà Electrobras come società incaricata della gestione degli incassi dei seguenti "Encargos Sectoriais": RGR, CDE e CCC, come del resto anche per la gestione amministrativa e per il funzionamento dei relativi fondi settoriali;
con decorrenza 1° gennaio 2030 il riparto delle quote annuali del CDE sarà effettuato proporzionalmente all'energia trasportata sulla rete di distribuzione e di trasmissione di ciascun operatore espressa in MWh. Non si terrà più in considerazione l'area geografica e la regione servita;
tra il 1° gennaio 2017 e il 31 dicembre 2029 si definiranno modalità per una graduale e uniforme riduzione e definitiva eliminazione dell'attuale criterio di riparto.

Energie Rinnovabili

Grecia

Nel meccanismo di incentivazione greco prevale il sistema della feed-in tariff differenziato per fonte. Negli anni 2012- 2014 varie misure sono state introdotte per ridurre il deficit di sistema riducendo gli incentivi. Un nuovo meccanismo di sostegno Fonti di Energia Rinnovabile (FER), sulla base di linee guida sugli aiuti di Stato 2014-2020, tra cui feed-in premium e gare, è entrato in vigore il 1° gennaio 2016 sostituendo il regime precedente. Lo schema finale dovrebbe essere approvato dal Parlamento entro luglio 2017.

Il mercato elettrico Wholesale e il Capacity Assurance Mechanism (CAM) sono in fase di riforma. In particolare, mentre la riforma del mercato wholesale deve essere completata entro il dicembre 2017 e il mercato di sbilanciamenti entro giugno 2017, il modello CAM (basato su quattro pilastri: disponibilità di capacità, flessibilità, riserva strategica, Demand Side Response) ha visto nel mese di maggio 2016 l'approvazione di un modello temoraneo da parte del Parlamento greco; tale misura temporanea dovrebbe essere sostituita da una nuova, permanente, ce dovrebbe entrare in vigore nel 2017.

Turchia

Il 1° maggio 2016 l'Autorità Nazionale di Regolamentazione (EMRA) ha modificato la legislazione prevista per i partecipanti al meccanismo d'incentivo in relazione all'esenzione di partecipazione nel mercato di bilanciamento. Il 17 giugno 2016 il Parlamento ha approvato emendamenti alla legge di energia, tra cui un cambiamento nel meccanismo di gara per le energie rinnovabili. La legislazione secondaria sarà pubblicata nei prossimi mesi.

Spagna

Durante gli ultimi mesi del 2015 è stato definito il criterio tale per cui si assegnino incentivi ai nuovi impianti di energia rinnovabile, in linea con il nuovo quadro normativo. Ciò annulla l'efficacia della moratoria imposta dal regio decreto legge n. 1/2012. Questo criterio, che prevede l'assegnazione mediante un processo d'asta, era stato già contemplato nella nuova legge sull'approvvigionamento elettrico, anche se i dettagli per la sua applicazione rimanevano ancora da definire. Sono stati definiti mediante il regio decreto n. 947/2015, il decreto ministeriale IET/2212/2015 e la risoluzione del 30 novembre del Segretario di Stato per l'energia. La prima asta, fissata per il 14 gennaio 2016, sollecita 500 MW di potenza eolica e 200 MW da biomasse. L'asta è stata aggiudicata, per i progetti eolici, senza nessun incentivo, mentre nel caso dei progetti di biomassa è stato riconosciuto il solo incentivo legato ai costi di gestione degli impianti (componente Ro). Enel Green Power España, che ha partecipato all'asta per l'assegnazione di capacità eolica, non è stata aggiudicataria di nessun progetto.

Il 10 febbraio 2016 è iniziata la prova di abilitazione che le energie rinnovabili dovranno superare per essere considerate idonee per partecipare ai servizi di aggiustamento del sistema.

Nell'ambito delle conversazioni finalizzate alla formazione del nuovo Governo spagnolo, tutti i partiti politici – con l'unica eccezione del PP (Partido Popular) – hanno firmato una proposta per riformare la normativa relativa all'autoconsumo, con l'obiettivo di promuoverne lo sviluppo nel Paese. Tra le misure proposte le più rilevanti riguardano l'eliminazione dei costi di sistema attualmente a carico della gran parte dei consumatori e la possibilità di condividere, tra i consumatori, impianti di autoconsumo. Naturalmente il successo della proposta dipende dalla formazione di un nuovo Governo di cui facciano parte i firmatari della stessa; anche a valle delle nuove elezioni del 26 giugno, o scenario è piuttosto incerto e la situazione comporta la necessità di nuovi negoziati con le altre controparti politiche il cui esito potrebbe arrivare nel mese di agosto.

Marocco

A febbraio 2016, il Governo ha avallato il progetto di legge n. 58/2015 che modifica alcuni aspetti della legge n. 09/13. Questo disegno di legge prevede che i produttori di energia rinnovabile possano accedere anche alle reti di bassa

tensione. Le condizioni specifiche verranno definite e regolamentate successivamente. Tale disegno di legge regola anche aspetti relativi all'immissione di energia rinnovabile in eccesso nella rete ad alta tensione.

Il 9 giugno 2016 è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale la legge 48/15 per organizzare il mercato elettrico e creare un nuovo regolatore per l'elettricità (ANRE). Il nuovo regolatore dovrà fissare le tariffe di trasporto e distribuzione di energia elettrica e anche eliminare le discriminazioni nell'acceso alle reti di trasporto di elettricità.

Il 24 giugno 2016 il Governo ha approvato tre decreti legge per riformare principalmente l'attività della Moroccan Agency for Solar Energy ("MASEN"). I testi dovranno essere approvati, dalle due camere del parlamento marocchino. Nel futuro, MASEN e non più l'ONEE, sovraintenderà alle attività rinnovabili in Marocco, a eccezione delle rinnovabili di soggetti privati (legge 13-09) e delle stazioni di pompaggio (STEP). Si prevede, quindi, un trasferimento di attività e di competenze da ONEE a MASEN. Con le future modifiche, l'agenzia pubblica ADEREE si concentrerà sui temi dell'efficienza energetica.

India

A giugno 2016, il Ministry of New and Renewable Energy (MNRE) ha pubblicato le linee guida per la realizzazione di 1.000 MW di capacità eolica attraverso aste competitive e si prevede che tale meccanismo sostituirà gradualmente le feed-in tariff.

Il MNRE ha inoltre pubblicato una bozza di policy volta a definire delle linee guida a sostegno dello sviluppo di mini/micro reti basate su energie rinnovabili con l'obiettivo di realizzare almeno 10.000 progetti equivalenti a un minimo 500 MW di capacità installata nei prossimi cinque anni, per fornire accesso all'energia nelle aree rurali.

Messico

Il regolatore ha modificato il calcolo della componente gas della tariffa elettrica al fine di valorizzare l'incremento di importazioni sperimentato dal Paese negli ultimi mesi. Tale modifica anticipa il cambio dell'intera metodologia di calcolo della tariffe per i clienti regolati, la cui regolamentazione dovrebbe essere completata entro la fine del 2016. Il Ministero dell'Energia SENER ha pubblicato a maggio il calendario della seconda asta di lungo termine del nuovo mercato elettrico messicano. Il processo, che si concluderà a settembre, vedrà l'assegnazione di contratti per la fornitura di energia, potenza e certificati di energia non fossile per la durata di 15-20 anni e inizio della fornitura a partire dal 1° gennaio 2019.

Per quanto riguarda l'evoluzione a lungo termine del settore, è stato presentato il documento di riferimento per la pianificazione del settore elettrico 2016-2030 (PRODESEN). Il documento è finalizzato all'identificazione dei progetti in materia di generazione, trasmissione e distribuzione dell'energia necessari alla fornitura della domanda di energia nel periodo. Secondo le stime del Ministero, la domanda dovrebbe crescere tra il 3% e il 4%, il che richiederà circa 57 GW di capacità addizionale. L'intero piano prevede che nel corso dell'orizzonte temporale considerato saranno effettuati investimenti per oltre 100 miliardi di euro nel settore elettrico, di cui il 75% dedicati alla generazione e il residuo 25% alla distribuzione e trasmissione.

Brasile

Il Presidente ha approvato a giugno la legge n. 13.299 la quale, tra le altre misure, estende l'agevolazione relativa alle tariffe di trasmissione applicate agli impianti mini-idro. Tale tariffa, in precedenza valida solo per gli impianti inferiori a 30 MW, sarà estesa anche agli impianti inferiori a 50 MW, i quali potranno però beneficiarne solo per i primi 30 MW immessi nel sistema. La misura sarà operativa a partire dalla pubblicazione della normativa di secondo livello. Il regolatore, attraverso la risoluzione n. 79/2016, ha modificato le regole di contabilizzazione relative alla vendita dell'energia proveniente da impianti eolici al mercato libero e regolato. La nuova regola sarà applicata retroattivamente a partire da ottobre 2014 e permetterà una corretta riallocazione dell'energia tra i due segmenti di mercato in linea con i contratti esistenti.

Il Ministero dell'Energia ha pubblicato a giugno l'ordinanza n. 222 che modifica il processo per l'ottenimento dell'incentivo fiscale REIDI (Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura), specifico per gli investimenti infrastrutturali. Il nuovo processo permetterà agli impianti vincitori di asta di ridurre i tempi per l'ottenimento del beneficio fiscale.

Uruguay

Il regolatore, attraverso il decreto n. 78/2016, ha modificato la formula di indicizzazione dei contratti di lungo termine relativamente alla valorizzazione della Componente Nazionale. Tale modifica elimina il limite di un anno relativo al riconoscimento retroattivo.

Colombia

Il Ministero dell'Energia ha pubblicato la risoluzione che modifica ufficialmente il "Piano di Espansione della Generazione e Trasmissione 2015-2029" al fine di includere gli ampliamenti necessari a incorporare la generazione eolica nella Penisola de La Guajira. Il piano prevede che la connessione sarà operativa a partire da novembre 2022.

Stati Uniti

Nel mese di maggio 2016, l'Internal Revenue Service (IRS) ha emesso alcune linee guida relative alla norma sull'incentivo fiscale alla produzione (Production Tax Credit - PTC) promulgata a dicembre 2015. La linea guida relativa invece agli incentivi fiscali per l'investimento (Investment Tax Credit - ITC) è prevista in un secondo momento. In sostanza le novità introdotte portano a una diminuzione dei crediti per l'energia eolica in base all'inizio della costruzione, mentre è estata estesa la durata dei PTC per la geotermia, idroelettrico e le biomasse.

Nelle sopracitate linee guida, l'IRS ha chiarito che i progetti si presumeranno avere i richiesti requisiti di continuità se verranno messi in servizio entro quattro anni dall'inizio della costruzione. I progetti possono essere messi in servizio dopo queste date probabili, ma dovranno essere in grado di dimostrare il possesso dei requisiti di continuità.

Principali rischi e incertezze

Per la natura del proprio business, il Gruppo è esposto a diverse tipologie di rischi, e in particolare a rischi di mercato, rischi di credito, rischi di liquidità, rischi industriali, ambientali e di carattere regolatorio. Per mitigare l'esposizione a tali rischi, nel Gruppo sono svolte specifiche attività di analisi, misurazione, monitoraggio e gestione che sono descritte nei successivi paragrafi.

Si rinvia inoltre allo "Scenario di riferimento" per una analisi puntuale dei fattori che costituiscono alcuni dei presupposti fondamentali di tali rischi.

Rischi legati ai processi di liberalizzazione dei mercati e a cambiamenti regolatori

I mercati energetici nei quali il Gruppo è presente sono interessati da processi di progressiva liberalizzazione, che viene attuata in diversa misura e con tempistiche differenti da Paese a Paese.

Come risultato di questi processi, il Gruppo è esposto a una crescente pressione competitiva derivante dall'ingresso di nuovi operatori e dallo sviluppo di mercati organizzati.

I rischi di business che derivano dalla naturale partecipazione del Gruppo a mercati che presentano queste caratteristiche, sono stati fronteggiati con una strategia di integrazione lungo la catena del valore, con una sempre maggiore spinta all'innovazione tecnologica, alla diversificazione e all'espansione geografica. In particolare, le azioni poste in essere hanno prodotto lo sviluppo di un portafoglio clienti sul mercato libero in una logica di integrazione a valle sui mercati finali, l'ottimizzazione del mix produttivo migliorando la competitività degli impianti sulla base di una leadership di costo, la ricerca di nuovi mercati con forti potenzialità di crescita e lo sviluppo delle fonti rinnovabili con adeguati piani di investimento in diversi Paesi.

Come noto il Gruppo opera in mercati e settori regolamentati e il cambiamento delle regole di funzionamento di tali mercati, nonché le prescrizioni e gli obblighi che li caratterizzano, possono influire sull'andamento della gestione e dei risultati del Gruppo stesso.

A fronte dei rischi che possono derivare da tali fattori, si è operato per intensificare i rapporti con gli organismi di governo e regolazione locali adottando un approccio di trasparenza, collaborazione e proattività nell'affrontare e rimuovere le fonti di instabilità dell'assetto regolatorio.

Rischi legati alle emissioni di CO²

L'emissione di anidride carbonica (CO2), oltre a rappresentare uno dei fattori che può influenzare sensibilmente la gestione del Gruppo, costituisce una delle maggiori sfide che il Gruppo stesso, a tutela dell'ambiente, sta affrontando. La normativa comunitaria sul sistema di scambio di quote di CO² impone oneri per il settore elettrico, che in futuro potranno essere sempre più rilevanti. In tale contesto, l'instabilità del mercato delle quote ne accentua la difficoltà di gestione e monitoraggio. Al fine di ridurre i fattori di rischio legati alla normativa in materia di CO2, il Gruppo svolge un'attività di presidio dello sviluppo e dell'attuazione della normativa comunitaria e nazionale, diversifica il mix produttivo a favore di tecnologie da fonti pulite quali le rinnovabili, sviluppa strategie che gli consentono di acquisire quote a un costo più competitivo, ma soprattutto migliora le prestazioni ambientali dei propri impianti incrementandone l'efficienza energetica.

La copertura del fabbisogno dei diritti di emissione per il primo semestre 2016 non presenta rischi di rilievo.

Rischi di mercato

Nell'esercizio della sua attività Enel è esposta a diversi rischi di mercato e in particolare al rischio di oscillazione dei tassi di interesse, dei tassi di cambio e dei prezzi delle commodity.

Per contenere tale esposizione all'interno dei limiti definiti annualmente nell'ambito delle politiche di gestione del rischio, Enel stipula contratti derivati avvalendosi degli strumenti offerti dal mercato.

Rischio di prezzo commodity e continuità degli approvvigionamenti

Per la natura proprio business il Gruppo è esposto alle variazioni dei prezzi di combustibili ed energia elettrica, che ne possono influenzare in modo significativo i risultati. Per mitigare tale esposizione, il Gruppo ha sviluppato una strategia di stabilizzazione dei margini che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata dell'approvvigionamento dei combustibili delle forniture ai clienti finali o a operatori del mercato all'ingrosso.

Si è dotato, inoltre, di una procedura formale che prevede la misurazione del rischio commodity residuo, la definizione di un limite di rischio massimo accettabile e la realizzazione di operazioni di copertura mediante il ricorso a contratti derivati.

Per mitigare i rischi di interruzione delle forniture di combustibili il Gruppo ha sviluppato una strategia di diversificazione delle fonti di approvvigionamento ricorrendo a fornitori dislocati in differenti aree geografiche, nonché incentivando la costruzione di infrastrutture di trasporto e stoccaggio. Enel utilizza varie tipologie di contratti derivati con l'obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity energetiche e nell'ambito dell'attività di proprietary trading. Grazie a tali strategie, il Gruppo ha potuto mitigare gli effetti della crisi e dell'attuale panorama internazionale minimizzando l'impatto potenziale di tali scenari sui risultati del secondo semestre del 2016.

L'esposizione al rischio legata alla variazione del prezzo delle commodity deriva sia dalle attività di acquisto di combustibili per le centrali elettriche, e di compravendita di gas mediante contratti indicizzati, sia dalle attività di acquisto e vendita di energia a prezzo variabile (bilaterali indicizzati e vendite sul mercato spot dell'energia elettrica). Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati vengono determinate attraverso la scomposizione delle formule contrattuali sui fattori di rischio sottostanti.

In relazione all'energia venduta il Gruppo ricorre alla stipula di contratti a prezzo fisso attraverso bilaterali fisici e contratti finanziari (es. contratti per differenza, VPP ecc.) nei quali le differenze sono regolate a favore della controparte nel caso in cui il prezzo di mercato dell'energia superi il prezzo strike, e a favore di Enel nel caso contrario.

L'esposizione residua, derivante dalle vendite di energia sul mercato spot, non coperte dai suddetti contratti, è aggregata su fattori di rischio omogenei che possono essere gestiti attraverso operazioni di copertura sul mercato. Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono principalmente contratti derivati plain vanilla (in particolare, forward, swap, opzioni su commodity, future, contratti per differenza).

Enel è inoltre impegnata in una attività di proprietary trading, con l'obiettivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di riferimento per il Gruppo. Tale attività consiste nell'assunzione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodotti petroliferi, gas, carbone, certificati CO² ed energia elettrica nei principali Paesi europei) attraverso strumenti finanziari derivati e contratti fisici scambiati su mercati regolamentati e over the counter, cogliendo opportunità di profitto grazie a operazioni di arbitraggio effettuate sulla base delle aspettative di evoluzione dei mercati. L'attività si svolge all'interno di una governance formalizzata che prevede l'assegnazione di stringenti limiti di rischio, il cui rispetto viene verificato giornalmente da strutture organizzative indipendenti rispetto a quelle preposte all'esecuzione delle operazioni stesse. I limiti di rischio dell'attività di proprietary trading sono fissati in termini di Value at Risk su un periodo temporale di un giorno e un livello di confidenza del 95%; il limite di Gruppo assegnato per il 2016 è pari a 15 milioni di euro.

Rischio di tasso di cambio

Il Gruppo è esposto al rischio di cambio derivante dai flussi di cassa connessi all'acquisto e/o alla vendita di combustibili ed energia sui mercati internazionali, dai flussi di cassa relativi a investimenti o altre partite in divisa estera e dall'indebitamento denominato in valuta diversa da quella di conto dei rispettivi Paesi. Inoltre, il bilancio consolidato è soggetto al rischio di traduzione, derivante della conversione di poste contabili denominate in divise diverse dall'euro relative a società controllate.

Al fine di minimizzare i rischi di natura economica e transattiva connessi alle variazioni dei tassi di cambio il Gruppo pone in essere, tipicamente sul mercato over the counter, diverse tipologie di contratti derivati e in particolare currency forward, cross currency interest rate swap, currency option.

Nel corso del primo semestre 2016 la gestione del rischio tasso di cambio è proseguita nell'ambito del rispetto della politica di gestione dei rischi, che prevede la copertura delle esposizioni significative, senza alcun tipo di difficoltà nell'accesso al mercato dei derivati.

In base all'analisi dell'indebitamento finanziario del Gruppo, si rileva che il 42% (39% al 31 dicembre 2015) dell'indebitamento lordo a lungo termine è espresso in valute diverse dall'euro.

Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio tasso di cambio e della quota di indebitamento in valuta estera che è espressa in valuta di conto del Paese in cui opera la società del Gruppo detentrice della posizione debitoria, la percentuale di indebitamento non coperta dal rischio cambio si riduce a circa il 17,1% (14% al 31 dicembre 2015), esposizione che si ritiene non possa generare impatti significativi sul Conto economico nell'ipotesi di variazione dei tassi di cambio di mercato. Con riferimento all'indebitamento finanziario denominato in valute diverse dall'euro, la principale esposizione al rischio di cambio è nei confronti del dollaro statunitense. A tale proposito di evidenzia che al 30 giugno 2016, se il tasso di cambio dell'euro verso il dollaro si fosse apprezzato del 10%, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 1.920 milioni di euro (1.951 milioni di euro al 31 dicembre 2015) a seguito del decremento del fair value netto dei derivati su cambi di cash flow hedge. Viceversa, se il tasso di cambio dell'euro verso il dollaro a tale data si fosse deprezzato del 10%, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 2.321 milioni di euro (2.385 milioni di euro al 31 dicembre 2015) a seguito dell'incremento del fair value netto dei derivati su cambi di cash flow hedge.

Rischio di tasso di interesse

La principale fonte di esposizione al rischio di tasso di interesse per Enel deriva dalla variabilità degli oneri connessi con l'indebitamento finanziario espresso a tasso variabile.

Le politiche di Gruppo relative alla gestione dei rischi finanziari sono finalizzate al mantenimento del profilo di rischio definito nell'ambito delle procedure formali di Governance dei rischi di Gruppo, contenendo nel tempo il costo della provvista e limitando la volatilità dei risultati.

Tale obiettivo viene raggiunto sia alla fonte dell'esposizione al rischio, attraverso la diversificazione strategica della natura delle attività/passività finanziarie, sia modificando il profilo di rischio dell'esposizione tramite la stipula di contratti derivati sui mercati Over the counter (OTC), quali interest rate swap, interest rate option e swaption. Nel caso in cui la Società abbia programmato un'emissione obbligazionaria di cui voglia fissare anticipatamente il costo, può stipulare derivati prima della nascita della esposizione stessa (c.d. "operazioni di pre-hedge").

Al 30 giugno 2016 il 28% dell'indebitamento finanziario lordo è indicizzata a tasso variabile (27% al 31 dicembre 2015). Tenuto conto delle operazioni di copertura classificate in hedge accounting, risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, la quota di esposizione al rischio tasso risulta pari al 21% (21% al 31 dicembre 2015). Considerando ai fini del rapporto di copertura anche i derivati ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale ma che non hanno i requisiti necessari per essere contabilizzati secondo le regole dell'hedge accounting, tale percentuale si attesta al 21% (21% al 31 dicembre 2015).

Al 30 giugno 2016, se i tassi di interesse fossero stati di 25 punti base (0,25%) più alti, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 197 milioni di euro (183 milioni di euro al 31 dicembre 2015) a seguito dell'incremento del fair value dei derivati su tassi di cash flow hedge. Viceversa, se i tassi di interesse fossero stati di 25 punti base più bassi, a parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 197 milioni di euro (183 milioni di euro al 31 dicembre 2015) a seguito del decremento del fair value dei derivati su tassi di cash flow hedge. Un aumento (diminuzione) dei tassi di interesse di pari entità genererebbe, a parità di ogni altra variabile, un impatto negativo (positivo) a Conto economico, in termini di maggiori (minori) oneri annui sulla quota non coperta del debito lordo, pari a circa 27 milioni di euro (28 milioni di euro al 31 dicembre 2015).

Rischio di credito

Le operazioni commerciali, su commodity e di natura finanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito, inteso come la possibilità che una variazione inattesa del merito creditizio di una controparte generi effetti sulla posizione creditoria, in termini di insolvenza (rischio di default) o di variazioni nel valore di mercato della stessa (rischio di spread). Già dagli esercizi precedenti, alla luce delle condizioni di instabilità e incertezza nei mercati finanziari e dei fenomeni di crisi economica registrati a livello globale, le evoluzioni congiunturali hanno fatto registrare un tendenziale incremento a livello sistemico nei tempi medi di incasso. Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio di credito, la politica generale a livello di Gruppo prevede l'applicazione di criteri omogenei, in tutte le principali Region/Country/Business Line, per la misurazione delle esposizioni creditizie, al fine sia di identificare tempestivamente i fenomeni degenerativi della qualità dei crediti in essere – individuando le eventuali azioni di mitigazione da porre in essere – sia di consentire il consolidamento e il monitoraggio delle esposizioni a livello di Gruppo.

La gestione e il controllo delle esposizioni creditizie vengono effettuate a livello di Region/Country/Business Line da unità organizzative diverse, assicurando in tal modo la necessaria segregazione tra attività di gestione e di controllo del rischio. Il monitoraggio dell'esposizione consolidata viene assicurato dalla Holding.

Relativamente al rischio di credito derivante dall'operatività in commodity, è applicato un sistema di valutazione delle controparti omogeneo a livello di Gruppo, implementato anche a livello locale. Sono inoltre applicati e monitorati limiti al rischio di credito definiti dalle strutture di competenza delle Region/Country/Global Business Line interessate. Con riferimento al rischio di credito originato da posizioni aperte su operazioni di natura finanziaria, ivi inclusi strumenti finanziari derivati, la minimizzazione del rischio è perseguita attraverso la selezione di controparti con merito creditizio elevato tra le primarie istituzioni finanziarie nazionali e internazionali, la diversificazione del portafoglio, la sottoscrizione di accordi di marginazione che prevedono lo scambio di cash collateral ovvero l'applicazione di criteri di netting. Anche in tal caso il rischio di credito è misurato attraverso un sistema di valutazione interno. Infine, anche per il 2016, sono applicati e monitorati limiti operativi al rischio di credito sulle controparti finanziarie, approvati dal Comitato Rischi di Gruppo, sia a livello di singola Region/Country/Global Business Line sia a livello consolidato.

A ulteriore presidio del rischio di credito, già a partire dagli esercizi precedenti, il Gruppo ha posto in essere alcune operazioni di cessione dei crediti senza rivalsa (pro soluto), le quali hanno riguardato prevalentemente specifici segmenti del portafoglio commerciale e, in misura inferiore, crediti fatturati e da fatturare per le società operanti in segmenti della filiera elettrica diversi dalla vendita.

Tutte le suddette operazioni sono considerate a fini contabili come operazioni di cessione senza rivalsa e hanno pertanto dato luogo all'integrale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attività oggetto di cessione, essendo stati ritenuti trasferiti i rischi e i benefíci a esse connessi.

Rischio di liquidità

Il Gruppo è esposto al rischio di liquidità nell'ambito della gestione finanziaria, in quanto le difficoltà nel reperire nuovi fondi o nel liquidare attività sul mercato potrebbero determinare oneri addizionali per fronteggiare i propri impegni ovvero una situazione di temporanea insolvenza che metterebbe a rischio la continuità aziendale.

Gli obiettivi della gestione del rischio liquidità sono il mantenimento di un livello adeguato di liquidità a livello di Gruppo, di una pluralità di fonti di finanziamento e di un profilo equilibrato delle scadenze del debito. Al fine di garantire una efficiente gestione della liquidità, l'attività di Tesoreria è accentrata a livello di Capogruppo, sopperendo ai fabbisogni di liquidità primariamente con i flussi di cassa generati dalla gestione ordinaria e assicurando un'opportuna gestione delle eventuali eccedenze di liquidità.

A riprova della confermata capacità di accesso al mercato del credito per il Gruppo Enel, nonostante la situazione di perdurante tensione dei mercati finanziari, sono state effettuate nel corso del primo semestre 2016 emissioni obbligazionarie riservate ai risparmiatori istituzionali e retail per complessivi 2.970 milioni di euro.

Al 30 giugno 2016, il Gruppo Enel aveva a disposizione complessivamente circa 5,5 miliardi di euro di cash o cash equivalent, nonché committed credit lines disponibili per 13,7 miliardi di euro.

Le committed credit lines ammontano a 14 miliardi di euro (utilizzate per 0,3 miliardi di euro); le uncommitted credit lines sono pari a 827 milioni di euro (utilizzate per 302 milioni di euro). Inoltre, il Gruppo ha a disposizione programmi di commercial paper per un controvalore complessivo di 9,4 miliardi di euro (utilizzati per 0,5 miliardi di euro).

Rischi connessi al rating

Il merito di credito, assegnato a una società dalle agenzie di rating, influenza la sua possibilità di accedere alle varie fonti di finanziamento nonché le rispettive condizioni economiche; un eventuale peggioramento di tale merito creditizio potrebbe, pertanto, costituire una limitazione all'accesso al mercato dei capitali e/o un incremento del costo delle fonti di finanziamento con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria. Al 30 giugno 2016, il rating di Enel è pari a: (i) "BBB", con outlook stabile secondo Standard & Poor's; (ii) "BBB+", con outlook stabile secondo Fitch; e (iii) "Baa2", con outlook stabile secondo Moody's.

Rischio Paese

Il Gruppo Enel è caratterizzato da una rilevante presenza internazionale, articolata su più continenti ed estesa dalla Russia ai Paesi dell'America Latina, generando ricavi da fonte estera per oltre il 50% dell'ammontare totale. Il Gruppo presenta dunque una significativa esposizione al c.d. "rischio Paese", ovvero all'insieme dei rischi di natura macro-economica e finanziaria, regolatoria e di mercato, nonché geopolitica e sociale, il cui verificarsi potrebbe determinare effetti negativi sia sui flussi reddituali sia sul valore degli asset aziendali.

Al fine di monitorare efficacemente questa tipologia di rischio, viene effettuata su base periodica una valutazione qualitativa dei rischi associati a ciascun Paese di interesse; è stato inoltre sviluppato un modello quantitativo, basato sull'approccio di tipo shadow rating, utilizzato a supporto dei processi di valutazione degli investimenti strategici nell'ambito delle attività di pianificazione industriale e business development.

Il quadro macroeconomico mondiale è stato recentemente caratterizzato dalla fine del super ciclo delle commodity, che ha impattato principalmente i Paesi caratterizzati da motori di crescita legati alle esportazioni e da un recupero lento e frammentato tra le economie avanzate alle prese con alti livelli di NPLs, eccessiva regolamentazione e alti livelli di disoccupazione.

Gli investimenti Corporate non incrementano nelle economie avanzate, che nonostante le politiche monetarie espansive registrano tassi di crescita eterogenei, con maggiori difficoltà per i Paesi caratterizzati da alto deficit e forte

disoccupazione. Rallentano i mercati emergenti, che risentono delle minori esportazioni dovute al ribasso della domanda cinese e a un depresso scenario delle commodity.

Il contesto macroeconomico europeo rimane incerto e frammentato, il rapporto tra debito pubblico e PIL varia in modo significativo da uno Stato all'altro e le performance economiche sono caratterizzate da una ripresa debole nei Paesi mediterranei, sebbene le condizioni esogene presentino condizioni favorevoli come i bassi tassi della BCE e i prezzi energetici ridotti. In questo contesto i livelli dei consumi rimangono ancora contenuti, così come l'attività manifatturiera, che ha segnato un trend negativo nel secondo trimestre, portando l'inflazione verso livelli estremamente bassi e incentivando la BCE a potenziare la sua manovra espansiva.

In Italia si registra una crescita moderata, sostenuta dal miglioramento dei ritmi produttivi dell'attività manifatturiera così come da una timida ripresa delle costruzioni; segnali meno favorevoli provengono invece dai consumi, condizionati dai livelli di disoccupazione ancora alti, così come dalle preoccupazioni sulla solidità finanziaria, che insieme alla stabilità politica saranno tra i temi determinanti per le potenzialità di crescita nei prossimi mesi.

Nei primi sei mesi del 2016 le economie dell'America Latina hanno frenato le loro performance di crescita per una serie di motivi, tra i quali i ridotti prezzi delle commodity – che hanno particolarmente colpito i Paesi esportatori – il calo della domanda cinese sorto già sul finire del 2015 e materializzatosi nel 2016 e una situazione politica interna spesso contraddistinta da contesti disomogenei e frammentati. Tutto ciò ha determinato importanti fluttuazioni dei tassi di cambio e alti livelli di inflazione specialmente in Colombia, Argentina e Brasile.

In Cina i dati del secondo trimestre mostrano un GDP in lieve ripresa, 6,7% su base annua, ma l'andamento debole degli investimenti, così come il rallentamento dei settori chimici e minerari, assieme alla volatilità dello scenario commodity, inducono prudenza sulle aspettative di crescita future.

Sul fronte USA la FED rimanda il rialzo dei tassi di interesse per l'instabilità derivante dalle condizioni sia interne, dove il settore manifatturiero manifesta un andamento negativo e la produzione industriale ha subíto una contrazione dell'1,4% rispetto al 2015, sia esterne, come il rallentamento dei mercati emergenti, la volatilità delle commodity e l'instabilità politica e finanziaria dell'Europa.

Nel corso del secondo trimestre 2016 l'occupazione negli Stati Uniti così come i salari hanno segnato una crescita modesta, con segnali positivi comunque rispetto al trend che si riscontra in altre economie avanzate. La spesa per consumi mostra ancora sofferenze, mentre il settore immobiliare prosegue la sua ripresa, così come il comparto credito, alla luce di un aumento della domanda di prestiti che è salita moderatamente e della buona disponibilità di credito.

Rischi ambientali

Il malfunzionamento dei propri impianti ed eventi accidentali avversi che ne compromettano la temporanea funzionalità, possono rappresentare ulteriori rischi legati al business del Gruppo. Per mitigare tali rischi, il Gruppo fa ricorso alle migliori strategie di prevenzione e protezione, incluse tecniche di manutenzione preventiva e predittiva, survey tecnologici mirati alla rilevazione e al controllo dei rischi, nonché alle best practice internazionali. Il rischio residuo viene gestito con il ricorso a specifici contratti di assicurazione, rivolti sia alla protezione dei beni aziendali sia alla tutela dell'azienda nei confronti di terzi danneggiati da eventi accidentali, incluso l'inquinamento, che possono aver luogo nel corso dei processi legati alla generazione e distribuzione dell'energia elettrica e del gas.

Come parte della propria strategia di mantenere e sviluppare una leadership di costo nei mercati di presenza nelle attività di generazione, il Gruppo è impegnato in molteplici progetti di sviluppo, miglioramento e riconversione dei propri impianti. Tali progetti sono esposti ai rischi tipici dell'attività costruttiva che il Gruppo tende a mitigare attraverso la richiesta di specifiche garanzie ai propri fornitori e, dove possibile, attraverso apposite garanzie assicurative in grado di coprire i rischi di costruzione in ogni sua fase.

Per quanto concerne la generazione nucleare, Enel è attiva in Slovacchia attraverso la controllata Slovenské elektrárne e in Spagna attraverso Endesa. Nell'ambito delle sue attività nucleari, il Gruppo è esposto anche a rischi operativi e potrebbe dover fronteggiare costi aggiuntivi a causa di, tra gli altri, incidenti, violazioni della sicurezza, atti di terrorismo, calamità naturali, malfunzionamenti di attrezzature, stoccaggio, movimentazione, trasporto, trattamento delle sostanze e dei materiali nucleari. Nei Paesi in cui Enel ha attività nucleari sono previste specifiche disposizioni di legge che richiedono una copertura assicurativa per responsabilità incondizionata per eventi nucleari imputabili a terzi e prevedono anche massimali di esposizione finanziaria degli operatori nucleari. Altre misure di mitigazione sono state messe in atto secondo le best practice internazionali.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del secondo trimestre 2016 risultano confermati i trend positivi del primo trimestre facendo registrare importanti risultati per ciascuno degli obiettivi del piano strategico 2016-2019 presentato in versione aggiornata nel novembre 2015.

Per la restante parte del 2016, infatti, in linea con i target industriali di piano, sono previsti:

l'ulteriore sviluppo del programma di efficientamento per tutte le linee di business globali;
il contributo all'EBITDA degli investimenti in crescita, da realizzare nella seconda parte dell'anno, nonché quello derivante dagli impianti già entrati in esercizio nel corso del primo semestre;
l'avvio dell'installazione degli smart meter di nuova generazione in Italia e l'implementazione del piano strategico di Enel OpEn Fiber;
nell'ambito del progetto di semplificazione della struttura societaria del Gruppo:
il completamento, entro il quarto trimestre dell'anno, della riorganizzazione societaria in America Latina, volta a separare le attività cilene di generazione e distribuzione da quelle sviluppate negli altri Paesi dell'America Latina;
l'ottimizzazione della presenza societaria in Spagna, relativamente alle attività concernenti le energie rinnovabili, avviata mediante l'acquisizione da parte di Endesa Generación dell'intero capitale di Enel Green Power España;
la gestione attiva del portafoglio anche mediante il perfezionamento della prima fase della cessione di Slovenské elektrárne.

Sulla base degli elementi chiave sopra esposti, del contributo registrato nel primo semestre (che beneficia inoltre del consolidamento di Slovenské elektrárne nel primo semestre che non era previsto nelle assunzioni di Piano) e atteso per la restante parte del 2016 – in particolare delle attività in America Latina, in ambito retail su scala globale, nonché di generazione di cassa e riduzione del debito netto – si rivedono al rialzo gli obiettivi economico-finanziari per il 2016 del piano strategico 2016-2019.

Nella tabella che segue, oltre agli obiettivi rivisti per il 2016, si riportano per comodità anche quelli invariati per il 2017.

		2016	2017	CAGR 2015-2019
EBITDA ordinario	miliardi di euro	~15,0	~15,5	~4%
Utile netto ordinario	miliardi di euro	~3,2	~3,4	~10%
Dividendo minimo	euro/azione	0,18		~17%
Pay-out	%	55	60	~7%
Flusso di cassa operativo/Indebitamento finanziario netto	%	25	26	~6%

Informativa sulle parti correlate

Per la descrizione delle transazioni e il dettaglio dei rapporti patrimoniali ed economici con parti correlate, si rinvia a quanto illustrato di seguito nella Nota 26 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati

Conto economico consolidato

Milioni di euro	Note		1° semestre
		2016		2015
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Ricavi	4
Ricavi delle vendite e delle prestazioni		33.172	2.365	36.325	2.661
Altri ricavi e proventi		978	177	1.307	180
	[Subtotale]	34.150		37.632
Costi	5
Acquisto di energia elettrica, gas e combustibile		15.325	2.734	18.642	2.994
Costi per servizi e altri materiali		8.030	1.235	8.254	1.166
Costo del personale		2.232		2.338
Ammortamenti e impairment		2.843		2.877
Altri costi operativi		1.117	126	1.258	31
Costi per lavori interni capitalizzati		(721)		(645)
	[Subtotale]	28.826		32.724
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	6	(114)	2	176	(5)
Risultato operativo		5.210		5.084
Proventi finanziari da contratti derivati	7	1.193		2.027
Altri proventi finanziari	8	1.348	13	683	11
Oneri finanziari da contratti derivati	7	2.051		1.028
Altri oneri finanziari	8	2.017	25	2.959	11
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	15	52		8
Risultato prima delle imposte		3.735		3.815
Imposte	9	1.143		1.186
Risultato delle continuing operations		2.592		2.629
Risultato delle discontinued operations		-		-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)		2.592		2.629
Quota di interessenza del Gruppo		1.834		1.833
Quota di interessenza di terzi		758		796
Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo	10	0,19		0,19
Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo	10	0,19		0,19
Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo	10	0,19		0,19
Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo	10	0,19		0,19

Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo

Milioni di euro		1° semestre
	2016	2015
Risultato netto del periodo	2.592	2.629
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	(516)	687
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto	(28)	12
Variazione di fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita	28	30
Variazione della riserva di traduzione	1.116	297
Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a Conto economico
Rimisurazione delle passività/(attività) nette per benefíci definiti	-	-
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto	600	1.026
Utile complessivo rilevato nel periodo	3.192	3.655
Quota di interessenza:
- del Gruppo	1.820	2.766
- di terzi	1.372	889

Stato patrimoniale consolidato

Milioni di euro	Note
ATTIVITÀ		al 30.06.2016		al 31.12.2015
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	11	75.130		73.307
Investimenti immobiliari		143		144
Attività immateriali	12	15.862		15.235
Avviamento	13	13.811		13.824
Attività per imposte anticipate	14	6.730		7.386
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	15	666		607
Derivati	16	1.972		2.343
Altre attività finanziarie non correnti	17	3.722		3.274
Altre attività non correnti		908	20	877
	[Totale]	118.944		116.997
Attività correnti
Rimanenze		2.847		2.904
Crediti commerciali	18	12.499	1.018	12.797	937
Crediti per imposte sul reddito		1.281		636
Derivati	16	2.876		5.073
Altre attività finanziarie correnti	19	2.771	3	2.381	2
Altre attività correnti		3.284	278	2.898	135
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti		5.515		10.639
	[Totale]	31.073		37.328
Attività classificate come possedute per la vendita	21	6.835		6.854
TOTALE ATTIVITÀ		156.852		161.179

Milioni di euro	Note
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		al 30.06.2016		al 31.12.2015
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Patrimonio netto del Gruppo
Capitale sociale		10.167		9.403
Altre riserve		4.811		3.352
Utili e perdite accumulati		19.663		19.621
	[Totale]	34.641		32.376
Interessenze di terzi		18.010		19.375
Totale patrimonio netto	22	52.651		51.751
Passività non correnti
Finanziamenti a lungo termine	20	42.963		44.872
Benefici ai dipendenti		2.294		2.284
Fondi rischi e oneri quota non corrente	23	5.172		5.192
Passività per imposte differite	14	8.786		8.977
Derivati	16	2.860	3	1.518
Altre passività non correnti		1.598	5	1.549	4
	[Totale]	63.673		64.392
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine	20	2.005		2.155
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	20	3.851		5.733
Fondi rischi e oneri quota corrente	23	1.608		1.630
Debiti commerciali		11.243	2.537	11.775	2.911
Debiti per imposte sul reddito		785		585
Derivati	16	3.039		5.509
Altre passività finanziarie correnti		997	2	1.063
Altre passività correnti		11.375	4	11.222	14
	[Totale]	34.903		39.672
Passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita	21	5.625		5.364
Totale passività		104.201		109.428
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		156.852		161.179

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

								Capitale sociale e riserve del Gruppo
Milioni di euro	Capitale sociale	Riserva da sovrapprezzo azioni	Riserva legale	Altre riserve	Riserva conversione bilanci in valuta estera	Riserve da valutazione strumenti finanziari derivati di cash flow hedge	Riserva da valutazione di attività finanziarie disponibili per la vendita	Riserva da partecipazioni valutate con metodo patrimonio netto	Rimisurazione delle passività/(attività) nette per piani a benefíci definiti	Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo	Riserva da acquisizioni su non controlling interest	Utili e perdite accumulati	Patrimonio netto del Gruppo	Patrimonio netto di terzi	Totale patrimonio netto
Al 1° gennaio 2015	9.403	5.292	1.881	2.262	(1.321)	(1.806)	105	(74)	(671)	(2.113)		18.741	31.699	19.639	51.338
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1.316)	(1.316)	(436)	(1.752)
Operazioni su non controlling interest	-	-	-	-	-	-	-	-	-	20	(3)	-	17	315	332
Variazione perimetro di consolidato	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-		-
Utile/(Perdita) complessivo rilevato nel periodo	-	-	-	-	168	727	30	8	-	-	-	1.833	2.766	889	3.655
di cui:
- utili e perdite rilevate direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	168	727	30	8	-	-	-	-	933	93	1.026
- utile/(perdita) del periodo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1.833	1.833	796	2.629
Al 30 giugno 2015	9.403	5.292	1.881	2.262	(1.153)	(1.079)	135	(66)	(671)	(2.093)	(3)	19.258	33.166	20.407	53.573
Al 1° gennaio 2016	9.403	5.292	1.881	2.262	(1.956)	(1.341)	130	(54)	(551)	(2.115)	(196)	19.621	32.376	19.375	51.751
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1.627)	(1.627)	(586)	(2.213)
Riparto del risultato netto dell'esecizio precedente	-	-	153	-	-	-	-	-	-	-	-	(153)	-		-
Aumento di capitale a servizio della scissione non proporzionale di Enel Green Power	764	2.198	-	-	119	(31)	-	-	1	-	(974)	(12)	2.065	(2.106)	(41)
Operazioni su non controlling interest	-	-	-	-	-	-	-	-	-	7	-	-	7	(45)	(38)
Utile/(Perdita) complessivo rilevato nel periodo	-	-	-	-	519	(546)	27	(14)	-	-	-	1.834	1.820	1.372	3.192
di cui:
- utili e perdite rilevate direttamente a patrimonio netto	-	-	-	-	519	(546)	27	(14)	-	-	-	-	(14)	614	600
- utile/(perdita) del periodo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1.834	1.834	758	2.592
Al 30 giugno 2016	10.167	7.490	2.034	2.262	(1.318)	(1.918)	157	(68)	(550)	(2.108)	(1.170)	19.663	34.641	18.010	52.651

Rendiconto finanziario consolidato

Milioni di euro	Note		1° semestre
		2016			2015
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Risultato del periodo prima delle imposte		3.735		3.815
Rettifiche per:
Ammortamenti e impairment di attività immateriali		339		378
Ammortamenti e impairment di attività materiali non correnti		2.161		2.110
(Proventi)/Oneri finanziari	8	1.201		1.145
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	8	810	13	931	11
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	8	(2.218)	(25)	(2.528)	(11)
(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri elementi non monetari		672		(1.202)
Imposte pagate		(1.123)		(635)
Accantonamenti ai fondi		590		527
Effetti adeguamento cambi attività e passività in valuta (incluse disponibilità liquide e mezzi equivalenti)		(771)		982
Variazioni del capitale circolante netto:		(1.200)		(2.478)
- rimanenze		143		78
- crediti commerciali	18	262	(81)	106	357
- debiti commerciali		(1.102)	(374)	(2.467)	(688)
- fondi	23	(611)		(629)
- altre attività e passività		108	(168)	434	(52)
Cash flow da attività operativa (a)		4.196		3.045
Investimenti in attività materiali non correnti	11	(3.431)		(2.841)
Investimenti in attività immateriali	12	(283)		(251)
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti	2	-		(36)
Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti	2	406		437
(Incremento)/Decremento di altre attività d'investimento		18		24
Cash flow da attività di investimento/disinvestimento (b)		(3.290)		(2.667)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	20	1.309		462
Rimborsi e altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto		(5.146)		(3.105)
Operazioni relative a non controlling interest		(213)		369
Dividendi e acconti sui dividendi pagati		(2.187)		(2.011)
Cash flow da attività di finanziamento (c)		(6.237)		(4.285)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (d)		119		90
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (a+b+c+d)		(5.212)		(3.817)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo (1)		10.790		13.255
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo (2)		5.578		9.438

Note illustrative

1. Princípi contabili e criteri di valutazione

La società Enel SpA, operante nel settore delle utility energetiche, ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina Margherita 137. La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 comprende le situazioni contabili di Enel SpA e delle sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in società collegate e joint venture, nonché la quota di attività, passività, costi e ricavi delle joint operation ("il Gruppo"). L'elenco delle società controllate, collegate, joint venture e joint operation incluse nell'area di consolidamento è riportato in allegato.

Per una descrizione delle principali attività del Gruppo, si rinvia alla Relazione intermedia sulla Gestione. La pubblicazione della presente Relazione finanziaria semestrale è stata autorizzata dagli Amministratori in data 28 luglio 2016.

Conformità agli IAS/IFRS

La presente Relazione finanziaria semestrale del Gruppo al 30 giugno 2016 e per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2016, è stata predisposta ai sensi dell'art. 154 ter del decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58, così come modificato dal decreto legislativo n. 195 del 6 novembre 2007, nonché dell'art. 81 del Regolamento Emittenti e successive modifiche. Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2016, incluso nella Relazione finanziaria semestrale, è stato redatto in conformità ai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell'Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla stessa data. L'insieme di tutti i princípi e le interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito "IFRS-EU". In particolare, tale bilancio è stato redatto in conformità al principio contabile internazionale applicabile per la predisposizione delle situazioni infrannuali ("IAS 34 - Bilanci intermedi") ed è costituito dal Conto economico consolidato, dal Prospetto dell'utile/(perdita) consolidato complessivo rilevato nel periodo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consolidato nonché dalle relative Note illustrative.

Si precisa che il Gruppo Enel adotta il semestre quale periodo intermedio di riferimento ai fini dell'applicazione del citato principio contabile internazionale IAS 34 e della definizione di bilancio intermedio ivi indicata.

I princípi contabili utilizzati, i criteri di rilevazione e di misurazione, nonché i criteri e i metodi di consolidamento applicati al presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2016 sono conformi a quelli adottati per la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione, a eccezione di quanto di seguito rappresentato. Tale Bilancio consolidato semestrale abbreviato, pertanto, può non comprendere tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al Bilancio consolidato predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2015.

A integrazione dei princípi contabili adottati per la redazione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015, si riportano di seguito le modifiche ai princípi esistenti, rilevanti per il Gruppo, di prima adozione al 1° gennaio 2016.

"Modifiche allo IAS 1: Iniziativa di informativa", emesso a dicembre 2014. Le modifiche, parte di una più ampia iniziativa di miglioramento della presentazione e delle disclosure del bilancio, includono aggiornamenti nelle seguenti aree:
materialità: è stato chiarito che il concetto di materialità si applica al bilancio nel suo complesso e che l'inclusione di informazioni immateriali potrebbe inficiare l'utilità dell'informativa finanziaria;
disaggregazione e subtotali: è stato chiarito che le specifiche voci di Conto economico, del prospetto dell'utile complessivo del periodo e di Stato patrimoniale possono essere disaggregate. Sono stati introdotti, inoltre, nuovi requisiti per l'utilizzo dei subtotali;
struttura delle note: è stato chiarito che le società hanno un certo grado di flessibilità circa l'ordine con cui vengono presentate le note al bilancio. È stato inoltre enfatizzato che, nello stabilire tale ordine, la società deve tenere conto dei requisiti della comprensibilità e della comparabilità del bilancio;
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto: la quota di OCI relativa a partecipazioni in collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto deve essere ripartita tra la parte riclassificabile e quella non riclassificabile a Conto economico; tali quote devono essere presentate, come autonome voci, nell'ambito delle rispettive sezioni del prospetto di Conto economico complessivo.