Enel

Quarterly Report • May 13, 2016

Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2016

	La nostra missione 3
	Premessa 4
	Sintesi dei risultati 7
	Risultati economici per area di attività 15
>	Italia 18
>	Penisola iberica 23
>	America Latina 27
>	Europa dell'Est 31
>	Energie Rinnovabili 35
>	Altro, elisioni e rettifiche 38
	Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo 39
	Analisi della struttura finanziaria del Gruppo 40
	Fatti di rilievo del primo trimestre 2016 43
	Scenario di riferimento 48
	Prevedibile evoluzione della gestione 57
	Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2016 58
	Conto economico consolidato sintetico 59
	Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo 60
	Situazione patrimoniale consolidata sintetica 61
	Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato 62
	Rendiconto finanziario consolidato sintetico 63
	Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2016 64
	Dichiarazione del dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari 91

La nostra missione

Premessa

Il Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2016 è stato redatto in osservanza a quanto disposto dall'art. 154 ter, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e in conformità ai criteri di rilevazione e di misurazione stabiliti dai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni emesse dall'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell'Unione Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura del periodo. Per una trattazione più completa dei princípi contabili e i criteri di valutazione applicati si rinvia alla successiva Nota 1 nelle Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato.

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

Definizione degli indicatori di performance

Al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione economico-finanziaria del Gruppo, nel presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2016 vengono utilizzati alcuni "indicatori alternativi di performance" non previsti dai princípi contabili IFRS-EU. In linea con la raccomandazione CESR/05-178b pubblicata il 3 novembre 2005, nel seguito sono forniti 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 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: definito quale somma delle "Attività non correnti", delle "Attività correnti" e delle "Attività possedute per la vendita" al netto delle "Passività non correnti", delle "Passività correnti" e delle "Passività possedute per la vendita", escludendo le voci considerate nella definizione di "Indebitamento finanziario netto";.

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", al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" e delle attività finanziarie correnti e non correnti (crediti finanziari e titoli diversi da partecipazioni) incluse nelle "Altre attività correnti" e nelle "Altre attività non correnti" e tenendo conto dei "Debiti finanziari a breve" inclusi nelle Altre passività correnti". Più in generale, l'indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel è determinato conformemente a quanto previsto nel paragrafo 127 delle raccomandazioni CESR/05-054b, attuative del Regolamento 809/2004/CE e in linea con le disposizioni CONSOB del 26 luglio 2007 per la definizione della posizione finanziaria netta, dedotti i crediti finanziari e i titoli non correnti.

Modello organizzativo di Enel

In data 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 potrà beneficiare di una minore complessità nell'esecuzione delle azioni manageriali intraprese e nell'analisi dei fattori chiave di generazione del valore.

In particolare, la nuova 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.

Tale organizzazione 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 sino a ora Paesi in cui la presenza del Gruppo Enel si è finora materializzata con 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 di business convenzionale e 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 filiera Global Trading.

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.

Sintesi dei risultati

Dati economici, patrimoniali e finanziari

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015
Ricavi	17.872	19.970
Margine operativo lordo	4.017	4.023
Risultato operativo	2.670	2.625
Risultato netto del Gruppo e di terzi	1.305	1.179
Risultato netto del Gruppo	939	810
Risultato netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	0,10	0,09
Capitale investito netto	88.860	89.296	(1)
Indebitamento finanziario netto	36.644	37.545	(1)
Patrimonio netto (incluse interessenze di terzi)	52.216	51.751	(1)
Patrimonio netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo (euro)	3,70	3,44	(1)
Cash flow da attività operativa	1.567	476
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (2)	1.547	1.253

(1) Dati al 31 dicembre 2015.

(2) Il dato non include 103 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 31 marzo 2016 (87 milioni al 31 marzo 2015).

I ricavi dei primi tre mesi del 2016 sono pari a 17.872 milioni di euro con un decremento di 2.098 milioni di euro (-10,5%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Il decremento è sostanzialmente riferibile alle minori vendite di energia nei mercati maturi e alle minori attività di trading di energia elettrica effettuate nonché all'effetto cambi, particolarmente sentito nei Paesi dell'America Latina. A tali fattori si aggiunge il calo dei ricavi relativi a negoziazione in certificati ambientali e il riconoscimento, avvenuto nel primo trimestre 2015, di taluni contributi in Argentina attraverso la Resolución n. 32/2015. Si segnala infine che i ricavi del primo trimestre 2016 includono la plusvalenza di 146 milioni di euro relativa alla cessione di Hydro Dolomiti Enel.

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Italia	9.170	10.324	(1.154)	-11,2%
Penisola iberica	4.697	5.358	(661)	-12,3%
America Latina	2.452	2.670	(218)	-8,2%
Europa dell'Est	1.169	1.239	(70)	-5,6%
Energie Rinnovabili	705	812	(107)	-13,2%
Altro, elisioni e rettifiche	(321)	(433)	112	-25,9%
Totale	17.872	19.970	(2.098)	-10,5%

Il margine operativo lordo del primo trimestre 2016, pari a 4.017 milioni di euro, rileva un decremento di 6 milioni di euro (-0,1%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Al netto della sopracitata plusvalenza sulla cessione di Hydro Dolomiti Enel, il margine operativo lordo risulta in calo di 152 milioni di euro, risentendo fortemente degli effetti (negativi per 194 milioni di euro) della traduzione all'euro delle valute funzionali locali, in particolare in America Latina e Russia. Infine, il decremento del margine operativo lordo rilevato nella Penisola iberica e dalla Divisione Energie Rinnovabili è parzialmente compensato dal miglioramento del margine realizzato sui mercati finali in Italia e Spagna e dal margine di generazione in Cile.

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Italia	1.775	1.554	221	14,2%
Penisola iberica	794	977	(183)	-18,7%
America Latina	800	736	64	8,7%
Europa dell'Est	197	233	(36)	-15,5%
Energie Rinnovabili	462	536	(74)	-13,8%
Altro, elisioni e rettifiche	(11)	(13)	2	-15,4%
Totale	4.017	4.023	(6)	-0,1%

Il risultato operativo del primo trimestre 2016 ammonta a 2.670 milioni di euro.L'incremento di 45 milioni di euro (+1,7%) rispetto all'analogo periodo del 2015, è dovuto ai minori ammortamenti e perdite di valore per 51 milioni di euro.

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Italia	1.290	1.064	226	21,2%
Penisola iberica	395	582	(187)	-32,1%
America Latina	585	491	94	19,1%
Europa dell'Est	139	139	-	-
Energie Rinnovabili	284	370	(86)	-23,2%
Altro, elisioni e rettifiche	(23)	(21)	(2)	-9,5%
Totale	2.670	2.625	45	1,7%

Il risultato netto del Gruppo del primo trimestre 2016 ammonta a 939 milioni di euro, con un incremento di 129 milioni di euro (+15,9%) rispetto all'analogo periodo del 2015; tale incremento, oltre al già commentato miglioramento del risultato operativo, è dovuto principalmente al minor carico fiscale rispetto al periodo precedente, solo parzialmente compensato dai maggiori oneri finanziari, per lo più relativi a partite non ricorrenti rilevate in Argentina e agli oneri connessi al riacquisto di obbligazioni proprie emesse da Enel SpA. In particolare, la riduzione del tax rate deriva principalmente dalla sostanziale esenzione della plusvalenza commentata sopra e dalle minori imposte correnti in Spagna a seguito della riduzione dell'aliquota fiscale al 25%, oltre agli effetti positivi derivanti dall'applicazione della correzione monetaria, ai soli fini fiscali, in Cile.

L'indebitamento finanziario netto al 31 marzo 2016 è pari a 36.644 milioni di euro, in calo di 901 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015, beneficiando, oltre che del miglioramento dei flussi di cassa della gestione operativa, anche dell'effetto positivo derivante dalla variazione dei tassi di cambio di alcune valute (principalmente il dollaro statunitense) in cui è espressa parte dell'indebitamento finanziario. Al 31 marzo 2016, l'indebitamento finanziario netto presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,70 (0,73 al 31 dicembre 2015).

Gli investimenti, pari a 1.547 milioni di euro nel primo trimestre 2016, evidenziano un incremento del 23,5% da riferire sostanzialmente alla Divisione Energie Rinnovabili.

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Italia	298	257	(2) 41	16,0%
Penisola iberica	170	154	16	10,4%
America Latina	227	320	(93)	-29,1%
Europa dell'Est	47	(1) 36	(3) 11	30,6%
Energie Rinnovabili	800	475	325	68,4%
Altro, elisioni e rettifiche	5	11	(6)	-54,5%
Totale	1.547	1.253	294	23,5%

(1) Il dato non include 103 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 86 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati operativi

		1° trimestre
	Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale
		2016			2015
Energia netta prodotta da Enel (TWh)	14,7	51,3	66,0	17,3	54,6	71,9
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (TWh)	56,3	49,3	105,6	56,4	49,7	106,1
(1) Energia venduta da Enel (TWh)	24,2	43,8	68,0	22,4	44,1	66,5
Vendite di gas alla clientela finale (miliardi di m3 )	2,0	1,8	3,8	1,9	1,4	3,3
(2) Dipendenti alla fine del periodo (n.)	(3) 33.027	34.931	67.958	33.040	34.874	67.914

(1) Escluse cessioni ai rivenditori.

(2) Include 4.405 unità riferite al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 31 marzo 2016 (4.301 unità al 31 dicembre 2015).

(3) Dati comparativi al 31 dicembre 2015

L'energia netta prodotta netta da Enel nel primo trimestre 2016 è complessivamente pari a 66,0 TWh, in diminuzione dell'8,2% rispetto all'analogo periodo del 2015; la variazione è dovuta sia ai minori quantitativi generati all'estero (-3,3 TWh), sia relativamente alle quantità prodotte in Italia (-2,6 TWh). Relativamente al mix tecnologico, si segnala il significativo decremento della generazione da fonte termoelettrica (-4,3 TWh), dovuta al minor utilizzo degli impianti a carbone e a ciclo combinato, sia in Italia sia all'estero. La generazione da fonte idroelettrica registra un calo di 2,1 TWh, principalmente a seguito delle più sfavorevoli condizioni di idraulicità rilevate in tutti i Paesi a eccezione del Cile.

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

L'energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nel primo trimestre 2016 è complessivamente pari a 105,6 TWh, con un decremento di 0,5 TWh (-0,5%) e risente del decremento della domanda di energia elettrica in Italia e nella Penisola iberica.

L'energia venduta da Enel nel primo trimestre 2016 si attesta a 68,0 TWh con un incremento di 1,5 TWh (+2,3%) che risente delle maggiori vendite in Italia (+1,8 TWh) per effetto di una politica commerciale espansiva nel segmento "business", solo in parte compensate dalle minori quantità vendute all'estero (-0,3 TWh).

n.

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

Il gas venduto nel primo trimestre 2016 è pari a 3,8 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,5 miliardi di metri cubi rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Il personale del Gruppo Enel al 31 marzo 2016 è pari a 67.958 dipendenti, di cui il 51,4% impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. La variazione del trimestre (+44 unità) è da riferirsi esclusivamente al saldo positivo tra assunzioni e cessazioni.

	al 31.03.2016	al 31.12.2015
Italia	28.756	28.774
Penisola iberica	9.887	10.001
America Latina	12.173	12.211
Europa dell'Est (1)	10.332	10.200
Rinnovabili	4.444	4.309
Altro, elisioni e rettifiche	2.366	2.419
Totale	67.958	67.914

(1) Include 4.405 unità riferite al perimetro classificato come "posseduto per la vendita" al 31 marzo 2016 (4.301 unità al 31 dicembre 2015).

Risultati economici del Gruppo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Totale ricavi	17.872	19.970	(2.098)	-10,5%
Totale costi	13.775	16.029	(2.254)	-14,1%
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(80)	82	(162)	-
Margine operativo lordo	4.017	4.023	(6)	-0,1%
Ammortamenti e impairment	1.347	1.398	(51)	-3,6%
Risultato operativo	2.670	2.625	45	1,7%
Proventi finanziari	1.592	1.946	(354)	-18,2%
Oneri finanziari	2.444	2.713	(269)	-9,9%
Totale proventi/(oneri) finanziari	(852)	(767)	(85)	-11,1%
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	35	24	11	45,8%
Risultato prima delle imposte	1.853	1.882	(29)	-1,5%
Imposte	548	703	(155)	-22,0%
Risultato delle continuing operations	1.305	1.179	126	10,7%
Risultato delle discontinued operations	-	-	-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)	1.305	1.179	126	10,7%
Quota di interessenza del Gruppo	939	810	129	15,9%
Quota di interessenza di terzi	366	369	(3)	-0,8%

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Vendita energia elettrica	10.478	11.938	(1.460)	-12,2%
Trasporto energia elettrica	2.308	2.381	(73)	-3,1%
Corrispettivi da gestori di rete	120	185	(65)	-35,1%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	259	285	(26)	-9,1%
Vendita gas	1.508	1.550	(42)	-2,7%
Trasporto gas	235	216	19	8,8%
Proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche del controllo	-	12	(12)	-
Plusvalenze da cessione attività	166	18	148	-
Altri servizi, vendite e proventi diversi	2.798	3.385	(587)	-17,3%
Totale	17.872	19.970	(2.098)	-10,5%

Nel primo trimestre 2016 i ricavi da vendita di energia elettrica ammontano a 10.478 milioni di euro, con un decremento di 1.460 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (-12,2%). Tale decremento è sostanzialmente da collegare ai seguenti fattori:

• minori ricavi da vendita di energia elettrica ai clienti finali per 544 milioni di euro, principalmente per il calo dei prezzi medi di vendita e dello sfavorevole effetto della variazione dei tassi di cambio, i cui effetti sono solo parzialmente compensati dalle maggiori quantità vendute, in particolar modo nel mercato libero in Italia;

• minori ricavi per vendita di energia all'ingrosso per 457 milioni di euro, prevalentemente in Italia;

• minori ricavi per attività di trading di energia elettrica per 459 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dei minori volumi intermediati e della riduzione dei prezzi medi.

I ricavi da trasporto di energia elettrica ammontano nel primo trimestre 2016 a 2.308 milioni di euro, con un decremento di 73 milioni di euro da riferire prevalentemente alla riduzione delle tariffe di distribuzione in Italia.

I ricavi per contributi da operatori istituzionali di mercato sono pari, nel primo trimestre 2016, a 259 milioni di euro, in diminuzione di 26 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015, sostanzialmente a seguito delle maggiori vendite e del calo dei prezzi dei combustibili nell'area extrapeninsulare spagnola.

I ricavi per vendita di gas nel primo trimestre 2016 sono pari a 1.508 milioni di euro con un decremento di 42 milioni di euro (-2,7%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, a seguito dei minori prezzi di vendita che hanno compensato l'effetto delle maggiori quantità vendute.

I ricavi per trasporto di gas nel primo trimestre 2016 sono pari a 235 milioni di euro con un incremento di 19 milioni di euro (+8,8%) registrando un andamento analogo a quello delle vendite della commodity stessa.

Le plusvalenze da alienazione di attività nel primo trimestre 2016 sono pari a 166 milioni di euro (18 milioni di euro nel primo trimestre 2015) sono prevalentemente riferibili alla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel (146 milioni di euro).

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi si attestano nel primo trimestre 2016 a 2.798 milioni di euro (3.385 milioni di euro nell'esercizio precedente) con un decremento di 587 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio 2015 (-17,3%). La variazione è dovuta principalmente:

• minori ricavi per vendite di certificati ambientali per 442 milioni di euro connessi principalmente alla riduzione delle attività di negoziazione in certificati ambientali nel primo trimestre 2016 e alla rilevazione, nel primo trimestre 2015, di ricavi da vendita e misurazione al fair value di certificati ambientali (173 milioni di euro) in base al regolamento n. 389/2013;

• minori ricavi per 123 milioni di euro, a seguito dei contributi ricevuti nel primo trimestre 2015 in Argentina a seguito dell'adozione della Resolución n. 32/2015.

Costi

Milioni di euro 1° trimestre
	2016 2015		Variazioni
Acquisto di energia elettrica	4.559	5.766	(1.207)	-20,9%
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	1.070	1.312	(242)	-18,4%
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	2.712	3.079	(367)	-11,9%
Materiali	245	492	(247)	-50,2%
Costo del personale	1.078	1.155	(77)	-6,7%
Servizi e godimento beni di terzi	3.770	3.793	(23)	-0,6%
Altri costi operativi	639	698	(59)	-8,5%
Costi capitalizzati	(298)	(266)	(32)	-12,0%
Totale	13.775	16.029	(2.254)	-14,1%

I costi per acquisto di energia elettrica subiscono un decremento nel primo trimestre 2016 di 1.207 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2015, con una riduzione del 20,9%. Tale andamento riflette i minori acquisti necessari per far fronte alle esigenze del mercato, effettuati sia sulle Borse

dell'energia elettrica (213 milioni di euro) e in particolar modo in quella italiana, sia tramite operazioni su contratti bilaterali (618 milioni di euro), nonché per acquisiti spot sui mercati esteri e domestici per 398 milioni di euro.

I costi per consumi di combustibili per generazione di energia elettrica relativi al primo trimestre 2016 sono pari a 1.070 milioni di euro, registrando un decremento di 242 milioni di euro (-18,4%) rispetto al valore dell'esercizio precedente. Il decremento è dovuto principalmente alla riduzione della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica nonché all'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 2.712 milioni di euro nel primo trimestre 2016, con un decremento di 367 milioni di euro rispetto al 2015. La variazione riflette principalmente il minor costo medio di acquisto della commodity a cui si aggiunge l'effetto dei minori acquisti, essenzialmente connessi alla diminuzione del volume di gas intermediato per attività di trading.

I costi per materiali ammontano nel primo trimestre 2016 a 245 milioni di euro, con un decremento di 247 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015, sostanzialmente per effetto dei minori costi per acquisto di certificati ambientali.

Il costo del personale è pari nel primo trimestre 2016 a 1.078 milioni di euro, con un decremento del 6,7% rispetto allo stesso periodo del 2015. La variazione è da riferire alla diminuzione delle consistenze medie del personale rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-987 risorse), al diverso mix generazionale in Italia, nonché alle differenze cambio positive rilevate in America Latina e Russia. Il personale del Gruppo Enel al 31 marzo 2016 è pari a 67.958 dipendenti, di cui 34.874 impegnati all'estero. L'organico del Gruppo nel corso del primo trimestre 2016 si incrementa di 44 unità, per l'effetto del saldo tra le assunzioni e le cessazioni del periodo.

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

Consistenza al 31 dicembre 2015	67.914
Assunzioni	742
Cessazioni	(698)
Consistenza al 31 marzo 2016	67.958

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi del primo trimestre 2016 ammontano a 3.770 milioni di euro, con un decremento di 23 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015 da riferire principalmente ai minori vettoriamenti passivi conseguenti alle minori quantità di energia elettrica intermediata.

Gli altri costi operativi nel primo trimestre 2016 ammontano a 639 milioni di euro, con un decremento di 59 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015 che risente essenzialmente delle minori imposte sulla generazione termoelettrica in Spagna (prevalentemente riferibili alla legge n. 15/2012) a seguito della minor produzione effettuata.

Nel primo trimestre 2016 i costi capitalizzati sono pari a 298 milioni di euro, con un andamento sostanzialmente in linea con quello degli investimenti.

I proventi/(oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value del primo trimestre 2016 sono negativi per 80 milioni di euro (positivi per 82 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio

precedente). In particolare, gli oneri netti relativi a primo trimestre 2016 sono riconducibili a oneri netti realizzati nel periodo per 98 milioni di euro (44 milioni di euro nel primo trimestre 2015) e ai proventi netti da valutazione al fair value dei contratti derivati in essere alla fine del periodo per 18 milioni di euro (38 milioni di euro nel primo trimestre 2015).

Gli ammortamenti e impairment dei primi tre mesi 2016 sono pari a 1.347 milioni di euro, registrando un decremento di 51 milioni di euro, principalmente a fronte di minori ammortamenti per 17 milioni di euro (che risentono delle perdite di valore sugli asset di generazione russi e slovacchi effettuati nel secondo semestre 2015) e di minori adeguamenti netti sul valore dei crediti commerciali per 29 milioni di euro, con un calo particolarmente concentrato nell'Europa dell'Est.

Il risultato operativo del primo trimestre 2016 ammonta a 2.670 milioni di euro, con un incremento di 45 milioni di euro.

Gli oneri finanziari netti pari a 852 milioni di euro subiscono, nel primo trimestre 2016, un incremento di 85 milioni di euro che risente significativamente (63 milioni di euro) dell'attualizzazione delle multe sulla qualità del servizio in Argentina a seguito delle modifiche regolatorie introdotte da ENRE a inizio 2016.

La quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nei rimi tre mesi del 2016 è positiva per complessivi 35 milioni di euro, in aumento di 11 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Le imposte dei primi tre mesi del 2016 ammontano a 548 milioni di euro, con un'incidenza sul risultato ante imposte del 29,6% e risultano in diminuzione di 155 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. La riduzione dell'incidenza delle imposte è sostanzialmente attribuibile alla sostanziale esenzione della plusvalenza realizzata sulla cessione di Hydro Dolomiti Enel, alla riduzione dell'aliquota fiscale nominale in Spagna dal 28% al 25%, nonché alla correzione monetaria del patrimonio fiscale per variazione dell'indice dei prezzi al consumo effettuata in Cile con un beneficio di 31 milioni di euro.

Risultati economici per area di attività

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

In particolare, tenendo conto di quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 8 in termini di "management approach", l'avvento della nuova organizzazione ha modificato la struttura del reporting e la rappresentazione e l'analisi dei risultati economici e finanziari del Gruppo a partire dall'inizio del 2015. Nel dettaglio, i risultati per settore di attività inclusi nel presente Resoconto intermedio di gestione sono costruiti identificando come "reporting segment primario" la vista per Regioni e Paesi, 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.

Primo trimestre 2016 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	8.984	4.694	2.426	1.109	635	24	17.872
Ricavi intersettoriali	186	3	26	60	70	(345)	-
Totale ricavi	9.170	4.697	2.452	1.169	705	(321)	17.872
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(42)	(50)	2	(8)	17	1	(80)
Margine operativo lordo	1.775	794	800	197	462	(11)	4.017
Ammortamenti e perdite di valore	485	399	215	58	178	12	1.347
Risultato operativo	1.290	395	585	139	284	(23)	2.670
Investimenti	298	170	227	47	(2) 800	5	1.547

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli

altri. Analoga metodologia è stata applicata agli altri proventi e ai costi del periodo.

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

Primo trimestre 2015 (1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	10.059	5.337	2.670	1.139	763	2	19.970
Ricavi intersettoriali	265	21	-	100	49	(435)	-
Totale ricavi	10.324	5.358	2.670	1.239	812	(433)	19.970
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	55	29	(3)	3	(1)	(1)	82
Margine operativo lordo	1.554	977	736	233	536	(13)	4.023
Ammortamenti e perdite di valore	490	395	245	94	166	8	1.398
Risultato operativo	1.064	582	491	139	370	(21)	2.625
Investimenti	257 (2)	154	320	36	(3) 475	11	1.253

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.

Analoga metodologia è stata applicata agli altri proventi e ai costi del periodo. (2) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(3) Il dato non include 86 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

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

Margine operativo lordo

		ni G Bus ine loc ali Div isio lob ali ss
Mil ion i di eu ro	Me	ti fi nal rca	i		Se rviz i		Ge ner	azi e T one	rad ing	Infr ast	rutt e R ure	eti	Ene rg	ie R inn ova	bili	Alt elis ro,	ion i e rett	ific he		Tot ale
	1° trim 201 6	1° trim 201 5	Va r.	1° trim 201 6	1° t rim 201 5	Va r.	1° trim 201 6	1° trim 201 5	Va r.	1° t rim . 201 6	1° trim . 201 5	Va r.	1° t rim . 201 6	1° trim . 201 5	Va r.	1° t rim . 201 6	1° trim . 201 5	Va r.	1° t rim . 201 6	1° trim . 201 5	Va r.
Ital ia	560	414	146	21	30	( 9)	305	213	92	889	897	( 8)	-	-	-	-	-	-	1.7 75	1.5 54	221
Pe nis ola ibe rica	140	117	23	( 16)	11	( 27)	192	407	( 215 )	478	442	36	-	-	-	-	-	-	794	977	( 183 )
Am eric a L atin a	-	-	-	( 23)	( 23)	-	504	385	119	319	374	( 55)	-	-	-	-	-	-	800	736	64
Eu a d ell' Est rop	10	8	2	( 2)	-	( 2)	144	170	( 26)	45	55	( 10)	-	-	-	-	-	-	197	233	( 36)
Ene ie R inn bili rg ova	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	462	536	( 74)	-	-	-	462	536	( 74)
Alt elis ion i e ro, ific he rett	-	-	-	-	-	-	( 5)	( 3)	( 2)	3	-	3	-	-	-	( 9)	( 10)	1	( 11)	( 13)	2
To tale	710	539	171	( 20)	18	( 38)	1.1 40	1.1 72	( 32)	1.7 34	1.7 68	( 34)	462	536	( 74)	( 9)	( 10)	1	4.0 17	4.0 23	( 6)

Italia

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Termoelettrica	9.325	10.864	(1.539)	-14,2%
Idroelettrica	2.318	3.044	(726)	-23,9%
Altre fonti	-	2	(2)	-
Totale produzione netta	11.643	13.910	(2.267)	-16,3%

Nel primo trimestre 2016, la produzione netta di energia elettrica ammonta a 11.643 milioni di kWh, registrando un decremento del 16,3% rispetto all'analogo periodo del 2015 (-2.267 milioni di kWh). La variazione nei due periodi a confronto risente della minore produzione termoelettrica (-1.539 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 manutenzioni, nonché della minore produzione idroelettrica (-726 milioni di kWh), connessa alle più sfavorevoli condizioni di idraulicità rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Contributi alla produzione termica lorda

Milioni di kWh
	2016		2015		Variazioni
Olio combustibile	28	0,3%	69	0,6%	(41)	-59,4%
Gas naturale	1.895	18,8%	1.721	14,6%	174	10,1%
Carbone	8.018	79,6%	9.817	83,6%	(1.799)	-18,3%
Altri combustibili	126	1,3%	142	1,2%	(16)	-11,3%
Totale	10.067	100,0%	11.749	100,0%	(1.682)	-14,3%

La produzione termoelettrica lorda del primo trimestre 2016 si attesta a 10.067 milioni di kWh, registrando un decremento di 1.682 milioni di kWh (-14,3%) rispetto al primo trimestre 2015. Il decremento ha riguardato quasi tutte le tipologie di combustibili (unica eccezione, il gas naturale) e in particolar modo il carbone a seguito del sopracitato fermo dell'impianto di Brindisi Sud dovuto ad attività di manutenzione.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh		1° trimestre
		2016	2015	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	(1)	56.262	56.449	(188)	-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 trimestre 2016 registra un decremento di 188 milioni di kWh (-0,3%) passando da 56.449 milioni di kWh del primo trimestre 2015 a 56.262 milioni di kWh del primo trimestre 2016. Tale variazione è sostanzialmente in linea con il calo della domanda di energia elettrica in Italia.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Mercato libero:
- clienti mass market	6.721	6.504	217	3,3%
- clienti business (1)	4.443	2.488	1.955	78,6%
- clienti in regime di salvaguardia	633	348	285	81,9%
Totale mercato libero	11.797	9.340	2.457	26,3%
Mercato regolato:
- clienti in regime di maggior tutela	12.410	13.080	(670)	-5,1%
TOTALE	24.207	22.420	1.787	8,0%

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

L'energia venduta nel primo trimestre 2016 è pari a 24.207 milioni di kWh, con un incremento complessivo di 1.787 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, come conseguenza di nuove politiche commerciali e del graduale passaggio di clienti dai mercati regolati al mercato libero.

Vendite di gas

Milioni di m3		1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Clienti mass market (1)	1.370	1.740	(370)	-21,3%
Clienti business	639	182	457	251,1%
Totale	2.009	1.922	87	4,5%

(1) Include clienti residenziali e microbusiness.

Il gas venduto nel primo trimestre 2016 è pari a 2.009 milioni di metri cubi, con un incremento di 87 milioni di metri cubi rispetto allo stesso periodo del precedente esercizio ed è riferibile essenzialmente alle vendite ai clienti business.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Ricavi	9.170	10.324	(1.154)	-11,2%
Margine operativo lordo	1.775	1.554	221	14,2%
Risultato operativo	1.290	1.064	226	21,2%
Investimenti	298	257	(1) 41	15,95%

(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.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016 2015		Variazioni
Generazione e Trading	5.183	6.237	(1.054)	-16,9%
Infrastrutture e Reti	1.759	1.765	(6)	-0,3%
Mercati finali	4.185	4.312	(127)	-2,9%
Servizi	218	227	(9)	-4,0%
Elisioni e rettifiche	(2.175)	(2.217)	42	-1,9%
Totale	9.170	10.324	(1.154)	-11,2%

I ricavi del primo trimestre 2016 ammontano a 9.170 milioni di euro, con un decremento di 1.154 milioni di euro rispetto ai primi tre mesi del 2015 (-11,2%), in conseguenza dei principali seguenti fattori:

• minori ricavi da attività di Generazione e Trading per 1.054 milioni di euro (-16,9%). Tale decremento è prevalentemente riconducibile a:

• minori ricavi per attività di trading nei mercati internazionali dell'energia elettrica per 460 milioni di euro, correlati essenzialmente a una riduzione delle quantità intermediate (-8,3 TWh) in un regime di prezzi decrescenti;
• minori ricavi da vendita di energia elettrica per 331 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 (-239 milioni di euro) e ai minori ricavi per vendita di energia ad altri rivenditori nazionali (-111 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 377 milioni di euro, a seguito dei minori volumi intermediati;
• maggiori proventi da operazioni straordinarie per 131 milioni di euro, da riferire prevalentemente alla plusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione in Hydro Dolomiti Enel (146 milioni di euro), solo in parte compensati dal provento relativo alla cessione della società SF Energy, effettuata nel primo trimestre 2015 (15 milioni di euro).

• minori ricavi per attività di Infrastrutture e Reti per 6 milioni di euro (-0,3%), riferibili sostanzialmente:

• minori ricavi tariffari per 66 milioni di euro riferibili principalmente alla riduzione delle tariffe di trasmissione solo in parte compensate dai maggiori ricavi connessi alla modifica regolatoria dell'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI) n. 655/14 che ha eliminato il c.d. "lag regolatorio";
• 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 53 milioni di euro) a seguito dei maggiori volumi acquistati e della crescita del contributo unitario;
• ai maggiori ricavi per vendita di contatori elettronici alle società della Penisola iberica (12 milioni di euro).

• minori ricavi sui Mercati finali dell'energia elettrica per 127 milioni di euro (-2,9%), connessi essenzialmente:

• ai minori ricavi sul mercato regolato dell'energia elettrica per 277 milioni di euro, a seguito del decremento delle quantità vendute (-0,7 TWh) e del numero dei clienti serviti (-4,0%);
• all'incremento dei ricavi sul mercato libero dell'energia elettrica per 137 milioni di euro, connesso principalmente alle maggiori quantità vendute (+2,5 TWh), solo parzialmente compensato dall'effetto pezzo;
• ai maggiori ricavi per vendite di gas naturale a clienti finali per 16 milioni di euro, da riferire principalmente alla variazione positiva delle partite non ricorrenti solo in parte compensata dai minori ricavi per vendita di gas.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	305	213	92	43,2%
Infrastrutture e Reti	889	897	(8)	-0,9%
Mercati finali	560	414	146	35,3%
Servizi	21	30	(9)	-30,0%
Totale	1.775	1.554	221	14,2%

Il margine operativo lordo del primo trimestre 2016 si attesta a 1.775 milioni di euro, registrando un incremento di 221 milioni di euro (+14,2%) rispetto ai 1.554 milioni di euro del primo trimestre 2015. Tale incremento è riconducibile essenzialmente:

• al maggior margine da Generazione e Trading per 92 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 39 milioni di euro a seguito di:

• una riduzione del margine di generazione, che sconta il peggioramento dello scenario di mercato e una contrazione della produzione a carbone e idroelettrica, per 146 milioni di euro;
• un aumento del margine di intermediazione sul gas per 79 milioni di euro;
• al minor margine di Infrastrutture e Reti per 8 milioni di euro (-0,9%) sostanzialmente riconducibile:
• al decremento del margine da trasporto di energia elettrica per 62 milioni di euro, connesso principalmente al già citato effetto della riduzione delle tariffe;
• alla riduzione dei costi operativi per 30 milioni;
• al minor margine sui Titoli di Efficienza Energetica per 5 milioni di euro;
• ai maggiori ricavi per vendita dei contatori elettronici alle società della Penisola iberica.

• all'incremento del margine realizzato sui Mercati finali per 146 milioni di euro (+35,3%), prevalentemente riferibile:

• a un incremento del margine sul mercato libero dell'energia elettrica e del gas per 122 milioni di euro (di cui 92 milioni di euro relativi alla componente elettrica), dovuto all'incremento delle quantità vendute per entrambe le commodity;
• all'incremento del margine sul mercato regolato dell'energia elettrica per 21 milioni di euro, da riferire prevalentemente ai minori costi di acquisto di energia elettrica, per effetto della riduzione del numero di clienti servito e del decremento dei prezzi medi di acquisto dell'energia elettrica.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	228	134	94	70,1%
Infrastrutture e Reti	640	653	(13)	-2,0%
Mercati finali	414	260	154	59,2%
Servizi	8	17	(9)	-52,9%
Totale	1.290	1.064	226	21,2%

Il risultato operativo si attesta a 1.290 milioni di euro e, scontando minori ammortamenti e perdite di valore per 5 milioni di euro, registra un incremento di 226 milioni di euro (+21,2%) rispetto ai 1.064 milioni di euro registrati nello stesso periodo del 2015.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	28	17	(1) 11	64,7%
Infrastrutture e Reti	264	216	48	22,2%
Mercati finali	2	4	(2)	-50,0%
Servizi	4	20	(16)	-80,0%
Totale	298	257	41	16,0%

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

Gli investimenti del primo trimestre 2016 ammontano a 298 milioni di euro, in aumento di 41 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 48 milioni di euro riferiti principalmente ad attività legate al miglioramento e al mantenimento dei livelli standard di qualità del servizio;

• maggiori investimenti di Generazione e Trading per 11 milioni di euro.

• un decremento per 16 milioni di euro relativo ai Servizi connesso sostanzialmente ai maggiori investimenti rilevati nello stesso periodo del 2015 e relativi allo sviluppo di software.

Penisola iberica

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Termoelettrica	6.569	8.560	(1.991)	-23,3%
Nucleare	6.460	7.103	(643)	-9,1%
Idroelettrica	2.333	2.356	(23)	-1,0%
Totale produzione netta	15.362	18.019	(2.657)	-14,7%

La produzione netta effettuata nel primo trimestre 2016 è pari a 15.362 milioni di kWh, con un decremento di 2.657 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015 dovuto principalmente a una minore produzione termoelettrica, quale conseguenza delle maggiori importazioni dalla Francia a seguito dello sviluppo delle interconnessioni tra i due Paesi nonché della minore domanda sul mercato finale.

Contributi alla produzione termica lorda

Milioni di kWh
	2016		2015		Variazioni
Olio combustibile pesante (S>0,25%)	1.545	11,3%	1.365	8,4%	180	13,2%
Gas naturale	721	5,3%	1.024	6,3%	(303)	-29,6%
Carbone	3.815	28,0%	5.643	34,5%	(1.828)	-32,4%
Combustibile nucleare	6.709	49,1%	7.364	45,1%	(655)	-8,9%
Altri combustibili	862	6,3%	936	5,7%	(74)	-7,9%
Totale	13.652	100,0%	16.332	100,0%	(2.680)	-16,4%

La produzione termica lorda nel primo trimestre 2016 è pari a 13.652 milioni di kWh e registra un decremento di 2.680 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente sostanzialmente per effetto del minor ricorso al carbone.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	25.724	26.005	(281)	-1,1%

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

L'energia trasportata, nel primo trimestre 2016, è pari a 25.724 milioni di kWh e registra un decremento di 281 milioni di kWh. Tale decremento è connesso essenzialmente alla minore domanda di energia elettrica.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Energia venduta da Enel	23.677	23.594	83	0,4%

Le vendite di energia elettrica ai clienti finali effettuate nel primo trimestre 2016 sono pari a 23.677 milioni di kWh, con un incremento di 83 milioni di kWh rispetto allo stesso periodo del 2015.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Ricavi	4.697	5.358	(661)	-12,3%
Margine operativo lordo	794	977	(183)	-18,7%
Risultato operativo	395	582	(187)	-32,1%
Investimenti	170	154	16	10,4%

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

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	1.160	1.623	(463)	-28,5%
Infrastrutture e Reti	621	662	(41)	-6,2%
Mercati finali	3.558	4.134	(576)	-13,9%
Servizi	55	66	(11)	-16,7%
Elisioni e rettifiche	(697)	(1.127)	430	-38,2%
Totale	4.697	5.358	(661)	-12,3%

I ricavi del primo trimestre 2016 registrano un decremento di 661 milioni di euro; tale variazione è riconducibile a:

minori ricavi da Generazione e Trading per 463 milioni di euro, prevalentemente connessi:

• − ai minori ricavi per vendita di energia elettrica per circa 176 milioni di euro da parte delle società di generazione a fronte sia della riduzione delle quantità vendute, sia dei prezzi medi di vendita. Si evidenzia, però, che tale riduzione, includendo minori vendite intercompany per 318 milioni di euro, è di conseguenza in larga parte compensata dalla variazione della voce "elisioni e rettifiche";
• − agli effetti del decremento delle operazioni di trading su certificati ambientali per 173 milioni di euro;
• − alla riduzione dei ricavi nell'area extrapeninsulare di 99 milioni di euro, soprattutto per il forte decremento dei prezzi nelle Isole Canarie e del forte calo della domanda nelle Isole Baleari per un totale di 45 milioni di euro, nonché per il decremento dei contributi connesso alla riduzione dei costi dei combustibili (circa 54 milioni di euro);

• minori ricavi sui Mercati finali per 576 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'andamento dei prezzi di vendita, di energia e gas, a cui si aggiunge un forte calo dei consumi relativamente al solo mercato regolato;

• un decremento dei ricavi di Infrastrutture e Reti, principalmente per effetto delle minori quantità trasportate.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Generazione e Trading	192	407	(215)	-52,8%
Infrastrutture e Reti	478	442	36	8,1%
Mercati finali	140	117	23	19,7%
Servizi	(16)	11	(27)	-
Totale	794	977	(183)	-18,7%

Il margine operativo lordo ammonta a 794 milioni di euro, con un decremento di 183 milioni di euro (-18,7%) rispetto all'analogo periodo del 2015, a seguito:

• del minor margine operativo lordo realizzato dalle attività di Generazione e Trading per 215 milioni di euro, quasi interamente attribuibile all'area peninsulare per effetto del minor margine su certificati ambientali e della riduzione del margine di generazione che sconta la minor produzione nucleare e un trend di prezzi decrescente;

• un incremento del margine su Infrastrutture e Reti, pari a 36 milioni di euro, prevalentemente a seguito della riduzione dei costi del personale da attribuire alle minori consistenze medie;

• del miglioramento del margine operativo lordo sui Mercati finali, sostanzialmente per effetto della significativa riduzione dei costi di approvvigionamento di energia elettrica e gas.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	6	227	(221)	-97,4%
Infrastrutture e Reti	293	259	34	13,1%
Mercati finali	114	88	26	29,5%
Servizi	(18)	8	(26)	-
Totale	395	582	(187)	-32,1%

Il risultato operativo del primo trimestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 399 milioni di euro (395 milioni di euro nel primo trimestre 2015) è pari a 395 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015, un decremento di 187 milioni di euro.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Generazione e Trading	51	41	10	24,4%
Infrastrutture e Reti	109	108	1	0,9%
Mercati finali	8	5	3	60,0%
Servizi	2	-	2	-
Totale	170	154	16	10,4%

Gli investimenti ammontano a 170 milioni di euro con un incremento di 16 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. In particolare, gli investimenti del primo trimestre 2016 si riferiscono soprattutto a interventi sulla rete di distribuzione, in particolare per sub-stazioni e trasformatori, interventi sulla linea e sostituzione degli apparati di misurazione.

America Latina

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Termoelettrica	7.139	7.109	30	0,4%
Idroelettrica	7.269	7.732	(463)	-6,0%
Altre fonti	23	22	1	4,5%
Totale produzione netta	14.431	14.863	(432)	-2,9%
- di cui Argentina	3.438	3.940	(502)	-12,7%
- di cui Brasile	902	1.207	(305)	-25,3%
- di cui Cile	4.573	4.272	301	7,0%
- di cui Colombia	3.252	3.196	56	1,8%
- di cui Perù	2.266	2.248	18	0,8%

La produzione netta effettuata nel primo trimestre 2016 è pari a 14.431 milioni di kWh, con un decremento di 432 milioni di kWh rispetto all'analogo periodo del 2015, principalmente a seguito della minore produzione idroelettrica particolarmente concentrata in Colombia, Brasile e Perù a seguito delle più sfavorevoli condizioni di idraulicità che hanno caratterizzato i Paesi dell'area (a eccezione del Cile) nel periodo. In questi Paesi, la mancata produzione idroelettrica trova riscontro in un incremento della produzione termoelettrica, che invece sconta in Argentina una riduzione conseguente i fermi impianto di Dock Sud e Costanera per attività di manutenzione.

Contributi alla produzione termica lorda

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016		2015		Variazioni
Olio combustibile pesante (S>0,25%)	524	7,1%	279	3,8%	245	87,8%
Gas naturale	5.091	69,0%	6.107	83,1%	(1.016)	-16,6%
Carbone	1.450	19,7%	574	7,8%	876	-
Altri combustibili	313	4,2%	393	5,3%	(80)	-20,4%
Totale	7.378	100,0%	7.353	100,0%	25	0,3%

La produzione termica lorda nel primo trimestre 2016 è pari a 7.378 milioni di kWh e registra un incremento di 25 milioni di kWh; tale aumento è relativo a tutte le tipologie di combustibile, eccezion fatta per il gas naturale il cui minor utilizzo è stato registrato in Argentina, Cile e Brasile.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel (1)	19.837	19.911	(74)	-0,4%
- di cui Argentina	4.701	4.751	(50)	-1,1%
- di cui Brasile	5.844	5.998	(154)	-2,6%
- di cui Cile	3.863	3.841	22	0,6%
- di cui Colombia	3.421	3.395	26	0,8%
- di cui Perù	2.008	1.926	82	4,3%

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

L'energia trasportata, nel primo trimestre 2016, è pari a 19.837 milioni di kWh e registra un decremento pari a 74 milioni di kWh, analogo all'andamento della domanda di energia elettrica, in particolar modo in Brasile.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Mercato libero	1.605	1.600	5	0,3%
Mercato regolato	14.808	14.696	112	0,8%
Totale	16.413	16.296	117	0,7%
- di cui Argentina	3.966	3.967	(1)	-
- di cui Brasile	5.282	5.271	11	0,2%
- di cui Cile	3.310	3.275	35	1,1%
- di cui Colombia	2.076	2.064	12	0,6%
- di cui Perù	1.779	1.719	60	3,5%

L'energia venduta, nel primo trimestre 2016, è pari a 16.413 milioni di kWh e registra un incremento pari a 117 milioni di kWh, relativo essenzialmente alle maggiori vendite sul mercato regolato.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Ricavi	2.452	2.670	(218)	-8,2%
Margine operativo lordo	800	736	64	8,7%
Risultato operativo	585	491	94	19,1%
Investimenti	227	320	(93)	-29,1%

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

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	264	306	(42)	-13,7%
Brasile	498	751	(253)	-33,7%
Cile	823	817	6	0,7%
Colombia	543	506	37	7,3%
Perù	324	290	34	11,7%
Totale	2.452	2.670	(218)	-8,2%

I ricavi del primo trimestre 2016 registrano un decremento di 218 milioni di euro che è da ricondurre principalmente a:

• minori ricavi in Brasile per 253 milioni di euro, sostanzialmente per effetto del deprezzamento del real, a cui si associano gli effetti dei minori volumi e di alcune misure regolatorie atte a finanziare il sistema elettrico brasiliano;

• minori ricavi in Argentina per 42 milioni di euro, sostanzialmente riferibili all'effetto cambi nonché al riconoscimento, avvenuto nel primo trimestre 2015, di taluni contributi (compensativi dei mancati

adeguamenti tariffari) in forza della Resolución n. 32/2015. Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati dagli effetti della riforma tariffaria introdotta dal Governo argentino mediante la Resolución ENRE n.1/2016, che ha comportato un significativo incremento delle tariffe di vendita;

• un incremento dei ricavi in Colombia per 37 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dei maggiori volumi e prezzi medi di vendita nel mercato regolato, che ha più che compensato l'andamento sfavorevole dei tassi di cambio tra la moneta locale e l'euro;

• maggiori ricavi in Perù per 34 milioni di euro, principalmente per effetto delle maggiori quantità trasportate e vendute, solo parzialmente compensato dall'andamento sfavorevole del tasso di cambio.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	58	67	(9)	-13,4%
Brasile	132	172	(40)	-23,3%
Cile	244	146	98	67,1%
Colombia	235	236	(1)	-0,4%
Perù	131	115	16	13,9%
Totale	800	736	64	8,7%

Il margine operativo lordo ammonta a 800 milioni di euro, con un incremento di 64 milioni di euro (+8,7%) rispetto all'analogo periodo del 2015, a seguito di:

• un maggior margine operativo lordo in Cile per 98 milioni di euro, a seguito del miglioramento del margine di generazione, favorito dal maggiore sfruttamento degli impianti idroelettrici, che ha più che compensato l'effetto cambio negativo (25 milioni di euro);

• un aumento del margine operativo lordo in Perù per 16 milioni di euro, principalmente connesso alle maggiori quantità medie vendute;

• una riduzione del margine in Brasile per 40 milioni di euro, che risente del deprezzamento del real, delle peggiorate condizioni di idraulicità che anno penalizzato il mix di generazione nonché di alcune misure regolatorie non favorevoli;

• un decremento del margine operativo lordo in Argentina per 9 milioni di euro, per effetto delle citate variazioni regolatorie i cui effetti sono solo parzialmente compensati dal decremento dei costi operativi, e in particolare quelli relativi al personale che risentivano nel primo trimestre 2015 di alcuni effetti relativi al rinnovo del contratto collettivo;

• un andamento in linea del margine in Colombia (in decremento di 1 milione di euro), dove l'effetto positivo delle maggiori quantità generate e prodotte in un regime di prezzi crescenti è stato quasi interamente riassorbito dai maggiori costi operativi.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	43	51	(8)	-15,7%
Brasile	54	72	(18)	-25,0%
Cile	187	90	97	-
Colombia	201	196	5	2,6%
Perù	100	82	18	22,0%
Totale	585	491	94	19,1%

Il risultato operativo del primo trimestre 2016, inclusivo di ammortamenti e perdite di valore per 215 milioni di euro (245 milioni di euro nel primo trimestre 2015) è pari a 585 milioni di euro ed evidenzia, rispetto allo stesso periodo del 2015, un incremento di 94 milioni di euro. I minori ammortamenti e perdite di valore (pari a 30 milioni di euro) sono relativi all'effetto della variazione dei tassi di cambio, in particolar modo in Brasile.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Argentina	41	94	(53)	-56,4%
Brasile	71	62	9	14,5%
Cile	49	37	12	32,4%
Colombia	42	87	(45)	-51,7%
Perù	24	40	(16)	-40,0%
Totale	227	320	(93)	-29,1%

Gli investimenti ammontano a 227 milioni di euro, con un decremento di 93 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, sostanzialmente per effetto della conclusione del progetto di El Quimbo in Colombia. In particolare, gli investimenti del primo trimestre 2016 si riferiscono soprattutto a interventi sulla rete di distribuzione, oltreché agli interventi sulle centrali termiche in Argentina e Cile.

Europa dell'Est

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Termoelettrica	10.806	11.637	(831)	-7,1%
Nucleare	3.787	3.712	75	2,0%
Idroelettrica	593	1.049	(456)	-43,5%
Altre fonti	3	12	(9)	-75,0%
Totale produzione netta	15.189	16.410	(1.221)	-7,4%
- di cui Russia	10.071	10.807	(736)	-6,8%
- di cui Slovacchia	4.819	5.291	(472)	-8,9%
- di cui Belgio	299	312	(13)	-

La produzione netta di energia elettrica effettuata nel primo trimestre 2016 è pari a 15.189 milioni di kWh, con un decremento di 1.221 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 (-835 milioni di kWh), solo in parte compensata dalla maggiore produzione dovuta al riavvio dell'impianto di Reftinskaya (+151 milioni di kWh). In Slovacchia, la produzione da fonte nucleare ha fatto registrare un aumento del 2,0% rispetto al periodo precedente, mentre quella idroelettrica ha rilevato un significativo calo, sostanzialmente attribuibile alla chiusura anticipata del contratto di gestione dell'impianto di Gabčíkovo.

Contributi alla produzione termica lorda

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016		2015		Variazioni
Gas naturale	5.999	38,6%	6.914	42,4%	(915)	-13,2%
Carbone	5.475	35,2%	5.398	33,1%	77	1,4%
Combustibile nucleare	4.066	26,2%	3.985	24,5%	81	2,0%
Totale	15.540	100,0%	16.297	100,0%	(757)	-4,6%

La produzione termica lorda del primo trimestre 2016 ha fatto registrare un decremento di 757 milioni di kWh, attestandosi a 15.540 milioni di kWh. Il decremento del periodo, che ha riguardato principalmente la minore produzione da gas naturale in Russia, è stato solo in parte compensato dalla maggiore produzione delle altre componenti.

Trasporto di energia elettrica

Milioni di kWh 1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Energia trasportata sulla rete di distribuzione di Enel	3.780	3.744	36	1,0%

L'energia trasportata, tutta concentrata in territorio rumeno, registra un incremento di 36 milioni di kWh (+1,0%), passando da 3.744 milioni di kWh a 3.780 milioni di kWh nel primo trimestre 2016. L'incremento deriva principalmente dai nuovi allacci effettuati, che riflettono il trend di sviluppo della rete elettrica del Paese.

Vendite di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Mercato libero	2.350	2.757	(407)	-14,8%
Mercato regolato	1.342	1.486	(144)	-9,7%
Totale	3.692	4.243	(551)	-13,0%
- di cui Romania	2.012	2.111	(99)	-4,7%
- di cui Francia	644	1.066	(422)	-39,6%
- di cui Slovacchia	1.036	1.066	(30)	-2,8%

Le vendite di energia effettuate nel primo trimestre 2016 registrano un decremento di 551 milioni di kWh passando da 4.243 milioni di kWh a 3.692 milioni di kWh. Tale decremento è riferibile:

• alle minori quantità vendute in Francia per 422 milioni di kWh, per effetto dei minori volumi intermediati;

• al decremento delle vendite nel mercato rumeno per 99 milioni di kWh, principalmente a seguito della progressiva liberalizzazione del mercato;

al calo delle vendite registrate dalle società slovacche per 30 milioni di kWh.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Ricavi	1.169	1.239	(70)	-5,6%
Margine operativo lordo	197	233	(36)	-15,5%
Risultato operativo	139	139	-	-
Investimenti	47	(1) 36	(2) 11	30,6%

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

(2) Il dato non include 86 milioni di euro relativi al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

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

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	252	265	(13)	-4,9%
Russia	213	274	(61)	-22,3%
Slovacchia	604	611	(7)	-1,1%
Altri Paesi	100	89	11	12,4%
Totale	1.169	1.239	(70)	-5,6%

I ricavi del primo trimestre 2016 risultano pari a 1.169 milioni di euro con un decremento di 70 milioni di euro (-5,6%) rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è connesso:

• ai minori ricavi in Russia per 61 milioni di euro, prevalentemente riferibili alla diminuzione di produzione di energia elettrica dell'impianto di Nevinnomisskaya e al deprezzamento del rublo nei confronti dell'euro (35 milioni di euro);

• al decremento dei ricavi in Romania per 13 milioni di euro, essenzialmente riferibile al processo di liberalizzazione per i clienti business che ha comportato minori volumi di vendite. Tale decremento è stato solo in parte compensato dall'incremento delle quantità vettoriate e dalle maggiori connessioni effettuate;

• al decremento dei ricavi in Slovacchia per 7 milioni di euro, da attribuire alle minori quantità vendute;

• all'aumento dei ricavi in altri Paesi per 11 milioni di euro, che ha riguardato principalmente il Belgio con un incremento pari a 46 milioni di euro, parzialmente compensato dalla diminuzione dei ricavi in Francia per 35 milioni di euro.

Margine operativo lordo

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	54	64	(10)	-15,6%
Russia	37	66	(29)	-43,9%
Slovacchia	109	103	6	5,8%
Altri Paesi	(3)	-	(3)	-
Totale	197	233	(36)	-15,5%

Il margine operativo lordo ammonta a 197 milioni di euro, registrando un decremento di 36 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015. Tale andamento è relativo:

• a un decremento del margine operativo lordo in Russia per 29 milioni di euro, prevalentemente per effetto della riduzione di produzione di energia dall'impianto di Nevinnomisskaya e del già citato effetto negativo del cambio pari a 6 milioni di euro;

• a una riduzione del margine operativo lordo in Romania per 10 milioni di euro che riflette essenzialmente la diminuzione dei ricavi.

L'effetto positivo sul margine registrato in Slovacchia ha solo in parte compensato le variazioni negative registrate negli altri Paesi dell'est Europa.

Risultato operativo

Milioni di euro 1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	32	37	(5)	-13,5%
Russia	27	38	(11)	-28,9%
Slovacchia	84	65	19	29,2%
Altri Paesi	(4)	(1)	(3)	-
Totale	139	139	-	-

Il risultato operativo del primo trimestre 2016 è pari a 139 milioni di euro ed è in linea rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale andamento trova riscontro nei minori ammortamenti rilevati in particolar modo in Russia e Slovacchia a seguito delle perdite di valore rilevate nel secondo semestre 2015 che hanno contribuito a ridurre il valore degli asset da ammortizzare; a tali effetti si aggiungono i minori adeguamenti netti al presumibile valore di realizzo dei crediti commerciali.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Romania	21	17	4	23,5%
Russia	26	19	7	36,8%
Totale	47	(1) 36	(2) 11	30,6%

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

(2) Il dato non include 86 milioni di euro relativi al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Gli investimenti ammontano a 47 milioni di euro, in aumento di 11 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è da attribuire principalmente ad attività di manutenzione sugli impianti in Russia.

Energie Rinnovabili

Dati operativi

Produzione netta di energia elettrica

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Idroelettrica	2.272	2.675	(403)	-15,1%
Geotermoelettrica	1.596	1.553	43	2,8%
Eolica	5.243	4.253	990	23,3%
Altre fonti	228	189	39	20,6%
Totale	9.339	8.670	669	7,7%
- di cui Italia	3.045	3.373	(328)	-9,7%
- di cui Penisola iberica	1.310	1.291	19	1,5%
- di cui Grecia	164	152	12	7,9%
- di cui Romania e Bulgaria	406	460	(54)	-11,7%
- di cui Stati Uniti e Canada	2.591	1.785	806	45,2%
- di cui Panama, Messico, Guatemala e Costa Rica	980	1.044	(64)	-6,1%
- di cui Brasile, Cile e Uruguay	794	561	233	41,5%
- di cui altri Paesi	49	4	45	-

La produzione netta è pari a 9.339 milioni di kWh, con un incremento rispetto allo stesso periodo del 2015 di 669 milioni di kWh. Tale incremento è attribuibile alla maggiore generazione all'estero per 997 milioni di kWh, principalmente per effetto della maggiore produzione da fonte eolica (+985 milioni di KWh) in Nord America e in America Latina, a seguito della maggiore capacità installata, e della maggiore produzione da fonte solare in Cile (+54 milioni di KWh). Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati dalle minori quantità generate da fonte idroelettrica nella Repubblica di Panama (-123 milioni di KWh) a seguito delle peggiori condizioni di idraulicità e dalla minore produzione da fonte eolica in Romania (-54 milioni di KWh). La produzione netta di energia elettrica in Italia nel primo trimestre 2016 registra invece un decremento di 328 milioni di kWh rispetto allo stesso periodo del 2015, risentendo principalmente della minore produzione da fonte idroelettrica (-359 milioni di kWh) causata da condizioni di idraulicità più sfavorevoli e da fonte solare (-17 milioni di kWh). Tale decremento è stato parzialmente compensato dall'incremento della produzione da fonte geotermica (+40 milioni di kWh) a seguito di una maggiore disponibilità della risorsa stessa.

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Ricavi	705	812	(107)	-13,2%
Margine operativo lordo	462	536	(74)	-13,8%
Risultato operativo	284	370	(86)	-23,2%
Investimenti	800	475	325	68,4%

Nelle seguenti tabelle sono evidenziati i risultati economici suddivisi per area geografica di attività.

Ricavi

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa	372	514	(142)	-27,6%
America Latina	160	164	(4)	-2,4%
Nord America	170	134	36	26,9%
Africa Sub-Sahariana e Asia	3	-	3	-
Totale	705	812	(107)	-13,2%

I ricavi del primo trimestre 2016 registrano un decremento di 107 milioni di euro (-13,2%) passando da 812 milioni di euro a 705 milioni di euro. In particolare, tale andamento è connesso a:

• minori ricavi in Europa per 142 milioni di euro, dovuti prevalentemente alla minore produzione idroelettrica e solare in Itala; a tale effetto, si aggiunge quello relativo all'iscrizione nel primo trimestre 2015 del badwill e della rimisurazione al fair value relativa all'acquisizione di 3Sun (per complessivi 38 milioni di euro) e di un indennizzo previsto dagli accordi con STM (12 milioni di euro);

• minori ricavi in America Latina per 4 milioni di euro, sostanzialmente legati ai minori ricavi per vendita di energia elettrica nella Repubblica di Panama, a seguito delle peggiori condizioni di idraulicità (-13 milioni di euro), in Brasile (-10 milioni di euro) e in Costa Rica (-4 milioni di euro). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall'incremento dei ricavi, in linea con l'incremento della produzione, principalmente in Cile (16 milioni di euro) e in Messico (8 milioni di euro);

• maggiori ricavi in Nord America per 36 milioni di euro principalmente a seguito dell'incremento dei proventi da tax partnership per 20 milioni di euro e della crescita delle quantità prodotte legate alla maggiore produzione eolica.

Margine operativo lordo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa	235	356	(121)	-34,0%
America Latina	101	87	14	16,1%
Nord America	128	94	34	36,2%
Africa Sub-Sahariana e Asia	(2)	(1)	(1)	-
Totale	462	536	(74)	-13,8%

Il margine operativo lordo ammonta a 462 milioni di euro, con un decremento di 74 milioni di euro (-13,8%) rispetto all'analogo periodo del 2015. Tale variazione è riferibile alle stesse motivazioni commentate relativamente ai ricavi.

Risultato operativo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa	137	253	(116)	-45,8%
America Latina	68	67	1	1,5%
Nord America	82	51	31	60,8%
Africa Sub-Sahariana e Asia	(3)	(1)	(2)	-
Totale	284	370	(86)	-23,2%

Il risultato operativo, pari a 284 milioni di euro, registra un decremento di 86 milioni di euro, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 12 milioni di euro che risentono dell'incremento della capacità installata in America Latina e in Nord America.

Investimenti

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Europa	57	57	-	-
America Latina	429	276	153	55,4%
Nord America	225	33	192	-
Africa Sub-Sahariana e Asia	89	109	(20)	-18,3%
Totale	800	475	325	68,4%

Gli investimenti del primo trimestre 2016 ammontano a 800 milioni di euro, con un incremento di 325 milioni di euro rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Tali investimenti si riferiscono principalmente al settore eolico in America Latina (197 milioni di euro), in Nord America (195 milioni di euro) e in Europa (44 milioni di euro), al solare in Cile (72 milioni di euro), in Brasile (30 milioni di euro) e in Europa (59 milioni di euro), all'idroelettrico in America Latina (80 milioni di euro) e in Italia (15 milioni di euro) e al settore geotermico in Cile (41 milioni di euro) e in Italia (17 milioni di euro).

Altro, elisioni e rettifiche

Risultati economici

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Ricavi (al netto delle elisioni)	191	198	(7)	-3,5%
Margine operativo lordo	(11)	(13)	2	-15,4%
Risultato operativo	(23)	(21)	(2)	-9,5%
Investimenti	5	11	(6)	-54,5%

I ricavi del primo trimestre 2016, al netto delle elisioni, risultano pari a 191 milioni di euro con un decremento di 7 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente (-3,5%). La variazione è riferibile sostanzialmente a:

• minori ricavi per attività di ingegneria (17 milioni di euro) a seguito delle minori attività svolte nel primo trimestre 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 trimestre 2016, negativo per 11 milioni di euro, registra un incremento di 2 milioni di euro principalmente per effetto del sopracitato provento. Se si esclude da tale variazione la plusvalenza, il margine operativo lordo risulta in diminuzione di 17 milioni di euro a seguito essenzialmente della minore marginalità unitaria relativa ad alcuni servizi prestati alle altre Divisioni del Gruppo.

Il risultato operativo del primo trimestre 2016, negativo per 23 milioni di euro, risulta in calo di 2 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, tenuto conto di maggiori ammortamenti e perdite di valore per 4 milioni di euro.

Investimenti

Gli investimenti del primo trimestre 2016 ammontano a 5 milioni di euro, con un decremento di 6 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2015.

Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo

Capitale investito netto e relativa copertura

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

Milioni di euro
	al 31.03.2016	al 31.12.2015		Variazioni
Attività immobilizzate nette:
- attività materiali e immateriali	89.077	88.686	391	0,4%
- avviamento	13.807	13.824	(17)	-0,1%
- partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	613	607	6	1,0%
- altre attività/(passività) non correnti nette	(378)	1.092	(1.470)	-
Totale attività immobilizzate nette	103.119	104.209	(1.090)	-1,0%
Capitale circolante netto:
- crediti commerciali	14.034	12.797	1.237	9,7%
- rimanenze	2.678	2.904	(226)	-7,8%
- crediti netti verso casse conguaglio - gestori di mercato e di servizi energetici	(3.946)	(4.114)	168	-4,1%
- altre attività/(passività) correnti nette	(5.794)	(5.518)	(276)	-5,0%
- debiti commerciali	(11.883)	(11.775)	(108)	0,9%
Totale capitale circolante netto	(4.911)	(5.706)	795	13,9%
Capitale investito lordo	98.208	98.503	(295)	-0,3%
Fondi diversi:
- TFR e altri benefíci ai dipendenti	(2.297)	(2.284)	(13)	0,6%
- fondi rischi e oneri e imposte differite nette	(8.258)	(8.413)	155	-1,8%
Totale fondi diversi	(10.555)	(10.697)	142	-1,3%
Attività nette possedute per la vendita	1.183	1.490	(307)	-20,6%
Capitale investito netto	88.836	89.296	(460)	-0,5%
Patrimonio netto complessivo	52.192	51.751	441	0,9%
Indebitamento finanziario netto	36.644	37.545	(901)	-2,4%

Il capitale investito netto al 31 marzo 2016 è pari a 88.836 milioni di euro ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e dei terzi per 52.192 milioni di euro e dall'indebitamento finanziario netto per 36.644 milioni di euro. Quest'ultimo al 31 marzo 2016 presenta un'incidenza sul patrimonio netto di 0,70 (0,73 al 31 dicembre 2015).

Analisi della struttura finanziaria del Gruppo

Indebitamento finanziario netto

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

Milioni di euro

	al 31.03.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Indebitamento a lungo termine:
- finanziamenti bancari	7.367	6.863	504	7,3%
- obbligazioni	34.543	35.987	(1.444)	-4,0%
- debiti verso altri finanziatori	1.779	2.022	(243)	-12,0%
Indebitamento a lungo termine	43.689	44.872	(1.183)	-2,6%
Crediti finanziari e titoli a lungo termine	(2.554)	(2.335)	(219)	-9,4%
Indebitamento netto a lungo temine	41.135	42.537	(1.402)	-
Indebitamento a breve termine
Finanziamenti bancari:
- quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine	920	844	76	9,0%
- altri finanziamenti a breve verso banche	334	180	154	85,6%
Indebitamento bancario a breve termine	1.254	1.024	230	22,5%
Obbligazioni (quota a breve)	1.705	4.570	(2.865)	-62,7%
Debiti verso altri finanziatori (quota a breve)	272	319	(47)	-14,7%
Commercial paper	107	213	(106)	-49,8%
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati	1.066	1.698	(632)	-37,2%
Altri debiti finanziari a breve termine	90	64	26	40,6%
Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine	3.240	6.864	(3.624)	-52,8%
Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve)	(672)	(769)	97	12,6%
Crediti finanziari per operazioni di factoring	(138)	(147)	9	6,1%
Crediti finanziari - cash collateral	(1.663)	(1.020)	(643)	-63,0%
Altri crediti finanziari a breve termine	(204)	(304)	100	32,9%
Disponibilità presso banche e titoli a breve	(6.308)	(10.640)	4.332	40,7%
Disponibilità e crediti finanziari a breve	(8.985)	(12.880)	3.895	30,2%
Indebitamento netto a breve termine	(4.491)	(4.992)	501	-10,0%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	36.644	37.545	(901)	-2,4%
Indebitamento finanziario "Attività possedute per la vendita"	1.147	841	306	36,4%

L'indebitamento finanziario netto è pari a 36.644 milioni di euro al 31 marzo 2016, con un decremento di 901 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015.

L'indebitamento finanziario netto a lungo termine registra un decremento di 1.402 milioni di euro, connesso ai maggiori crediti finanziari a lungo termine per 219 milioni di euro e al decremento dell'indebitamento lordo a lungo termine per 1.183 milioni di euro, di cui 750 milioni di euro ascrivibili all'effetto cambio. In particolare:

• i finanziamenti bancari, pari a 7.367 milioni di euro, evidenziano un incremento pari a 504 milioni di euro;

• le obbligazioni, pari a 34.543 milioni di euro, registrano un decremento di 1.444 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015. Tale variazione è principalmente dovuta alla riclassifica nelle quote correnti di un prestito obbligazionario di Enel Finance International pari a 1.081 milioni di euro in scadenza nel mese di settembre 2016. Si segnala inoltre che nel mese di gennaio 2016 Enel SpA ha riacquistato obbligazioni proprie per un importo complessivo di 750 milioni di euro;

• i debiti verso altri finanziatori, pari a 1.779 milioni di euro al 31 marzo 2016, evidenziano un decremento di 243 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015 principalmente dovuto alla riclassifica nelle quote correnti.

L'indebitamento finanziario netto a breve termine evidenzia una posizione creditoria di 4.491 milioni di euro al 31 marzo 2016, con un decremento di 501 milioni di euro rispetto a fine 2015. Tale variazione è la risultante dell'incremento dei debiti bancari a breve termine per 230 milioni di euro, del decremento dei debiti verso altri finanziatori a breve termine per 3.624 milioni di euro, nonché del decremento delle disponibilità liquide e dei crediti finanziari a breve termine per complessivi 3.895 milioni di euro.

Nel corso del primo trimestre 2016, sono stati effettuati i seguenti rimborsi di prestiti obbligazionari che hanno contribuito significativamente al calo dell'indebitamento lordo a breve termine:

• 1.000 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a tasso variabile, emesso da Enel SpA, scaduto nel mese di febbraio 2016;

• 2.000 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a tasso fisso, emesso da Enel SpA, scaduto nel mese di febbraio 2016.

Tra i debiti verso altri finanziatori a breve termine, pari a 3.240 milioni di euro, sono incluse le emissioni di Commercial Paper in capo a International Endesa BV pari a 107 milioni di euro, nonché le obbligazioni in scadenza entro i 12 mesi successivi per complessivi 1.705 milioni di euro. Si evidenzia, inoltre, che il programma di Commercial Paper da parte di Enel Finance International non risulta utilizzato.

Infine, la consistenza dei cash collateral versati alle controparti per l'operatività su contratti "over the counter" su tassi, cambi e commodity risulta pari a 1.663 milioni di euro, mentre il valore dei cash collateral incassati dalle stesse controparti è pari a 1.066 milioni di euro.

Le disponibilità e i crediti finanziari a breve termine, pari a 8.985 milioni di euro, diminuiscono di 3.895 milioni di euro rispetto a fine 2015, per effetto principalmente della riduzione delle disponibilità presso banche e titoli a breve per 4.332 milioni di euro e degli altri crediti finanziari a breve termine per 100 milioni di euro.

Flussi finanziari

Il cash flow da attività operativa nel primo trimestre 2016 è positivo per 1.567 milioni di euro, evidenziando un miglioramento di 1.091 milioni di euro rispetto al valore del corrispondente periodo dell'esercizio precedente, per effetto principalmente del minor fabbisogno connesso alla variazione del capitale circolante netto nei due periodi di riferimento, in particolare per l'incremento dei debiti commerciali relativi ad alcune partite con fornitori istituzionali nell'ambito della distribuzione in Italia.

Il cash flow da attività di investimento/disinvestimento nel primo trimestre 2016 ha assorbito liquidità per 1.301 milioni di euro, mentre nei primi tre mesi 2015 ne aveva assorbita per 1.258 milioni di euro. In particolare, il fabbisogno generato nel primo trimestre 2016 per attività di investimento in beni materiali e immateriali, pari a 1.650 milioni di euro, si incrementa di 310 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente, principalmente per effetto delle maggiori attività nel settore delle energie rinnovabili.

Il flusso di cassa generato dalle altre attività di investimento/disinvestimento nel primo trimestre del 2016 è positivo per 23 milioni di euro ed è essenzialmente correlato ai minori disinvestimenti effettuati nel periodo.

Il cash flow da attività di finanziamento ha assorbito liquidità per complessivi 4.768 milioni di euro. Nei primi tre mesi 2015 aveva assorbito liquidità per 2.270 milioni di euro. Il flusso del primo trimestre 2016 è essenzialmente riferito alla riduzione dell'indebitamento finanziario netto (quale saldo netto tra rimborsi e nuove accensioni) per 4.336 milioni di euro e al pagamento dei dividendi per 236 milioni di euro. A tali effetti si aggiunge il flusso di cassa in uscita relativamente a operazioni su non controlling interest per 196 milioni di euro e riferibili per 169 milioni di euro al pagamento (a titolo di imposta) di alcuni oneri accessori alle operazioni sul capitale in corso in America Latina e per 27 milioni di euro all'acquisto delle azioni di Enel Green Power restate inoptate o per le quali era stato esercitato il diritto di recesso relativamente all'operazione di scissione parziale non proporzionale di Enel Green Power e che ne ha consentito il pieno controllo.

Pertanto, nei primi tre mesi 2016 il cash flow generato dall'attività operativa, pari a 1.567 milioni di euro, ha fronteggiato, solo in parte, quello legato all'attività di investimento, pari a 1.301 milioni di euro e all'attività di finanziamento, pari a 4.768 milioni di euro. La differenza negativa trova riscontro nel decremento delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti che, al 31 marzo 2016, risultano pari a 6.324 milioni di euro a fronte dei 10.790 milioni di euro di inizio 2016. Tale ultima variazione include per 36 milioni di euro gli effetti connessi all'apprezzamento dei cambi delle diverse valute locali rispetto all'euro.

Fatti di rilievo del primo trimestre 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:

• (1) 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 tale partecipazione;
• (2) 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:

• (3) i soci di EGP diversi da Enel concambio in azioni Enel tutte le azioni dagli stessi possedute in EGP;
• (4) 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, c.c., come richiamato dall'art. 2506 ter, comma 5, c.c. – 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 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 of the wind integrated project" indetta dalla utility marocchina ONEE (Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable). Al consorzio è stato 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 di scopo (SPV) proprietarie dei progetti. 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 facility erogate da istituzioni finanziarie internazionali. L'investimento di EGP è in linea con gli obiettivi di crescita fissati nell'attuale piano industriale della società (2016-2019).

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.

Presentato il Piano Strategico di 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.

Scenario di riferimento

Andamento dei principali indicatori di mercato

	1° trimestre
	2016	2015
Indicatori di mercato
Prezzo medio del greggio IPE brent (dollari/bbl)	34,4	53,9
Prezzo medio CO2 (euro/ton)	5,7	7,2
Prezzo medio del carbone (dollari/t CIF ARA) (1)	45,3	60,9
Prezzo medio del gas (euro/MWh) (2)	12,9	21,4
Cambio medio dollaro USA per euro	1,102	1,126
Euribor a sei mesi (media del periodo)	0,10%	0,13%

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

Variazione prezzi medi combustibili nel primo trimestre 2016 rispetto al primo trimestre 2015

I mercati dell'energia elettrica e del gas naturale

GWh		1° trimestre
	2016	2015	Variazione
Italia	77.632	78.805	-1,5%
Spagna	63.846	64.676	-1,3%
Russia	210.898	209.447	0,7%
Slovacchia	7.996	7.710	3,7%
Argentina	35.552	34.837	2,1%
Brasile	135.328	141.300	-4,2%
Cile	18.543	17.830	4,0%
Colombia	16.841	15.891	6,0%

Andamento della domanda di energia elettrica

Fonte: TSO nazionali.

L'andamento della domanda elettrica nell'Europa occidentale continua a mostrare l'effetto "decoupling", segnando un calo sia in Italia sia in Spagna, rispettivamente dell'1,5% e dell'1,3%, in controtendenza con il contesto economico in ripresa. Diversa la situazione nei Paesi dell'Est Europa, dove si segnala un andamento lievemente positivo in Russia (in controtendenza però rispetto al contesto economico recessivo) e in Slovacchia dove si registra un performance del +3,7%, in linea con la crescita del PIL. In America Latina, la domanda in Brasile è in contrazione del 4,2%, in linea con l'andamento economico recessivo, mentre Argentina, Cile e Colombia registrano una crescita nettamente superiore al PIL, rispettivamente pari al 2,1%, 4,0% e 6,0%.

Prezzi dell'energia elettrica

	Prezzo medio baseload 1° trimestre 2016 (euro/MWh)	Variazione prezzo medio baseload 1° trimestre 2016 - 1° trimestre 2015	Prezzo medio peakload 1° trimestre 2016 (euro/MWh)	Variazione prezzo medio peakload 1° trimestre 2016 - 1° trimestre 2015
Italia	39,6	-23,5%	45,2	-23,4%
Spagna	30,7	-33,1%	37,1	-31,1%
Russia	14,6	-15,1%	17,1	-14,2%
Brasile	20,4	-83,2%	31,3	-76,0%
Cile	56,2	-53,9%	102,8	-36,8%
Colombia	187,9	178,5%	247,0	179,6%

Domanda di gas naturale

Milioni di m3		1° trimestre
	2016		Variazioni
Italia
Usi domestici e civili	13.012	14.403	(1.391)	-9,7%
Industria e servizi	3.319	3.519	(200)	-5,7%
Termoelettrico	5.395	5.113	282	5,5%
Altro (1)	500	546	(46)	-8,4%
Totale Italia	22.225	23.581	(1.356)	-5,7%
Spagna	7.382	9.535	(2.153)	-22,6%

(1) Include altri consumi e perdite.

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

La domanda di gas naturale in Italia nel primo trimestre 2016 si attesta a 22.225 milioni di metri cubi, registrando un decremento del 5,7% rispetto allo stesso periodo del 2015.

Il calo risulta influenzato dalla minore domanda per usi domestici, dovuta all'effetto di temperature meno rigide, e dalla contrazione nel comparto industriale. Il settore della generazione elettrica invece beneficia della maggiore competitività del prezzo del gas, segnando un aumento del 5,5%.

Italia

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Produzione netta:
- termoelettrica	46.175	45.058	1.117	2,5%
- idroelettrica	7.907	9.592	(1.685)	-17,6%
- eolica	5.772	5.195	577	11,1%
- geotermoelettrica	1.489	1.438	51	3,5%
- fotovoltaica	3.966	4.473	(507)	-11,3%
Totale produzione netta	65.309	65.756	(447)	-0,7%
Importazioni nette	12.929	13.499	(570)	-4,2%
Energia immessa in rete	78.238	79.255	(1.017)	-1,3%
Consumi per pompaggi	(606)	(450)	(156)	-34,7%
Energia richiesta sulla rete	77.632	78.805	(1.173)	-1,5%

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

L'energia richiesta in Italia nel primo trimestre 2016 registra un lieve decremento, pari all'1,5%, rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2015, attestandosi a 77,6 TWh. L'energia richiesta è stata soddisfatta per l'83,3% dalla produzione netta nazionale destinata al consumo (82,9% nel primo trimestre 2015) e per il restante 16,7% dalle importazioni nette (17,1% nel primo trimestre 2015).

Le importazioni nette nel primo trimestre 2016 registrano un decremento di 0,6 TWh, con una variazione del 4,2% rispetto all'analogo periodo del 2015.

La produzione netta nel primo trimestre del 2016 registra un decremento dello 0,7% (-0,4 TWh), attestandosi a 65,3 TWh. In particolare, il calo dell'energia elettrica generata da fonte idroelettrica (-1,7 TWh), a seguito del peggioramento delle condizioni di idraulicità, nonché la minore produzione fotovoltaica sono stati solo parzialmente compensati da un maggior ricorso alla fonte termoelettrica (per 1,1 TWh), nonché alle altre fonti rinnovabili.

Spagna

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare

Milioni di kWh		1° trimestre
	2016	2015 Variazioni
Produzione netta	64.211	67.716	(3.505)	-5,2%
Consumo per pompaggi	(2.047)	(1.502)	(545)	-36,3%
Esportazioni nette (1)	1.682	(1.538)	3.220	-
Energia richiesta sulla rete	63.846	64.676	(830)	-1,3%

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

Fonte: dati Red Eléctrica de España (Estadística diaria - consuntivo marzo 2016). I volumi del primo trimestre 2015 sono aggiornati al 18 gennaio 2016.

L'energia richiesta nel mercato peninsulare nel primo trimestre 2016 risulta in decremento dell'1,3% rispetto al valore registrato nello stesso periodo del 2015, attestandosi a 63,8 TWh. Tale richiesta è stata soddisfatta per il 97,4% dalla produzione netta nazionale destinata al consumo mentre era stata interamente soddisfatta dalla stessa nell'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Le esportazioni nette nel primo trimestre 2016 risultano in diminuzione rispetto ai valori registrati nel primo trimestre 2015, evidenziando un saldo a favore delle importazioni resesi necessarie per coprire il fabbisogno nazionale.

La produzione netta nel primo trimestre 2016 registra un decremento del 5,2% (-3,5 TWh) per effetto sostanzialmente della minore richiesta di energia elettrica.

Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare

Milioni di kWh	1° trimestre
	2016	2015		Variazioni
Produzione netta	3.213	3.210	3	0,1%
Importazioni nette	292	324	(32)	-9,9%
Energia richiesta sulla rete	3.505	3.534	(29)	-0,8%

Fonte: dati Red Eléctrica de España (Estadística diaria - consuntivo marzo 2016). I volumi del primo trimestre 2015 sono aggiornati al 18 gennaio 2016.

L'energia richiesta nel mercato extrapeninsulare nel primo trimestre 2016 risulta in decremento dello 0,8% rispetto al valore registrato nel primo trimestre 2015, attestandosi a 3,5 TWh.

Le importazioni nette nel primo trimestre 2016 si attestano a 0,3 TWh e sono relative all'interscambio con la Penisola iberica.

La produzione netta nel primo trimestre 2016 è in incremento dello 0,1% rispetto al valore registrato nell'analogo periodo dell'esercizio precedente.

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 trimestre relativamente agli aspetti normativi e tariffari nei Paesi in cui Enel opera.

Il quadro regolamentare europeo

Reporting REMIT

Il 7 aprile 2016 è partita la seconda fase del reporting REMIT. Da tale data sono inviati ad ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) anche i dati sulle transazioni eseguite fuori dai mercati organizzati, i contratti di trasmissione e i dati sull'utilizzo degli impianti LNG e di stoccaggio. Il reporting è finalizzato all'attività di monitoraggio dei mercati da parte di ACER e delle autorità di regolazione nazionali.

Indagine conoscitiva aiuti di stato su meccanismi di remunerazione della capacità (CRM)

Il 13 aprile 2016 sono state pubblicate le conclusioni preliminari dell'indagine avviata dalla Commissione Europea (DG Competition) nell'aprile 2015 relativamente ai meccanismi di remunerazione della capacità in Europa. Lo studio ha riguardato 11 Paesi, tra cui Italia, Spagna, Portogallo, Francia e Belgio, e ha analizzato i meccanismi di remunerazione esistenti e futuri.

Con l'indagine la Commissione Europea si propone di capire se, e in quale misura, i CRM siano aiuti di stato idonei a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di energia elettrica nell'Unione Europea e quali modelli di CRM siano più adatti a questo scopo e abbiano il minore impatto sulla concorrenza e gli scambi.

Tali conclusioni hanno dato avvio a una consultazione pubblica aperta a tutti gli stakeholder che scadrà il prossimo 6 luglio 2016. La relazione finale sui risultati dell'indagine della Commissione Europea è attesa entro fine anno.

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).

Italia

Distribuzione

Distribuzione e misura

Con la delibera n. 87/2016/R/eel l'AEEGSI ha approvato i requisiti funzionali dei contatori elettronici di seconda generazione. Con successiva delibera saranno definiti i criteri di remunerazione.

Vendita

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.

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 nuovo ordine, verrà mantenuta la remunerazione prevista per l'anno 2015.

Efficienza energetica

L'ordinanza IET/359/2016 del 17 marzo 2016 ha disposto a carico di Endesa un apporto al Fondo Nazionale per l'Efficienza Energetica di 29,7 milioni di euro, corrispondenti agli obblighi di risparmio energetico relativi al 2016.

Europa dell'Est

Russia

Meccanismi di remunerazione della capacità

Il 30 dicembre 2015 sono stati apportati alcuni emendamenti alla metodologia del Ministero dell'Economia relativa alla valutazione della redditività dei titoli di Stato russi inclusi nella metodologia di definizione del prezzo del capacity payment (DPM). Pertanto, nel 2016 sono stati introdotti criteri addizionali per la selezione dei titoli di Stato che rientrano nel calcolo del prezzo del DPM, tali da determinare un aumento della redditività dei titoli di Stato da circa il 9% a circa l'11%. Tale intervento normativo, che presumibilmente comporterà un incremento del prezzo del capacity payment, si è reso necessario per evitare possibili errori di valorizzazione del prezzo del DPM per l'anno 2016.

Romania

Smart metering

Il 26 febbraio 2016 ANRE ha pubblicato la decisione che approva un nuovo calendario con un dettaglio delle scadenze intermedie per il roll-out dello smart metering nel periodo 2016-2020. Sulla base di tale calendario, le società di distribuzione di Enel hanno presentato il piano di installazione relativo al 2016, che è stato approvato da ANRE il successivo 18 aprile. In particolare, entro il 31 agosto 2016 dovrà essere installato il 50% dei contatori, mentre entro il 31 ottobre dovrà essere installato il 100% dei contatori relativi

al piano 2016. Il piano 2017-2020 dovrà essere invece presentato entro il 10 gennaio 2017 e approvato entro il 31 marzo 2017.

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.

Standard di qualità per il servizio di distribuzione

ANRE ha approvato la revisione degli standard relativi alla qualità del servizio di distribuzione, che è entrata in vigore il 19 aprile 2016 e che sarà implementata con gradualità nel corso del periodo di regolazione. In particolare la nuova disciplina prevede la definizione di nuovi Key Performance Indicator (riduzione del numero e della durata delle interruzioni), l'istituzione da parte dei distributori di un contact center e l'introduzione di nuovi indennizzi automatici ai clienti.

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 al 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 stato 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 avranno ancora scelto un fornitore sul mercato libero saranno automaticamente affidati a fornitori di ultima istanza scelti tramite procedure concorsuali.

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 (circa 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.

America Latina

Argentina

La revisione tariffaria e le altre novità regolatorie

In data 27 gennaio 2016 è stata pubblicata la Resolución n. 06 del Ministerio de Energía y Minería che approva la riprogrammazione trimestrale estiva febbraio 2016 - aprile 2017 per il mercato elettrico

all'ingrosso, effettuata in base a nuovi criteri che tengano conto della gestione, della distribuzione e del calcolo del prezzo che dovrà, a sua volta, tener conto (i) dell'effettivo costo dell'energia elettrica depurato, con dei tagli, dei 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 Integral (RTI), in modo da aggiornarle, incrementandole, applicando per le due società di distribuzione summenzionate il Regime Tariffario Transitorio. In aggiunta delibera di non continuare ad applicare il PUREE e di introdurre una nuova tariffa sociale all'universo degli utenti aventi diritto in base alla norma. 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 del 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 le risoluzioni numero 1 e 2. In particolare la Resolución n. 1/2016 contiene un nuovo quadro tariffario da applicare a ciascuna categoria di cliente a partire dal 1° febbraio 2016 come anche il regolamento di fornitura che ora prevede una fatturazione su base mensile. La Resolución n. 2/2016, invece, prevede la chiusura del FOCEDE con decorrenza 31 gennaio 2012 e stabilisce un nuovo regime ai fondi incassati in applicazione della Resolución ENRE n. 347/12 che prevede di non lasciarli più nelle mani di un fidecomiso ma di depositarli presso un conto corrente di un'entità bancaria riconosciuta da BCRA.

Brasile

Aggiornamento tariffe per Ampla

In data 8 marzo 2016, ANEEL approvò l'adeguamento tariffario di Ampla a partire dal 15 marzo 2016. Tale adeguamento è stato del 7,38% per tutti i clienti d Ampla (7,15% per i clienti di bassa tensione e 7,86% per i clienti di alta tensione).

Energie Rinnovabili

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. E 'stato definito 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.

Marocco

Nel marzo 2016, Enel Green Power, in consorzio con Nareva Holding e Siemens Wind Power, è stato assegnato il diritto di sviluppare, progettare, finanziare, costruire, gestire e manutenere cinque progetti eolici in Marocco per un totale di 850 MW.

A febbraio 2016, il Governo ha avallato il progetto di legge n. 58 del 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.

Cile

Nel mese di febbraio 2016, il Regolatore – Comisión Nacional de Energía – ha definito la nuova metodologia di calcolo per la remunerazione della capacità degli impianti rinnovabili. Secondo la nuova norma tecnica, la capacità remunerabile a livello di sistema sarà misurata ex post nelle 52 ore di picco del sistema, a differenza di quanto previsto in precedenza in cui le ore erano stabilite ex ante.

Messico

Nel corso del primo trimestre 2016 sono state adottate alcune delle misure necessarie al completamento della riforma del settore elettrico. In particolare, il 27 gennaio 2016 è partito ufficialmente il mercato all'ingrosso (la cui piena operatività sarà raggiunta entro la fine del 2016) ed è stato inoltre avviato il processo di unbundling dell'ex monopolista del mercato CFE (Comisión Federal de Electricidad). Il processo, che porterà alla creazione di almeno 12 diverse aziende, tra cui quattro imprese di generazione, un'azienda di distribuzione e una di trasmissione, sarà completato entro la fine del 2017. Per quanto riguarda l'integrazione della generazione da fonti non fossili, a marzo è stato definito il target che tutti i clienti – liberi e regolati – dovranno rispettare per il 2019, pari al 6,9%. Il suddetto target sarà oggetto della seconda asta di lungo termine il cui processo è atteso nel secondo semestre 2016.

Panama

Il Governo ha approvato il Piano Energetico Nazionale 2015-2050 che definisce le linee guida e gli obiettivi della politica energetica del Paese per i prossimi 35 anni. Tra gli obiettivi si segnalano: la definizione di un target di generazione rinnovabile del 70% al 2050 (con particolare focus sulle tecnologie solare ed eolica), il cambio della regolamentazione delle aste per la fornitura dei clienti regolati in modo da facilitare la partecipazione delle tecnologie non convenzionali e la ridefinizione dello schema di sussidi finalizzato alla riduzione del costo per il bilancio statale.

Prevedibile evoluzione della gestione

Il piano strategico, presentato in versione aggiornata nel novembre del 2015, punta su:

• un ambizioso programma di efficientamento, attraverso la riduzione dei costi di manutenzione e di quelli operativi in tutte le linee di business globali.

• una crescita industriale di lungo periodo, in particolare nei settori delle fonti rinnovabili e delle reti.

• la semplificazione della struttura societaria del Gruppo Enel.

• una gestione attiva del portafoglio, volta a creare valore attraverso un riposizionamento strategico del Gruppo;

• crescente attenzione alla remunerazione degli azionisti, attraverso un graduale incremento dei dividendi distribuiti nell'arco di piano.

Nel corso del primo trimestre 2016 sono stati registrati importanti risultati per ciascuno degli indicati obiettivi del piano strategico. Per la restante parte del 2016, in linea con i target di piano, sono previsti:

• l'ulteriore sviluppo del programma di efficientamento per tutte le linee di business globali;

• il contributo all'EBITDA degli impegni di investimento in crescita già assunti e da realizzare nel corso dell'anno;

• l'avvio della campagna di installazione degli smart meter di nuova generazione in Italia e l'implementazione del piano strategico di Enel Open Fiber annunciato lo scorso marzo;

• il completamento, entro il terzo trimeste 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;

• il perfezionamento della prima fase della cessione di Slovenské elektrárne annunciata lo scorso dicembre.

Sulla base degli elementi chiave sopra esposti, si ricordano gli obiettivi economico-finanziari su cui si basa il piano strategico 2016-2019.

		2016	2017	CAGR 15-19
Ebitda ricorrente	Miliardi di euro	~14,7	~15,5	~4%
Utile netto ordinario	Miliardi di euro	~3,1	~3,4	~10%
Dividendo minimo	euro/azione	0,18		~17%
Pay-out	%	55	60	~7%
Flusso di cassa
operativo/Indebitamento finanziario
netto	%	23	26	~6%

Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2016

Conto economico consolidato sintetico

Milioni di euro	Note		1° trimestre
		2016	2015
Totale ricavi	4.a	17.872	19.970
Totale costi	4.b	15.122	17.427
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	4.c	(80)	82
Risultato operativo		2.670	2.625
Proventi finanziari		1.592	1.946
Oneri finanziari		2.444	2.713
Totale proventi/(oneri) finanziari	4.d	(852)	(767)
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	4.e	35	24
Risultato prima delle imposte		1.853	1.882
Imposte	4.f	548	703
Risultato delle continuing operations		1.305	1.179
Risultato delle discontinued operations		-	-
Risultato netto del periodo (Gruppo e terzi)		1.305	1.179
Quota di interessenza del Gruppo		939	810
Quota di interessenza di terzi		366	369
Risultato per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato diluito per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09
Risultato diluito delle continuing operations per azione (euro) attribuibile agli azionisti ordinari della Capogruppo		0,10	0,09

Prospetto dell'utile consolidato complessivo rilevato nel periodo

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015
Risultato netto del periodo	1.305	1.179
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto economico
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	(649)	(179)
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da società valutate con il metodo del patrimonio netto	(26)	(6)
Variazione di fair value delle attività finanziare disponibili per la vendita	3	39
Variazione della riserva di traduzione	83	1.095
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio netto	(589)	949
Utile complessivo rilevato nel periodo	716	2.128
Quota di interessenza:
- del Gruppo	309	1.204
- di terzi	407	924

Situazione patrimoniale consolidata sintetica

Milioni di euro

	Note	al 31.03.2016	al 31.12.2015
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Attività materiali e immateriali		89.077	88.686
Avviamento		13.807	13.824
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		613	607
Altre attività non correnti (1)		13.446	13.880
Totale attività non correnti	5.a	116.943	116.997
Attività correnti
Rimanenze		2.678	2.904
Crediti commerciali		14.034	12.797
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti		6.279	10.639
Altre attività correnti (2)		11.295	10.988
Totale attività correnti	5.b	34.286	37.328
Attività possedute per la vendita	5.c	6.824	6.854
TOTALE ATTIVITÀ		158.053	161.179
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Patrimonio netto del Gruppo	5.d	34.750	32.376
Interessenze di terzi		17.442	19.375
Totale patrimonio netto		52.192	51.751
Passività non correnti
Finanziamenti a lungo termine		43.689	44.872
Fondi diversi e passività per imposte differite		16.267	16.453
Altre passività non correnti		3.915	3.067
Totale passività non correnti	5.e	63.871	64.392
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		4.458	7.888
Debiti commerciali		11.883	11.775
Altre passività correnti (3)		20.008	20.009
Totale passività correnti	5.f	36.349	39.672
Passività possedute per la vendita	5.g	5.641	5.364
TOTALE PASSIVITÀ		105.861	109.428
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		158.053	161.179

(1) Di cui crediti finanziari a lungo termine e titoli diversi al 31 marzo 2016 rispettivamente pari a 2.103 milioni di euro (2.173 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e 451 milioni di euro (162 milioni di euro al 31 dicembre 2015).

(2) Di cui quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine, crediti finanziari a breve termine e titoli diversi al 31 marzo 2016 rispettivamente pari a 672 milioni di euro (769 milioni di euro al 31 dicembre 2015), 2.005 milioni di euro (1.471 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e 29 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2015).

(3) Di cui debiti finanziari a breve termine al 31 marzo 2016 pari a 36 milioni di euro (0 milioni di euro al 31 dicembre 2015).

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

Capitale sociale e riserve del Gruppo

Mili oni di eur o	Cap itale iale soc	Ris a d erv a sov rap pre zzo azio ni	Ris erv a leg ale	Altr e rise rve	Ris erv a con ver s. bila nci in v alu ta est era	Ris e d erv a val uta z. nti stru me fina nzia ri di c ash flow he dge	Ris e d erv a val zio uta ne stru nti me fina nzia ri dis ibili pon la per dita ven	Ris a d erv a tec par val uta te con tod me o pat rim oni o net to	Rim isur azio ne del le sivi tà/ pas (att ività ) ne tte pia ni per a b fíci ene def initi	Ris erv a p er sio ni ces te quo azio ie nar sen za dita di per trol lo con	Ris a d erv a uisi zio ni acq su non trol ling con inte t res	Util i e dite per ulat i acc um	Pat rim oni o net to d el Gru ppo	Pat rim oni o net to d i terz i	Tot ale pat rim oni o net to
Al 1° g aio 20 15 enn	9.4 03	5.2 92	1.8 81	2.2 62	( 1.3 21)	( 1.8 06)	105	(7 4)	( 671 )	( 2.1 13)	( 193 )	18. 741	31. 506	19. 639	51. 145
Dis trib uzio div ide ndi ne	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(7 6)	(7 6)
Op zio ni s trol ling int st era u n on con ere	-	-	-	-	-	-	-	-	-	13	-	-	13	288	301
Util ples sivo rile vat e c om o	-	-	-	-	505	( ) 146	39	( 4)	-	-	-	810	1.2 04	924	2.1 28
di c ui: - ut ile/( dita ) r ilev ato dir etta nte per me trim oni etto a pa o n	-	-	-	-	505	( 146 )	39	( 4)	-	-	-	-	394	555	949
- ut ile d el p erio do	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	810	810	369	1.1 79
Al 31 20 15 ma rzo	9.4 03	5.2 92	1.8 81	2.2 62	( 816 )	( 1.9 52)	144	(7 8)	( 671 )	( 2.1 00)	( 193 )	19. 551	32. 723	20. 775	53. 498
Al 1° g aio 20 16 enn	9.4 03	5.2 92	1.8 81	2.2 62	( 1.9 56)	( 1.3 41)	130	(5 4)	(55 1)	( 2.1 15)	( 196 )	19. 621	32. 376	19. 375	51. 751
Dis trib uzio div ide ndi ne	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	( 234 )	( 234 )
Aum ent o d i ca pita le a rviz io d ella issi se sc one zio nal e d i En el G n P non pro por ree owe r	764	2.1 98	-	-	119	( 31)	-	-	1	-	( 974 )	( 12)	2.0 65	( 2.1 06)	( 41)
Util ples sivo rile vat e c om o	-	-	-	-	35	( 655 )	3	( 13)	-	-	-	939	309	407	716
di c ui: - ut ile/( dita ) r ilev ato dir etta nte per me trim oni etto a pa o n	-	-	-	-	35	( 655 )	3	( 13)	-	-	-	-	( 630 )	41	(5 89)
- ut ile d el p erio do	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	939	939	366	1.3 05
Al 31 20 16 ma rzo	10. 167	7.4 90	1.8 81	2.2 62	( 1.8 02)	( 2.0 27)	133	( 67)	(55 0)	( 2.1 15)	( 1.1 70)	20. 548	34. 750	17. 442	52. 192

Rendiconto finanziario consolidato sintetico

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015
Risultato prima delle imposte	1.853	1.882
Rettifiche per:
Ammortamenti e impairment di valore di attività materiali e immateriali	1.200	1.225
(Proventi)/Oneri finanziari	632	634
Interessi e altri oneri e proventi finanziari pagati e incassati	(768)	(1.066)
Effetti adeguamento cambi attività e passività in valuta (incluse disponibilità liquide e mezzi equivalenti)	255	1.074
Variazioni del capitale circolante netto:
- rimanenze	183	93
- crediti commerciali	(1.307)	(1.596)
- debiti commerciali	163	(950)
Atri movimenti	(644)	(820)
Cash flow da attività operativa (A)	1.567	476
Investimenti in attività materiali e immateriali	(1.650)	(1.340)
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti	-	(17)
Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti	326	-
(Incremento)/Decremento di altre attività d'investimento	23	99
Cash flow da attività di (investimento)/disinvestimento (B)	(1.301)	(1.258)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	827	2.090
Rimborsi e altre variazioni dell'indebitamento finanziario netto	(5.163)	(4.383)
Incasso/(Esborsi) per operazioni di cessione/(acquisto) di quote non controlling interest	(196)	301
Dividendi e acconti sui dividendi pagati	(236)	(278)
Cash flow da attività di finanziamento (C)	(4.768)	(2.270)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D)	36	185
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D)	(4.466)	(2.867)
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve all'inizio del periodo (1)	10.790	13.255
Disponibilità liquide, mezzi equivalenti e titoli a breve alla fine del periodo (2)	6.324	10.388

(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 6.279 milioni di euro al 31 marzo 2016 (10.349 milioni di euro al 31 marzo 2015), "Titoli a breve" pari a 29 milioni di euro al 31 marzo 2016 (25 milioni di euro al 31 marzo 2015) e "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" delle "Attività possedute per la vendita" pari a 16 milioni di euro al 31 marzo 2016 (14 milioni di euro al 31 marzo 2015).

Note illustrative al Bilancio consolidato trimestrale abbreviato al 31 marzo 2016

1. Princípi contabili e criteri di valutazione

I princípi contabili e i criteri di valutazione applicati nella redazione del presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2016, non sottoposto a revisione legale, sono conformi a quelli adottati per la predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione. Si evidenzia, inoltre, che dal 1° gennaio 2016 sono divenuti applicabili, al Gruppo Enel, le seguenti modifiche ai princípi esistenti:

• "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 bipartita 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.

L'applicazione delle modifiche non ha comportato impatti nel presente Resoconto.

• "Modifiche allo IAS 19 Piani a benefíci definiti: contributi dei dipendenti", emesso a novembre 2013. Le modifiche hanno l'obiettivo di chiarire come rilevare i contributi versati dai dipendenti nell'ambito di un piano a benefíci definiti. In particolare, i contributi correlati ai servizi resi devono essere rilevati a riduzione del service cost:

• − lungo il periodo in cui i dipendenti prestano i propri servizi, se l'ammontare dei contributi dovuti varia in ragione del numero di anni di servizio; oppure
• − nel periodo in cui il correlato servizio è reso, se l'ammontare dei contributi dovuti non varia in ragione del numero di anni di servizio.

L'applicazione delle modifiche non ha comportato impatti nel presente Resoconto.

"Modifiche allo IAS 27 - Metodo del patrimonio netto nel bilancio separato" emesso ad agosto 2014. Le modifiche consentono l'utilizzo dell'equity method nel bilancio separato per la contabilizzazione delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture. Le modifiche chiariscono inoltre alcuni aspetti relative alle cosiddette investment entity; in particolare è stato chiarito che quando una società cessa di essere una investment entity, essa deve rilevare le partecipazioni in società controllate in accordo allo IAS 27. D'altro canto, quando una società diviene una investment entity, essa deve rilevare le partecipazioni in imprese controllate al fair value through profit or loss secondo quanto previsto dall'IFRS 9. Trattandosi di una modifica inerente esclusivamente al bilancio separato, non ha comportato impatti per il Bilancio consolidato.

• "Modifiche all'IFRS 11 Contabilizzazione delle acquisizioni di interessenze in joint operation", emesso a maggio 2014. Le modifiche chiariscono il trattamento contabile per le acquisizioni di interessenze in una joint operation che costituisce un business, ai sensi dell'IFRS 3, richiedendo di applicare tutte le regole di contabilizzazione delle business combination dell'IFRS 3 e degli altri IFRS a eccezione di quei princípi che sono in conflitto con la guida operativa dell'IFRS 11. In base alle modifiche in esame, un joint operator nella veste di acquirente di tali interessenze deve valutare al fair value le attività e passività identificabili; rilevare a Conto economico i relativi costi di acquisizione (a eccezione dei costi di emissione di debito o capitale); rilevare le imposte differite; rilevare l'eventuale avviamento o utile derivante da un acquisto a prezzi favorevoli; effettuare l'impairment test per le cash generating unit alle quali è stato allocato l'avviamento; fornire le disclosure delle rilevanti business combination. L'applicazione delle modifiche non ha comportato impatti nel presente Resoconto.

• "Modifiche allo IAS 16 e allo IAS 38 Chiarimento sui metodi di ammortamento accettabili", emesso a maggio 2014. Le modifiche forniscono una guida supplementare sulla modalità di calcolo dell'ammortamento relativo a immobili, impianti, macchinari e alle immobilizzazioni immateriali. Le previsioni dello IAS 16 sono state modificate per non consentire, esplicitamente, un metodo di ammortamento basato sui ricavi generati (cosiddetto revenue-based method). Le previsioni dello IAS 38 sono state modificate per introdurre la presunzione che l'ammortamento calcolato secondo il revenue-based method non sia ritenuto appropriato. Tuttavia, tale presunzione può essere superata se:

• − l'attività immateriale è espressa come una misura dei ricavi;
• − può essere dimostrato che i ricavi e il consumo dei benefíci economici generati da un'attività immateriale sono altamente correlati.

L'applicazione delle modifiche non ha comportato impatti nel presente Resoconto.

• "Modifiche allo IAS 16 e allo IAS 41 Piante fruttifere", emesso a giugno 2014. Le modifiche hanno variato i requisiti di contabilizzazione delle attività biologiche che soddisfano la definizione di "piante fruttifere" (c.d. "bearer plants"), quali per esempio gli alberi da frutta, che rientreranno nell'ambito di applicazione dello "IAS 16 - Immobili, impianti e macchinari" e che conseguentemente saranno soggette a tutte le previsioni di tale principio. Ne consegue che, per la valutazione successiva alla rilevazione iniziale, la società potrà scegliere tra il modello del costo e quello della rideterminazione del valore. I prodotti agricoli maturati sulle piante fruttifere (quali, per esempio, la frutta) continuano a rimanere nell'ambito applicativo dello IAS 41 Agricoltura. L'applicazione delle modifiche non ha comportato impatti nel presente Resoconto.

• "Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010-2012", emesso a dicembre 2013; contiene modifiche formali e chiarimenti a princípi già esistenti, che non hanno comportato impatti nel presente Resoconto. In particolare, sono stati modificati i seguenti princípi:

• − "IFRS 2 Pagamenti basati sulle azioni"; la modifica separa le definizioni di "performance condition" e "service condition" dalla definizione di "vesting condition" al fine di rendere la descrizione di ogni condizione più chiara;

• − "IFRS 3 Aggregazioni aziendali"; la modifica chiarisce come deve essere classificata e valutata un'eventuale contingent consideration pattuita nell'ambito di una business combination. In particolare, la modifica chiarisce che se la contingent consideration rappresenta uno strumento finanziario, deve essere classificata come passività finanziaria o come strumento rappresentativo di capitale. Nel primo caso, la passività è valutata al fair value e le relative variazioni sono rilevate a Conto economico in conformità all'IFRS 9. Le contingent consideration che non rappresentano strumenti finanziari sono valutate al fair value e le relative variazioni sono rilevate a Conto economico;

• − "IFRS 8 Settori operativi"; le modifiche introducono ulteriore informativa al fine di consentire agli utilizzatori del bilancio di capire i giudizi del management circa l'aggregazione dei settori operativi e sulle relative motivazioni di tale aggregazione. Le modifiche chiariscono, inoltre, che la riconciliazione tra il totale dell'attivo dei settori operativi e il totale dell'attivo del Gruppo è richiesta solo se fornita periodicamente al management;

• − "IAS 16 Immobili, impianti e macchinari"; la modifica chiarisce che quando un elemento degli immobili, impianti e macchinari è rivalutato, il suo valore contabile "lordo" è rettificato in modo che sia coerente con la rivalutazione del valore contabile dell'asset. Inoltre, viene chiarito che l'ammortamento cumulato alla data di rivalutazione è calcolato come differenza tra il valore contabile "lordo" e il valore contabile dopo aver tenuto in considerazione ogni perdita di valore cumulata.;
• − "IAS 24 Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate"; la modifica chiarisce che una management entity, ossia un'entità che presta alla società servizi resi da dirigenti con responsabilità strategica, è una parte correlata della società. Ne consegue che, la società dovrà evidenziare nell'ambito dell'informativa richiesta dallo IAS 24 in tema di parti correlate, oltre i costi per servizi pagati o pagabili alla management entity, anche le altre transazioni con la stessa entity, quali per esempio i finanziamenti. La modifica inoltre chiarisce che, se una società ottiene da altre entità servizi di dirigenza con responsabilità strategica, la stessa non sarà tenuta a fornire l'informativa circa i compensi pagati o pagabili dalla management entity a tali dirigenti.;
• − "IAS 38 Attività immateriali"; la modifica chiarisce che quando un'attività immateriale è rivalutata, il suo valore contabile "lordo" è rettificato in modo che sia coerente con la rivalutazione del valore contabile dell'attività. Inoltre, viene chiarito che l'ammortamento cumulato alla data di rivalutazione è calcolato come differenza tra il valore contabile "lordo" e il valore contabile dopo aver tenuto in considerazione ogni perdita di valore cumulata.

Il "Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010-2012", ha modificato, inoltre, le Basis for Conclusion del principio "IFRS 13 - Valutazione del fair value" per chiarire che i crediti e i debiti a breve termine che non presentano un tasso di interesse da applicare all'importo in fattura possano essere ancora valutati senza attualizzazione, se l'effetto di tale attualizzazione non è materiale.

• "Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2012-2014", emesso a settembre 2014; contiene modifiche formali e chiarimenti a princípi già esistenti che non hanno comportato impatti nel presente Resoconto. In particolare, sono stati modificati i seguenti princípi:

• − "IFRS 5 Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate"; le modifiche chiariscono che il cambiamento di classificazione di un'attività (o gruppo in dismissione) da posseduta per la vendita a posseduta per la distribuzione ai soci non deve essere considerato un nuovo piano di dismissione, ma la continuazione del piano originario. Pertanto, tale modifica di classificazione non determina l'interruzione dell'applicazione delle previsioni dell'IFRS 5, né tantomeno la variazione della data di classificazione.;

• − "IFRS 7 Strumenti finanziari: informazioni integrative"; relativamente alle disclosure da fornire per ogni coinvolgimento residuo in attività trasferite e cancellate per l'intero ammontare, le modifiche al principio chiariscono che, ai fini della disclosure, un contratto di servicing, che preveda la corresponsione di una commissione, possa rappresentare un coinvolgimento residuo in tale attività trasferita. La società deve analizzare la natura della commissione e del contratto per determinare quando è richiesta la specifica disclosure. Le modifiche chiariscono, inoltre, che le disclosure relative alla compensazione di attività e passività finanziarie non sono richieste nei bilanci intermedi sintetici;

• − "IAS 19 Benefíci per i dipendenti"; lo IAS 19 richiede che il tasso di sconto utilizzato per attualizzare la passività per benefíci successivi alla cessazione del rapporto di lavoro deve essere determinato con riferimento ai rendimenti di mercato di titoli di aziende primarie o di titoli pubblici, qualora non esista un mercato profondo di titoli di aziende primarie. La modifica allo IAS 19 chiarisce che la profondità del mercato dei titoli di aziende primarie deve essere valutata sulla base della valuta in cui l'obbligazione è espressa e non della valuta del Paese in cui l'obbligazione è localizzata. Se non esiste un mercato profondo di titoli di aziende primarie in tale valuta, deve essere utilizzato il corrispondente tasso di rendimento dei titoli pubblici;

• − "IAS 34 Bilanci intermedi"; la modifica prevede che le disclosure richieste per le situazioni infrannuali devono essere fornite o nel bilancio intermedio o richiamate nel bilancio intermedio attraverso un riferimento ad altro prospetto (per esempio la relazione degli Amministratori sulla gestione del rischio) che sia disponibile agli utilizzatori del bilancio negli stessi termini e allo stesso tempo del bilancio intermedio.

Uso di stime

La redazione del Bilancio consolidato trimestrale abbreviato richiede da parte della direzione aziendale l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio stesso. Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto rilevante sui risultati successivi. Ai fini della redazione del presente Bilancio consolidato trimestrale abbreviato, coerentemente con l'ultimo Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015, il ricorso all'uso di stime ha riguardato le medesime fattispecie già caratterizzate da un processo di stima ai fini della predisposizione del bilancio annuale. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al paragrafo "Uso di stime e giudizi del management" contenuto nella Nota 2 del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015.

Effetti della stagionalità

Il fatturato e i risultati economici del Gruppo potrebbero risentire, sia pure in maniera lieve, del mutare delle condizioni climatiche. In particolare, nei periodi dell'anno caratterizzati da temperature più miti si riducono le quantità vendute di gas, mentre nei periodi di chiusura per ferie degli stabilimenti industriali si riducono le quantità vendute di energia elettrica. Tenuto conto degli effetti economici, ragionevolmente poco rilevanti, se si considera che il Gruppo opera sia nell'emisfero boreale sia in quello australe, di tale andamento non viene fornita l'informativa finanziaria aggiuntiva (richiesta dallo IAS 34.21) relativa all'andamento dei 12 mesi chiusi al 31 marzo 2016.

2. Principali variazioni dell'area di consolidamento

2015

• Acquisizione in data 6 marzo 2015, della quota non detenuta precedentemente dal Gruppo, pari al 66,7%, di 3Sun, società operante nel fotovoltaico; mediante tale acquisizione il Gruppo ha ottenuto il controllo della società che pertanto viene ora consolidata con il metodo integrale;

• acquisizione, in data 24 settembre 2015, attraverso la controllata Enel Green Power di una quota di controllo, pari al 68%, nel capitale di BLP Energy ("BLP"), società operante nel settore delle rinnovabili in India;

• acquisizione nel mese di settembre 2015 del residuo 60% del portafoglio di propria pertinenza del gruppo ENEOP, identificato attraverso un accordo di "Split" con gli altri soci partecipanti all'investimento e la cui acquisizione è stata regolata attraverso la contestuale cessione del 40% che Enel Green Power deteneva negli altri due portafogli, trasferiti in favore degli altri soci dello stesso Consorzio;

• cessione, in data 26 novembre 2015, del gruppo ENEOP e delle altre società portoghesi partecipate da Enel Green Power;

• consolidamento integrale, a seguito di modifiche intervenute nei patti parasociali nel mese di dicembre 2015, di Osage Wind, società detenuta al 50% da Enel Green Power North America e precedentemente valutata con il metodo del patrimonio netto;

• acquisizione di una quota di controllo pari al 78,6% del capitale sociale di Erdwärme Oberland, società operante nella geotermia in Germania;

• conferimento, effettuato in data 31 dicembre 2015, a una joint venture valutata con il metodo del patrimonio netto (Ultor) detenuta al 50% con il fondo F2i, di Altomonte, Enel Green Power San Gillio ed Enel Green Power Strambino Solar, società precedentemente interamente controllate.

2016

Cessione, perfezionata agli inizi di marzo 2016, di Compostilla Re, società già classificata a dicembre 2015 come "posseduta per la vendita";

Altre variazioni

In aggiunta alle suddette variazioni nell'area di consolidamento, si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno determinato l'acquisizione o la perdita di controllo, hanno comunque comportato una variazione nell'interessenza detenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:

• cessione, in data 29 gennaio 2015, di SF Energy, società operante nella generazione di energia elettrica da fonte idroelettrica in Italia;

• cessione, in data 31 marzo 2015, del 49% di EGPNA Renewable Energy Partners, società operante nella generazione di energia elettrica negli Stati Uniti; avendo mantenuto il controllo sulla società, l'operazione si configura come una operazione su non controlling interest;

• cessione, in data 15 aprile 2015, di SE Hydropower, società operante nella generazione di energia elettrica da fonte idroelettrica in Italia;

• acquisizione, in data 8 aprile 2015, del restante 49% del capitale di Energia Eolica, società italiana attiva nella produzione di energia eolica, e nella quale il Gruppo deteneva già l'altra quota del 51%;

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

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

Integrazione Enel Green Power

A seguito della stipula dell'atto di scissione in data 25 marzo 2016, con data di efficacia posticipata allo scadere dell'ultimo istante del 31 marzo 2016, si è realizzata la scissione parziale non proporzionale di Enel Green Power SpA ("EGP") in favore di Enel. In sintesi, l'operazione ha comportato:

• l'assegnazione da parte di EGP in favore di Enel del compendio scisso rappresentato dalla partecipazione totalitaria detenuta dalla stessa EGP in Enel Green Power International, holding di diritto olandese che a sua volta detiene la quasi totalità delle partecipazioni in società operanti nel settore delle energie rinnovabili all'estero nonché di tutte le attività, passività, contratti e rapporti giuridici connessi a tale partecipazione;

• 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:

• i soci di EGP diversi da Enel hanno concambiato in azioni Enel tutte le azioni possedute in EGP sulla base del rapporto di concambio di 0,486 azioni Enel in cambio di un'azione EGP;

• Enel ha concambiato le azioni corrispondenti alla sua partecipazione nel compendio scisso in azioni Enel, le quali sono state contestualmente annullate ai sensi degli art. 2504 ter, comma 2, e 2506 ter, comma 5, del codice civile.

• L'operazione a livello consolidato ha, quindi, comportato:

• un aumento di 764 milioni di euro del capitale sociale di Enel SpA (pari pertanto al 31 marzo 2016 a 10.166.679.946 euro, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna) per effetto delle azioni emesse a servizio della scissione;

• un aumento della riserva sovrapprezzo azioni per 2.212 milioni di euro, al fine di riflettere il valore delle azioni emesse a servizio della scissione;

• una riclassifica da interessenze di terzi a riserve del patrimonio netto di Gruppo, per riflettere l'incremento della percentuale di interessenza in EGP dal 68,29% al 100%;

• la riduzione delle interessenze di terzi a fronte degli esborsi finanziari sostenuti per rimborsare gli ex azionisti EGP che hanno esercitato il diritto di recesso (27 milioni di euro);

• la rilevazione, direttamente a patrimonio netto a deduzione della riserva sovrapprezzo azioni, dei costi di transazione (14 milioni di euro al netto del relativo effetto fiscale).

Effetto dell'operazione

Milioni di euro
Aumento capitale sociale	764
Aumento riserva sovrapprezzo azioni	2.212
Corrispettivo per cassa a seguito dell'esercizio del diritto di recesso	27
Costo dell'acquisizione	3.003
Interessenze di terzi acquisite (1)	(2.026)
Riserva per operazioni su non controlling interest	(977)

(1) Il dato non include la quota relativa a other comprehensive income pari a 80 milioni di euro.

Cessione di Hydro Dolomiti Enel

In data 29 febbraio 2016 si è finalizzata la cessione di Hydro Dolomiti Enel da parte di Enel Produzione. Il prezzo di cessione è stato di 335 milioni di euro e ha generato una plusvalenza di 146 milioni di euro. L'effetto fiscale associato a tale plusvalenza è stato di circa 2 milioni di euro, tenuto conto dell'applicazione della Participation Exemption.

Cessione di Compostilla Re

Agli inizi di marzo 2016 si è finalizzata la cessione di Compostilla Re da parte di Enel Investment Holding Il prezzo di cessione è stato di 101 milioni di euro (la società ceduta deteneva anche liquidità per circa 111 milioni di euro) e ha generato una plusvalenza di circa 19 milioni di euro.

3. Dati economici e patrimoniali per area di attività

La rappresentazione dei dati patrimoniali per area di attività è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due periodi messi a confronto. Per maggiori informazioni sugli andamenti economici e patrimoniali che hanno caratterizzato l'esercizio corrente, si rimanda all'apposita sezione del presente Resoconto intermedio di gestione.

Dati economici per area di attività

Primo trimestre 2016(1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	8.984	4.694	2.426	1.109	635	24	17.872
Ricavi intersettoriali	186	3	26	60	70	(345)	-
Totale ricavi	9.170	4.697	2.452	1.169	705	(321)	17.872
Totale costi	7.353	3.853	1.654	964	260	(309)	13.775
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	(42)	(50)	2	(8)	17	1	(80)
Ammortamenti	372	383	197	60	177	13	1.202
Perdite di valore	113	88	17	5	-	-	223
Ripristini di valore	-	(72)	1	(7)	1	(1)	(78)
Risultato operativo	1.290	395	585	139	284	(23)	2.670
Investimenti	298	170	227	47	(2) 800	5	1.547

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli

altri. Analoga metodologia è stata applicata agli altri proventi e ai costi del periodo.

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

Primo trimestre 2015(1)

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi verso terzi	10.059	5.337	2.670	1.139	763	2	19.970
Ricavi intersettoriali	265	21	-	100	49	(435)	-
Totale ricavi	10.324	5.358	2.670	1.239	812	(433)	19.970
Totale costi	8.825	4.410	1.931	1.009	275	(421)	16.029
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value	55	29	(3)	3	(1)	(1)	82
Ammortamenti	370	375	229	77	159	9	1.219
Perdite di valore	120	67	16	19	21	(1)	242
Ripristini di valore	-	(47)	-	(2)	(14)	-	(63)
Risultato operativo	1.064	582	491	139	370	(21)	2.625
Investimenti	257 (2)	154	320	36	(3) 475	11	1.253

(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli

altri. Analoga metodologia è stata applicata agli altri proventi e ai costi del periodo.

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

(3) Il dato non include 86 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Dati patrimoniali per area di attività

Al 31 marzo 2016

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	22.411	23.180	11.548	5.941	14.302	85	77.467
Attività immateriali	1.035	14.817	10.345	908	1.977	41	29.123
Crediti commerciali	9.813	2.276	1.820	386	425	(660)	14.060
Altro	3.542	1.442	563	628	490	(200)	6.465
Attività operative	36.801	41.715	24.276	7.863	(1) 17.194	(734)	127.115
Debiti commerciali	7.558	2.073	1.631	672	1.232	(1.064)	12.102
Fondi diversi	3.467	3.794	832	2.154	269	585	11.101
Altro	6.977	1.961	1.286	1.312	782	(531)	11.787
Passività operative	18.002	7.828	3.749	4.138	(2) 2.283	(1.010)	34.990

(1) Di cui 4.367 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Di cui 2.291 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

Al 31 dicembre 2015

Milioni di euro	Italia	Penisola iberica	America Latina	Europa dell'Est	Energie Rinnovabili	Altro, elisioni e rettifiche	Totale
Immobili, impianti e macchinari	22.441	23.294	11.589	5.767	13.894	66	77.051
Attività immateriali	1.075	14.844	10.197	904	1.994	52	29.066
Crediti commerciali	8.655	2.228	1.777	366	451	(621)	12.856
Altro	3.513	1.445	465	567	476	(389)	6.077
Attività operative	35.684	41.811	24.028	7.604	(1) 16.815	(892)	125.050
Debiti commerciali	6.928	2.060	1.817	783	1.270	(805)	12.053
Fondi diversi	3.445	3.804	817	2.130	282	581	11.059
Altro	6.852	2.824	1.174	1.312	437	(718)	11.881
Passività operative	17.225	8.688	3.808	4.225	(2) 1.989	(942)	34.993

(1) Di cui 4.231 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

(2) Di cui 2.331 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come "posseduto per la vendita".

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

	al 31.03.2016	al 31.12.2015
Totale attività	158.053	161.179
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	613	607
Altre attività finanziarie non correnti	5.123	5.617
Crediti tributari a lungo inclusi in "Altre attività non correnti"	476	463
Attività finanziarie correnti	7.423	7.454
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	6.279	10.639
Attività per imposte anticipate	7.354	7.386
Crediti tributari	1.213	1.342
Attività finanziarie e fiscali di "Attività possedute per la vendita"	2.457	2.621
Attività di settore	127.115	125.050
Totale passività	105.861	109.428
Finanziamenti a lungo termine	43.689	44.872
Passività finanziarie non correnti	2.375	1.518
Finanziamenti a breve termine	1.561	2.155
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	2.897	5.733
Passività finanziarie correnti	6.053	6.572
Passività di imposte differite	8.784	8.977
Debiti per imposte sul reddito	900	585
Debiti tributari diversi	1.262	990
Passività finanziarie e fiscali di "Passività possedute per la vendita"	3.350	3.033
Passività di settore	34.990	34.993

Ricavi

4.a Ricavi- Euro 17.872 milioni

Milioni di euro	1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Vendita energia elettrica	10.478	11.938	(1.460)	-12,2%
Trasporto energia elettrica	2.308	2.381	(73)	-3,1%
Corrispettivi da gestori di rete	120	185	(65)	-35,1%
Contributi da operatori istituzionali di mercato	259	285	(26)	-9,1%
Vendita gas	1.508	1.550	(42)	-2,7%
Trasporto gas	235	216	19	8,8%
Proventi da rimisurazione al fair value a seguito di modifiche del controllo	-	12	(12)	-
Plusvalenze da cessione attività	166	18	148	-
Altri servizi, vendite e proventi diversi	2.798	3.385	(587)	-17,3%
Totale	17.872	19.970	(2.098)	-10,5%

Nel primo trimestre 2016 i ricavi da vendita di energia elettrica ammontano a 10.478 milioni di euro, e si sono pertanto decrementati di 1.460 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale variazione è da collegare ai seguenti fattori:

• minori ricavi da vendita di energia elettrica ai clienti finali per 544 milioni di euro, principalmente dovuti ai minori ricavi generati sui mercati regolamentati (pari a 553 milioni di euro) a seguito delle minori quantità vendute e della riduzione dei prezzi medi praticati, parzialmente compensati dai maggiori ricavi sui mercati liberi (pari a 9 milioni di euro);

• minori ricavi per vendita di energia all'ingrosso per 457 milioni di euro prevalentemente in Italia;

• minori ricavi per attività di trading di energia elettrica per 459 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dei minori volumi intermediati e della riduzione dei prezzi medi.

I ricavi da trasporto di energia elettrica ammontano nel primo trimestre 2016 a 2.308 milioni di euro, con un decremento di 73 milioni di euro riferibile prevalentemente alla riduzione delle tariffe distribuzione in Italia.

Nel primo trimestre 2016, i ricavi per contributi da operatori istituzionali di mercato sono pari a 259 milioni di euro, in diminuzione di 26 milioni di euro rispetto all'analogo periodo del 2015. L'andamento è da riferire sostanzialmente alle maggiori vendite e a calo dei prezzi dei combustibili nell'area extrapeninsulare spagnola.

I ricavi da vendita di gas ammontano nel primo trimestre 2016 a 1.508 milioni di euro, con un decremento di 42 milioni di euro da attribuire principalmente ai minori prezzi di vendita ai clienti finali.

I ricavi per trasporto di gas nel primo trimestre 2016 sono pari a 235 milioni di euro, con un incremento di 19 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente da riferire all'incremento delle quantità vendute.

Le plusvalenze da cessione di attività sono pari nel primo trimestre 2016 a 166 milioni di euro, in aumento di 148 milioni di euro rispetto all'analogo periodo precedente. Tale valore è riferibile principalmente alla plusvalenza derivante dalla vendita della società Hydro Dolomiti Energy pari a 146 milioni di euro, mentre il valore del periodo precedente era riferito alla vendita di San Floriano Energy.

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi si attestano nel primo trimestre 2016 a 2.798 milioni di euro (3.385 milioni di euro nel primo trimestre 2015) evidenziando un decremento di 587 milioni di euro (-17,3%). Tale decremento è da collegare essenzialmente ai seguenti fenomeni:

• minori ricavi per vendite di certificati ambientali per 442 milioni di euro connessi principalmente alla riduzione delle attività di negoziazione in certificati ambientali nel primo trimestre 2016 e alla rilevazione, nel primo trimestre 2015, di ricavi da vendita e misurazione al fair value di certificati ambientali (173 milioni di euro) in base al regolamento n. 389/2013;

• minori ricavi per 123 milioni di euro, a seguito dei contributi ricevuti nel primo trimestre 2015 in Argentina per l'applicazione della Resolución n. 32/2015.

Costi

4.b Costi - Euro 15.122 milioni

Milioni di euro		1° trimestre
	2016	2015	Variazioni
Acquisto di energia elettrica	4.559	5.766	(1.207)	-20,9%
Consumi di combustibili per generazione di energia elettrica	1.070	1.312	(242)	-18,4%
Combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali	2.712	3.079	(367)	-11,9%
Materiali	245	492	(247)	-50,2%
Costo del personale	1.078	1.155	(77)	-6,7%
Servizi e godimento beni di terzi	3.770	3.793	(23)	-0,6%
Ammortamenti e impairment	1.347	1.398	(51)	-3,6%
Oneri per certificati ambientali	196	184	12	6,5%
Altri costi operativi	443	514	(71)	-13,8%
Costi capitalizzati	(298)	(266)	(32)	-12,0%
Totale	15.122	17.427	(2.305)	-13,2%

I costi per acquisto di energia elettrica nel primo trimestre 2016 sono pari a 4.559 milioni di euro con un decremento di 1.207 milioni di euro. I decrementi riguardano i minori gli acquisti sulle Borse dell'energia elettrica (213 milioni di euro) e in particolar modo in quella italiana, il decremento delle operazioni su contratti bilaterali (618 milioni di euro), nonché la riduzione degli altri costi di acquisto di energia sui mercati esteri e domestici (398 milioni di euro).

I costi per consumi di combustibili per generazione di energia elettrica nel primo trimestre 2016 sono pari a 1.070 milioni di euro, con un decremento di 242 milioni di euro (-18,4%) rispetto ai valori del corrispondente periodo dell'esercizio precedente. Tale decremento è dovuto principalmente alla riduzione della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica nonché all'utilizzo di combustibili dal costo medio unitario inferiore.

I costi per l'acquisto di combustibili per trading e gas per vendite ai clienti finali si attestano nel primo trimestre 2016 a 2.712 milioni di euro, con un decremento di 367 milioni di euro (-11,9%) rispetto al primo trimestre 2015. La variazione riflette sia i minori acquisti di gas da terzi, legati essenzialmente alla diminuzione del volume di gas intermediato per attività di trading, sia una riduzione del prezzo medio del combustibile.

I costi per materiali, pari a 245 milioni di euro nel primo trimestre 2016, si decrementano di 247 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente, principalmente per i minori volumi acquistati di certificati ambientali.

Il costo del personale nel primo trimestre 2016 è pari a 1.078 milioni di euro, con un decremento di 77 milioni di euro (-6,7%) rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. La variazione è da riferire alla diminuzione del personale rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-934 risorse), al diverso mix generazionale in Italia, nonché alle differenze cambio positive riscontrate dalle società dell'America Latina. Il personale del Gruppo al 31 marzo 2016 è pari a 67.958 dipendenti, di cui 34.931 impegnati nelle società del Gruppo con sede all'estero. L'organico nel primo trimestre 2016 si è incrementato per effetto del saldo positivo tra assunzioni e cessazioni (+44 risorse).

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

Consistenza al 31 dicembre 2015	67.914
Assunzioni	742
Cessazioni	(698)
Consistenza al 31 marzo 2016	67.958

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi nel primo trimestre 2016 ammontano a 3.770 milioni di euro. La riduzione rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente è da attribuire ai minori vettoriamenti passivi a seguito delle minori quantità di energia elettrica.

Gli ammortamenti e impairment nel primo trimestre 2016 sono pari a 1.347 milioni di euro, in decremento di 51 milioni di euro rispetto al valore di 1.398 milioni di euro registrato nel primo trimestre 2015. Tale decremento è principalmente riferibile ai minori ammortamenti che riflettono le perdite di valore rilevate nella seconda metà del 2015, i cui effetti sono parzialmente compensati da maggiori adeguamenti netti sul valore dei crediti commerciali.

Gli oneri per certificati ambientali nel primo trimestre 2016 sono pari a 196 milioni di euro, in aumento di 12 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2015. Tale incremento è sostanzialmente connesso ai minori oneri per certificati verdi solo in parte compensati dall'incremento degli oneri per acquisto di Titoli di Efficienza Energetica.

Gli altri costi operativi nel primo trimestre 2016 ammontano a 443 milioni di euro, e presentano un decremento di 71 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2015. In particolare, la voce risente delle minori imposte connessi al business elettrico in Spagna, anche a seguito della minore produzione del primo trimestre 2016 rispetto a quella del 2015.

Nel primo trimestre 2016 i costi capitalizzati sono pari a 298 milioni di euro e presentano un andamento in linea con quello degli investimenti.

4.c Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value - Euro (80) milioni

I proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value sono negativi per 80 milioni di euro nel primo trimestre 2016, a fronte di un valore positivo di 82 milioni di euro nei primi tre mesi del 2015. In particolare, il risultato dei primi tre mesi 2016 è sostanzialmente riconducibile agli oneri netti realizzati nel periodo per 98 milioni di euro (44 milioni di euro positivi nel primo trimestre 2015), nonché ai proventi netti da valutazione al fair value dei contratti derivati in essere alla fine del periodo per 18 milioni di euro (38 milioni di euro nel primo trimestre 2015).

4.d Proventi/(Oneri) finanziari netti - Euro (852) milioni

Gli oneri finanziari netti nel primo trimestre 2016 ammontano a 852 milioni di euro a fronte degli 767 milioni di euro registrati nello stesso periodo dell'esercizio precedente.

In particolare, l'aumento di 85 milioni di euro trova sostanzialmente riscontro nei maggiori oneri finanziari per partite non ricorrenti rilevate in Argentina a seguito dell'applicazione della Resolución ENRE n. 1/2016 e per gli oneri connessi all'estinzione anticipata, in data 21 gennaio 2016, di obbligazioni emesse dalla Capogruppo.

4.e Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto - Euro 35 milioni

La quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto si attesta nel primo trimestre 2016 a 35 milioni di euro, in aumento di 11 milioni di euro rispetto ai 24 milioni di euro rilevati nei primi tre mesi del 2015. La variazione risente sostanzialmente dei migliori risultati di Gorona del Viento El Hierro, società operante nella generazione di energia elettrica nelle Isole Canarie, a seguito dell'effetto positivo di alcuni mutamenti regolatori.

4.f Imposte - Euro 548 milioni

Le imposte del primo trimestre 2016 ammontano a 548 milioni di euro (703 milioni di euro nel primo trimestre 2015), con un'incidenza sul risultato ante imposte del 29,6% e in netta diminuzione rispetto a quanto registrato nel primo trimestre 2015 (37,4%). La variazione risente principalmente della sostanziale esenzione della plusvalenza derivante dalla vendita di Hydro Dolomiti Enel (146 milioni di euro), delle minori imposte correnti in Spagna a seguito della riduzione dell'aliquota fiscale al 25%, nonché della correzione monetaria del patrimonio fiscale per variazione dell'indice dei prezzi al consumo in Cile (effetto positivo di circa 31 milioni di euro).

Attività

5.a Attività non correnti - Euro 116.943 milioni

Le attività materiali e immateriali, inclusive degli investimenti immobiliari, ammontano al 31 marzo 2016 a 89.077 di euro e presentano complessivamente un incremento di 391 milioni di euro. Tale variazione è riferibile sostanzialmente agli investimenti del periodo (1.547 milioni di euro), solo parzialmente compensati dagli ammortamenti su tali attività (1.179 milioni di euro), dalle differenze cambio negative

(129 milioni di euro) e altri movimenti minori. In particolare, le differenze cambio negative si riferiscono al deprezzamento rispetto all'euro delle principali valute sudamericane e del dollaro statunitense rispetto ai tassi di cambio al 31 dicembre 2015.

L'avviamento, pari a 13.807 milioni di euro, presenta un decremento di 17 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015, dovuto all'adeguamento degli avviamenti in valuta al cambio corrente.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, pari a 613 milioni di euro, si incrementano di 6 milioni di euro rispetto al valore registrato alla chiusura dell'esercizio precedente, sostanzialmente per effetto del risultato economico positivo di pertinenza del Gruppo rilevato dalle società valutate con l'equity method che ha più che compensato i dividendi erogati.

Le altre attività non correnti sono pari a 13.446 milioni di euro e sono così composte:

	al 31.03.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Attività per imposte anticipate	7.354	7.386	(32)	-0,4%
Crediti e titoli inclusi nell'indebitamento finanziario netto	2.554	2.335	219	9,4%
Altre attività finanziarie non correnti	2.569	3.282	(713)	-21,7%
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	91	67	24	35,8%
Altri crediti a lungo termine	878	810	68	8,4%
Totale	13.446	13.880	(434)	-3,1%

Il decremento del periodo, pari a 434 milioni di euro, è dovuto sostanzialmente alla variazione negativa del fair value degli strumenti finanziari derivati (-753 milioni di euro), solo parzialmente compensata dall'incremento dei titoli (+290 milioni di euro), a seguito di una maggiore liquidità investita in bond, e dalle attività finanziarie per servizi in concessione in Brasile (+52 milioni di euro).

5.b Attività correnti - Euro 34.286 milioni

Milioni di euro

Le rimanenze sono pari a 2.678 milioni di euro e presentano un decremento di 226 milioni di euro, riferibile essenzialmente alla diminuzione delle giacenze di gas per 228 milioni di euro e dei combustibili in viaggio per 41 milioni di euro. Tale variazione è stata in parte compensata dall'incremento degli altri combustibili e dei combustibili nucleari per un totale di 38 milioni di euro.

I crediti commerciali, pari a 14.034 milioni di euro, sono in crescita di 1.237 milioni di euro. Tale variazione è correlata principalmente al calendario di fatturazione e di incasso in alcuni Paesi e alle minori cessioni effettuate a società di factoring nel corso del primo trimestre 2016.

Le altre attività correnti, pari a 11.295 milioni di euro, sono dettagliate come segue:

Milioni di euro

	al 31.03.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento	2.704	2.241	463	20,7%
Altre attività finanziarie correnti	4.719	5.213	(494)	-9,5%
Crediti tributari	1.213	1.342	(129)	-9,6%
Crediti verso operatori istituzionali di mercato	900	765	135	17,6%
Altri crediti a breve termine	1.759	1.427	332	23,3%
Totale	11.295	10.988	307	2,8%

L'incremento del periodo, pari a 307 milioni di euro, è riconducibile essenzialmente a:

• incremento delle attività finanziarie correnti incluse nell'indebitamento per 463 milioni di euro, relativo sostanzialmente alla variazione positiva dei cash collateral per 643 milioni di euro, parzialmente compensata dal decremento dei crediti finanziari relativi al deficit tariffario in Spagna per 135 milioni di euro (che risente degli incassi rilevati nel primo trimestre 2016 per 383 milioni di euro);

• aumento degli altri crediti a breve termine di 332 milioni di euro, correlato principalmente alla variazione positiva dei risconti attivi;

• aumento dei crediti verso operatori istituzionali di mercato per 135 milioni di euro, principalmente riferibile ai Titoli di Efficienza Energetica a seguito dell'iscrizione del credito relativo ai titoli acquistati nel corso del primo trimestre 2016.

• decremento delle altre attività finanziarie correnti per 494 milioni di euro, connesso principalmente alle minori attività finanziarie relative a strumenti derivati (475 milioni di euro);

• decremento dei crediti tributari per complessivi 129 milioni di euro, essenzialmente connesso alla variazione negativa dei crediti per IVA per 79 milioni di euro e dei crediti tributari per imposte sul reddito per 39 milioni di euro.

5.c Attività possedute per la vendita - Euro 6.824 milioni

Includono sostanzialmente le attività, valutate sulla base del presumibile valore di realizzo, relative, alla società Slovenské elektrárne e ad altre attività riferibili a società minori 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 30 milioni di euro, si riferisce principalmente alle cessioni di Hydro Dolomiti Enel e Compostilla Re, avvenute nel primo trimestre 2016. Tale effetto è stato in parte compensato dall'incremento delle immobilizzazioni e delle attività finanziarie correnti di Slovenské elektrárne.

Patrimonio netto e passività

5.d Patrimonio netto del Gruppo - Euro 34.750 milioni

L'incremento dei primi tre mesi del 2016 del patrimonio netto di Gruppo risente della scissione non proporzionale di Enel Green Power, mediante la quale – attraverso un concambio azionario che ha comportato un aumento di capitale e della riserva sovrapprezzo azioni di Enel SpA a servizio della scissione stessa – il Gruppo ha aumentato la quota partecipativa nella società dal 68,29% al 100% (con un effetto complessivo pari a 2.065 milioni di euro), nonché della rilevazione dell'utile complessivo del

trimestre, in parte rilevato a Conto economico (939 milioni di euro) e in parte direttamente a patrimonio netto (-606 milioni di euro).

Relativamente all'azionariato di Enel SpA, si segnala che in data 13 aprile 2016, BlackRock ha dichiarato di possedere (indirettamente per il tramite di società controllate e a titolo di gestione del risparmio) complessive n. 504.751.042 azioni Enel, pari al 4,965% del capitale sociale, mentre il Ministero dell'Economia e delle Finanze – che deteneva al 31 dicembre 2015 il 25,5% del capitale sociale – ha visto diluire la sua quota al 23,5% a valle del citato aumento di capitale a servizio della scissione.

5.e Passività non correnti - Euro 63.871 milioni

La voce finanziamenti a lungo termine, pari a 43.689 milioni di euro (44.872 milioni di euro al 31 dicembre 2015), è costituita da prestiti obbligazionari per complessivi 34.542 milioni di euro (35.987 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e da finanziamenti bancari e altri finanziamenti per 9.147 milioni di euro (8.885 milioni di euro al 31 dicembre 2015).

I fondi diversi e passività per imposte differite, pari complessivamente a 16.267 milioni di euro al 31 marzo 2016 (16.453 milioni di euro al 31 dicembre 2015), includono TFR e altri benefíci ai dipendenti per 2.297 milioni di euro (2.284 milioni di euro al 31 dicembre 2015), fondi rischi e oneri per 5.186 milioni di euro (5.192 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e passività per imposte differite per 8.784 milioni di euro (8.977 milioni di euro al 31 dicembre 2015).

Le altre passività non correnti, pari a 3.915 milioni di euro (3.067 milioni di euro al 31 dicembre 2015), risentono sostanzialmente dell'incremento del fair value dei derivati.

5.f Passività correnti - Euro 36.349 milioni

I finanziamenti a breve termine e quote correnti di finanziamenti a lungo termine si decrementano di 3.430 milioni di euro, passando da 7.888 milioni di euro di fine 2015 a 4.458 milioni di euro al 31 marzo 2016, sostanzialmente per effetto del decremento per 2.865 milioni di euro della quota a breve dei prestiti obbligazionari e per 632 milioni di euro dei cash collateral. Tali effetti sono stati solo parzialmente compensati dall'incremento, pari a 75 milioni di euro, dei finanziamenti bancari in scadenza entro i 12 mesi.

I debiti commerciali, pari a 11.883 milioni di euro (11.775 milioni di euro al 31 dicembre 2015), si incrementano di 108 milioni di euro.

Le altre passività correnti, pari a 20.008 milioni di euro, sono di seguito dettagliate:

	al 31.03.2016	al 31 12 2015	Variazioni
Debiti diversi verso clienti	1.578	1.567	11	0,7%
Debiti verso operatori istituzionali di mercato	4.846	4.879	(33)	-0,7%
Passività finanziarie correnti	6.053	6.572	(519)	-7,9%
Debiti verso il personale e verso istituti di previdenza	645	674	(29)	-4,3%
Debiti tributari	2.162	1.576	586	37,2%
Altri	4.724	4.741	(17)	-0,4%
Totale	20.008	20.009	(1)	-

La variazione del periodo, negativa per 1 milione di euro, è essenzialmente dovuta a:

• decremento delle passività finanziarie correnti per 519 milioni di euro, dovuto sostanzialmente alla variazione delle passività finanziarie relative a strumenti finanziari derivati sia di trading sia di cash flow hedge;

• aumento dei debiti tributari pari a 586 milioni di euro, sostanzialmente correlato alla stima delle imposte sul reddito del periodo e all'incremento dei debiti tributari diversi prevalentemente relativi all'IVA e alle imposte erariali e addizionali sui consumi di energia elettrica e gas in Italia;

• decremento dei debiti verso operatori istituzionali di mercato per 33 milioni di euro, sostanzialmente riferibili al perimetro italiano e, in particolare, alle diversa modalità di determinazione delle componenti A e UC da versare che ha comportato una riduzione nelle società distributrici, quasi interamente compensata dalle perequazioni sui ricavi e i costi per le società di vendita.

Si precisa che la voce "Altri" include i debiti relativi a opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie e per l'acquisto di partecipazioni per complessivi 804 milioni di euro (793 milioni di euro al 31 dicembre 2015); a tal proposito, non si rilevano variazioni nel livello di gerarchia di fair value né nelle assunzioni adottate per determinarne il valore.

5.g Passività possedute per la vendita - Euro 5.641 milioni

Includono le passività correlate al perimetro delle "Attività possedute per la vendita" e commentate nella voce relativa. L'incremento del trimestre si riferisce sostanzialmente ad accensioni di nuovi debiti finanziari da parte di Slovenské elektrárne.

6. Posizione finanziaria netta

Milioni di euro

Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 31 marzo 2016 e al 31 dicembre 2015, in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l'indebitamento finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo Enel.

	al 31.03.2016	al 31.12.2015	Variazioni
Denaro e valori in cassa	452	582	(130)	-22,3%
Depositi bancari e postali	5.827	10.057	(4.230)	-42,1%
Titoli	29	1	28	-
Liquidità	6.308	10.640	(4.332)	-40,7%
Crediti finanziari a breve termine	1.867	1.324	543	41,0%
Crediti finanziari per operazioni di factoring	138	147	(9)	-6,1%
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine	672	769	(97)	-12,6%
Crediti finanziari correnti	2.677	2.240	437	19,5%
Debiti verso banche	(334)	(180)	(154)	-85,6%
Commercial paper	(107)	(213)	106	49,8%
Quota corrente di finanziamenti bancari	(920)	(844)	(76)	-9,0%
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse	(1.705)	(4.570)	2.865	62,7%
Quota corrente debiti verso altri finanziatori	(272)	(319)	47	14,7%
Altri debiti finanziari correnti	(1.156)	(1.762)	606	34,4%
Totale debiti finanziari correnti	(4.494)	(7.888)	3.394	43,0%
Posizione finanziaria corrente netta	4.491	4.992	(501)	-10,0%
Debiti verso banche e istituti finanziatori	(7.367)	(6.863)	(504)	-7,3%
Obbligazioni	(34.543)	(35.987)	1.444	4,0%
Debiti verso altri finanziatori	(1.779)	(2.022)	243	12,0%
Posizione finanziaria non corrente	(43.689)	(44.872)	1.183	2,6%
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA come da comunicazione CONSOB	(39.198)	(39.880)	682	1,7%
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine	2.554	2.335	219	9,4%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(36.644)	(37.545)	901	2,4%

Si precisa che, relativamente a tali voci, non vi sono rapporti con parti correlate.

7. Informativa sulle parti correlate

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

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

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

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

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

Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti sopra descritti nonché dei rapporti economici e patrimoniali con parti correlate, società collegate e a controllo congiunto rispettivamente in essere nel primo trimestre 2016 e 2015 e al 31 marzo 2016 e 31 dicembre 2015.

	Ac iren Un ico te qu	GM E	Te rna	En i	GS E	Po ste Ital ian e	Alt re	° trim To tal e 1 est re 20 16	So tà col cie leg ate e a c roll ont o con iun to g	To tal e ge ral e 1° trim ne est re 20 16	To tal e vo di bil ce cio an	Inc ide nza %
Ra i ec ici ort pp on om
Ric avi de lle dite de lle sta zio ni ven e pre	12	29 1	302	363	52	9	40	1.0 69	22	1.0 91	17. 28 0	6, 3%
Alt ri r ica vi	-	-	-	-	94	-	-	94	-	94	592	15, 9%
Pro ti fi zia ri ven nan	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1.5 92	1% 0,
Ac isto di ia e lett rica qu ene rg , ga s e bus tibi le com	732	372	28	22 5	1	-	27 3	1.6 31	34	1.6 65	8.2 92	20 1% ,
Co sti rviz i e altr i m ate rial i per se	-	16	49 2	48	1	170	9	736	23	759	4.0 64	7% 18,
Alt ri c i op tivi ost era	1	61	1	-	-	-	-	63	-	63	639	9, 9%
Pro ti/( On eri ) n i da i su ett ntr att ven co dity luta ti a l fa ir v alu com mo va e	-	-	( 3)	-	-	-	-	( 3)	-	( 3)	( 80)	8% 3,
On eri fina nzi ari	-	-	-	-	-	-	-	-	6	6	2.4 44	0, 2%

	Ac iren te Un ico qu	GM E	Te rna	En i	GS E	Po ste Ital ian e	Alt re	l 31 To tal e a .03 .20 16	So cie tà col leg ate e ont roll a c o iun to con g	To tal e ral ge ne e al 31 .03 .20 16	To tal e di vo ce bil cio an	Inc ide nza %
Ra ort i p atr im iali pp on
Cre diti iali co mm erc	8	192	474	54	31	11	25	795	63	858	14. 034	6, 1%
à c Alt att ivit ent i re orr	-	8	6	1	155	-	2	172	23	195	11. 29 5	1, 7%
Alt siv ità nti re pas non co rre	-	-	-	-	-	-	5	5	-	5	3.9 15	0, 1%
De biti iali co mm erc	9 44	242	378	171	1.2 77	36	81	2.6 34	58	2.6 92	11. 883	22 7% ,
Alt siv ità ti re pas cor ren	-	-	4	-	-	1	1	6	-	6	20 .00 8	0, 0%
Alt inf azi i re orm on
Ga zie rila sci ate ran	-	28 0	25 3	-	-	-	2	535	-	535
Ga zie ric te ran evu	-	-	-	152	-	8	42	202	-	202
Imp ni eg	-	-	2	11	-	-	14	27	-	27

	Ac iren te Un ico qu	GM E	Te rna	En i	GS E	Po ste Ital ian e	Alt re	° trim To tal e 1 est re 20 15	tà col So cie leg ate e a c roll ont o con iun to g	To tal e ge ral e 1° trim ne est re 20 15	To tal e vo di bil ce cio an	Inc ide nza %
Ra ort i ec ici pp on om
Ric avi de lle dite de lle sta zio ni ven e pre	-	1.7 73	1.1 31	36 7	112	9	17	3.4 09	38	3.4 47	19. 346	17, 8%
Alt ri r ica vi	-	-	15	-	93	-	7	115	-	115	624	18, 4%
Pro ti fi zia ri ven nan	-	-	-	-	-	-	-	-	6	6	1.9 46	3% 0,
Ac isto di ia e lett rica qu ene rg , ga s e bus tibi le com	955	1.2 35	98	348	1	-	-	2.6 37	62	2.6 99	10. 09 1	26 7% ,
Co sti rviz i e altr i m ate rial i per se	-	161	505	35	2	27	12	742	32	774	4.3 51	17, 8%
Alt ri c i op tivi ost era	1	-	4	-	-	-	1	6	-	6	698	0, 9%
Pro ti/( On eri ) n ett i da ntr att i su ven co l fa dity luta ti a ir v alu com mo va e	-	-	2	-	-	-	-	2	-	2	82	2, 4%
On fina eri nzi ari	-	-	-	-	-	-	-	-	7	7	2.7 13	0, 3%

	Ac iren Un ico te qu	GM E	Te rna	En i	GS E	Po ste Ital ian e	Alt re	l 31 To tal e a .12 .20 15	So cie tà col leg ate e roll ont a c o iun to con g	To tal e ral ge ne e al 31 .12 .20 15	To tal e di vo ce bil cio an	Inc ide nza %
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Cre diti iali co mm erc	-	21 7	47 3	116	68	5	15	894	43	93 7	12. 797	3% 7,
Alt ivit à c i att ent re orr	-	4	25	-	69	5	2	105	32	137	10. 988	1, 2%
Alt siv ità nti re pas non co rre	-	-	-	-	-	-	4	4	-	4	3.0 67	1% 0,
De biti iali co mm erc	62 0	373	376	184	1.2 56	38	27	2.8 74	37	2.9 11	11. 775	24 7% ,
Alt siv ità ti re pas cor ren	-	-	8	-	-	1	4	13	1	14	20 .00 9	1% 0,
Alt inf azi i re orm on
Ga zie rila sci ate ran	-	28 0	25 3	-	-	-	1	534	-	534
Ga zie ric te ran evu	-	-	-	150	-	8	27	185	-	185
Imp ni eg	-	-	2	21	-	-	14	37	-	37

Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che disciplina l'approvazione e l'esecuzione delle operazioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale procedura (reperibile all'indirizzo http://www.enel.com/it-it/governance/rules/related_parties/) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata in attuazione di quanto disposto dall'art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB. Si segnala che nel corso del primo trimestre 2016 non sono state realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse necessario procedere all'inserimento in bilancio dell'informativa richiesta dal Regolamento adottato in materia con delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010.

8. Impegni contrattuali e garanzie

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

Milioni di euro
	al 31.03.2016	al 31.12.2015	Variazione
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi	7.448	6.701	747
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica	53.268	48.733	4.535
- acquisti di combustibili	49.806	64.114	(14.308)
- forniture varie	1.889	1.725	164
- appalti	2.011	1.905	106
- altre tipologie	3.099	2.895	204
Totale	110.073	119.372	(9.299)
TOTALE	117.521	126.073	(8.552)

Gli impegni per energia elettrica ammontano al 31 marzo 2016 a 53.268 milioni di euro, di cui 17.933 milioni di euro relativi al periodo 1° aprile 2016-2020, 10.902 milioni di euro relativi al periodo 2021-2025, 8.158 milioni di euro al periodo 2026-2030 e i rimanenti 16.275 milioni di euro con scadenza successiva.

Gli impegni per acquisti di combustibili, determinati in funzione dei parametri contrattuali e dei cambi in essere alla fine del periodo (trattandosi di forniture a prezzi variabili, per lo più espressi in valuta estera), ammontano al 31 marzo 2016 a 49.806 milioni di euro, di cui 27.947 milioni di euro relativi al periodo 1° aprile 2016-2020, 13.067 milioni di euro relativi al periodo 2021-2025, 7.673 milioni di euro al periodo 2026-2030 e i rimanenti 1.119 milioni di euro con scadenza successiva.

9. Passività e attività potenziali

Rispetto al Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015 a cui si rinvia per maggiori dettagli, di seguito sono riportate le principali variazioni nelle attività e passività potenziali.

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

È attualmente in corso il dibattimento del procedimento penale davanti al Tribunale di Brindisi, al termine della fase istruttoria.

Il procedimento dinanzi al Tribunale di Reggio Calabria, dopo il deposito della nuova consulenza disposta dal Tribunale e l'esame dei nuovi periti, si trova rinviato al 31 maggio 2016 per la requisitoria del PM e l'avvio della discussione delle difese, mentre il procedimento dinanzi al Tribunale di Vibo Valentia è stato rinviato al 28 giugno 2016, per sentire gli ultimi testi indicati dagli altri imputati.

Contenzioso BEG

La garanzia di Enel è stata rilasciata in data 30 marzo 2016; Albania BEG Ambient Shpk non ha rilasciato la propria controgaranzia entro il termine di tre settimane e di conseguenza la garanzia di Enel non è più vigente dal 20 aprile 2016.

Inoltre, a fine luglio 2014, Albania BEG Ambient Shpk ha promosso un procedimento per ottenere il riconoscimento e l'esecuzione della decisione albanese in Olanda, nel contesto del quale a fine gennaio 2016 si è tenuta l'ultima udienza e si attende la decisione nelle prossime settimane.

Contenzioso Basilus (già Meridional) - Brasile

In data 3 marzo 2016 è iniziato il procedimento dinanzi al Tribunal Superior de Justiça.

Contenzioso Coperva - Brasile

In seguito a un ulteriore ricorso presentato da Coperva, rigettato con la sentenza dell'11 gennaio 2016, Coperva ha presentato un ricorso straordinario davanti al Tribunal Superior de Justiça in data 3 febbraio 2016, e il procedimento è attualmente in corso.

El Quimbo (Colombia)

Con decisione del 22 febbraio 2016 il giudice del Huila si è pronunciato autorizzando provvisoriamente la generazione per un periodo di sei mesi. Il giudice ha richiesto a Emgesa la predisposizione di un progetto tecnico al fine di garantire il rispetto dei livelli di ossigeno e il rilascio di una garanzia di circa 20.000.000.000 di pesos colombiani (circa 5,5 milioni di euro). Con successiva decisione del Tribunale Amministrativo del Huila dell'11 aprile 2016 è stata confermata la revoca temporanea della misura cautelare per la durata di sei mesi fino al 16 ottobre 2016. Inoltre, Emgesa è chiamata a presentare il progetto volto a garantire certi livelli di ossigeno entro il 16 maggio 2016.

Arbitrati SAPE (già Electrica) - Romania

Il lodo del procedimento arbitrale per la richiesta di danni per asserite violazioni di specifiche clausole del Privatization Agreement si attende per fine maggio 2016.

Contenzioso Gabčíkovo - Slovacchia

Vodohospodarska Vystavba Štatny Podnik ("VV") ha avviato un ulteriore procedimento nei confronti di Slovenské elektrárne ("SE") per il pagamento di circa 490 milioni di euro come conseguenza dell'asserito arricchimento senza giusta causa per la gestione della centrale nel periodo 2006-2015. SE respinge tale richiesta e ha chiesto l'interruzione di detti procedimenti in attesa della decisione del procedimento del Public Procurement Office (PPO). I procedimenti relativi al periodo 2006-2010 sono stati sospesi mentre per quelli del periodo 2011-2012 si è in attesa della decisione sulla sospensione. In relazione agli anni 2013 e 2014, SE ha presentato un ricorso straordinario avverso il rigetto dell'interruzione degli stessi.

CIS e Interporto Campano

Le Parti hanno promosso appello avverso il lodo emesso il 31 gennaio 2015 e, alla prima udienza del 20 aprile 2016, il Collegio ha trasmesso gli atti al Presidente della Sezione per la riunione dei diversi procedimenti pendenti.

10. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo

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, anche per il tramite della sua controllata Enerlive, 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.

Nuovi contratti di fornitura di energia elettrica in Cile

Il 5 maggio 2016 Empresa Nacional de Electricidad (Endesa Chile) ha annunciato di aver sottoscritto tre contratti di fornitura di energia elettrica con Anglo American Sur, per un consumo annuale stimato di circa 2 TWh; la fornitura di energia elettrica avrà inizio nel gennaio 2021 e avrà una durata di dieci anni. Il corrispettivo previsto dall'accordo è in linea con le condizioni di mercato per contratti analoghi di lungo termine.

Dichiarazione del dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Alberto De Paoli dichiara, ai sensi dell'art. 154 bis, comma 2 del Testo Unico della Finanza, che l'informativa contabile contenuta nel presente Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2016 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

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