La società Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina Margherita 137 ed è quotata, dal 1999, alla Borsa di Milano. Nel corso del 2022 non risultano cambiamenti nella denominazione sociale.
Enel è una multinazionale dell’energia e uno dei principali operatori integrati globali nei settori dell’elettricità e del gas, con un particolare focus su Europa e America Latina. Il Bilancio consolidato della Società per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2022 comprende i bilanci di Enel SpA e delle sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in società collegate e joint venture, nonché la quota di attività, passività, costi e ricavi delle joint operation (“il Gruppo”). L’elenco delle società controllate, collegate, joint venture e joint operation incluse nell’area di consolidamento è riportato in allegato.
Il presente Bilancio consolidato è stato approvato e ne è stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione in data 16 marzo 2023.
Il presente Bilancio è assoggettato a revisione legale da parte di KPMG SpA.

Il Bilancio consolidato relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2022 è stato predisposto in conformità ai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards- IAS e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB), alle interpretazioni dell’IFRS Interpretations Committee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura dell’esercizio. L’insieme di tutti i princípi e interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.
Il presente Bilancio consolidato è stato predisposto in attuazione del comma 3 dell’art. 9 del decreto legislativo n. 38 del 28 febbraio 2005.
Il Bilancio consolidato è costituito dal Conto economico consolidato, dal Prospetto di Conto economico consolidato complessivo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consolidato, nonché dalle relative Note di commento.
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio “corrente/non corrente” con separata presentazione delle attività classificate come possedute per la vendita e delle passività incluse in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita. Le attività correnti, che includono le disponibilità liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l’estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo.
Il Conto economico consolidato presenta una classificazione dei costi in base alla loro natura, con separata presentazione dell’utile (perdita) netto delle continuing operation e di quello delle discontinued operation attribuibile agli azionisti della Capogruppo e ai terzi.
Il Rendiconto finanziario consolidato è preparato utilizzando il metodo indiretto, con separata presentazione del flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di finanziamento associato alle discontinued operation.
Si precisa, inoltre, che le voci riportate nel rendiconto finanziario includono anche gli eventuali impatti derivanti da società classificate come discontinued operation. In particolare, seppur nella classificazione delle voci il Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si precisa quanto segue:

• nei flussi di cassa da attività operativa si riportano, oltre ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli interessi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonché i dividendi ricevuti dalle società collegate o da joint venture;
• le attività di investimento includono gli investimenti in attività materiali e immateriali e le relative dismissioni, nonché in attività derivanti da contratti con i clienti riferite ad accordi per servizi in concessione. Includono altresì gli effetti delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo acquisisce o perde il controllo di società e altri investimenti minori;
• nei flussi da attività di finanziamento sono invece inclusi i flussi di cassa originati da operazioni di liability management e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pagati agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonché gli effetti di operazioni su interessenze di terzi che non modificano lo status di controllo delle società interessate;
• si esplicita in una voce separata l’effetto cambio sulle disponibilità liquide e mezzi equivalenti e si stornano, quindi, integralmente gli effetti di Conto economico in modo da neutralizzare il loro effetto nel cash flow da attività operativa.

Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto finanziario, si rimanda alla nota 46 “Flussi finanziari”.

Il Bilancio consolidato è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, a eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione delle singole voci, e delle attività non correnti e dei gruppi in dismissione classificati come posseduti per la vendita che sono valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita.
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bilancio consolidato è l’euro, valuta funzionale della Capogruppo Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di euro, tranne quando diversamente indicato.
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale consolidato e il Rendiconto finanziario consolidato riportano le operazioni con parti correlate, la cui definizione è riportata nella nota 2.2. “Princípi contabili significativi”.
Il Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del precedente esercizio.

La redazione del Bilancio consolidato, in applicazione degli IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni ed effettui stime e assunzioni che possono aver effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività e sulla relativa informativa, nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del management si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie; essi vengono adottati quando il valore contabile delle attività e passività non è facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto, potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico, qualora la revisione interessi solo quell’esercizio; nel caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia correnti sia futuri, la variazione è rilevata nell’esercizio in cui la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di seguito sono indicate le principali voci di bilancio interessate dall’uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di una significativa componente del giudizio del management, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel loro processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richiamati IFRS-EU. La criticità insita in tali valutazioni è determinata dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per loro natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto significativo sui risultati successivi.
Le informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono selezionate sulla base di un’analisi di materialità effettuata in linea con i requisiti previsti dal Practice Statement 2 “Making Materiality Judgments”, emesso dall’International Accounting Standards Board (IASB).
Per quanto riguarda gli effetti delle tematiche legate al cambiamento climatico, il Gruppo ritiene il cambiamento climatico come un elemento implicito nell’applicazione delle metodologie e dei modelli utilizzati per effettuare stime nella valutazione e/o misurazione di alcune voci contabili. Inoltre, il Gruppo ha anche tenuto conto degli impatti del cambiamento climatico nei giudizi significativi fatti dal management. A tale riguardo, le principali voci incluse nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 interessate dall’utilizzo di stime e giudizi del management si riferiscono all’impairment delle attività non finanziarie, alle obbligazioni connesse alla transizione energetica, incluse quelle per lo smantellamento e il ripristino dei siti di alcuni impianti di generazione.
Per ulteriori dettagli su tali voci, si rinvia alla nota 19 “Immobili, impianti e macchinari”, alla nota 24 “Avviamento” e alla nota 40 “Fondi rischi e oneri”.

Ricavi provenienti da contratti con clienti
I ricavi delle vendite di energia elettrica e gas ai clienti finali sono rilevati al momento della fornitura dell’elettricità o del gas e comprendono, oltre a quanto fatturato in base a letture periodiche (e di competenza dell’esercizio) oppure in base ai volumi comunicati dai distributori e dai trasportatori, una stima dell’energia elettrica e del gas erogati nell’esercizio ma non ancora fatturati, quale differenza tra l’energia elettrica e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fatturati nell’esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali perdite di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e la fine dell’esercizio si basano su stime del consumo giornaliero del cliente, principalmente fondate sul suo profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima. Per ulteriori dettagli su tali ricavi, si rimanda alla nota 11.a “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”.

Impairment delle attività non finanziarie
Attività quali immobili, impianti e macchinari, investimenti immobiliari, attività immateriali, attività consistenti nel diritto di utilizzo di un’attività sottostante, avviamento e partecipazioni in società collegate/joint venture subiscono una riduzione di valore quando il loro valore contabile supera il valore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso. Le verifiche del valore recuperabile di tali attività vengono svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e più dettagliatamente descritti nella nota 24 “Avviamento”.
Nel determinare il valore recuperabile, il Gruppo applica generalmente il criterio del valore d’uso. Per valore d’uso si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si prevede abbiano origine dall’attività oggetto di valutazione, attualizzati utilizzando un tasso di sconto, al lordo delle imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività. I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il valore d’uso si basano sul più recente Piano Industriale, approvato dal management, contenente le previsioni di volumi, ricavi, costi operativi e investimenti. Queste previsioni coprono il periodo dei prossimi tre anni; per gli esercizi successivi, si tiene conto:

• delle ipotesi sull’evoluzione di lungo termine delle principali variabili considerate nel calcolo dei flussi di cassa, nonché della vita media utile residua degli asset o della durata delle concessioni, in base alle specificità dei business;
• di un tasso di crescita a lungo termine pari alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o dell’inflazione (in funzione del Paese e del business) e comunque non eccedente il tasso medio di crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.

Il valore recuperabile è sensibile alle stime e alle assunzioni utilizzate per la determinazione dell’ammontare dei flussi di cassa e ai tassi di attualizzazione applicati. Tuttavia, possibili variazioni negli assunti di base su cui si basano tali calcoli potrebbero produrre differenti valori recuperabili. L’analisi di ciascuno dei gruppi di attività non finanziarie è unica e richiede alla direzione aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.

In linea con il suo modello di business e nel contesto dell’accelerazione della de-carbonizzazione del mix di generazione e di guida del processo di transizione energetica, il Gruppo ha anche attentamente valutato se le tematiche legate al cambiamento climatico abbiano inciso sulle ipotesi ragionevoli e sostenibili utilizzate per stimare le proiezioni dei flussi finanziari. A tal riguardo, ove necessario, il Gruppo ha tenuto conto anche degli impatti derivanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo, in particolare considerando nella stima del valore terminale un tasso di crescita di lungo termine allineato alla variazione della domanda elettrica risultante dai modelli energetici per Paese.
Le informazioni sulle principali assunzioni utilizzate per stimare il valore recuperabile delle attività con riferimento agli impatti relativi al cambiamento climatico nonché quelle relative alle variazioni di tali assunzioni sono fornite nella nota 24 “Avviamento”.

Perdite attese su attività finanziarie
Alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e altre attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo, le attività derivanti da contratti con i clienti e tutte le altre attività rientranti nell’ambito di applicazione dell’impairment.
I fondi per perdite attese sulle attività finanziarie si basano su assunzioni riguardanti il rischio di default e la misurazione delle perdite attese. Nel formulare tali assunzioni e selezionare gli input per il calcolo della perdita attesa, il management utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla esperienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di mercato attuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio.
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL), calcolata utilizzando la probabilità di default (PD), la perdita in caso di default (LGD) e l’esposizione al rischio in caso di default (EAD), è la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi di tutti i mancati incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario (EIR).
In particolare, per i crediti commerciali, le attività derivanti da contratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica l’approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo corrispondente all’intera vita dell’attività, generalmente pari a 12 mesi. Sulla base dello specifico mercato di riferimento e del quadro normativo applicabile, nonché delle aspettative di recupero oltre i 90 giorni, per tali crediti, ai fini del calcolo delle perdite attese il Gruppo applica principalmente una definizione di default pari a 180 giorni di scaduto, in quanto è considerato quale indicatore maggiormente rappresentativo dell’incremento significativo del rischio di credito. Di conseguenza, le attività finanziarie scadute da oltre 90 giorni non sono generalmente considerate n default, fatta eccezione per alcuni specifici settori commerciali regolamentati.
Per i crediti commerciali e le attività derivanti da contratti con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente un approccio collettivo basato sul raggruppamento dei crediti commerciali e attività derivanti da contratti con i clienti in cluster, tenuto conto dello specifico contesto regolatorio e di business di riferimento. Il Gruppo adotta un approccio analitico solo per i crediti commerciali che il management considera singolarmente significativi e in presenza di specifiche informazioni sull’incremento significativo del rischio di credito.
In caso di valutazioni individuali, la PD è ottenuta prevalentemente da provider esterni.
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto, considerando una specifica definizione di default.

In base a ciascun business e framework regolatorio locale, nonché alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in termini di caratteristiche di rischio, di tassi di default e aspettative di recupero, sono definiti specifici cluster.
Si presuppone che le attività derivanti da contratti con i clienti presentino sostanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti commerciali, a parità di tipologie contrattuali.

Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base collettiva, nonché per le attività derivanti da contratti con i clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo ai parametri ECL:

• la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, è calcolata per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
• la LGD è funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster, attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
• l’EAD è stimata pari al valore contabile alla data di riferimento del bilancio al netto dei depositi di cassa, comprese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da emettere.

Sulla base delle specifiche valutazioni del management, la rettifica forward looking potrà essere applicata considerando informazioni qualitative e quantitative al fine di riflettere possibili eventi e scenari macroeconomici futuri, che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello strumento finanziario.
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono commentati nella nota 48 “Strumenti finanziari per categoria”.

Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n. 134/2012
La disciplina delle grandi derivazioni idroelettriche è stata significativamente rettificata dal decreto legge “Semplificazioni” (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12). Gli aggiornamenti introdotti dalla norma in questione, laddove fossero applicabili alle concessioni già in essere, richiederebbero una revisione delle vite utili attribuibili ad alcuni investimenti sugli impianti idroelettrici, per riflettere la possibilità che, al termine della concessione, alcuni impianti possano essere trasferiti a titolo gratuito al nuovo entrante. Tuttavia, nello stimare le vite utili di tali investimenti, la direzione, supportata anche dal parere dei propri legali, ha tenuto in considerazione il prevedibile esito dei ricorsi prontamente attivati dalla Società – e non solo – e i relativi profili di incostituzionalità sollevati anche dalle associazioni di categoria. Conseguentemente, ha ritenuto che la norma contenga questioni di incostituzionalità così gravi da essere effettivamente riconosciute nelle opportune sedi. In tale contesto, la direzione ha, quindi, ritenuto corretto non riflettere in alcun modo le modifiche introdotte dalla citata norma e ha dunque proseguito a valutare le vite utili di detti impianti in continuità con gli esercizi precedenti e con il precedente impianto normativo, valutando che questa sia la stima più realistica.
A tal proposito, si segnala che la legge 7 agosto 2012, n. 134 recante “Misure urgenti per la crescita del Paese”, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012, ha profondamente innovato la disciplina delle concessioni idroelettriche, prevedendo, tra l’altro, che cinque anni prima dello scadere di una concessione di grande derivazione per uso idroelettrico e nei casi di decadenza, rinuncia e revoca, ove non sussista un prevalente interesse pubblico a un diverso uso delle acque incompatibile con il mantenimento dell’uso a fine idroelettrico, l’amministrazione competente indica una gara, a evidenza pubblica, per l’attribuzione a titolo oneroso della concessione per un periodo di durata da 20 anni fino a un massimo di 30 anni.
Al fine di garantire la continuità gestionale, la legge di cui sopra ha altresì definito le modalità di trasferimento dal concessionario uscente al nuovo concessionario della titolarità del ramo d’azienda necessario per l’esercizio della concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla concessione stessa, dietro il riconoscimento di un corrispettivo, da determinarsi in contradditorio tra il concessionario uscente e l’amministrazione concedente, tenuto conto dei seguenti elementi:

• per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte forzate e i canali di scarico, considerati gratuitamente devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque e impianti elettrici (art. 25 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775), sulla base del costo storico rivalutato, calcolato al netto dei contributi pubblici in conto capitale, anch’essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura della stima dell’ordinario degrado;
• per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base del valore di mercato, inteso come valore di ricostruzione a nuovo diminuito nella misura dell’ordinario degrado.

Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce importanti novità in materia di trasferimento della titolarità del ramo d’azienda relativo all’esercizio delle concessioni idroelettriche, risultano evidenti tutte le difficoltà legate all’applicazione pratica dei suddetti princípi cui rimangono associate delle incertezze che non consentono di effettuare una stima affidabile del valore che potrà essere recuperato al termine delle attuali concessioni (valore residuo). Pertanto, il management ha ritenuto di non poter procedere a una stima ragionevole e affidabile del valore residuo.
Dato che la norma in oggetto impone comunque al concessionario subentrante di riconoscere un corrispettivo al concessionario uscente, il management ha riconsiderato il periodo di ammortamento dei beni definiti come gratuitamente devolvibili  prima della legge n. 134/2012 (fino all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2011, stante la loro gratuita devoluzione, il periodo di ammortamento era commisurato al termine più ravvicinato fra quello della concessione o della vita utile del singolo bene), commisurandolo non più alla durata della concessione ma, se più ampia, alla vita utile del singolo bene. Qualora si renderanno disponibili elementi ulteriori per effettuare una stima affidabile del valore residuo, si procederà alla modifica prospettica dei valori contabili delle attività coinvolte.

Determinazione del fair value di strumenti finanziari
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato sulla base di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utilizzando specifiche tecniche di valutazione (principalmente basate sul present value) che massimizzano l’utilizzo di input osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ciò non fosse possibile, gli input sono stimati dal management tenendo conto delle caratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione.
Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati al fair value, si rimanda alla nota 52 “Attività e passività misurate al fair value”.
In conformità con l’IFRS 13, il Gruppo include la misura del rischio di credito, sia della controparte (Credit Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l’aggiustamento del fair value degli strumenti finanziari derivati per la corrispondente misura del rischio controparte, applicando la metodologia riportata alla nota 52 “Attività e passività misurate al fair value”.
Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato per tali strumenti, soprattutto nel contesto attuale nel quale i mercati sono volatili e le prospettive economiche altamente incerte e soggette a rapidi cambiamenti.

Costi di sviluppo
Al fine di valutare la recuperabilità dei costi di sviluppo, il valore recuperabile è stimato in base ad assunzioni relative agli ulteriori esborsi finanziari che si ritiene dovranno essere sostenuti affinché il bene diventi pronto all’uso o alla vendita, ai tassi di sconto applicabili e al periodo di beneficio atteso.

Piani pensionistici e altri piani per benefíci postpensionamento
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani pensionistici che offrono prestazioni previdenziali basate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani per benefíci post-pensionamento.
I calcoli dei costi e delle passività associate a tali piani sono basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che utilizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come componenti di stima gli indici di mortalità e di pensionamento, le ipotesi relative all’evoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonché l’analisi dell’andamento tendenziale dei costi dell’assistenza sanitaria.
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati effettivi, per effetto dell’evoluzione delle condizioni economiche e di mercato, di incrementi o riduzioni dei tassi di pensionamento e della durata di vita dei partecipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell’assistenza sanitaria.
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla quantificazione della spesa previdenziale e degli altri oneri a questa collegati.

Per ulteriori dettagli sulle principali ipotesi attuariali adottate si rinvia alla nota 39.

Fondi rischi e oneri
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si rinvia alla nota 40 “Fondi rischi e oneri”. La nota 57 “Attività e passività potenziali” fornisce anche informazioni riguardo alle attività e passività potenziali maggiormente significative per il Gruppo a fine esercizio.

Contenziosi
Il Gruppo è parte in diversi procedimenti civili, amministrativi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie attività, che potrebbero generare passività di importo significativo, per i quali non è sempre oggettivamente possibile prevedere l’esito finale. La valutazione dei rischi legati ai suddetti procedimenti è basata su elementi complessi che per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Amministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla loro classificazione tra le passività potenziali ovvero tra le passività.
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali abbiano constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell’importo della spesa.

Obbligazioni connesse agli impianti di generazione, ivi incluse quelle per smantellamento e ripristino siti 
L’esercizio dell’attività di generazione può comportare obbligazioni da parte dell’esercente con riferimento a interventi futuri che dovranno essere sostenuti alla conclusione del periodo di funzionamento dell’impianto.
Tali interventi possono afferire alle attività di smantellamento degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali essi insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le quali discendono naturalmente dalla tecnologia di generazione adottata. La natura di tali obbligazioni incide fortemente anche sul trattamento contabile al quale le stesse vengono assoggettate.
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri attengono sia ad attività di smantellamento sia allo stoccaggio delle scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la stima dei costi futuri rappresenta un processo critico in considerazione del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti in un arco temporale molto lungo, stimabile fino a 100 anni.
L’obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegneristiche, è calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa attesi che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte delle diverse obbligazioni assunte.
Il tasso di sconto impiegato per l’attualizzazione della passività è quello cosiddetto “privo di rischio”, al lordo delle imposte (risk free rate), e si basa sui parametri economici del Paese dove l’impianto è dislocato. Tale passività è quantificata dal management sulla base della tecnologia esistente alla data di valutazione ed è rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nelle tecniche di stoccaggio, smantellamento e ripristino del sito, nonché della continua evoluzione delle leggi esistenti in materia di protezione della salute e della tutela ambientale.
Successivamente il valore dell’obbligazione è adeguato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima.
Si rinvia alla nota 40 “Fondi per rischi e oneri” per maggiori dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi stimati non attualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati per il calcolo del fondo smantellamento e ripristino impianti.

Contratti onerosi
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Gruppo stima  costi non discrezionali necessari per l’adempimento delle obbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell’ambito del contratto e i benefíci economici che si suppone si otterranno dallo stesso contratto.

Leasing
Quando il tasso di interesse implicito nel leasing non può essere determinato facilmente, il Gruppo utilizza il tasso di finanziamento marginale (Incremental Borrowing Rate - IBR) alla data di decorrenza del leasing per calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing. Tale tasso corrisponde a quello che il locatario dovrebbe pagare per un prestito, con una durata e con garanzie simili, necessario per ottenere un’attività di valore simile all’attività consistente nel diritto di utilizzo in un contesto economico simile. In assenza di input osservabili, il Gruppo stima l’IBR sulla base di assunzioni che riflettono la durata e le condizioni contrattuali del leasing e su altre stime specifiche alla società locataria.
L’aspetto che ha richiesto il maggior ricorso al giudizio professionale da parte del Gruppo riguarda la determinazione dell’IBR, per la stima del valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere al locatore.
In tale contesto, l’approccio del Gruppo per la determinazione dell’IBR è basato sulla valutazione delle tre seguenti componenti chiave:

• il tasso privo di rischio, che considera i flussi contrattuali dei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto economico al momento della negoziazione del contratto di leasing e la sua durata;
• l’aggiustamento per il credit spread, al fine di calcolare un IBR specifico per il locatario tenendo conto dell’eventuale garanzia della Capogruppo o di altre garanzie sottostanti;
• le rettifiche inerenti al contratto di leasing, per riflettere nel calcolo dell’IBR il fatto che il tasso di attualizzazione è direttamente collegato al tipo di attività sottostante, anziché a un tasso di finanziamento marginale generico. In particolare, il rischio di insolvenza per il locatore è mitigato dal suo diritto a reclamare l’attività sottostante. 

Per ulteriori dettagli sulle passività del leasing, si rinvia alla nota 48 “Strumenti finanziari per categoria”.

Imposte sul reddito

Recupero di imposte anticipate
Al 31 dicembre 2022 il Bilancio consolidato comprende attività per imposte anticipate, connesse alla rilevazione di perdite fiscali o di crediti d’imposta utilizzabili in esercizi successivi e a componenti di reddito a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui futuro recupero è ritenuto dagli Amministratori altamente probabile.
La recuperabilità delle suddette imposte anticipate è subordinata al conseguimento di redditi imponibili futuri sufficientemente capienti per l’assorbimento delle predette perdite fiscali e per l’utilizzo dei benefíci delle altre attività per imposte anticipate.
Significativi giudizi del management sono richiesti per valutare la probabilità della recuperabilità delle imposte anticipate, considerando tutte le evidenze possibili, sia negative sia positive, e per determinarne l’ammontare che può essere rilevato in bilancio, in base alla tempistica e all’ammontare dei redditi imponibili futuri, alle future strategie di pianificazione fiscale nonché alle aliquote fiscali vigenti al momento del loro riversamento. Tuttavia, nel momento in cui si dovesse constatare che il Gruppo non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle imposte anticipate rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al Conto economico dell’esercizio in cui si verifica tale circostanza.
La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è riesaminata a ogni chiusura di periodo; le attività per imposte anticipate non rilevate in bilancio sono nuovamente valutate a ogni data di riferimento del bilancio al fine di verificare le condizioni per la loro rilevazione.
Per ulteriori dettagli sulle imposte anticipate rilevate o non rilevate, si rinvia alla nota 25 “Attività per imposte anticipate e Passività per imposte differite”.

Identificazione delle Cash Generating Units (CGU)
Ai fini della verifica per riduzione di valore, quando non è possibile calcolare il valore recuperabile di una singola attività, il Gruppo identifica il più piccolo gruppo di attività che genera flussi finanziari in entrata ampiamente indipendenti. Una CGU rappresenta il più piccolo gruppo di attività che genera flussi finanziari in entrata che sono ampiamente indipendenti da quelli derivanti da altre attività o gruppi di attività.
Il processo di individuazione delle predette CGU implica giudizio da parte del management relativamente alla natura specifica delle attività e del business cui esse appartengono (area territoriale, aree di business, normativa di riferimento ecc.), e all’evidenza che i flussi finanziari in entrata derivanti dal gruppo di attività siano ampiamente indipendenti da quelli derivanti da altre attività (o gruppi di attività).
Le attività incluse in ogni CGU sono individuate anche sulla base delle modalità attraverso le quali il management le gestisce e le monitora nell’ambito del modello di business adottato. In particolare, il numero e il perimetro delle CGU sono sistematicamente aggiornati per riflettere gli effetti di nuove operazioni di aggregazione e riorganizzazione realizzate dal Gruppo, nonché per tener conto di quei fattori esterni che potrebbero influire sulla capacità da parte delle attività di generare flussi finanziari in entrata indipendenti.
In particolare, nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attività possedute dal Gruppo subiscano sfavorevoli condizioni economiche oppure operative che ne pregiudicano la capacità di contribuire alla realizzazione di flussi di cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attività della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilità ed eventualmente svalutate.
Le CGU identificate dal management e alle quali è stato allocato l’avviamento iscritto nel presente Bilancio consolidato e i criteri con cui sono state identificate tali CGU sono riportati nella nota 24 “Avviamento”.

Determinazione della vita utile di attività non finanziarie
Nel determinare la vita utile di immobili, impianti e macchinari e attività immateriali aventi vita utile definita, il Gruppo considera non solo i benefíci economici futuri – contenuti nelle attività – fruiti tramite il loro utilizzo, ma anche molti altri fattori, quali il deterioramento fisico, l’obsolescenza del prodotto o servizio forniti dal bene (per es., tecnica, tecnologica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli similari (per es., sicurezza, ambientali ecc.) nell’utilizzo del bene, se la vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri beni. Inoltre, nella stima delle vite utili delle attività interessate, il Gruppo ha tenuto conto del proprio impegno nell’ambito dell’Accordo di Parigi. Per maggiori dettagli su tale aspetto, si rimanda alla nota 19 “Immobili, impianti e macchinari”.

Valutazione dell’esistenza dei requisiti del controllo
Secondo le previsioni dell’IFRS 10, il controllo è ottenuto quando il Gruppo è esposto a rendimenti variabili, o detiene diritti su tali rendimenti, derivanti dal rapporto con la società partecipata e ha la capacità di incidere su tali rendimenti, attraverso l’esercizio del proprio potere sulla società partecipata. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della società partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.
L’esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma, piuttosto, dai diritti sostanziali di ciascun investitore sulla società partecipata. Conseguentemente, è richiesto il giudizio del management per valutare specifiche situazioni che determinino diritti sostanziali che attribuiscono al Gruppo il potere di dirigere le attività rilevanti della società partecipata in modo da influenzarne i rendimenti.
Ai fini dell’assessment sul requisito del controllo, il management analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi eventuali accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri accordi contrattuali e i diritti di voto potenziali (call option, warrant, put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.).
Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolarmente rilevanti nell’ambito di tale valutazione soprattutto nei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza dei diritti di voto, o diritti similari, della società partecipata.
Inoltre, anche se detiene più della metà dei diritti di voto di un’altra società, il Gruppo considera tutti i fatti e le circostanze rilevanti nel valutare se controlla la società partecipata.
Il Gruppo riesamina l’esistenza delle condizioni di controllo su una società partecipata quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell’esistenza del controllo. Come riportato nel Bilancio consolidato di Enel, il Gruppo Enel, al 31 dicembre 2022, detiene partecipazioni minori in Enel Green Power Rus LLC ed Enel X Rus LLC.
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o promosse alcune misure che hanno comportato la cessazione della direzione e coordinamento del Gruppo Enel con riferimento alle società russe in cui il Gruppo detiene pa ruppo Enel continua a mantenere il controllo da un punto di vista contabile sulle società, in conformità all’“IFRS 10 - Bilancio Consolidato”.

Valutazione dell’esistenza del controllo congiunto e del tipo di accordo a controllo congiunto
Secondo l’IFRS 11, un accordo a controllo congiunto è un accordo nel quale due o più parti detengono il controllo congiunto. Si ha il controllo congiunto unicamente quando per le decisioni relative alle attività rilevanti è richiesto il consenso unanime delle parti che condividono il controllo.
Un accordo a controllo congiunto si può configurare come una joint venture o una joint operation. Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività nette dell’accordo. Per contro, una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative all’accordo.
Al fine di determinare l’esistenza del controllo congiunto e il tipo di accordo a controllo congiunto, è richiesto il giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli obblighi derivanti dall’accordo. A tal fine il management considera la struttura e la forma legale dell’accordo, i termini concordati tra le parti nell’accordo contrattuale e, quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
A seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come joint operation gli accordi per la partecipazione in Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II.
Il Gruppo riesamina l’esistenza del controllo congiunto quando i fatti e le circostanze indicano che c’è stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell’esistenza del controllo congiunto e del tipo di accordo a controllo congiunto.
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o promosse alcune misure che hanno comportato la cessazione della gestione del Gruppo Enel con riferimento a Rusenergosbyt LLC (partecipata dal Gruppo), tra cui le dimissioni di tutti gli amministratori non indipendenti e di tutti i manager di nazionalità non russa e l’interruzione dei flussi informativi delle funzioni di staff o di business verso Enel.
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo Enel continua a mantenere il controllo congiunto da un punto di vista contabile sulla società, in conformità all’“IFRS 11 - Accordi a controllo congiunto”.
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in joint venture, si rinvia alla nota 26 “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.

Valutazione dell’esistenza dell’influenza notevole su una società collegata
Le società collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita un’influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla determinazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e gestionali della società partecipata senza esercitare il controllo o il controllo congiunto su queste politiche. In linea generale, si presume che il Gruppo abbia un’influenza notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di almeno il 20%.
Al fine di determinare l’esistenza dell’influenza notevole è richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti i fatti e le circostanze.
Il Gruppo riesamina l’esistenza dell’influenza notevole quando i fatti e le circostanze indicano che c’è stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell’esistenza di tale influenza notevole.
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in società collegate, si rinvia alla nota 26 “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.

Applicazione dell’“IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione” alle concessioni
L’IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione da “pubblico a privato”, i quali possono essere definiti come contratti che obbligano un concessionario a fornire servizi pubblici, ossia a dare accesso ai principali servizi economici e sociali, per un determinato periodo di tempo per conto dell’Autorità pubblica (ossia, il concedente). In questi contratti, il concedente trasferisce al concessionario il diritto di gestire le infrastrutture utilizzate per fornire tali servizi pubblici.
In particolare, l’IFRIC 12 fornisce linee guida per la rilevazione contabile, da parte del concessionario, degli accordi per servizi in concessione da “pubblico a privato” se:

• il concedente controlla o regolamenta quali servizi il concessionario deve fornire con l’infrastruttura, a chi li deve fornire e a quale prezzo; e
• il concedente controlla, tramite la proprietà, titolo a benefíci o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua significativa nell’infrastruttura alla scadenza dell’accordo.

Al fine di valutare l’applicabilità di tali disposizioni per il Gruppo in qualità di concessionario, il management ha provveduto a effettuare un’attenta analisi delle concessioni esistenti.
Sulla base di tali analisi, l’IFRIC 12 è risultato applicabile ad alcune infrastrutture utilizzate in accordi per servizi in concessione da parte di talune società operanti principalmente in Brasile.
Per ulteriori dettagli sulle infrastrutture utilizzate negli accordi per servizi in concessione rientranti nell’ambito di applicazione dell’IFRIC 12, si rinvia alla nota 20 “Infrastrutture comprese nell’’IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione’“.

Ricavi provenienti da contratti con clienti 
L’applicazione dell’IFRS 15 ha richiesto al Gruppo i seguenti giudizi professionali (per ulteriori dettagli riguardo agli effetti più significativi sui ricavi del Gruppo, si rimanda alla nota 11.a “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”).

Il Gruppo analizza con cura le condizioni e termini contrattuali a livello di giurisdizione locale al fine di determinare se un contratto esiste e se crea diritti e obbligazioni esigibili, così da applicare l’IFRS 15 solo a tali contratti.

Qualora un contratto preveda una molteplicità di beni e servizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono essere rilevati separatamente o congiuntamente, considerando sia le caratteristiche individuali dei beni/servizi, sia la natura della promessa nel contesto contrattuale, anche tenuto conto di tutti i fatti e le circostanze relative al contratto specifico nel relativo contesto legale e regolamentare.

Per valutare quando un’obbligazione di fare è soddisfatta, il Gruppo valuta il momento in cui il controllo dei beni o servizi è trasferito al cliente, considerato principalmente dal punto di vista del cliente stesso. Per ogni obbligazione di fare, e in relazione alla tipologia di transazione:

• il ricavo viene rilevato nel corso del tempo sulla base dei progressi verso il completo adempimento dell’obbligazione di fare, se la stessa è adempiuta nel corso del tempo, come nel caso della prestazione dei servizi. La misurazione dei progressi verso l’adempimento di un’obbligazione di fare viene effettuata, in maniera consistente per obbligazioni di fare e circostanze similari, utilizzando un metodo basato sugli “output” oppure sugli “input”. In particolare, il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost method) è considerato adeguato, tranne nei casi in cui un’analisi specifica del contratto suggerisca l’uso di un metodo più appropriato. Nel caso in cui non sia in grado di valutare ragionevolmente i progressi verso l’adempimento dell’obbligazione di fare, il Gruppo rileva i ricavi solo nella misura dei costi sostenuti che sono considerati recuperabili;
• se invece l’obbligazione di fare è adempiuta in un determinato momento, come nel caso della fornitura di beni, il ricavo è riconosciuto nel momento in cui il cliente ottiene il controllo dell’attività promessa, considerando, nel complesso, tutti gli indicatori rilevanti.

Per determinare se un contratto comprende un corrispettivo variabile (ovvero, un corrispettivo che può variare o dipende dal verificarsi o meno di un evento futuro), il Gruppo fa riferimento a tutti i fatti e circostanze applicabili. Nella stima del corrispettivo variabile, il Gruppo utilizza il metodo che consente di prevedere meglio l’importo del corrispettivo al quale avrà diritto, applicandolo in modo uniforme per tutta la durata del contratto e a contratti simili, anche utilizzando tutte le informazioni a sua disposizione, e aggiornando tale stima fino a che non sia risolta l’incertezza. Il Gruppo include i corrispettivi variabili stimati nel prezzo dell’operazione solo nella misura in cui è altamente probabile che quando successivamente sarà risolta l’incertezza associata al corrispettivo variabile non si verifichi un significativo aggiustamento al ribasso dell’importo dei ricavi cumulati rilevati.

Il Gruppo considera di agire in qualità di “agent” in taluni contratti in cui non ha la responsabilità principale per l’adempimento del contratto e pertanto non controlla i beni e servizi prima del loro trasferimento ai clienti. Per esempio, il Gruppo agisce in qualità di “agent” in taluni contratti relativi a servizi di connessione alla rete dell’energia elettrica/gas e ad altre attività collegate in funzione dell’assetto regolamentare o normativo locale.

Nei contratti che prevedono più di un’obbligazione di fare (per es., contratti di vendita “bundled”), in generale il Gruppo ripartisce il prezzo dell’operazione fra le diverse obbligazioni di fare in proporzione al prezzo di vendita a sé stante dei beni o servizi distinti inclusi in ciascuna obbligazione di fare. Il Gruppo determina i prezzi di vendita a sé stanti tenendo conto di tutte le informazioni e usando i prezzi osservabili quando sono disponibili sul mercato o, in mancanza di ciò, avvalendosi di un metodo di stima che massimizza l’utilizzo di input osservabili e applicandolo in modo uniforme in circostanze analoghe.
Se il Gruppo valuta che un contratto comprende un’opzione per beni o servizi aggiuntivi (per es., programmi di fidelizzazione della clientela od opzioni di rinnovo) che riconosce al cliente un diritto significativo, il prezzo dell’operazione è allocato a tale opzione considerando che questa rappresenti un’obbligazione di fare aggiuntiva.
Il Gruppo valuta la recuperabilità dei costi incrementali per l’ottenimento di un contratto sia a livello di singolo contratto sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a un gruppo di contratti.

Il Gruppo supporta la recuperabilità di tali costi in base alla propria esperienza con altre operazioni simili e valutando fattori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modifiche e contratti successivi con lo stesso cliente.
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media del rapporto con il cliente. Al fine di determinare tale periodo atteso di ottenimento di benefíci derivanti dal contratto, il Gruppo si avvale della sua esperienza pregressa (per es., il “tasso di abbandono”), di indicazioni previsionali desumibili da contratti simili e di informazioni disponibili sull’andamento del mercato.

Power Purchase Agreement
I Power Purchase Agreement (PPA), che prevedono la consegna fisica dell’energia e che non rispettano i requisiti dell’IFRS 10 per l’esistenza del controllo o del controllo congiunto su una società o su un asset e dell’IFRS 16 per la rilevazione di un leasing, ma che rispettano la definizione di derivato dell’IFRS 9, sono contabilizzati in base alle regole dell’own use exemption quando le relative condizioni sono soddisfatte.
Con riferimento ai Virtual PPA che rispettano la definizione di derivato ai sensi dell’IFRS 9 si rinvia alla nota 51 “Derivati ed hedge accounting”.

Classificazione e valutazione delle attività finanziarie
Alla data di rilevazione iniziale, al fine di classificare le attività finanziarie, come attività finanziarie al costo ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, il management valuta le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello strumento unitamente al modello di business adottato per gestire le attività finanziarie al fine di generare flussi di cassa.
Per valutare le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali dello strumento, il management effettua l’“SPPI test” a livello di singolo strumento per determinare se lo stesso generi flussi di cassa che rappresentano solamente pagamento di capitale e interessi, effettuando specifiche valutazioni sulle clausole contrattuali degli strumenti finanziari così come analisi quantitative qualora necessarie.
Il modello di business determina se i flussi di cassa deriveranno dall’incasso degli stessi in base al contratto, dalla vendita delle attività finanziarie o da entrambi.
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 48 “Strumenti finanziari per categoria”.

Hedge accounting
L’hedge accounting è applicato ai derivati al fine di riflettere in bilancio gli effetti delle strategie di risk management.
A tale scopo, il Gruppo documenta all’inception della transazione la relazione tra lo strumento di copertura e l’elemento coperto, così come gli obiettivi e la strategia di risk management. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all’inception della relazione sia su base sistematica, se gli strumenti di copertura sono altamente efficaci nel compensare le variazioni nel fair value o nei flussi di cassa degli elementi coperti.
Sulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione dell’efficacia basata sull’esistenza di una relazione economica tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti, la dominanza del rischio di credito nelle variazioni di valore e l’hedge ratio, così come la misurazione dell’inefficacia, sono valutate mediante un assessment qualitativo o un calcolo quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circostanze e delle caratteristiche degli strumenti di copertura e degli elementi coperti.
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazioni future, il management valuta e documenta che le stesse sono altamente probabili e presentano una esposizione alle variazioni dei flussi di cassa che impatta il Conto economico.

Per maggiori dettagli circa le assunzioni chiave sulla valutazione dell’efficacia e la misurazione dell’inefficacia, si rinvia alla nota 51.1 “Derivati designati come strumenti di copertura”.

Leasing
Considerata la complessità richiesta per la valutazione dei contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo termine, l’applicazione dell’IFRS 16 impone un significativo ricorso al giudizio professionale. In particolare, ciò è stato necessario per:

• applicare la definizione di leasing a fattispecie tipiche dei settori in cui opera il Gruppo;
• identificare la componente di servizio nell’ambito dei contratti di leasing;
• valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione previste nei contratti al fine di determinare la durata dei contratti, esaminando congiuntamente la probabilità di esercizio di tali opzioni e qualsiasi significativa miglioria sulle attività sottostanti, anche in considerazione delle recenti interpretazioni dell’IFRS Interpretation Committee;
• identificare eventuali pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi per determinare se le variazioni di questi ultimi possano avere un impatto sui futuri pagamenti per il leasing nonché sull’ammontare dell’attività consistente nel diritto di utilizzo;
• stimare il tasso di attualizzazione per calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing; per ulteriori dettagli sulle ipotesi usate per la stima di questo tasso si rinvia al sottoparagrafo “Uso di stime”.

Per maggiori dettagli riguardo i contratti di leasing, si rinvia alla nota 21 “Leasing”.

Incertezza sui trattamenti ai fini dell’imposta sul reddito 
Il Gruppo determina se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti, nonché se riportare l’effetto dell’incertezza usando il metodo dell’importo più probabile o il metodo del valore atteso, scegliendo quello che, secondo le sue proiezioni, meglio prevede la soluzione dell’incertezza, tenuto conto delle normative fiscali locali.
Il Gruppo effettua un significativo ricorso al giudizio professionale nell’identificare le incertezze sui trattamenti ai fini delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le stime effettuate in presenza di un cambiamento dei fatti e delle circostanze che potrebbe modificare la conclusione sull’accettabilità di un determinato trattamento fiscale oppure sulla stima degli effetti dell’incertezza, o entrambi.
Per ulteriori dettagli circa le imposte sul reddito, si rinvia alla nota 17 “Imposte”.

Per parti correlate si intendono principalmente quelle che condividono con Enel SpA il medesimo soggetto controllante, le società che direttamente o indirettamente sono controllate da Enel SpA, le società collegate o joint venture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le società collegate o joint venture (comprese le loro controllate) di qualsiasi società del Gruppo. Nella definizione di parti correlate rientrano, inoltre, quelle entità che gestiscono piani di benefíci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA o di sue società correlate (nello specifico, i fondi pensione FOPEN e FONDENEL), nonché i Sindaci e i loro stretti familiari, i dirigenti con responsabilità strategiche e i loro stretti familiari, di Enel SpA e di società da questa controllate. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo delle attività della Società e comprendono i relativi Amministratori (esecutivi o meno).

Le società controllate sono le società su cui il Gruppo detiene il controllo. Il Gruppo controlla una società, indipendentemente dalla natura della loro relazione formale, quando è esposto a rendimenti variabili, o detiene diritti su tali rendimenti, derivanti dal proprio rapporto con la stessa e ha la capacità di incidere su tali rendimenti, esercitando il proprio potere su tale società. I valori delle società controllate sono consolidati integralmente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla data in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla data in cui tale controllo cessa di esistere.

I bilanci delle società controllate utilizzati ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono elaborati in accordo con i princípi contabili adottati dal Gruppo.
Se una società controllata utilizza princípi contabili diversi da quelli adottati nella predisposizione del Bilancio consolidato per operazioni e fatti simili in circostanze similari, vengono effettuate opportune rettifiche per garantire la conformità ai princípi contabili di Gruppo.
Le attività, le passività, i proventi e i costi di società controllate acquisite o dismesse durante l’esercizio sono inclusi o esclusi dal Bilancio consolidato, rispettivamente, dalla data in cui il Gruppo ottiene o perde il controllo della società controllata.
Il risultato dell’esercizio e le altre componenti di Conto economico complessivo sono attribuiti agli azionisti della Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
Le attività, le passività, gli elementi del patrimonio netto, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transazioni infragruppo sono completamente eliminati.
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in società controllate che non implicano la perdita del controllo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative quote di possesso. L’eventuale differenza tra l’ammontare al quale vengono rettificate le partecipazioni di minoranza e il fair value del corrispettivo pagato o ricevuto viene rilevata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
Quando il Gruppo perde il controllo su una società controllata, l’eventuale partecipazione residua nella società precedentemente controllata viene rimisurata al fair value alla data in cui si perde il controllo, rilevando l’eventuale utile o perdita derivante dalla perdita del controllo a Conto economico. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde il controllo è trattata contabilmente come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attività o passività.

Le società collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita un’influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla determinazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e gestionali della società partecipata senza esercitare il controllo o il controllo congiunto su queste politiche.
Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta diritti sulle attività nette dell’accordo. Per controllo congiunto si intende la condivisione del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.

Le partecipazioni in società collegate e in joint venture sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity method).
Con l’applicazione del metodo del patrimonio netto, tali partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocando nel valore contabile delle stesse l’eventuale avviamento emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto delle attività e delle passività identificabili della società partecipata alla data di acquisizione.
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile della partecipazione è rettificato per rilevare la quota di pertinenza del Gruppo dell’utile (perdita) della società collegata o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del Gruppo nella società collegata o joint venture, derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di Conto economico complessivo della partecipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni è rilevata tra le altre componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
I dividendi ricevuti da partecipazioni in società collegate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore contabile della partecipazione.
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e una società collegata o joint venture sono rilevati nel Bilancio consolidato soltanto limitatamente alla quota d’interessenza di terzi nella collegata o nella joint venture.
I bilanci delle società collegate e delle joint venture sono preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, apportando, se necessario, le eventuali rettifiche per garantire la conformità ai princípi contabili di Gruppo.
Successivamente all’applicazione del metodo del patrimonio netto, il Gruppo valuta se è necessario rilevare un impairment relativo alla partecipazione nella società collegata o joint venture. Se vi è una evidenza obiettiva di riduzione di valore, l’intero valore contabile della partecipazione è sottoposto a verifica per riduzione di valore in conformità allo IAS 36 come un’unica attività. Per maggiori dettagli circa l’impairment, si rinvia al paragrafo “Impairment delle attività non finanziarie” all’interno della nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.

Quando un’interessenza partecipativa cessa di essere una società collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l’eventuale partecipazione residua nella società al fair value (con contropartita il Conto economico); tutti gli importi precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente dismesso le relative attività o passività.
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una società collegata o joint venture che non implica la perdita di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell’ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, è contabilizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attività o passività.
Quando una quota di una partecipazione in società collegate o joint venture soddisfa le condizioni per essere classificata come detenuta per la vendita, la parte residua di tale partecipazione che non è stata classificata come posseduta per la vendita è contabilizzata con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione della parte classificata come posseduta per la vendita.
Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative all’accordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attività, passività, costi e ricavi sulla base dei termini dell’accordo e non in base all’interessenza partecipativa detenuta.
Nel caso in cui vi sia un incremento dell’interessenza in un’attività a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di attività aziendale:

• se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative all’attività a controllo congiunto immediatamente prima della data di acquisizione, allora l’operazione rappresenta un’aggregazione aziendale realizzata in più fasi. Di conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per un’aggregazione aziendale realizzata in più fasi, incluso il ricalcolo dell’interessenza che deteneva in precedenza nell’attività a controllo congiunto al fair value alla data di acquisizione;
• se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva già una interessenza in un’attività a controllo congiunto senza detenerne il controllo congiunto), l’interessenza precedentemente detenuta nell’attività a controllo congiunto non deve essere rimisurata.

Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in società collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.

Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell’operazione.
Successivamente, le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono convertite usando il tasso di cambio di chiusura (ossia, il tasso di cambio a pronti alla data di riferimento del bilancio).
Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta estera, iscritte al costo storico, sono convertite usando il tasso di cambio in essere alla data di iniziale rilevazione dell’operazione. Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione del fair value.
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economico.
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per la rilevazione iniziale dell’attività, del costo o del ricavo (o parte di essi) connessi all’eliminazione contabile di un’attività o passività non monetaria derivante dal pagamento o dal ricevimento di un anticipo in valuta estera, la data dell’operazione è quella in cui il Gruppo rileva inizialmente l’attività o la passività non monetaria relativa all’anticipo.
Qualora vi siano più anticipi versati o ricevuti, il Gruppo determina la data dell’operazione per ciascun anticipo versato o ricevuto.

Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attività e le passività sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di presentazione della Capogruppo.
Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bilanci delle società consolidate con valuta funzionale diversa da quella di presentazione del Bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attività e passività, inclusi l’avviamento e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio e alle voci di Conto economico il cambio medio dell’esercizio a condizione che approssimi i tassi di cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte separatamente in un’apposita riserva dello stesso; tale riserva è riversata proporzionalmente a Conto economico al momento della cessione (parziale o totale) della partecipazione.
Quando la valuta funzionale di una società consolidata è la valuta di un’economia iperinflazionata, il Gruppo riespone il bilancio secondo quanto previsto dallo IAS 29 prima di applicare lo specifico metodo di conversione esposto di seguito.
Al fine di considerare l’impatto dell’iperinflazione sul tasso di cambio della moneta locale, la situazione patrimoniale-finanziaria e il risultato economico (ossia attività, passività, voci di patrimonio netto, ricavi e costi) di una società la cui valuta funzionale è la valuta di un’economia iperinflazionata sono convertiti nella moneta di presentazione del Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio, eccetto per gli importi comparativi presentati nel bilancio dell’anno precedente che non sono rettificati per variazioni successive nel livello di prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.

Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1° gennaio 2010 e concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in base a quanto previsto dall’IFRS 3 (2004).
Dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il metodo dell’acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto è pari al fair value alla data di scambio delle attività cedute, e delle passività sostenute o assunte, più i costi direttamente attribuibili all’acquisizione. Tale costo è stato allocato rilevando le attività, le passività e le passività potenziali identificabili dell’acquisita ai relativi fair value. L’eventuale eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair value della quota delle attività nette acquisite di pertinenza del Gruppo è stata contabilizzata come avviamento o, se negativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell’interessenza di terzi è stato determinato in proporzione alla quota di partecipazione detenuta dai terzi nelle attività nette. Nelle aggregazioni aziendali realizzate in più fasi, al momento dell’acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state riflesse a patrimonio netto; l’ammontare dell’avviamento è stato determinato separatamente per ogni singola transazione sulla base del fair value delle attività nette acquisite alla data di ogni singola transazione.
Le aggregazioni aziendali successive al 1° gennaio 2010 sono rilevate in base a quanto previsto dall’IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised.
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rilevate utilizzando il metodo dell’acquisizione (acquisition method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito) è pari al fair value, alla data di acquisizione, delle attività acquisite, delle passività sostenute o assunte, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall’acquirente. Il costo di acquisto include il fair value delle eventuali attività e passività per corrispettivi potenziali.
I costi direttamente attribuibili all’acquisizione sono rilevati a Conto economico.
Il corrispettivo trasferito è allocato rilevando le attività, le passività e le passività potenziali identificabili della società acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L’eventuale eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione, l’importo di qualsiasi partecipazione di minoranza e qualsiasi interessenza nell’acquisita precedentemente detenuta dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in più fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attività identificabili acquisite e delle passività sostenute o assunte, valutate al fair value, è rilevata come avviamento. In caso la differenza sia negativa, il Gruppo verifica di aver correttamente identificato tutte le attività acquisite e le passività assunte e rivede le procedure utilizzate per determinare gli importi da rilevare alla data di acquisizione. Se al termine di tale verifica si conferma una eccedenza del fair value delle attività nette acquisite rispetto al corrispettivo totale trasferito, tale eccedenza rappresenta l’utile derivante da un acquisto a condizioni favorevoli e viene rilevata a Conto economico.
Il valore contabile delle interessenze di terzi è determinato in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attività nette identificabili dell’acquisita, ovvero al loro fair value alla data di acquisizione.
Qualora l’aggregazione aziendale fosse realizzata in più fasi, al momento dell’acquisizione del controllo, le quote partecipative detenute precedentemente nella società acquisita, sono rimisurate al fair value e l’eventuale differenza (positiva o negativa) è rilevata a Conto economico.
L’eventuale corrispettivo potenziale è rilevato al fair value alla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair value del corrispettivo potenziale, classificato come un’attività o una passività, ossia come uno strumento finanziario ai sensi dell’IFRS 9, sono rilevate a Conto economico. Il corrispettivo potenziale che non rientra nell’ambito di applicazione dell’IFRS 9 è valutato in base allo specifico IFRS/IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che è classificato come strumento di capitale non è rimisurato, e, conseguentemente il suo regolamento è contabilizzato nell’ambito del patrimonio netto.
Nel caso in cui i fair value delle attività, delle passività e delle passività potenziali possano determinarsi solo provvisoriamente, l’aggregazione aziendale è rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal completamento del processo di valutazione, sono rilevate entro 12 mesi a partire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati comparativi.

Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa informativa integrativa, così come richiesto o consentito dai princípi contabili internazionali, il Gruppo applica l’IFRS 13.
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un’attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passività nell’ambito di una transazione ordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data di valutazione (c.d. “exit price”).
La valutazione al fair value suppone che l’operazione di vendita dell’attività o di trasferimento della passività abbia luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha luogo il maggior volume e livello di transazioni per l’attività o la passività. In assenza di un mercato principale, si suppone che la transazione abbia luogo nel mercato più vantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato suscettibile di massimizzare i risultati della transazione di vendita dell’attività o di minimizzare l’ammontare da pagare per trasferire la passività.
Il fair value di un’attività o di una passività è determinato utilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato prenderebbero in considerazione per definire il prezzo dell’attività o della passività, assumendo che gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori di mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, informati, in grado di concludere una transazione per l’attività o la passività e motivati, ma non obbligati o diversamente indotti a perfezionare la transazione.
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le caratteristiche delle specifiche attività o passività, in particolare:

• per le attività non finanziarie considera la capacità di un operatore di mercato di generare benefíci economici impiegando l’attività nel suo massimo e migliore utilizzo o vendendola a un altro operatore di mercato capace di impiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;
• per le passività e gli strumenti rappresentativi di capitale proprio, il fair value include l’effetto del cosiddetto “non-performance risk”, ossia il rischio che il Gruppo non sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni, compreso tra l’altro anche il rischio di credito proprio del Gruppo;
• nel caso di gruppi di attività e passività finanziarie gestiti sulla base della propria esposizione netta ai rischi di mercato o al rischio di credito, è ammessa la misurazione del fair value su base netta.

Nella misurazione del fair value delle attività e delle passività, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti per valutare il fair value stesso, massimizzando l’utilizzo di input osservabili e riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.

Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al netto del fondo ammortamento e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata. Tale costo è comprensivo dei costi accessori direttamente attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa in funzione e per l’uso per cui è stato acquistato.
Il costo è inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui insiste. La corrispondente passività è rilevata in un fondo del passivo nell’ambito dei fondi per rischi e oneri. Il trattamento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indicati nella nota 40 “Fondi rischi e oneri”.
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti a fronte della prestazione di servizi di connessione alla rete elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati sono rilevati al fair value alla data in cui il controllo è ottenuto.
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all’acquisto, costruzione o produzione di beni che richiedono un rilevante periodo prima di essere pronti per l’uso o la vendita (c.d. “qualifying asset”), sono capitalizzati come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari connessi all’acquisto/costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto economico nell’esercizio di competenza.
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione agli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla base del loro fair value, considerato come valore sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione. Qualora parti significative di singoli immobili, impianti e macchinari abbiano differenti vite utili, le componenti identificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rilevati a incremento del valore contabile dell’elemento cui si riferiscono, qualora sia probabile che i futuri benefíci associati al costo sostenuto per sostituire una parte del bene affluiscano al Gruppo e il costo dell’elemento possa essere determinato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto economico nell’esercizio in cui sono sostenuti.
Sono rilevati come incremento del valore contabile del bene cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita utile i costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di esso; il valore netto contabile dell’unità sostituita è eliminato contabilmente con imputazione a Conto economico.
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore residuo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene, che è riesaminata con periodicità annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.
L’ammortamento ha inizio quando il bene è disponibile all’uso.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:

La vita utile delle migliorie su beni di terzi è determinata sulla base della durata del contratto di locazione o, se inferiore, della durata dei benefíci derivanti dalla miglioria stessa.
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.
I beni rilevati nell’ambito degli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente al momento della loro dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario ottiene il controllo) oppure quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è calcolato come differenza tra i corrispettivi netti della dismissione, determinati secondo le previsioni dell’IFRS 15 in merito al prezzo dell’operazione, e il valore netto contabile dei beni eliminati.

Beni gratuitamente devolvibili
Gli impianti del Gruppo includono beni gratuitamente devolvibili asserviti alle concessioni prevalentemente riferibili alle grandi derivazioni di acque e alle aree demaniali destinate all’esercizio degli impianti di produzione termoelettrica.

Nel contesto regolatorio italiano vigente fino al 2011, alle date di scadenza delle concessioni, salvo loro rinnovo, tutte le opere di raccolta e di regolazione, le condotte forzate, i canali di scarico e gli impianti che insistono su aree demaniali, avrebbero dovuto essere devoluti gratuitamente allo Stato, in condizione di regolare funzionamento. Conseguentemente, gli ammortamenti dei beni gratuitamente devolvibili risultavano commisurati sulla base della minore tra la durata della concessione e la vita utile del bene. A seguito delle modifiche normative introdotte con la legge n.134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente qualificati come “gratuitamente devolvibili” asserviti alle concessioni di derivazione d’acqua a uso idroelettrico sono ora considerati alla stregua delle altre categorie di “Immobili, impianti e macchinari”, e pertanto, ammortizzati lungo la vita utile (laddove questa ecceda la scadenza della concessione), come già illustrato in sede di commento del precedente punto “Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n. 134/2012”, cui si rimanda per maggiori dettagli.

In accordo con le leggi n. 29/1985 e n. 46/1999, anche le centrali idroelettriche in territorio spagnolo operano in regime di concessione amministrativa, al termine della quale gli impianti verranno riconsegnati allo Stato in condizione di regolare funzionamento. La scadenza di tali concessioni si estende fino al 2078.

Talune società operanti nella generazione in America Latina sono titolari di concessioni amministrative le cui condizioni risultano analoghe a quelle applicabili in base al regime concessorio spagnolo. La scadenza di tali concessioni si estende in Argentina fino al 2087, in Brasile fino al 2047, in Costa Rica fino al 2031, in Panamá fino al 2060 e in Guatemala fino al 2062.

Infrastrutture asservite a una concessione che non rientrano nell’ambito di applicazione dell’“IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione”
Per quanto riguarda la distribuzione di energia elettrica, il Gruppo è concessionario in Italia di tale servizio. La concessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economico, è a titolo gratuito e scade il 31 dicembre 2030. Qualora, alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il concedente dovrà corrispondere un indennizzo per il riscatto.

Il predetto indennizzo sarà determinato d’intesa tra le parti secondo adeguati criteri valutativi, basati sia sul valore patrimoniale dei beni oggetto del riscatto sia sulla redditività degli stessi.

Nella determinazione dell’indennizzo, l’elemento reddituale dei beni oggetto del riscatto sarà rappresentato dal valore attualizzato dei flussi di cassa futuri. Le infrastrutture asservite all’esercizio della predetta concessione sono di proprietà e nella disponibilità del concessionario; sono iscritte alla voce “Immobili, impianti e macchinari” e sono ammortizzate lungo la loro vita utile.

Il Gruppo opera altresì in regime di concessione amministrativa nella distribuzione di energia elettrica in altri Paesi (tra cui Spagna e Romania). Tali concessioni garantiscono il diritto a costruire e gestire le reti di distribuzione per un orizzonte temporale indefinito.

In un accordo per servizi in concessione “public-to-private” rientrante nell’ambito di applicazione dell’“IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione”, il concessionario (“operator”) presta un servizio, in accordo con i termini contrattuali, realizzando o migliorando l’infrastruttura utilizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o gestendo e mantenendo l’infrastruttura per il periodo della concessione.
Il Gruppo, in qualità di concessionario, non contabilizza le infrastrutture rientranti nell’ambito di applicazione dell’IFRIC 12 tra gli “Immobili, impianti e macchinari”; il Gruppo rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue in conformità con l’IFRS 15. In particolare, secondo le caratteristiche dell’accordo per servizi in concessione, quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione o il miglioramento, rileva:

• attività finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattuale incondizionato a ricevere disponibilità liquide o un’altra attività finanziaria dal concedente (o da terzi, in base alle direttive del concedente) e quest’ultimo non ha la possibilità di evitarne il pagamento. In questo caso il concedente è impegnato contrattualmente a pagare al concessionario importi specificati o determinabili, oppure la differenza tra gli importi ricevuti dagli utenti del servizio pubblico e gli importi specificati o determinabili (stabiliti dall’accordo) e tali pagamenti sono indipendenti dall’utilizzo dell’infrastruttura; e/o
• attività immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza) di far pagare gli utenti del servizio pubblico. In questo caso, il concessionario non vanta un diritto incondizionato a ricevere disponibilità liquide in quanto gli importi dipendono dalla misura in cui gli utenti utilizzano il servizio.

Se il Gruppo, in qualità di concessionario, vanta un diritto contrattuale a ricevere un’attività immateriale (il diritto a far pagare gli utenti del servizio pubblico), gli oneri finanziari riconducibili all’accordo sono capitalizzabili secondo le modalità descritte nella nota 19 “Immobili, impianti e macchinari”.
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/miglioramento, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classificate come attività derivanti da contratti con i clienti durante il periodo di realizzazione/miglioramento.
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda alla nota 11.a “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”.

Il Gruppo detiene immobili, impianti e macchinari utilizzati nello svolgimento della propria attività aziendale, attraverso contratti di leasing. Alla data di inizio del leasing il Gruppo determina se il contratto è, o contiene, un leasing.
Il Gruppo applica la definizione di leasing prevista dall’IFRS 16 ai contratti stipulati o modificati il 1° gennaio 2019 o in data successiva; tale definizione è soddisfatta quando il contratto trasferisce il diritto di controllare l’utilizzo di un’attività sottostante per un periodo di tempo in cambio di un corrispettivo.
Di converso, in caso di contratti stipulati prima del 1° gennaio 2019, il Gruppo ha determinato se l’accordo fosse o contenesse un leasing conformemente all’IFRIC 4.

Gruppo in qualità di locatario
Alla data di decorrenza o alla modifica di un contratto che contiene una componente leasing e una o più ulteriori componenti leasing o non leasing, il Gruppo assegna il corrispettivo del contratto a ciascuna componente leasing in base al relativo prezzo a sé stante.
Il Gruppo rileva un’attività consistente nel diritto di utilizzo dell’attività sottostante e una passività del leasing alla data di decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l’attività sottostante è disponibile per l’uso).
L’attività consistente nel diritto di utilizzo rappresenta il diritto del locatario a utilizzare l’attività sottostante per la durata del leasing; la sua valutazione iniziale è al costo, che comprende l’importo iniziale della passività del leasing rettificato per tutti i pagamenti dovuti per il leasing corrisposti alla data di decorrenza o precedentemente, al netto degli incentivi di leasing ricevuti, più gli eventuali costi diretti iniziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantellamento e la rimozione dell’attività sottostante e per il ripristino dell’attività sottostante o del sito in cui è ubicata.
Le attività consistenti nel diritto di utilizzo sono successivamente ammortizzate a quote costanti sul periodo più breve fra la durata del leasing e la vita utile stimata delle attività consistenti nel diritto di utilizzo, come segue:

Se il leasing trasferisce la proprietà dell’attività sottostante al Gruppo al termine della durata del contratto o se il costo dell’attività consistente nel diritto di utilizzo riflette il fatto che il Gruppo eserciterà una opzione di acquisto, l’ammortamento è calcolato sulla base della vita utile stimata dell’attività sottostante.
Inoltre, le attività consistenti nel diritto di utilizzo sono sottoposte a verifica per riduzione di valore e rettificate per riflettere un’eventuale rimisurazione delle passività del leasing.
La passività del leasing è inizialmente valutata al valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere lungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing, il Gruppo utilizza il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data di decorrenza del leasing quando il tasso di interesse implicito del leasing non è facilmente determinabile.
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipendono da un indice o da un tasso sono rilevati come costi nel periodo in cui si verifica l’evento o la circostanza che fa scattare i pagamenti.
Dopo la data di decorrenza, la passività del leasing è valutata al costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi di taluni eventi.
Il Gruppo applica l’eccezione alla rilevazione prevista per i leasing a breve termine ai propri contratti con durata uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Applica, inoltre, l’eccezione alla rilevazione prevista per i leasing nei quali l’attività sottostante è di “modesto valore” e il cui importo è stimato come non significativo. Per esempio, il Gruppo detiene in leasing alcune attrezzature per ufficio (ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono considerate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a breve termine e per i leasing in cui l’attività sottostante è di modesto valore sono rilevati come costo a quote costanti per la durata del leasing.
Il Gruppo espone le attività consistenti nel diritto di utilizzo che non soddisfano la definizione di investimento immobiliare nella voce “Immobili, impianti e macchinari” e le passività del leasing nei “Finanziamenti”. Conformemente con le disposizioni del principio, il Gruppo espone separatamente gli interessi passivi sulle passività del leasing nella voce “Altri oneri finanziari” e le quote di ammortamento delle attività consistenti nel diritto di utilizzo nella voce “Ammortamenti e altri impairment”.

Gruppo in qualità di locatore
Quando agisce in qualità di locatore, il Gruppo determina alla data di inizio di ciascun leasing se è un leasing finanziario oppure operativo.
I leasing in cui il Gruppo trasferisce sostanzialmente tutti i rischi e i benefíci connessi alla proprietà dell’attività sottostante sono classificati come leasing finanziari; in caso contrario, sono classificati come leasing operativi. Per effettuare tale valutazione, il Gruppo considera gli indicatori forniti dall’IFRS 16.Se il contratto contiene componenti leasing e non leasing, il Gruppo ripartisce il corrispettivo del contratto applicando l’IFRS 15.
Il Gruppo contabilizza i ricavi da locazione derivanti da leasing operativi in modo sistematico lungo la durata del contratto e li rileva come “Altri ricavi”.

Gli investimenti immobiliari rappresentano proprietà immobiliari del Gruppo possedute al fine di conseguire canoni di locazione e/o per l’apprezzamento del capitale investito, piuttosto che per l’impiego nel ciclo produttivo o nella fornitura di beni/servizi.
Sono rilevati al costo, al netto del fondo di ammortamento e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
Gli investimenti immobiliari, a eccezione dei terreni, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata dei beni.
Le perdite di valore sono determinate secondo i criteri successivamente illustrati.
L’analisi dettagliata del fair value degli investimenti immobiliari è illustrata nella nota 52 “Attività e passività misurate al fair value”.
Gli investimenti immobiliari sono eliminati contabilmente quando sono stati dismessi (alla data in cui il ricevente ne ottiene il controllo) o quando sono definitivamente ritirati dall’uso e nessun beneficio economico futuro è atteso dalla loro dismissione. L’eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è calcolato come differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato secondo le previsioni dell’IFRS 15 in merito al prezzo dell’operazione, e il valore netto contabile dei beni eliminati.
Le riclassifiche alla (o dalla) voce “Investimenti immobiliari” sono ammesse solo in caso di un cambio d’uso supportato da evidenze.

Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica, identificabili, controllate dal Gruppo e in grado di produrre benefíci economici futuri. Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna, quando è probabile che dal loro utilizzo vengano generati benefíci economici futuri e il relativo costo può essere attendibilmente determinato.
Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività disponibili per l’uso.
I costi di sviluppo sono rilevati come attività immateriale solo quando il Gruppo può dimostrare la fattibilità tecnica di completamento dell’attività stessa, nonché di avere la capacità, l’intenzione e la disponibilità di risorse al fine di completare l’attività per utilizzarla o venderla.
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono rilevate al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali perdite di valore accumulate.
L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata dell’attività, che è riesaminata con periodicità almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per maggiori dettagli circa la stima della vita utile si rimanda alla nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.
L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è disponibile per l’uso. Di conseguenza, le attività immateriali non ancora disponibili per l’uso non sono ammortizzate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilità (impairment test).
Le attività immateriali del Gruppo hanno una vita utile definita a eccezione di alcune concessioni e dell’avviamento.
Le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono assoggettate ad ammortamento sistematico ma sottoposte a verifica almeno annuale di recuperabilità (impairment test). La vita utile indefinita deve essere rivista annualmente per determinare se essa possa continuare a essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella determinazione della vita utile da indefinita a definita è rilevato come un cambiamento di stima contabile.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione (alla data in cui il ricevente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione.
L’eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato secondo le previsioni dell’IFRS 15 in merito al prezzo dell’operazione, e il valore netto contabile dell’attività eliminata.
La vita utile stimata delle principali attività immateriali, distinte fra generate internamente e acquistate, è di seguito dettagliata:

Il Gruppo presenta tra le attività immateriali anche i costi per l’ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati secondo quanto previsto dall’IFRS 15.
Il Gruppo capitalizza tali costi solo se:

• i costi sono incrementali, nel senso che sono direttamente imputabili a un contratto identificato e non sarebbero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse stato ottenuto;
• il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (recuperabilità diretta) o margini (recuperabilità indiretta).

In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissioni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitalizzazione sono soddisfatti.
I costi capitalizzati per l’ottenimento dei contratti con i clienti sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con il modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferiscono, e sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali perdite di valore nella misura in cui il valore contabile di tali attività ecceda il relativo valore recuperabile.
Il Gruppo ammortizza i costi per l’ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la durata media del rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di ammortamento sono rilevate prospetticamente.

L’avviamento rappresenta i futuri benefíci economici risultanti da altre attività acquisite in una aggregazione aziendale non individuate singolarmente e rilevate separatamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei princípi contabili “Aggregazioni aziendali”.
L’avviamento emergente dall’acquisizione di società controllate è rilevato separatamente e, dopo l’iniziale iscrizione, non è assoggettato ad ammortamento ma verificato, almeno annualmente, per impairment, come parte della verifica di una CGU cui appartiene.
Ai fini dell’impairment test, l’avviamento è allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede beneficerà delle sinergie dell’aggregazione.
L’avviamento relativo a partecipazioni in società collegate e in joint venture è incluso nel valore contabile di tali attività.

A ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili, impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le attività immateriali, le attività consistenti nel diritto di utilizzo di un’attività sottostante, l’avviamento e le partecipazioni in società collegate/joint venture sono verificate al fine di constatare l’esistenza di indicatori di un’eventuale riduzione del loro valore.
Le CGU alle quali è stato allocato un avviamento, le attività immateriali con vita utile indefinita e le attività immateriali non ancora disponibili per l’uso sono sottoposte a verifica per riduzione di valore annualmente o più frequentemente in presenza di indicatori che facciano ritenere che le suddette attività possano aver subíto una riduzione di valore.
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore recuperabile di ciascuna attività interessata è stimato sulla base dell’utilizzo dell’attività e della sua dismissione futura, conformemente al più recente Piano Industriale del Gruppo. Per la stima del valore recuperabile si rimanda alla nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.
Il valore recuperabile è calcolato con riferimento a una singola attività, a meno che l’attività non sia in grado di generare flussi finanziari in entrata che siano ampiamente indipendenti da quelli derivanti da altre attività o gruppi di attività; in tal caso, il valore recuperabile è riferito alla CGU alla quale l’attività appartiene.
Qualora il valore contabile dell’attività, o della relativa CGU alla quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recuperabile, una perdita di valore è rilevata a Conto economico e presentata nella voce “Ammortamenti e altri impairment”.
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo luogo a riduzione del valore contabile dell’eventuale avviamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori contabili delle altre attività della CGU, in proporzione al loro valore contabile.
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione precedentemente effettuata, il valore contabile dell’attività è ripristinato con imputazione a Conto economico, nella voce “Ammortamenti e altri impairment”, nei limiti del valore contabile che l’attività in oggetto avrebbe avuto, al netto dell’ammortamento, se non fosse stata effettuata la svalutazione. Il valore originario dell’avviamento non viene ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di valore.
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attività possedute dal Gruppo siano impattate da sfavorevoli condizioni economiche oppure operative, che ne pregiudicano la capacità di contribuire alla realizzazione di flussi di cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attività della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilità ed eventualmente svalutate.

Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di quelle destinate ad attività di trading che sono valutate al fair value con contropartita Conto economico. Il costo è determinato sulla base del costo medio ponderato, che include gli oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento delle attività al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.
Per la parte di magazzino posseduta per adempiere a vendite già concluse, il valore netto di realizzo è determinato sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di cessione.
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per es., certificati verdi, certificati di efficienza energetica, quote di emissioni di CO₂ europee e garanzie di origine) eccedenti la compliance del periodo di riferimento. Relativamente alle quote di emissioni di CO₂, le rimanenze sono segregate tra il portafoglio destinato al trading e quello destinato alla compliance degli obblighi di emissione dei gas clima-alteranti.
Nell’ambito delle rimanenze sono inoltre rilevate le giacenze di combustibile nucleare il cui utilizzo è determinato sulla base dell’energia prodotta.
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodity energetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo produttivo non sono oggetto di svalutazione, qualora ci si attenda che il prodotto finito nel quale verranno incorporati sarà venduto a un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.

Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che dia origine a un’attività finanziaria per un’entità e a una passività finanziaria o a uno strumento rappresentativo di capitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo IAS 32 e l’IFRS 9.
Un’attività o una passività finanziaria è rilevata nel Bilancio consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene parte delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade date).
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clientela, nell’ambito di applicazione dell’IFRS 15, sono inizialmente valutati al prezzo dell’operazione (come definito nell’IFRS 15) se tali crediti non contengono una componente finanziaria significativa o quando il Gruppo applica l’espediente pratico consentito dall’IFRS 15.
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attività finanziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati al loro fair value più, nel caso di un’attività finanziaria non rilevata al fair value rilevato a Conto economico, i costi di transazione.
Le attività finanziarie sono classificate, alla data di rilevazione iniziale, come attività finanziarie al costo ammortizzato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, sulla base sia del modello di business adottato dal Gruppo sia delle caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello strumento.
A tal fine, la verifica finalizzata a stabilire se lo strumento generi flussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) è definita “SPPI test” e viene eseguita a livello di singolo strumento.
Il modello di business del Gruppo per la gestione delle attività finanziarie riguarda il modo in cui il Gruppo gestisce le proprie attività finanziarie al fine di generare flussi di cassa. Il modello di business determina se i flussi di cassa deriveranno dall’incasso degli stessi in base al contratto, dalla vendita delle attività finanziarie o da entrambi. Ai fini della valutazione successiva, le attività finanziarie sono classificate in quattro categorie:

• attività finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di debito);
• attività finanziarie al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo con riciclo degli utili e perdite cumulati (strumenti di debito);
• attività finanziarie designate al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico complessivo senza riciclo degli utili e perdite cumulati all’atto dell’eliminazione contabile (strumenti di capitale); e
• attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico.

Attività finanziarie al costo ammortizzato
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
Le attività finanziarie al costo ammortizzato sono detenute in un modello di business il cui obiettivo è quello di incassare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da rimborsare.
Tali attività sono inizialmente rilevate al fair value, eventualmente rettificato dei costi di transazione e, successivamente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell’attività, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto economico.

Attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
In tale categoria, sono principalmente classificati:

• i titoli di debito quotati detenuti dalla società di riassicurazione del Gruppo e non classificati come posseduti per la negoziazione; e
• i crediti d’imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020 (c.d. “Decreto Rilancio”).

Le attività finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto economico complessivo sono attività detenute in un modello di business il cui obiettivo è sia quello di incassare i flussi di cassa contrattuali sia di vendere le attività finanziarie e i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifiche, flussi di cassa rappresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
Le variazioni di fair value di tali attività finanziarie sono rilevate a Conto economico complessivo così come le rettifiche per impairment, senza ridurre il relativo valore contabile.
Quando un’attività finanziaria viene cancellata contabilmente (per es., al momento della vendita), gli utili e le perdite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto (con l’esclusione dell’impairment e degli utili e delle perdite su cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassificati a Conto economico.

Attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
In tale categoria sono principalmente classificate le partecipazioni in altre società irrevocabilmente designate come tali al momento della rilevazione iniziale.
Gli utili e le perdite di tali attività finanziarie non saranno mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo può trasferire l’utile o la perdita cumulata all’interno del patrimonio netto.
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a Conto economico complessivo non sono assoggettati a impairment.
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto economico a meno che non rappresentino chiaramente un recupero di una parte del costo dell’investimento.

Attività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
In tale categoria, sono classificati principalmente titoli, partecipazioni in altre società, investimenti finanziari in fondi detenuti per la negoziazione e attività finanziarie designate al fair value rilevato a Conto economico all’atto della rilevazione iniziale.
Le attività finanziarie classificate al fair value rilevato a Conto economico sono:

• attività finanziarie con flussi di cassa che non sono rappresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e interesse, indipendentemente dal modello di business;
• attività finanziarie detenute per la negoziazione in quanto acquistate o detenute principalmente al fine di essere vendute o riacquistate entro breve termine;
• strumenti di debito designati all’atto della rilevazione iniziale, in base all’opzione prevista dall’IFRS 9 (fair value option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significativa, un accounting mismatch;
• strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti per la negoziazione o non designati come efficaci strumenti di copertura.

Tali attività finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in società quotate che il Gruppo non ha designato irrevocabilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto economico quando viene definito il diritto al pagamento.
Le attività finanziarie che si qualificano come corrispettivi potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a Conto economico.

Impairment delle attività finanziarie
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e altre attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo (FVOCI), le attività derivanti da contratti con i clienti e tutte le altre attività rientranti nell’ambito di applicazione dell’impairment IFRS 9.
In base all’IFRS 9, dal 1° gennaio 2018, il Gruppo applica un modello di impairment basato sulla determinazione delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward looking. In sostanza, il modello prevede:

• l’applicazione di un unico framework di riferimento a tutte le attività finanziarie;
• la rilevazione delle perdite attese su base continuativa e l’aggiornamento dell’importo di tali perdite alla fine di ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di rischio di credito dello strumento finanziario;
• la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi eccessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni correnti e alle previsioni sulle condizioni future.

Per i crediti commerciali, le attività derivanti da contratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica l’approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo corrispondente all’intera vita dell’attività, generalmente pari a 12 mesi.
Per tutte le attività finanziarie diverse da crediti commerciali, attività derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing, il Gruppo applica l’approccio generale in base all’IFRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significativo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attività finanziarie è rilevato per un ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito su tali attività finanziarie è aumentato significativamente, rispetto al momento della rilevazione iniziale, considerando tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi inclusi i dati prospettici.
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito sulle attività finanziarie non è aumentato in modo significativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite attese a 12 mesi.
Per le attività finanziarie per cui, alla data di riferimento del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fondo perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incremento significativo del rischio di credito venga meno.
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripristino di valore, l’importo delle perdite (o rivalutazioni) attese necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di riferimento del bilancio ai sensi dell’IFRS 9.
Il Gruppo applica l’esenzione del low credit risk, evitando la rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a seguito di un incremento significativo del rischio di credito, a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo, la cui controparte vanta una solida capacità finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia, titoli “investment grade”).
Per maggiori dettagli circa l’“impairment delle attività finanziarie”,si rimanda alla nota 48 “Strumenti finanziari per categoria”.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a brevissimo termine, così come gli investimenti finanziari a breve termine e ad alta liquidità prontamente convertibili in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante rischio di variazione di valore.
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le disponibilità liquide non includono gli scoperti bancari alla data di chiusura dell’esercizio.

Passività finanziarie al costo ammortizzato
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, debiti commerciali, passività del leasing e strumenti di debito.
Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair value rettificato dei costi di transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario, od, ove opportuno un periodo più breve, al valore contabile netto dell’attività o passività finanziaria.

Passività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
Le passività finanziarie al fair value rilevato a Conto economico includono le passività finanziarie detenute per la negoziazione e le passività finanziarie designate al momento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto economico.
Le passività finanziarie sono classificate come “detenute per la negoziazione” quando sono assunte con la finalità di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipulati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura in base all’IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto ospite sono anch’essi classificati come al fair value rilevato a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato implicito è designato come efficace strumento di copertura.
Gli utili o le perdite delle passività al fair value rilevato a Conto economico sono rilevati a Conto economico.
Le passività finanziarie che all’atto della iscrizione iniziale sono designate come al fair value rilevato a Conto economico sono designate come tali alla data di prima rilevazione, solo se i criteri dell’IFRS 9 sono rispettati.
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile al proprio rischio di credito è rilevata nell’ambito del Conto economico complessivo.
Il Gruppo non ha designato alcuna passività finanziaria al fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione iniziale.
Le passività finanziarie che si qualificano come corrispettivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato a Conto economico.

Derecognition delle attività e passività finanziarie
Le attività finanziarie sono eliminate contabilmente ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:

• il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi all’attività è scaduto;
• il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e benefíci connessi all’attività, trasferendo i suoi diritti a ricevere flussi di cassa dall’attività oppure assumendo un’obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a uno o più eventuali beneficiari in virtù di un contratto che rispetta i requisiti previsti dall’IFRS 9 (c.d. “pass through test”);
• il Gruppo non ha né trasferito né mantenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefíci connessi all’attività finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.

Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente quando sono estinte, ossia quando l’obbligazione contrattuale è adempiuta, cancellata o prescritta.
Quando una passività finanziaria esistente viene sostituita da un’altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passività esistente sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene trattata come un’eliminazione contabile della passività originaria e la rilevazione di una nuova passività.
La differenza tra i rispettivi valori contabili è rilevata a Conto economico.

Strumenti finanziari derivati
Un derivato è uno strumento finanziario o un altro contratto:

• il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un parametro definito “sottostante”, quale tasso di interesse, prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in valuta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito o altra variabile;
• che richiede un investimento netto iniziale pari a zero, o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni di mercato;
• che è regolato a una data futura.

Gli strumenti derivati sono classificati come attività o passività finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e sono classificati come “detenuti per la negoziazione” all’interno di “Altri modelli di business” e valutati al fair value rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati come efficaci strumenti di copertura. Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati come attività e passività correnti.
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qualificano per l’hedge accounting, e i derivati designati come efficaci strumenti di copertura sono classificati come correnti o non correnti in base alla loro data di scadenza e all’intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
Per maggiori dettagli sui derivati e sull’hedge accounting, si rinvia alla nota 51 “Derivati ed hedge accounting”.

Derivati impliciti
Un derivato implicito (embedded derivative) è un derivato incluso in un contratto “combinato” (il c.d. “strumento ibrido”) che contiene un altro contratto non derivato (il c.d. “contratto ospite”) e origina tutti o parte dei flussi di cassa del contratto combinato.
I principali contratti del Gruppo che possono contenere derivati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di elementi non finanziari con clausole od opzioni che influenzano il prezzo contrattuale, il volume o la scadenza.
Un derivato implicito in un contratto ibrido contenente un’attività finanziaria ospite non viene rilevato separatamente in quanto l’attività finanziaria ospite con derivato implicito deve essere classificata nella sua interezza come un’attività finanziaria al fair value rilevato a Conto economico.
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da valutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l’esistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e valutare al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.
I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rilevati come un derivato quando:

• il contratto ospite non è uno strumento finanziario valutato al fair value rilevato a Conto economico;
• i rischi economici e le caratteristiche del derivato implicito non sono strettamente correlati a quelli del contratto ospite;
• un contratto separato con le stesse condizioni del derivato implicito soddisferebbe la definizione di derivato.

I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a Conto economico (a eccezione del caso in cui il derivato implicito è designato come parte di una relazione di copertura).

Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari, che sono stati sottoscritti e continuano a essere detenuti per l’incasso o la consegna, secondo le normali esigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono fuori dall’ambito di applicazione dell’IFRS 9 e quindi rilevati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta “own use exemption”.
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finanziario è classificato come “normale contratto di compravendita” se è stato sottoscritto:

• ai fini della consegna fisica;
• per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del Gruppo.

Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari con consegna fisica (per es., contratti a termine su commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualificano per la “own use exemption” sono rilevati come derivati valutati al fair value dalla trade date, solo se:

• sono regolabili al netto; e
• non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo o compravendita dal Gruppo.

I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a Conto economico; i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei contratti ancora in essere alla data di riferimento del bilancio sono rilevati, su base netta, nella voce “Risultati netti da contratti su commodity”, mentre, alla data di regolamento:

• i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche nonché il relativo ricavo, unitamente agli effetti a Conto economico della cancellazione contabile del derivato, sono rilevati negli “Altri ricavi”;
• i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei contratti chiusi per l’acquisto di commodity energetiche nonché il relativo costo, unitamente agli effetti a Conto economico della cancellazione contabile del derivato, sono rilevati nelle voci “Energia elettrica, gas e combustibile” e “Servizi e altri materiali”.

Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari rientranti nell’ambito di applicazione dell’IFRS 9 possono anche essere, successivamente, designati come strumenti di copertura se i requisiti previsti per l’hedge accounting sono soddisfatti.
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di attività non finanziarie su base continuativa, con particolare attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricità e commodity energetiche, al fine di determinare se gli stessi debbano essere classificati e trattati conformemente a quanto previsto dall’IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per “own use exemption”.

Compensazione di attività e passività finanziarie

Il Gruppo compensa attività e passività finanziarie quando:

• esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i valori rilevati in bilancio; e
• vi è l’intenzione di compensare su base netta o di realizzare l’attività e regolare la passività simultaneamente.

In caso di economia iperinflazionata, il Gruppo rettifica le poste non monetarie, il patrimonio netto e le poste derivanti da contratti indicizzati, fino al limite del loro valore recuperabile, utilizzando un indice dei prezzi che riflette le variazioni del generale potere di acquisto.
Gli effetti dell’applicazione iniziale sono rilevati a patrimonio al netto degli effetti fiscali. Viceversa, durante il periodo di iperinflazione (fino alla sua cessazione), l’utile o la perdita risultante dalle rettifiche è rilevato a Conto economico con separata indicazione tra gli oneri e i proventi finanziari.
A partire dal 2018, tale principio trova concreta applicazione con riferimento alle operazioni del Gruppo in Argentina, la cui economia è stata dichiarata iperinflazionata a partire dal 1° luglio 2018.

Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) sono classificate come possedute per la vendita se il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con un’operazione di vendita anziché con il loro uso continuativo.
Tale criterio di classificazione è applicabile solo se le attività non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la vendita è altamente probabile.
Quando il Gruppo è coinvolto in un piano di vendita che comporta la perdita del controllo in una partecipata e sono soddisfatti i requisiti previsti dall’IFRS 5, tutte le attività e le passività della controllata sono classificate come possedute per la vendita indipendentemente se il Gruppo manterrà, dopo la vendita, una partecipazione non di controllo nella società stessa.
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipazioni, in società collegate o joint venture tali criteri di classificazione previsti dall’IFRS 5. La parte residua della partecipazione in società collegate o joint venture che non è stata classificata come posseduta per la vendita è contabilizzata con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione della parte classificata come posseduta per la vendita.
Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) e le passività incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la vendita sono presentate separatamente dalle altre attività e passività dello Stato patrimoniale.
Gli importi presentati per le attività non correnti o per le attività e passività di un gruppo in dismissione classificati come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ripresentati per i periodi a raffronto.
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle attività non correnti (o gruppi in dismissione) come possedute per la vendita, i valori contabili dell’attività (o del gruppo) sono valutati in conformità allo specifico principio contabile di riferimento applicabile a tali attività o passività.
Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedute per la vendita sono valutate al minore tra il valore contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o successivo impairment dell’attività (o gruppo in dismissione) al fair value al netto dei costi di vendita e i ripristini di impairment sono rilevati a Conto economico nell’ambito delle continuing operation.
Le attività non correnti non sono ammortizzate finché sono classificate come possedute per la vendita o finché sono inserite in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita.
Se i criteri di classificazione non sono più soddisfatti, il Gruppo non classifica più le attività (o il gruppo in dismissione) come possedute per la vendita. In questo caso tali attività sono valutate al minore tra:

• il valore contabile prima che l’attività (o gruppo in dismissione) fosse classificata come posseduta per la vendita, rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valore che sarebbero stati altrimenti rilevati se l’attività (o il gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come posseduta per la vendita; e
• il suo valore recuperabile calcolato alla data della successiva decisione di non vendere, che è pari al maggiore tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il suo valore d’uso.

Ogni rettifica al valore contabile dell’attività non corrente che cessa di essere classificata come posseduta per la vendita è rilevata nell’ambito del risultato delle continuing operation.
Una discontinued operation è una componente del Gruppo che è stata dismessa, o classificata come posseduta per la vendita, e:

• rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività;
• fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un’area geografica di attività; o
• è una società controllata acquisita esclusivamente al fine della sua vendita.

Il Gruppo espone, in una voce separata del Conto economico, un unico importo rappresentato dal totale:

• degli utili o delle perdite delle discontinued operation al netto degli effetti fiscali; e
• della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o della dismissione delle attività (o gruppo in dismissione) che costituiscono la discontinued operation.

I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto economico per i periodi a confronto, cosicché l’informativa si riferisca a tutte le discontinued operation entro la data di riferimento dell’ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo cessa di classificare un componente come posseduto per la vendita, i risultati del componente precedentemente esposto in bilancio tra le discontinued operation sono riclassificati e inclusi nell’ambito del risultato delle continuing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.

Alcune società del Gruppo sono interessate dalle normative nazionali relative ai certificati verdi, alle garanzie di origine, ai certificati di efficienza energetica (c.d. “certificati bianchi”), nonché dall’“Emission Trading System” istituito a livello europeo. I certificati verdi e le garanzie di origine, maturati in relazione alla produzione di energia effettuata con impianti che utilizzano risorse rinnovabili e i certificati di efficienza energetica maturati in relazione ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ottenuto la certificazione dalla competente autorità, sono assimilati a contributi non monetari in conto esercizio e rilevati al fair value, nell’ambito degli altri proventi operativi, con contropartita le altre attività di natura non finanziaria, qualora i certificati non fossero ancora accreditati sul conto proprietà, ovvero le rimanenze, qualora i certificati fossero già accreditati.
Nel momento in cui i predetti certificati sono accreditati sul conto proprietà, il relativo valore è riclassificato dalle altre attività alle rimanenze. I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell’ambito dei ricavi, con conseguente decremento delle relative rimanenze.

Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto “net liability approach”.
Tale trattamento contabile prevede che i certificati ambientali eventualmente ricevuti gratuitamente e quelli autoprodotti nell’ambito dello svolgimento dell’attività aziendale, destinati all’adempimento della compliance, siano rilevati al valore nominale (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti per acquistare sul mercato (o comunque ottenere a titolo oneroso) gli eventuali certificati mancanti per adempiere all’obbligo del periodo di riferimento sono rilevati a Conto economico, per competenza, nell’ambito degli “Altri costi operativi”, in quanto rappresentano “oneri di sistema” conseguenti all’adempimento di un obbligo normativo.

La passività relativa ai benefíci riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro per piani a benefíci definiti o per altri benefíci a lungo termine erogati nel corso dell’attività lavorativa è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l’ammontare dei benefíci futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento del bilancio (attraverso il “metodo di proiezione unitaria del credito”).
In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a benefíci definiti è calcolato utilizzando un tasso determinato in base ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se non esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di aziende primarie nella valuta in cui l’obbligazione è espressa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento dei titoli pubblici.
La passività, al netto delle eventuali attività a servizio del piano, è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.
Se le attività a servizio del piano eccedono il valore attuale della relativa passività a benefíci definiti, il surplus viene rilevato come attività (nei limiti dell’eventuale massimale).
Con riferimento alle passività (attività) per i piani a benefíci definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione attuariale delle passività, il rendimento delle attività a servizio del piano (al netto degli associati interessi attivi) e l’effetto del massimale di attività – asset ceiling – (al netto dei relativi interessi) sono rilevati nell’ambito delle altre componenti del Conto economico complessivo (OCI), quando si verificano. Per gli altri benefíci a lungo termine, i relativi utili e perdite attuariali sono rilevati a Conto economico.
In caso di modifica di un piano a benefíci definiti o di introduzione di un nuovo piano, l’eventuale costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost) è rilevato immediatamente a Conto economico. Inoltre, il Gruppo è impegnato in piani a contribuzione definita per effetto dei quali paga contributi fissi a una entità distinta (un fondo) e non avrà un’obbligazione legale o implicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non disponesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benefíci ai dipendenti relativamente all’attività lavorativa svolta nell’esercizio corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istituiti con lo scopo di integrare le prestazioni pensionistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro.
I costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico sulla base della contribuzione effettuata nel periodo.

Termination benefit
Le passività per benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro derivano dalla decisione da parte del Gruppo di concludere il rapporto di lavoro con un dipendente prima della normale data di pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un dipendente di accettare un’offerta, da parte del Gruppo, di tali benefíci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
L’evento che dà origine a tale obbligazione è la cessazione del rapporto di lavoro piuttosto che l’esistenza di tale rapporto. I benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro sono rilevati nella data più immediata tra le seguenti:

• il momento in cui il Gruppo non può più ritirare l’offerta di tali benefíci; e
• il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristrutturazione che rientra nell’ambito di applicazione dello IAS 37 e implica il pagamento di benefíci dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.

Tali passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefíci concessi rappresentano un miglioramento di altri benefíci successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefíci. Altrimenti, se si prevede che i benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro saranno liquidati interamente entro 12 mesi dalla chiusura dell’esercizio in cui tali benefíci sono rilevati, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per i benefíci a breve termine; se si prevede che non saranno liquidati interamente entro 12 mesi dalla chiusura dell’esercizio in cui sono rilevati, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per gli altri benefíci a lungo termine.

Pagamenti basati su azioni
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato su azioni regolate con strumenti rappresentativi di capitale nell’ambito della politica in materia di remunerazione adottata per l’Amministratore Delegato/Direttore Generale e per i dirigenti con responsabilità strategiche.
I più recenti piani di incentivazione di lungo termine prevedono l’assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappresentato da una componente di natura azionaria (regolata con strumenti rappresentativi di capitale) e da una componente monetaria (pagata per cassa), che maturerà qualora si verifichino specifiche condizioni. La componente monetaria è classificata come un’operazione regolata per cassa se è basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rappresentativi di capitale della società che ha emesso il piano o, negli altri casi, come un altro beneficio ai dipendenti a lungo termine. Al fine di regolare la componente azionaria mediante l’assegnazione gratuita di azioni, sono stati approvati programmi di acquisto di azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulteriori dettagli sui piani di incentivazione basati su azioni, si rinvia alla nota 53 “Pagamenti basati su azioni”.
Per la componente azionaria, il Gruppo rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo in cui le condizioni di permanenza in servizio e di conseguimento di determinati risultati devono essere soddisfatte (periodo di maturazione) e stima indirettamente il loro valore, e il corrispondente incremento di una specifica voce del patrimonio netto, sulla base del fair value degli strumenti rappresentativi di capitale (ossia, azioni della società emittente) alla data di assegnazione. Tale fair value si basa sul prezzo di mercato osservabile delle azioni, tenendo conto dei termini e delle condizioni in base ai quali le azioni sono state assegnate (a eccezione delle condizioni di maturazione escluse dalla misurazione del fair value).
Il costo complessivamente rilevato è rettificato a ogni data di riferimento del bilancio fino alla data di maturazione per riflettere la migliore stima disponibile al Gruppo del numero di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si attende che le condizioni di permanenza in servizio e quelle di conseguimento di determinati risultati diverse dalle condizioni di mercato saranno soddisfatte, cosicché l’importo rilevato al termine del periodo di maturazione si basa sul numero effettivo di strumenti rappresentativi di capitale che soddisfanno tali condizioni alla data di maturazione. Non è rilevato alcun costo per i premi che alla fine non maturano perché non sono state soddisfatte le condizioni di conseguimento di determinati risultati diverse da quelle di mercato e/o le condizioni di permanenza in servizio. Di contro, le operazioni sono considerate maturate indipendentemente dal fatto che siano soddisfatte o meno le condizioni di mercato o di non maturazione, purché siano soddisfatte tutte le altre condizioni di maturazione.
Se l’incentivo basato su strumenti rappresentativi di capitale è pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo di maturazione e una corrispondente passività misurata al fair value della passività sostenuta. Successivamente, e fino al momento della sua estinzione, la passività viene rimisurata al fair value a ogni data di riferimento del bilancio, considerando la migliore stima possibile dell’incentivo che maturerà, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del personale. Se il diritto a ricevere l’incentivo monetario non matura perché una o più condizioni non sono soddisfatte, la relativa passività sarà stornata.

I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di un’obbligazione legale o implicita derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l’obbligazione si renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare è stimabile in modo attendibile. Se l’effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all’obbligazione. Quando l’accantonamento è attualizzato, l’adeguamento periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse, richieste per estinguere un’obbligazione vengano rimborsate da terzi, l’indennizzo, se virtualmente certo, è rilevato come un’attività distinta.
Se la passività è connessa allo smantellamento degli impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo è rilevato in contropartita all’attività cui si riferisce e la rilevazione dell’onere a Conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento della predetta attività materiale. Se la passività è connessa allo smaltimento e allo stoccaggio delle scorie e di altri scarti di materiali radioattivi, il fondo è rilevato in contropartita ai relativi costi operativi.
Una passività per ristrutturazione si riferisce a un programma pianificato e controllato dalla direzione aziendale che modifica in maniera significativa l’ambito di un business intrapreso dal Gruppo oppure il modo in cui il business è gestito. Tale passività è rilevata quando sorge un’obbligazione implicita, ossia quando il Gruppo ha approvato un dettagliato programma formale per la ristrutturazione e ne ha iniziato la realizzazione oppure ne ha già comunicato gli aspetti principali ai terzi interessati.
I fondi non comprendono le passività relative a trattamenti incerti ai fini dell’imposta sul reddito che vengono rilevate come passività fiscali. Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa alla vendita di un prodotto (sia esso bene o servizio) nell’ambito di contratti con i clienti rientranti nel dominio di applicazione dell’IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge o conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al cliente l’assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, funzionerà come previsto dalle parti, perché è conforme alle specifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un servizio in aggiunta alla conformità del prodotto alle specifiche concordate.
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo determina che è fornita una garanzia assicurativa, quando trasferisce il prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente una passività e un corrispondente onere, che rappresenta un costo addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza attribuire alcuna parte del prezzo dell’operazione (e, quindi, dei ricavi) alla garanzia. La passività è misurata e presentata come un fondo per rischi e oneri.
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la garanzia promessa come un’obbligazione di fare conformemente alle previsioni dell’IFRS 15, rilevando la passività derivante dal contratto come ricavo, lungo il periodo in cui è fornito il servizio, e i relativi costi quando sono sostenuti. Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento di assicurazione sia uno di servizio e il Gruppo non può ragionevolmente contabilizzarli separatamente, il Gruppo contabilizza entrambe le garanzie insieme come un’unica obbligazione di fare.
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai benefíci economici che si suppone siano ottenibili dal contratto (“contratti onerosi”), il Gruppo rileva un accantonamento pari al minore tra l’eccedenza del costo necessario all’adempimento (ossia, costi che si riferiscono direttamente al contratto, sia incrementali sia derivanti da una ripartizione di altri costi) rispetto ai benefíci economici che si suppone deriveranno dal contratto e qualsiasi risarcimento o sanzione derivante dall’inadempienza del contratto stesso.
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in esame sono riflesse nel Conto economico dell’esercizio in cui avviene la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi previsti per smantellamento e/o ripristino che risultino da cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economiche necessarie per estinguere l’obbligazione o che risultino da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a incremento o a riduzione del valore contabile delle relative attività e imputate a Conto economico tramite il processo di ammortamento. Quando sono rilevate a incremento del valore contabile dell’attività, viene inoltre valutato se il nuovo valore contabile dell’attività stessa possa essere interamente recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a Conto economico pari all’ammontare ritenuto non recuperabile. Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in contropartita all’attività fino a concorrenza del suo valore contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a Conto economico.
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella determinazione della passività relativa allo smantellamento e ripristino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli impianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.

Il Gruppo rileva i ricavi derivanti da contratti con i clienti per un ammontare che riflette il corrispettivo al quale il Gruppo si aspetta di avere diritto in cambio dei beni e dei servizi forniti, in accordo con il modello a cinque step previsto dall’IFRS 15:

• individuazione del contratto con il cliente (step 1) a partire da quando il contratto stesso risulta legalmente efficace. In mancanza dei criteri dello step 1, ogni eventuale corrispettivo ricevuto dai clienti viene rilevato come anticipo;
• individuazione delle obbligazioni di fare (step 2), ovvero le promesse, nel contratto con il cliente, di trasferire beni o servizi, che sono contabilizzate distintamente se effettivamente distinguibili per natura e nell’ambito del contratto, oppure, in via eccezionale, come unica obbligazione di fare, in caso si tratti di una serie di beni o servizi distinti che sono sostanzialmente uguali e che presentano le stesse modalità di trasferimento al cliente nel corso del tempo.
  Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo determina se agisce in qualità di “principal” o “agent”. In tale ultimo caso, i ricavi (ovvero onorari o commissioni) sono rilevati su base netta;
• determinazione del prezzo dell’operazione, all’inizio del contratto (step 3), come:
  • corrispettivo al quale si ritiene di avere diritto in cambio del trasferimento al cliente dei beni o servizi promessi, esclusi gli importi riscossi per conto terzi (per es., alcune imposte sulle vendite e l’imposta sul valore aggiunto);
  • corrispettivi variabili, corrispettivi non monetari ricevuti dal cliente e quelli da pagare a esso, componenti di finanziamento significative. Il prezzo dell’operazione viene rettificato in ciascun esercizio per tenere conto di eventuali cambiamenti delle circostanze;
• ripartizione del prezzo dell’operazione (step 4), all’inizio del contratto, alle diverse obbligazioni di fare, incluse eventuali opzioni per l’acquisto di beni o servizi aggiuntivi che rappresentano un diritto significativo (differendo i relativi ricavi al momento in cui ha luogo il trasferimento di tali beni o servizi futuri o alla scadenza dell’opzione), generalmente sulla base del prezzo di vendita a sé stante di ciascun bene o servizio promesso;
• rilevazione dei ricavi (step 5), quando (o man mano che) ciascuna obbligazione di fare è soddisfatta trasferendo il bene o servizio promesso al cliente.

Se l’obbligazione di fare rientra in un contratto esistente lacui durata iniziale prevista non è superiore a un anno o se il Gruppo rileva i ricavi generati dall’adempimento dell’obbligazione di fare per l’importo che ha diritto a fatturare al cliente, le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di fare non vengono fornite.

Maggiori dettagli riguardo all’applicazione di tale modello di rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management” e nella nota 11.a “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”.

Il Gruppo rileva i ricavi diversi da quelli derivanti da contratti con i clienti principalmente con riferimento a:

• ricavi derivanti dalla vendita di commodity energetiche basati su contratti con consegna fisica, che non si qualificano per la “own use exemption” e sono quindi rilevati al fair value ai sensi dell’IFRS 9;
• variazioni del fair value di contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche con consegna fisica, che non si qualificano per la “own use exemption” e quindi rilevati al FVTPL ai sensi dell’IFRS 9;
• ricavi da leasing operativi contabilizzati per competenza in base alla sostanza del relativo accordo di leasing.

Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le plusvalenze da alienazione di beni non derivanti dall’attività caratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
I contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari valutati al fair value, sono rilevati quando esiste una ragionevole certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetterà tutte le condizioni previste dal Governo, da enti governativi e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la loro erogazione.
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di interesse inferiore a quello di mercato è trattato come un contributo pubblico. Il finanziamento è inizialmente rilevato al fair value e il contributo pubblico è misurato come differenza tra il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevuto. Il finanziamento è successivamente valutato conformemente alle disposizioni previste per le passività finanziarie. I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rileva come costi le relative spese che i contributi intendono compensare.
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di trasferimenti di attività non monetarie destinate all’utilizzo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value dell’attività non monetaria alla data del trasferimento.
I contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli sotto forma di trasferimenti di attività non monetarie, ricevuti per l’acquisto, la costruzione o l’acquisizione di attività immobilizzate (per es., immobili, impianti e macchinari o attività immateriali), sono portati a riduzione del valore contabile del bene e rilevati a Conto economico durante la vita ammortizzabile del bene come riduzione del costo dell’ammortamento. Nel caso non ci siano elementi per consentirne un’adeguata attribuzione alle relative attività immobilizzate cui si riferiscono, i contributi pubblici in conto impianti sono rilevati come risconti passivi, tra le altre passività, e accreditati a Conto economico su base sistematica lungo la vita utile del bene.

I proventi e oneri finanziari da derivati includono:

• proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso di cambio;
• proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio di tasso di interesse;
• proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso di interesse e tasso di cambio.

Per tutte le attività e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato e le attività finanziarie che maturano interessi classificate come al fair value rilevato a Conto economico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefíci economici affluiranno al Gruppo e il loro ammontare possa essere attendibilmente valutato.
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le variazioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.

I dividendi sono rilevati quando è stabilito il diritto incondizionato a riceverne il pagamento.

I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall’Assemblea degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Imposte correnti sul reddito

Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra i “debiti per imposte sul reddito” al netto degli acconti versati, ovvero nella voce “crediti per imposte sul reddito” qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle disposizioni in vigore.
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.

Imposte sul reddito differite e anticipate
Le passività fiscali differite e le attività per imposte anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori contabili delle passività e delle attività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l’aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla base delle aliquote fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
Le passività fiscali differite sono rilevate in relazione alle differenze temporanee imponibili, salvo che tali passività derivino dalla rilevazione iniziale dell’avviamento o in riferimento a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni in società controllate, collegate e joint venture, quando il Gruppo è in grado di controllare i tempi dell’annullamento delle differenze temporanee ed è probabile che, nel prevedibile futuro, la differenza temporanea non si annullerà.
Le attività per imposte anticipate si riferiscono a tutte le differenze temporanee deducibili, nonché al riporto a nuovo di perdite fiscali e di crediti d’imposta non utilizzati. Per i dettagli riguardo alla recuperabilità di tali attività, si rimanda allo specifico paragrafo nell’ambito delle stime.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
Le attività per imposte anticipate e le passività fiscali differite sono compensate solo se esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali correnti con le passività fiscali correnti e se sono relative a imposte sul reddito applicate dalla medesima Autorità Fiscale sullo stesso soggetto passivo d’imposta oppure su soggetti passivi d’imposta diversi che intendono regolare le passività e le attività fiscali correnti su base netta, o realizzare le attività e regolare le passività contemporaneamente, in ciascun esercizio successivo nel quale si prevede che siano regolati o recuperati ammontari significativi di passività o di attività fiscali differite.

Incertezza sui trattamenti ai fini dell’imposta sul reddito
Nella definizione di incertezza, andrà considerato se un dato trattamento fiscale risulterà accettabile per l’Autorità Fiscale. Se si ritiene probabile che l’Autorità Fiscale accetti il trattamento fiscale (con il termine “probabile” inteso come “più verosimile che non”), allora il Gruppo rileva e valuta le proprie imposte correnti o differite attive e passive applicando le disposizioni dello IAS 12.
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile che l’Autorità Fiscale accetti il trattamento fiscale ai fini dell’imposta sul reddito, il Gruppo riflette l’effetto di tale incertezza avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione del trattamento fiscale incerto. Il Gruppo decide se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti, scegliendo l’approccio che meglio prevede la soluzione dell’incertezza. Nel valutare se e in che modo l’incertezza incide sul trattamento fiscale, il Gruppo ipotizza che l’Autorità Fiscale accetti o meno un trattamento fiscale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica, controllerà gli importi che ha il diritto di esaminare e che sarà a completa conoscenza di tutte le relative informazioni. Il Gruppo riflette l’effetto dell’incertezza nel determinare le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore atteso o dell’importo più probabile, a seconda di quale metodo meglio prevede la soluzione dell’incertezza.
Poiché le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla definizione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attività/ passività fiscali incerte come imposte correnti o imposte differite.

Il Gruppo ha adottato le seguenti modifiche ai princípi esistenti con data di efficacia dal 1° gennaio 2022.

• “Amendments to IFRS 3 - Reference to the Conceptual Framework”, emesso a maggio 2020. Le modifiche intendono sostituire un riferimento alle definizioni di attività e passività fornite dal Revised Conceptual Framework for Financial Reporting emesso a marzo 2018 (Conceptual Framework) senza modificare in modo significativo le sue disposizioni.
  Le modifiche hanno anche aggiunto all’IFRS 3 una disposizione in base alla quale, relativamente alle operazioni e altri eventi che rientrano nell’ambito di applicazione dello “IAS 37 - Accantonamenti, passività e attività potenziali” o “IFRIC 21 - Tributi”, un acquirente applica i suddetti princípi, invece del Conceptual Framework, per identificare le passività che ha assunto in un’aggregazione aziendale.
  Infine, le modifiche chiariscono le linee guida esistenti nell’IFRS 3 per le attività potenziali acquisite in un’aggregazione aziendale, specificando che, se non è sicuro che un’attività esista alla data di acquisizione, la possibile attività non si qualifica per la rilevazione contabile.
• “Amendments to IAS 16 - Property, Plant and Equipment: Proceeds before Intended Use”, emesso a maggio 2020. Le modifiche vietano alle società di dedurre dal costo di un elemento di immobili, impianti e macchinari qualsiasi  provento derivante dalla vendita degli elementi prodotti mentre si porta tale bene nel luogo e nelle condizioni necessarie al funzionamento nel modo inteso dalla direzione aziendale. Al contrario, una società deve rilevare i proventi derivanti dalla vendita di tali elementi e i costi relativi alla loro produzione a Conto economico.
• “Amendments to IAS 37 - Onerous Contracts - Costs of Fulfilling a Contract”, emesso a maggio 2020. Le modifiche specificano quali costi una società include nella determinazione del costo necessario all’adempimento di un contratto al fine di valutare se il contratto è oneroso. A tal fine, il “costo necessario all’adempimento” di un contratto comprende i costi che si riferiscono direttamente al contratto; questi ultimi possono essere o costi incrementali necessari per l’adempimento di tale contratto oppure una ripartizione di altri costi direttamente correlati all’adempimento del contratto.
• "Annual improvements to IFRS Standards 2018-2020”, emesso a maggio 2020. Il documento apporta principalmente modifiche ai seguenti princípi:
  • “IFRS 1 - Prima Adozione degli International Financial Reporting Standards”; la modifica semplifica l’applicazione dell’IFRS 1 per una società partecipata (controllata, collegata e joint venture) che diventa neo-utilizzatrice degli IFRS dopo la sua controllante/ partecipante. In particolare, se la società partecipata adotta gli IFRS dopo la sua controllante/partecipante e applica l’IFRS 1.D16 (a), allora tale società partecipata può scegliere di misurare le differenze cumulative di conversione per tutte le gestioni estere agli importi inclusi nel bilancio consolidato della controllante/partecipante, basato sulla data di transizione di quest’ultima agli IFRS;
  •  “IFRS 9 - Strumenti Finanziari”; con riferimento alle commissioni incluse nel test del “10 per cento” per la derecognition delle passività finanziarie, la modifica chiarisce quali sono le commissioni da includere nel valutare se i termini di una passività finanziaria (nuova o modificata) siano sostanzialmente diversi dai termini della passività finanziaria originaria. Nel determinare tali commissioni pagate al netto delle commissioni ricevute, il debitore include soltanto le commissioni pagate o ricevute tra il debitore e il creditore, comprese le commissioni pagate o ricevute dal debitore o dal creditore per conto dell’altra parte;
  • “IFRS 16 - Leasing”; l’International Accounting Standards Board ha modificato l’Esempio illustrativo 13 che accompagna l’“IFRS 16 - Leasing”. In particolare, la modifica elimina la probabile confusione nell’applicazione dell’IFRS 16 rispetto a quanto rappresentato nell’Esempio illustrativo 13 in merito ai requisiti per gli incentivi al leasing. In effetti, l’esempio includeva un rimborso per migliorie su beni di terzi senza fornire una spiegazione sul fatto che il rimborso soddisfacesse la definizione di incentivo al leasing. La modifica rimuove dall’esempio l’illustrazione del rimborso relativa a migliorie su beni di terzi;
  • “IAS 41 - Agricoltura”; la modifica rimuove la disposizione di escludere i flussi di cassa dalla tassazione quando si valuta il fair value. Pertanto, la società deve utilizzare flussi finanziari al netto delle imposte e un’aliquota al netto delle imposte per attualizzare tali flussi finanziari.

L’applicazione di queste modifiche non ha comportato impatti significativi nel presente Bilancio consolidato.

A partire dal 1° luglio 2018 l’economia argentina è considerata iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo “IAS 29 - Rendicontazione contabile in economie iperinflazionate”. Ciò a seguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi e quantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di inflazione cumulato maggiore del 100% nell’arco dei tre anni precedenti.
Ai fini della predisposizione del presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 e in accordo con quanto disposto dallo IAS 29, talune voci delle situazioni patrimoniali delle società partecipate in Argentina sono state rimisurate applicando l’indice generale dei prezzi al consumo ai dati storici, al fine di riflettere le modifiche al potere di acquisto del peso argentino alla data di chiusura dei bilanci delle stesse.
Tenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il controllo delle società argentine il 25 giugno 2009, la rimisurazione dei dati patrimoniali non monetari dei bilanci di tali società è stata effettuata applicando gli indici di inflazione a partire da tale data. Gli effetti contabili di tale adeguamento, oltre a essere già riflessi nella situazione patrimoniale di apertura, recepiscono le variazioni del periodo. In particolare, l’effetto relativo alla rimisurazione delle attività e passività non monetarie, delle poste di patrimonio netto, nonché delle componenti di Conto economico rilevate nel 2022 è stato rilevato in contropartita di una apposita voce di Conto economico tra i proventi e oneri finanziari. Il relativo effetto fiscale è stato rilevato tra le imposte del periodo.
Per tener poi conto dell’impatto dell’iperinflazione anche sul corso monetario della valuta locale, i saldi dei Conti economici espressi in valuta iperinflazionata sono stati convertiti nella valuta di presentazione del Gruppo applicando, come prevede lo IAS 21, il tasso di cambio finale anziché quello medio del periodo con la finalità di riportare tali ammontari ai valori correnti.

Di seguito si riportano i livelli cumulati degli indici generali dei prezzi al consumo alla data del 31 dicembre 2018 fino al 31 dicembre 2022:

Nel 2022 l’applicazione dello IAS 29 ha comportato la rilevazione di un provento finanziario netto (al lordo delle imposte) pari a 290 milioni di euro.
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato patrimoniale al 31 dicembre 2022 e gli impatti dell’iperinflazione sulle principali voci di Conto economico del 2022, differenziando quanto afferente alla rivalutazione in base agli indici generali dei prezzi al consumo e quanto afferente all’applicazione del tasso di cambio finale anziché del tasso di cambio medio del periodo, per quanto previsto dallo IAS 21 per economie iperinflazionate.

Il cammino verso Net-Zero è in corso a livello mondiale e i processi di decarbonizzazione e di elettrificazione dell’economia globale sono cruciali per evitare le gravi conseguenze di un aumento delle temperature superiore a 1,5 °C.
In tale prospettiva il Gruppo ha fissato come segue le proprie linee guida strategiche:

• allocare capitale a supporto di una fornitura di elettricità decarbonizzata;
• abilitare l’elettrificazione della domanda di energia dei clienti; 
• fare leva sulla creazione di valore lungo tutta la value chain; 
• anticipare gli obiettivi di Net-Zero sostenibile al 2040. 

Considerati i rischi relativi al cambiamento climatico e quanto stabilito dagli accordi di Parigi, il Gruppo ha deciso di raggiungere in anticipo gli obiettivi di carbon neutrality e rifletterne gli effetti nelle attività, passività e Conto economico evidenziando gli impatti significativi e prevedibili come richiesto dal framework dei princípi contabili internazionali. A tal proposito, in accordo, con quanto previsto dal documento pubblicato dall’IFRS Foundation il 20 novembre 2020, il Gruppo fornisce informazioni esplicite nelle Note di commento al presente Bilancio consolidato con riguardo a come il cambiamento climatico viene riflesso nei nostri conti.
Per una comunicazione più efficace e organica in relazione all’informativa sul cambiamento climatico predisposta nell’ambito delle Note di commento al presente Bilancio consolidato, si espone di seguito una mappatura di tale informativa con il rimando ai diversi paragrafi dove si affrontano tematiche relative al cambiamento climatico. 

Nell’ambito dell’area geografica europea il Gruppo Enel ha deciso di dismettere importanti rami autonomi di attività, in particolare in Russia, Romania e Grecia; ciò ha comportato la classificazione delle loro attività tra le discontinued operation ai fini dell’“IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”.
In particolare, nel prospetto di Conto economico consolidato il risultato netto derivante da tali attività cessate è stato riportato in una linea separata del Conto economico denominata “Risultato netto delle discontinued operation”. Secondo quanto previsto dall’IFRS 5, che disciplina la modalità di esposizione in bilancio del risultato economico e delle informazioni da fornire nella nota integrativa delle attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2022 e 2021 derivanti dalle discontinued operation sono state esposte nel seguente prospetto di Conto economico.
Le voci sono esposte al netto dei rapporti infragruppo che sono stati completamente eliminati.
Si precisa che i dati del 2021, ai soli fini comparativi secondo quanto previsto dall’“IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”, sono stati oggetto di rideterminazione per renderli omogenei e confrontabili con quelli del 2022.

In accordo con le disposizioni dell’IFRS 5 si riporta di seguito la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno determinato la riclassifica.

Russia
In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti accordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Combined Mutual Investment Fund “Gazprombank-Frezia”, per la cessione dell’intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest’ultima.

Facendo seguito agli accordi del 16 giugno 2022, Enel SpA ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la cessione dell’intera partecipazione da essa detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest’ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund “Gazprombank-Frezia”, per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro. L’operazione si è perfezionata in seguito all’avveramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due distinti accordi sottoscritti con le citate controparti, inclusa l’approvazione dell’operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022.
Con il completamento dell’operazione, Enel ha ceduto tutti gli asset di generazione elettrica in Russia, che includono circa 5,6 GW di capacità convenzionale e circa 300 MW di capacità eolica in diverse fasi di sviluppo, garantendo continuità ai propri dipendenti e clienti.

Dalla cessione è emerso un impatto negativo complessivo a Conto economico di circa 1.551 milioni di euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi per circa 1.054 milioni di euro e all’adeguamento di valore per circa 497 milioni di euro.

Per approfondimenti si rimanda al commento riportato nel paragrafo“Aggregazioni aziendali”.

Romania
In data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha stipulato un accordo di esclusiva con la società greca Public Power Corporation SA (PPC) in relazione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale proposito, il valore delle attività nette riferite a Enel Romania è stato allineato al previsto prezzo di cessione con la rilevazione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di euro. In data 4 febbraio 2023 Enel SpA, facendo seguito a quanto annunciato in data 14 dicembre 2022, ha informato che è stato esteso il periodo di esclusiva per le trattative con PPC in relazione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania.

Grecia
Enel Green Power ha avviato un processo finalizzato alla ricerca di un potenziale investitore interessato a una partnership per la gestione e lo sviluppo di Enel Green Power Hellas nell’ambito del modello di business di Stewardship. Le negoziazioni in corso fanno ritenere la vendita altamente probabile e pertanto, sono stati soddisfatti i requisiti previsti dall’“IFRS - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate” per la classificazione delle attività riferite alla Grecia come discontinued operation.

Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Business e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discontinued operation, si rimanda al paragrafo “Dati economici e patrimoniali per Settore primario (Linea di Business) e secondario (Area Geografica)”.

Di seguito si fornisce il dettaglio dei flussi di cassa afferenti alle discontinued operation, come già separatamente evidenziati nello schema di rendiconto finanziario.

Il Conto economico consolidato e il Conto economico consolidato complessivo relativi al Bilancio del 2021 sono stati rideterminati per tener conto della presentazione delle attività operative cessate previsto dall’“IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”.

Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo relativo alle “Discontinued operation”. 

I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono omogenei e confrontabili tra di loro.

Nell corso dell’anno corrente, sono stati rideterminati i dati al 31 dicembre 2021 relativi alla Linea di Business Enel X per tener conto del trasferimento di talune attività nette e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Business Enel X Way che viene esposta nel settore “Holding, Servizi e Altro”. Tale modifica ha interessato l’informativa settoriale ma non ha prodotto alcuna variazione dei dati complessivi riferiti al Gruppo, sebbene all’interno delle diverse Linee di Business siano state effettuate alcune riclassifiche di valori.
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono omogenei e confrontabili tra di loro.

Nei due esercizi in analisi l’area di consolidamento ha subíto alcune modifiche a seguito delle seguenti principali operazioni.

• In data 8 gennaio 2021 è stata finalizzata la cessione del 100% di Tynemouth Energy Storage per un corrispettivo pari a 1 milione di euro. Dalla cessione non sono emersi impatti contabili significativi nel Conto economico.
• In data 20 gennaio 2021 è stata finalizzata la cessione del 100% di Enel Green Power Bulgaria per un corrispettivo pari a 35 milioni di euro. Dalla cessione non sono emersi impatti contabili significativi nel Conto economico.
• In data 10 marzo 2021 Enel Green Power Italia ha acquisito il 100% della società e-Solar Srl, titolare di un progetto fotovoltaico con una potenza autorizzata di 170,11 MW, per un corrispettivo pari a 2,7 milioni di euro. • In data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100% di CityPoste Payment SpA, società italiana che offre ai consumatori un accesso diffuso ai servizi di pagamento, su canale sia fisico sia digitale, e consente di effettuare numerose tipologie di transazioni verso i privati e le pubbliche amministrazioni.
• Nel primo trimestre 2021 si registra la variazione di perimetro per il consolidamento globale delle società rinnovabili australiane precedentemente valutate con il metodo del patrimonio netto per effetto della modifica della governance nelle società e senza l’acquisizione di ulteriori quote. Il processo di Purchase Price Allocation si è completato a dicembre 2021 e sostanzialmente conferma il valore contabile delle attività nette acquisite, successivamente a un adeguamento di valore di circa 9 milioni di euro.
• In data 13 maggio 2021 è stata finalizzata la cessione di EGP Solar 1 LLC per un corrispettivo pari a circa 4 milioni di euro.
• Nei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power España ha acquisito il 100% di 30 società rinnovabili per un valore complessivo di 86 milioni di euro. • In data 8 settembre 2021 è stata finalizzata da parte di Enel X North America la cessione di Genability per un corrispettivo di circa 6 milioni di euro.
• Nel mese di settembre è stato completato il processo di Purchase Price Allocation della società Viva Labs AS, acquisita in data 17 settembre 2020 da Enel X International, a seguito del quale sono stati confermati i valori contabili rilevati alla data di acquisizione. 

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: 

• Enel SpA il 15 marzo ha lanciato un’offerta pubblica di acquisto volontaria parziale sulle azioni di Enel Américas, fino a un massimo di 7.608.631.104 azioni, pari al 10% del capitale sociale a quella data. Il periodo d’offerta ha avuto inizio il 15 marzo e si è concluso il 13 aprile 2021. L’OPA era condizionata all’efficacia della fusione per incorporazione di EGP Américas SpA in Enel Américas SA, che si è realizzata il 1° aprile 2021. Il corrispettivo complessivo è stato pari a 1.271 milioni di euro. A seguito del completamento dell’offerta pubblica di acquisto parziale volontaria e del perfezionamento della fusione di EGP Américas, Enel possiede circa l’82,3% del capitale sociale attualmente in circolazione di Enel Américas;
• in data 24 novembre la società Enel Green Power RSA 2 (Pty) Ltd ha ceduto una quota delle partecipazioni detenute nelle società Oyster Bay Wind Farm, Garob Wind Farm, Aced Renewables Hidden Valley e Soetwater Wind Farm per un corrispettivo totale di 340 milioni di ZAR corrispondenti a circa 19 milioni di euro. A seguito dell’operazione l’interessenza del Gruppo nelle suddette società è passata dal 60% al 55%;
• in data 3 dicembre Enel SpA ha perfezionato la cessione dell’intera partecipazione detenuta in Open Fiber SpA, pari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie Asset Management e di CDP Equity SpA, per un corrispettivo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La plusvalenza su base consolidata realizzata dal Gruppo è stata di circa 1.763 milioni di euro. 

• In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente ridenominata Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel Produzione SpA in data 1° dicembre 2022), titolare di impianti di produzione con una capacità installata di circa 527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispettivo pari a circa 1.267 milioni di euro; a dicembre 2022 è stata completata l’attività di identificazione del fair value delle attività acquisite e delle passività a seguito della quale si è rilevato un avviamento di circa 349 milioni di euro.
• In data 17 febbraio 2022 Enel Green Power España ha acquisito il 100% di Stonewood Desarrollos SLU per un corrispettivo di circa 14 milioni di euro corrispondenti alle licenze acquisite per lo sviluppo e la costruzione di progetti in impianti fotovoltaici; l’acquisizione non ha avuto impatti a Conto economico. 
• In data 3 marzo 2022 Enel X Germany ha ceduto l’intera quota detenuta nelle società Cremzow KG e Cremzow Verwaltungs per un corrispettivo di circa 12 milioni di euro.
• In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto alla società Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Investment Authority) il 50% della partecipazione detenuta nella società EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indirettamente di sei società in Sudafrica, con una potenza installata di circa 740 MW, per un corrispettivo di circa 108 milioni di euro interamente incassato.
• In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance e loro controllate.
• In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas, ha ceduto l’intera quota detenuta in CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA a ENEVA SA per un corrispettivo di circa 89 milioni di euro. L’operazione ha comportato sul Conto economico un impatto negativo di circa 210 milioni di euro, di cui 73 milioni di euro per adeguamento del valore degli asset, 135 milioni di euro a titolo di minusvalenza e 2 milioni di euro di oneri accessori alla cessione.
• Nei primi nove mesi del 2022 Enel Green Power Romania ha acquisito il 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti, Prowind Windfarm Deleni, Prowind Windfarm Ivesti e Prowind Windfarm Viisoara per un corrispettivo totale di circa 35 milioni di euro.
• In data 12 ottobre 2022 è stata finalizzata la cessione dell’intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest’ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund “Gazprombank-Frezia”, per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro. L’operazione ha comportato sul Conto economico un impatto negativo complessivo di circa 1,5 miliardi di euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi.
• In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfezionato la cessione dell’intera partecipazione, pari al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmisión Chile SA, società cilena di trasmissione di energia elettrica, a Sociedad Transmisora Metropolitana SpA, controllata da Inversiones Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di circa 1,3 miliardi di euro. L’operazione ha comportato a Conto economico una plusvalenza di circa 1,1 miliardi di euro. 
• In data 22 dicembre 2022 è stata finalizzata la cessione del 50% della controllata Gridspertise Srl, interamente detenuta da Enel, al fondo di private equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII, per un corrispettivo complessivo di circa 300 milioni di euro. L’operazione ha comportato sul Conto economico un impatto positivo di circa 520 milioni di euro. 
• In data 23 dicembre 2022 Enel Green Power India Private Limited ha perfezionato l’accordo con Norfund a seguito del quale quest’ultima ha effettuato un investimento nella società Avikiran Surya India Private Limited sottoscrivendo un ammontare di azioni emesse dalla società complessivamente pari al 49% del capitale sociale versato. L’operazione ha comportato sul Conto economico un impatto negativo di circa 4 milioni di euro, di cui 2 milioni di euro relativi alla rimisurazione al fair value della quota residua e 2 milioni di euro di minusvalenza.
• In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas SA, ha perfezionato la cessione dell’intera partecipazione detenuta nella società brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest’ultima, a Equatorial Participações e Investimentos SA, società controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispettivo complessivo di circa 1,5 miliardi di euro (di cui circa 269 milioni di euro versati per la parte di equity e circa 1,2 miliardi di euro a rimborso dei finanziamenti infragruppo). L’operazione ha comportato sul Conto economico un impatto negativo di circa 1 miliardo di euro. 

• 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: 
• in data 1° marzo 2022 è stata perfezionata la fusione per incorporazione tra le società Emgesa SA ESP (incorporante), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia SAS ESP ed ESSA 2 (incorporate). La nuova ragione sociale delle società incorporate è Enel Colombia SA ESP. A seguito dell’operazione la percentuale di possesso del Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel Colombia SA ESP) è passata dal 39,89% al 47,18% circa;
• in data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha finalizzato l’accordo con una holding controllata da Sixth Cinven Fund e con una holding controllata da Seventh Cinven Fund tramite cui ha acquisito in via indiretta il 79,4% circa del capitale sociale di Ufinet Latam SLU (per un corrispettivo pari a 1.320 milioni di euro) e ha contestualmente venduto l’80,5% del capitale sociale della stessa società a Seventh Cinven Fund (per un importo pari a 1.186 milioni di euro). Enel X International ha inoltre ricevuto da Ufinet circa 207 milioni di euro a titolo di distribuzione di riserve disponibili. Di conseguenza, Enel X International detiene ora una partecipazione indiretta del 19,5% nel capitale di Ufinet, che in precedenza deteneva per il 20,6%. L’operazione ha generato un flusso netto di cassa positivo di circa 73 milioni di euro e un impatto positivo sui risultati operativi di circa 220 milioni di euro; 
• in data 15 giugno 2022 la società Enel Kansas LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella società Rocky Caney Holdings LLC per un corrispettivo di circa 34 milioni di euro; a seguito dell’operazione la percentuale di possesso di Enel Kansas LLC in Rocky Caney Holdings LLC è passata dal 20% al 10%; l’operazione ha comportato a Conto economico una plusvalenza di circa 7 milioni di euro; 
• in data 16 giugno 2022 la società EGPNA REP Holdings LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella società EGPNA Renewable Energy Partners LLC per un corrispettivo di circa 60 milioni di euro; a seguito dell’operazione EGPNA REP Holdings LLC detiene ora il 10% della partecipazione in EGPNA Renewable Energy Partners LLC; l’operazione ha comportato a Conto economico una minusvalenza di circa 7 milioni di euro; 
• in data 14 luglio 2022 Enel, attraverso la società interamente controllata Enel X, ha acquisito il 50% del capitale di Mooney SpA. Sulla base di un enterprise value del 100% di Mooney di 1.385 milioni di euro, Enel X ha pagato un corrispettivo complessivo di circa 225 milioni di euro (inclusivo dell’aggiustamento prezzo) per la parte di equity e di circa 125 milioni di euro per l’acquisto di un preesistente credito vantato da Schumann Investments SA nei confronti di Mooney; • nel mese di dicembre 2022 Enel Green Power Hellas SA ha ceduto l’intera partecipazione detenuta nelle società collegate delle Cicladi. L’operazione non ha generato un impatto significativo a Conto economico;
• in data 6 dicembre 2022 Enel X Chile SpA ha ceduto l’intera partecipazione detenuta nelle società collegate Sociedad de Inversiones K Cuatro SpA, Suministradora de buses K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI Ebus Chile SpA per un corrispettivo di circa 35 milioni di euro (non ancora incassato al 31 dicembre 2022). L’operazione non ha generato un impatto significativo a Conto economico; • in data 30 dicembre 2022 Enel Green Power Canada Inc. ha ceduto il 49% della partecipazione detenuta nelle società Pincher Creek LP e Riverview LP per un corrispettivo di circa 56 milioni di euro. L’operazione non ha comportato la perdita del controllo nelle società.
• in data 30 dicembre 2022 Enel Green Power Canada Inc. ha ceduto il 49% della partecipazione detenuta nelle società Pincher Creek LP e Riverview LP per un corrispettivo di circa 56 milioni di euro. L’operazione non ha comportato la perdita del controllo nelle società.

In data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha ceduto una quota pari all’1,1% della partecipazione in Ufinet. Di seguito gli effetti economici e finanziari dell’operazione.

A seguito dell’operazione, la partecipazione residua in Ufinet è stata classificata tra le altre partecipazioni valutate al fair value through OCI, mentre in precedenza era valutata con il metodo del patrimonio netto.

In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto alla società Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Investment Authority) il 50% della partecipazione detenuta nella società EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indirettamente di sei società in Sudafrica, per un corrispettivo di 108 milioni di euro interamente incassato.

A seguito dell’operazione, la partecipazione residua in EGP Matimba NewCo 1 e nelle sue controllate è stata classificata tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e il suo valore è stato rimisurato al fair value con un impatto negativo a Conto economico di circa 2 milioni di euro. A valle di tale rimisurazione il valore della partecipazione residua è pari a 108 milioni di euro.

In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e Junia Insurance e loro controllate.

L’operazione ha comportato la rilevazione di una plusvalenza di 67 milioni di euro.

In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas, ha ceduto l’intera quota detenuta in CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA a ENEVA SA per un corrispettivo di 89 milioni di euro.

Nel corso del 2022, in linea con le disposizioni dell’“IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”, le attività nette riferite a CGTF - Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA sono state classificate come possedute per la vendita e il loro valore è stato adeguato al previsto prezzo di cessione per circa 73 milioni di euro.

Al perfezionamento dell’operazione di cessione, è stata rilevata una minusvalenza di 135 milioni di euro, principalmente dovuta al rilascio della riserva di conversione cambi, cui si aggiungono 2 milioni di euro di oneri accessori alla cessione e il relativo effetto fiscale pari a 37 milioni di euro.

In data 12 ottobre 2022 è stata finalizzata la cessione dell’intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest’ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund “Gazprombank-Frezia”, per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro. Dalla cessione è emerso un impatto negativo complessivo a Conto economico di circa 1.551 milioni di euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi, per circa 1.054 milioni di euro. Di seguito si riportano gli effetti economici dell’operazione.

Per maggiori dettagli sull’operazione, si rimanda al commento riportato nel paragrafo “Discontinued operation”.

In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfezionato la cessione dell’intera partecipazione, pari al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmisión Chile SA, società cilena di trasmissione di energia elettrica, a Sociedad Transmisora Metropolitana SpA, controllata da Inversiones Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di circa 1.342 milioni di euro. Di seguito si riportano gli effetti economici dell’operazione.

L’operazione ha comportato un effetto fiscale di 347 milioni di euro.

In data 22 dicembre 2022 Enel SpA, tramite Enel Grids Srl, ha finalizzato la cessione del 50% della controllata Gridspertise Srl, interamente detenuta da Enel, al fondo di private equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII, per un corrispettivo complessivo di circa 300 milioni di euro. Di seguito si riportano gli effetti economici dell’operazione

A seguito dell’operazione, la partecipazione residua in Gridspertise Srl e nelle sue controllate è stata classificata tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto. A valle della rimisurazione al fair value, il valore della partecipazione residua è pari a 259 milioni di euro. L’operazione ha comportato un effetto fiscale di 8 milioni di euro.

In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel Américas SA, ha perfezionato la cessione dell’intera partecipazione detenuta nella società brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest’ultima, a Equatorial Participações e Investimentos SA, società controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispettivo complessivo di circa 1.548 milioni di euro, di cui 269 milioni di euro per la parte di equity e 1.279 milioni di euro a rimborso dei finanziamenti infragruppo. Di seguito si riportano gli effetti economici dell’operazione.

Dalla cessione è emerso un impatto negativo a Conto economico di circa 1.035 milioni di euro, di cui circa 208 milioni di euro relativi prevalentemente al rilascio della riserva OCI e 827 milioni di euro relativi all’adeguamento di valore (di cui 85 milioni di euro riferiti ad avviamento).
L’operazione ha comportato anche oneri accessori alla vendita di 4 milioni di euro e un impatto fiscale di 8 milioni di euro.

Nel corso del 2022 il Gruppo Enel ha monitorato costantemente i riflessi della crisi internazionale sulle proprie attività di business in Russia (in particolare, in termini di approvvigionamento dei materiali, dei servizi e della manodopera), valutando anche l’evoluzione delle variabili di mercato (per es., tassi di cambio, tassi di interesse); il Gruppo Enel ha tenuto conto anche degli sviluppi connessi alle contro-sanzioni previste dalla Russia aventi per oggetto gli investimenti detenuti nel Paese.
Inoltre, il Gruppo Enel ha effettuato le analisi volte alla valutazione degli impatti indiretti della guerra in Ucraina sulle attività di business, sulla situazione finanziaria e sulla performance economica nei principali Paesi dell’Eurozona in cui è presente, con particolare riferimento alla minore disponibilità di approvvigionamento di materie prime dalle aree interessate dal conflitto e all’incremento generalizzato dei prezzi delle commodity.
In considerazione delle diverse raccomandazioni degli organismi di vigilanza nazionali e sovranazionali(46) sul tema e in uno scenario in continua evoluzione, caratterizzato da una notevole incertezza regolatoria e da un contesto di prezzi elevati e volatili, è attivo da parte del Gruppo Enel un monitoraggio costante delle variabili macroeconomiche e di business, che consente di effettuare la migliore stima dei potenziali impatti connessi ai cambi regolatori, alle sanzioni e alle restrizioni sugli asset detenuti, nonché sui fornitori e sui contratti applicabili al Gruppo Enel.

Si segnala a tale riguardo che non sono emersi impatti significativi legati al conflitto russo-ucraino al 31 dicembre 2022.

In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti accordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Combined Mutual Investment Fund “Gazprombank-Frezia”, per la cessione dell’intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest’ultima, per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro.
Si segnala che già dal secondo trimestre 2022, al fine di ridurre il rischio per Enel SpA che ne poteva derivare dalla disciplina applicabile dell’Unione Europea, degli Stati Uniti d’America e della Russia in materia di sanzioni e di contro-sanzioni russe, sono state adottate o promosse alcune misure che hanno comportato la cessazione della direzione e coordinamento di Enel SpA nei confronti di Enel Russia. Tali misure includevano: (i) la designazione da parte di Enel di soli amministratori indipendenti, di nazionalità russa, in occasione del rinnovo del consiglio di amministrazione della società; (ii) la nomina di un nuovo direttore generale, sempre di nazionalità russa, che riporta esclusivamente al consiglio di amministrazione; (iii) la cessazione, ove possibile, dei contratti infragruppo; (iv) la modifica della struttura organizzativa del Gruppo Enel al fine di interrompere il riporto gerarchico delle funzioni di staff o di business di Enel Russia rispetto a quelle di Enel; (v) la conseguente interruzione di qualsiasi flusso di reporting tra Enel SpA ed Enel Russia.

Il perfezionamento dell’operazione di cessione, con il pagamento del corrispettivo, è avvenuto nel corso del mese di ottobre 2022 anche a seguito dell’avveramento delle condizioni sospensive, alle quali questo era subordinato, inclusa l’approvazione dell’operazione da parte del Presidente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n. 520 del 5 agosto 2022.

Gli effetti contabili derivanti dalla cessione del Gruppo PJSC Enel Russia sono riportati nella nota 8 “Principali acquisizioni e cessioni dell’esercizio”.

Si evidenzia, infine, che il Gruppo Enel continua a detenere in Russia le seguenti partecipazioni:

• Enel Green Power Rus LLC (partecipata indiretta di Enel SpA al 100%), società che presta servizi allo sviluppo di progetti rinnovabili e che detiene partecipazioni totalitarie in quattro società di generazione da fonti rinnovabili;
• Enel X Rus LLC (partecipata indiretta di Enel SpA al 99%);
• una partecipazione, pari al 49,5%, in una società a controllo congiunto (Rusenergosbyt LLC) operante nella Linea di Business Mercati finali. 

La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali per Linea di Business e per Area Geografica di attività è effettuata in base all’approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi messi a confronto.

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

I ricavi da “Vendite di energia elettrica” si attestano a 69.340 milioni di euro, in aumento di 24.287 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (+53,9%). Tale incremento è dovuto sostanzialmente ai maggiori volumi venduti e al rialzo dei prezzi di vendita dell’energia elettrica soprattutto in Italia (14.852 milioni di euro) e in Spagna (8.076 milioni di euro).

I “Contributi da operatori istituzionali di mercato” sono in aumento di 834 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente prevalentemente in Iberia per i maggiori costi sostenuti per l’acquisto di commodity utilizzate negli impianti termoelettrici delle Canarie, tenuto conto del rialzo dei prezzi sui mercati internazionali.
I ricavi per “Vendite di gas” nel 2022 sono pari a 8.970 milioni di euro (4.744 milioni di euro nel 2021) con un incremento di 4.226 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Tale incremento è riconducibile prevalentemente ai maggiori volumi di vendita a prezzi medi crescenti principalmente in Spagna (2.253 milioni di euro) e in Italia (1.781 milioni di euro).

I ricavi per “Vendite di combustibili” si incrementano di 3.814 milioni di euro soprattutto in Enel Global Trading per le maggiori vendite di gas registrate.

La variazione positiva delle “Vendite di commodity da contratti con consegna fisica” (12.933 milioni di euro) e dei risultati delle valutazioni dei contratti chiusi nel 2022 (6.633 milioni di euro) è riferita prevalentemente alla commodity gas.

I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra “point in time” e “over time” così come esposto nella tabella seguente. 

La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai contratti di vendita e acquisto di commodity con consegna fisica misurati al fair value nello scope dell’IFRS 9.

Nella seguente tabella è evidenziata la composizione dei ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.

La seguente tabella fornisce informazioni circa le obbligazioni di fare del Gruppo relativamente alle principali tipologie di ricavo, riassumendo i giudizi professionali espressi e i connessi princípi contabili di rilevazione dei ricavi. Per informazioni sull’utilizzo di stime sui ricavi derivanti da contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 “Uso di stime e giudizi del management”.

I “Contributi per certificati ambientali”, pari a 220 milioni di euro, si riducono di 29 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente essenzialmente per la riduzione dei contributi su Titoli di Efficienza Energetica ottenuti dalla distribuzione in Italia. Tale effetto viene in parte compensato dai più alti contributi per garanzie di origine registrate in Spagna. 
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di società ammonta a 1.876 milioni di euro nel 2022 e accoglie principalmente la rilevazione dei proventi derivanti dalla cessione da parte di Enel X International dell’1,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni di euro), dalla cessione da parte di Enel X Srl delle società del comparto finanziario a Mooney (67 milioni di euro), dalla cessione del 50% della partecipazione detenuta da Enel Grids in Gridspertise (520 milioni di euro) e dalla cessione da parte di Enel Chile della partecipazione detenuta in Enel Transmisión Chile.
Nel 2021 tale voce accoglieva la plusvalenza legata alla cessione della partecipazione detenuta da Enel SpA in Open Fiber (1.763 milioni di euro). Negli “Altri proventi” si registra un incremento di 980 milioni di euro dovuto prevalentemente all’aumento dei proventi registrati in Cile per 503 milioni di euro a seguito di una modifica dell’accordo contrattuale in essere con Shell, in termini di volumi impegnati dal fornitore, nonché all’incremento in Enel Green Power North America dei proventi per tax partnership (319 milioni di euro).

Nelle tabelle seguenti è rappresentata una disaggregazione del totale “Ricavi” per Linea di Business in base all’approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi a confronto.

I costi per l’acquisto di “Energia elettrica” si incrementano prevalentemente per effetto dei maggiori volumi acquistati a prezzi medi crescenti rispetto al precedente esercizio, principalmente in Italia (15.396 milioni di euro) e in Spagna (3.563 milioni di euro).

L’incremento dei costi per l’acquisto di “Gas” riflette essenzialmente l’incremento delle quantità intermediate, principalmente per maggiori volumi di produzione, nonché l’aumento dei costi di acquisto del gas da terzi.

I risultati da valutazione al fair value dei contratti con consegna fisica chiusi registrano un incremento di 7.137 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente, di cui 6.117 milioni di euro riconducibili alla commodity gas e 1.020 milioni di euro riconducibili alla commodity elettricità.

L’incremento nella voce “Altri combustibili” è principalmente dovuto ai maggiori volumi di produzione e all’incremento del prezzo delle commodity.

I costi per servizi e altri materiali, pari a 20.228 milioni di euro nel 2022, registrano un incremento di 988 milioni di euro rispetto all’esercizio 2021. Tale variazione risente essenzialmente:

•  dei maggiori costi per godimento beni di terzi riferiti principalmente alla chiusura, nel precedente esercizio, di un contenzioso in Spagna che ha comportato il rilascio di quanto accantonato in precedenza per un ammontare pari a circa 300 milioni di euro; 
• dell’incremento degli “Altri servizi” pari a 1.547 milioni di euro dovuto principalmente ai maggiori costi imputabili ai servizi connessi al business elettrico e del gas (720 milioni di euro), ai maggiori costi per servizi in concessione in Brasile (281 milioni di euro), ai maggiori costi dei servizi a valore aggiunto (119 milioni di euro) e alle maggiori spese per servizi professionali e tecnici (156 milioni di euro); 
• dell’incremento degli “Altri materiali” dovuto principalmente ai maggiori costi di approvvigionamento delle materie prime e ai maggiori volumi di produzione; 
• dei minori costi per vettoriamenti passivi registrata principalmente in Italia e in Spagna, connessa al minor prezzo medio applicato, parzialmente compensata da un incremento degli stessi in America Latina per l’aumento dei volumi intermediati; 
• dei minori accantonamenti effettuati per gli oneri connessi alla riconversione degli impianti operata in Italia ai fini della transizione energetica; 
• dei minori costi di assistenza sistemistica, manutenzione di elaboratori e sviluppo informatico, principalmente in Italia.

Il costo del personale dell’esercizio 2022, pari a 4.570 milioni di euro, registra un decremento di 570 milioni di euro. L’organico del Gruppo diminuisce di 1.155 risorse a seguito del saldo positivo tra le assunzioni e le cessazioni (1.998 risorse), più che compensato dalle variazioni di perimetro (-3.153 risorse), sostanzialmente riferite:

• all’acquisizione della società Enel Hydro Appennino Centrale Srl in Italia; • all’acquisizione della società Melita Italia Srl in Italia; 
• alla vendita della società PayTipper SpA in Italia; • alla vendita della società CityPoste Payment SpA in Italia; 
• alla vendita della società PayTipper Network Srl in Italia; • alla vendita della società FlagPay Srl in Italia; 
• alla vendita della società Gridspertise Srl in Italia; • alla vendita delle società Central Geradora Termelétrica Fortaleza SA, Celg Distribuição SA - Celg-D e Gridspertise Latam SA in Brasile; 
• alla vendita di PJSC Enel Russia e sue controllate in Russia; 
• alla vendita della società Enel Transmisión SA in Cile.

L’aumento dei “Salari e stipendi” è principalmente dovuto al costo sostenuto per le nuove assunzioni delle società italiane, negli Stati Uniti, in Brasile, in Spagna e in Argentina. Il decremento dei “Benefíci successivi al rapporto di lavoro e altri benefíci a lungo termine” per 13 milioni di euro è principalmente riconducibile alla Spagna. La diminuzione degli “Incentivi all’esodo derivanti da accordi di ristrutturazione” è prevalentemente dovuta ai maggiori costi in Italia nel 2021 per la sottoscrizione del nuovo accordo quadro in applicazione dell’art 4, commi 1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantonati 557 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digitalizzazione. Nel corso del 2022 il fondo è stato adeguato in funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla base delle ipotesi attuariali.

Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata con quella dell’esercizio precedente, nonché la consistenza effettiva al 31 dicembre 2022.

La voce, pari a 1.278 milioni di euro, include gli impairment e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al netto dei ripristini aumentano complessivamente di 90 milioni di euro, essenzialmente per effetto dell’incremento dei crediti commerciali che ha comportato un incremento del fondo svalutazione crediti al fine di garantire l’adeguata copertura del nuovo credito generatosi.

Il decremento della voce “Ammortamenti e altri impairment” nel 2022 risente essenzialmente:

• delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spagna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro), Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro); 
• delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 milioni di euro) sull’impianto idroelettrico in concessione di PH Chucas. Tali effetti sono stati in parte compensati: 
• dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto di un’accelerazione delle aliquote di ammortamento dei contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti “1G”, al fine di tener conto delle tempistiche di installazione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
• degli ammortamenti di attività materiali per effetto dei nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America e Spagna; 
• degli adeguamenti di valore delle attività nette riferite a Enel Generación Costanera SA (174 milioni di euro) e Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e Celg Distribuição SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).

Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente essenzialmente per effetto:

• dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all’aumento dei prezzi della commodity CO₂ e all’incremento della produzione termoelettrica riconducibile principalmente alla necessità di compensare una scarsa idraulicità del periodo; 
• delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás) (208 milioni di euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).

Gli oneri capitalizzati si incrementano di 374 milioni di euro principalmente per effetto:

• dei maggiori investimenti sugli impianti rinnovabili principalmente in Italia, Spagna e Nord America;
• dell’incremento degli investimenti relativi alle linee di distribuzione in America Latina; 
• dell’incremento degli investimenti in Italia nel settore della distribuzione, per l’incremento delle nuove connessioni ai clienti e per il miglioramento della qualità del servizio (attraverso i progetti e-grid e DSO 4.0).

I risultati netti da contratti su commodity ammontano a 2.365 milioni di euro nel 2022 (risultati netti positivi per 2.523 milioni di euro nel 2021), e sono così composti:

• proventi netti su derivati su commodity pari complessivamente a 1.493 milioni di euro (proventi netti per 4.431 milioni di euro nel 2021), che si riferiscono a derivati designati di cash flow hedge e a derivati al fair value a Conto economico. In particolare, sono stati rilevati proventi netti su derivati chiusi nel periodo per 4.195 milioni di euro (proventi netti per 2.125 milioni di euro nel 2021) e oneri netti da valutazione su derivati outstanding per 2.702 milioni di euro (proventi netti per 2.306 milioni di euro nel 2021); 
• risultati netti positivi da valutazione al fair value a Conto economico dei contratti di commodity energetiche con consegna fisica ancora in essere alla data di riferimento del bilancio per 872 milioni di euro (risultati netti negativi per 1.908 milioni di euro nel 2021). 

Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 51 “Derivati ed hedge accounting”.

I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri netti per 296 milioni di euro nel 2022 (proventi netti per 1.461 milioni di euro nel 2021) e sono così composti:

• oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designati come strumenti di copertura per 302 milioni di euro (proventi netti per 1.498 milioni di euro nel 2021) che si riferiscono soprattutto a relazioni di copertura di cash flow hedge; 
• proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto economico per 6 milioni di euro (oneri netti 37 milioni di euro nel 2021). I risultati netti, rilevati nel 2022 e nell’esercizio precedente, sia su derivati di copertura sia al fair value a Conto economico, si riferiscono prevalentemente alla copertura del rischio di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 51 “Derivati ed hedge accounting”. 

Altri proventi finanziari

Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, registrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Tale variazione è prevalentemente riconducibile ai seguenti fenomeni:

• all’aumento dei proventi relativi alle differenze positive di cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattutto Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel Américas (222 milioni di euro); 
• all’incremento dei proventi da iperinflazione per 915 milioni di euro, rilevati nelle società argentine in relazione all’applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in economie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022; 
• all’aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162 milioni di euro, principalmente relativo a investimenti finanziari a breve; 
• all’aumento di altri proventi relativo principalmente all’adeguamento di valore di passività oggetto di copertura in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.

Altri oneri finanziari

Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenziano un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:

• all’incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni di euro, rilevati nelle società argentine in relazione all’applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in economie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022; 
• all’incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro, principalmente relativo all’aumento dei tassi di interesse conseguente alle politiche monetarie restrittive implementate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive; 
• all’incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, nonché per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori oneri finanziari relativi all’adeguamento di valore del credito finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding. 

Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione di oneri connessi alla rilevazione, nell’esercizio 2021, degli oneri su operazioni di gestione del debito (702 milioni di euro).

La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nel 2022 è positiva per complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari a 567 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Tale variazione è da riferire essenzialmente alla riduzione dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell’energia elettrica sul mercato spot, lievemente compensata dall’incremento dei risultati pro quota delle società spagnole (per 20 milioni di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).

L’incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del 2022 è del 40%, a fronte di un’incidenza del 30% nel 2021. Tale maggiore incidenza risente principalmente dei seguenti fenomeni:

• il diverso impatto fiscale degli adeguamenti di valore e dei risultati delle operazioni di Merger & Acquisition registrati nel periodo rispetto all'anno precedente;
• i maggiori costi sostenuti in Italia per il contributo straordinario contro il caro bollette, previsto dalla legge n. 51/2022 (circa 121 milioni di euro) e per il contributo di solidarietà previsto dalla legge n. 197/2022 (circa 599 milioni di euro);
• l’effetto delle aliquote estere superiori a quella teorica italiana; • il minor credito fiscale per eliminare la doppia imposizione sui dividendi in Enel Iberia (60 milioni di euro); 
• l’effetto fiscale derivante dall’applicazione dell’iperinflazione in Argentina (30 milioni di euro). Gli effetti negativi sono stati in parte compensati:
• dall’impatto fiscale relativo alla cessione della partecipazione in Ufinet, Gridspertise e Mooney (190 milioni di euro); 
• dall’effetto fiscale derivante dal regime di Patent Box in Italia (65 milioni di euro); 
• dalla fiscalità anticipata rilevata sull’operazione di carve out di Enel X Way in Nord America (60 milioni di euro). 

Per la movimentazione delle imposte anticipate e differite si rimanda alla nota 25. Di seguito la riconciliazione tra aliquota fiscale teorica ed effettiva.

Entrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media delle azioni ordinarie dell’esercizio pari a 10.166.679.946 azioni, rettificata della media delle azioni proprie detenute e delle erogazioni effettuate nel corso dell’anno.
Il numero puntuale delle azioni proprie detenute al 31 dicembre 2022 è pari a 7.153.795 del valore nominale di 1 euro (4.889.152 al 31 dicembre 2021). 

Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativi all’esercizio 2022 sono di seguito riportati.

Gli “Impianti e macchinari” includono beni gratuitamente devolvibili per un valore netto di libro di 8.409 milioni di euro (7.946 milioni di euro al 31 dicembre 2021), sostanzialmente riferibili a impianti di produzione di energia elettrica in Iberia e America Latina per 3.456 milioni di euro (3.672 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e alla rete di distribuzione di energia elettrica in America Latina per 4.228 milioni di euro (3.506 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Per i “Beni in leasing” si rinvia alla successiva nota 21.

Nel seguito vengono sintetizzati gli investimenti effettuati nel corso del 2022 per tipologia. Tali investimenti, complessivamente pari a 13.329 milioni di euro, registrano un incremento rispetto al 2021 di 1.128 milioni di euro, particolarmente concentrato negli impianti di generazione solare.

Il Gruppo Enel, in linea con gli accordi di Parigi in termini di riduzione delle emissioni di CO₂ , guidato da obiettivi di efficienza energetica e di transizione energetica, ha investito soprattutto in impianti di generazione da fonti energetiche alternative. Gli investimenti in impianti di produzione si riferiscono infatti principalmente a impianti solari negli Stati Uniti, in Italia, in Spagna, in Colombia, in Perù, in Cile, in Brasile, in Sudafrica e in Australia. Al fine di rispondere agli eventi climatici esterni sempre più mutevoli e quindi investire sulla resilienza delle reti, il Gruppo ha continuato a investire nella Linea di Business della Distribuzione (4.483 milioni di euro). L’incremento di 94 milioni di euro è riconducibile soprattutto ai maggiori investimenti in Italia, Brasile e Perù, principalmente per manutenzione correttiva e affidabilità della rete.
L’incremento degli investimenti di Enel X si registra principalmente in Italia nei business e-City ed e-Home, in Nord America e Australia per effetto dei maggiori Capex industriali del Battery Energy Storage per la realizzazione di nuovi progetti, in Brasile per l’effetto delle maggiori spese che sono state sostenute nei business Smart Lighting, e-Home e Distributed Energy (avvio di nuovi progetti PV-Fotovoltaico), in Perù nel business dell’illuminazione pubblica, in Colombia a seguito dell’avvio di nuovi progetti nel business Distributed Energy (PV-Fotovoltaico) e in Spagna nel business e-Home.
I maggiori investimenti di Enel X Way sono riferiti alla realizzazione di nuovi punti di ricarica relativi alla mobilità elettrica prevalentemente in Spagna.
La variazione della voce “Altro” accoglie principalmente gli investimenti effettuati nel corso dell’anno nei sistemi di accumulo dell’energia a batteria (BESS) in Italia e Nord America.

L’impatto positivo dei cambi è di 684 milioni di euro.

Le “Variazioni del perimetro di consolidamento” dell’esercizio 2022 si riferiscono principalmente all’acquisizione della società ERG Hydro Srl (ora confluita in Enel Produzione) in Italia e alla vendita di Thar Surya 1 Private Limited in India.

Gli impairment risultano pari a 202 milioni di euro e sono riconducibili prevalentemente all’adeguamento di valore effettuato in Spagna sugli asset presenti nei territori extrapeninsulari delle Isole Baleari, delle Canarie, di Ceuta e Melilla e del Terminal Portuario de Los Barrios, e in Colombia per la Sociedad Portuaria Central Cartagena SA, controllata da Enel Colombia, che terminerà le sue operazioni commerciali a partire da novembre 2023; per tale ragione al 31 dicembre 2022 il valore contabile degli “Impianti e macchinari” è stato sottoposto a svalutazione. Inoltre, l'impairment include le svalutazioni connesse agli asset di Enel Produzione riferiti alle centrali a carbone di Torrevaldaliga Nord, Fusina e Brindisi Sud.

La “Riclassifica da/ad attività possedute per la vendita” è da riferirsi principalmente a tutti gli asset presenti nelle società in Romania, Grecia e di Enel Russia, quest’ultima venduta nel corso dell’ultimo trimestre 2022. In aggiunta accoglie prevalentemente la riclassifica come possedute per la vendita degli asset delle società Enel Generación Costanera SA e Central Dock Sud SA in Argentina, 3SUN Srl in Italia, Avikiran Solar India Private Limited in India e delle società Bungala in Australia.

Gli “Altri movimenti” includono l’accantonamento degli oneri smantellamento e ripristino impianti per un importo negativo di 302 milioni di euro principalmente in Spagna e in Nord America, i nuovi contratti di leasing per 585 milioni di euro, l’adeguamento dei valori delle attività materiali delle società argentine che operano in una economia iperinflazionata per 1.081 milioni di euro nonché l’effetto della capitalizzazione degli interessi su finanziamenti specificamente dedicati a investimenti effettuati su immobili, impianti e macchinari per 260 milioni di euro (182 milioni di euro nel 2021), di seguito dettagliati.

Al 31 dicembre 2022, l’ammontare degli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari è pari a 2.926 milioni di euro.

Gli accordi per servizi in concessione, rilevati in base all’IFRIC 12, si riferiscono a talune infrastrutture asservite alle concessioni del servizio di distribuzione di energia elettrica in Brasile e Costa Rica.
Nella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti di tali concessioni:

Il valore dei beni al termine della concessione, classificati tra le attività finanziarie, è valutato al fair value. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 52 “Attività e passività misurate al fair value”.

Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione del diritto d’uso nel corso del 2022.

Le passività di leasing e i loro movimenti durante l’anno sono riportati nella tabella che segue:

Gli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2022 ammontano a 94 milioni di euro e presentano un incremento pari a 3 milioni di euro rispetto all’anno precedente.

Gli investimenti immobiliari del Gruppo sono rappresentati da immobili siti in Italia, Spagna, Brasile e Cile, sui quali non sussistono restrizioni sulla realizzabilità degli investimenti o sulla rimessa dei proventi e incassi connessi alla dismissione. Inoltre, si precisa che il Gruppo non ha obbligazioni contrattuali per l’acquisizione, la costruzione o lo sviluppo degli investimenti immobiliari o per riparazioni, manutenzioni o migliorie.

La variazione dell’esercizio è prevalentemente dovuta alle perdite di valore di alcuni asset in Spagna e all’ammortamento dell’anno.

Per maggiori dettagli sulla valutazione degli investimenti immobiliari si rimanda alle note 52 “Attività e passività misurate al fair value” e 52.2 “Attività non misurate al fair value nello Stato patrimoniale”.

Il dettaglio e la movimentazione delle attività immateriali relativa all’esercizio 2022 sono di seguito riportati:

Il portafoglio di proprietà intellettuale (anche definita “IP”) di Enel comprende un complesso di informazioni funzionali a una crescita sostenibile. L’ecosistema di Open Innovability® genera innovazione attraverso la creazione e la condivisione di soluzioni interne ed esterne che danno vita a un flusso di invenzioni che trovano negli strumenti della proprietà intellettuale tutela e valorizzazione.
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo dispone, complessivamente, di 883 brevetti per invenzione industriale, appartenenti a 163 famiglie brevettuali; di questi, 711 sono titoli concessi e 172 domande pendenti. Si tratta di un portafoglio che assicura protezione su tutti i mercati in cui il Gruppo è presente. Il portafoglio IP di Enel comprende anche 23 modelli di utilità e 194 registrazioni di design. Unitamente ai brevetti, ai modelli di utilità e ai design figurano tra i diritti di IP anche segreti industriali di natura sia tecnica sia commerciale che vengono costantemente codificati e manutenuti in linea con quanto previsto dalla procedura organizzativa di Trade Secrets Management. Per quanto riguarda i marchi, il Gruppo è titolare di 2.027 registrazioni, di cui 1.642 già concesse e 385 domande pendenti.
Enel ha consolidato i processi di gestione della generazione e dello sfruttamento dei diritti di proprietà intellettuale all’interno delle procedure organizzative Intellectual Property Management e Trade Secrets Management. Entrambe le procedure organizzative guardano al capitale umano come elemento essenziale nella creazione di IP e mirano a incentivare la partecipazione dei dipendenti al processo inventivo, responsabilizzandoli sull’importanza strategica di tutti i trovati. Nel corso dell’anno 2022, l’attività di codifica e protezione della proprietà intellettuale è proseguita in tutte le Linee di Business Globali. In particolare:

• Enel X Global Retail ha incentrato la propria attività sulle piattaforme strategiche, codificando diritti d’autore sulla Big Data Platform, contenitore di dati strategici per tutte le unità di business di Enel X, e X Customer, gestionale globale dei clienti Enel X. In tema di Circular Economy, in Enel X sono stati protetti ai sensi del diritto d’autore gli schemi di circolarità unitamente ai relativi punteggi e meccanismi di funzionamento. Nell’ambito della telemedicina, è stato registrato un design multiplo in Unione Europea sulle interfacce grafiche della app “Smart Axistance eWell” che consente di offrire agli utenti un pacchetto completo di wellness. 
• In Enel Green Power and Thermal Generation, si evidenziano nel corso dell’esercizio: 
  • nel settore fotovoltaico, (i) una domanda di brevetto per invenzione industriale e una di design su una soluzione che automatizza il processo di installazione dei pannelli fotovoltaici in campo, diminuendo i tempi e i costi di installazione e aumentando la sicurezza degli operatori; (ii) una domanda di brevetto in contitolarità con il Commissariat à l’Énergie Atomique et aux Énergies Alternatives (CEA) relativa a un sistema che permette di ottimizzare la rimozione e l’inserimento automatico della barra di fissaggio (“wafer bar holder”) della cassetta utilizzata per il processo dei wafer nelle cappe chimiche. Prosegue, inoltre, nella fabbrica di 3SUN la generazione e protezione, principalmente sotto forma di segreto industriale, del know-how tecnologico necessario per il progetto Gigafactory;
  • nella generazione idroelettrica, una domanda di brevetto per modello di utilità, relativo a una soluzione robotica che agevola il controllo degli impianti, consentendo l’ispezione di tutti i luoghi difficilmente accessibili per il personale, come chiocciole idroelettriche, palette distributore o condotte idroelettriche di piccolo diametro. 
• Enel Grids ha depositato nel 2022 due domande di brevetto per invenzioni: una in ambito di asset recognition e anomaly detection delle reti e degli eventi di rete (progetto ODIN) e l’altra nel campo dei dispositivi di sicurezza per operai che lavorano in altezza. Si segnalano inoltre: (i) la registrazione del design della nuova cabina stradale sostenibile, che sarà implementata utilizzando materiali riciclati per ridurre l’impatto ambientale e (ii) il deposito della domanda di un brevetto per modello di utilità in ambito sicurezza, consistente in un metodo per la delimitazione dei cantieri stradali. Sempre nell’anno, Gridspertise ha consolidato il proprio portafoglio IP depositando una domanda di brevetto relativo al device Quantum Edge - Qed® che, sfruttando l’edge computing per digitalizzare i componenti fisici delle sottostazioni secondarie, riduce i costi di installazione, formazione, funzionamento e manutenzione e aumenta l’affidabilità della rete.
• Global e-Mobility ha protetto i dispositivi di ricarica domestica intelligente JuiceBox DC e JuiceBox 4.0 rispettivamente attraverso: (i) un design internazionale registrato in Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti e (ii) un design internazionale registrato in Canada, Messico e Stati Uniti. L’attività di protezione della proprietà intellettuale sulle stazioni di ricarica per veicoli elettrici si è estesa anche alla registrazione in Unione Europea e negli Stati Uniti dei design dei prodotti JuiceMedia 2.0 e JuiceMod.
• Enel Global Services ha depositato in Italia una domanda di brevetto per invenzione industriale sul metodo di gestione dell’innovazione, protetto anche come marchio denominativo ENEL OOPS…! INNOVATION®. Tale metodo si basa sul perfezionamento dei processi industriali attraverso gli strumenti dell’Open Innovability®.

Più in generale, il Gruppo continua a investire risorse nello sviluppo di soluzioni a elevata densità di IP che si attesta principalmente nelle forme di protezione autoriale e segreto industriale su database e algoritmi di previsione dei mercati elettrici e gas, modelli quantitativi avanzati che utilizzano, tra l’altro, dati di scenario per valutare l’impatto del cambiamento climatico su specifici asset/attività produttive. In particolare, si segnalano modelli di sviluppo che hanno l’obiettivo di: (i) caratterizzare la capacità di un asset di ‘resistere’ ai possibili effetti del cambiamento climatico; (ii) quantificare la probabilità che un evento o una combinazione di eventi climatici danneggi l’impianto; e (iii) fornire un indice di ‘debolezza’ dell’asset, anche distribuito, con un approccio tecnico specifico per dare priorità alle azioni/ campi di miglioramento.

Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per servizi in concessione non ricompresi nell’applicazione dell’IFRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre 2022.

I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di 8.640 milioni di euro (8.633 milioni di euro al 31 dicembre 2021) riferibili essenzialmente alle concessioni per l’attività di distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colombia (1.047 milioni di euro), Cile (1.331 milioni di euro) e Perù (584 milioni di euro), per le quali non è normativamente prevista né prevedibile a oggi una data di scadenza all’esercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale appartengono le varie concessioni, sono sufficienti a recuperare il valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell’anno è riferita principalmente alla variazione del tasso di cambio. Per maggiori dettagli sulla voce “Accordi per servizi in concessione” si rimanda alla nota 20.

Le “Variazioni del perimetro di consolidamento” dell’esercizio 2022 si riferiscono principalmente all’acquisizione, in Italia, da parte di Enel Produzione, di ERG Hydro Srl (ora confluita in Enel Produzione), in seguito alla quale è incrementato il valore attribuito alle concessioni idroelettriche per 170 milioni di euro.

Gli “Impairment” ammontano nel 2022 a 13 milioni di euro, prevalentemente riferiti a immobilizzazioni in corso cui il management ha deciso di rinunciare e di non portare avanti; per ulteriori dettagli si rinvia alla nota 12.e.

Gli “Altri movimenti” accolgono prevalentemente i costi di progettazione connessi all’acquisizione di talune società veicolo brasiliane e l’adeguamento dei valori delle attività immateriali delle società argentine che operano in una economia iperinflazionata. 

Il decremento di 79 milioni di euro dell’avviamento è attribuibile maggiormente alla voce “Riclassifica da/ad ‘Attività classificate come possedute per la vendita’” (pari a -550 milioni di euro) il cui valore è attribuibile alla Romania (-404 milioni di euro) per la classificazione a discontinued operation, al Brasile (-85 milioni di euro) e al Cile (-61 milioni di euro) per la riclassifica come disponibili per la vendita rispettivamente di Enel Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás) ed Enel Transmisión Chile, società oggetto poi di vendita nel corso del 2022. Tale impatto negativo è stato in parte compensato dall’incremento delle variazioni di perimetro dovuto principalmente all’acquisto di Enel Hydro Appennino Centrale Srl (349 milioni di euro) e dalle “Differenze cambio” positive (147 milioni di euro) da ricondursi principalmente a Brasile, Cile e Stati Uniti. 

I criteri adottati per l’identificazione delle Cash Generating Unit (CGU) sono basati sulla revenue separation, ritenuto il criterio prevalente in considerazione della natura del business di riferimento tenendo anche conto delle regole di funzionamento e delle normative dei mercati in cui operano, e dell’organizzazione aziendale. Ai fini dei test di impairment relativi all’avviamento, le CGU identificate vengono raggruppate tenendo in considerazione le sinergie attese, coerentemente con la visione strategica e operativa del management, entro il limite dei settori operativi identificati ai fini dell’informativa di settore.

Viene inoltre precisato che nel 2022 le CGU esistenti sono state oggetto di analisi approfondite, finalizzate alla valutazione circa l’eventuale presenza di cambiamenti significativi ai sensi dello IAS 36, paragrafo 72. Tale analisi ha comportato una modifica delle CGU esistenti solo per Enel X Way, nuovo business globale nato dallo scorporo da Enel X della gestione della mobilità elettrica. In particolare, è stata individuata la nuova CGU di Enel X Nord America.

La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in bilancio è stata effettuata determinando il valore d’uso delle CGU o gruppi di CGU in esame mediante l’utilizzo di modelli discounted cash flow, che prevedono la stima dei flussi di cassa attesi e l’applicazione di un appropriato tasso di attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato quali tassi risk-free, beta e market risk premium. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima, tenuto anche conto dei rischi specifici delle singole CGU o gruppi di CGU, e desumibili:

• per il periodo esplicito dal Piano Industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo in data 21 novembre 2022, contenente le previsioni in ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e commerciali, nonché all’andamento delle principali variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle commodity. Si segnala che il periodo esplicito dei flussi di cassa preso in considerazione per l’impairment test è pari a tre anni; 
• per gli anni successivi, tenendo in considerazione le ipotesi sull’evoluzione di lungo termine delle principali variabili che determinano i flussi di cassa, la vita media utile residua degli asset o la durata delle concessioni.

In particolare, il valore terminale è stimato in base alle specificità dei business relativi alle diverse CGU o gruppi di CGU sottoposte alla procedura di impairment:

• perpetuità, in riferimento ai business di generazione con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui licenze e concessioni presentano scadenze a lungo termine e facilmente rinnovabili; e per i business Enel X ed Enel X Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how specifici sostenibili nel lungo termine;
• rendita annua, nel caso di CGU o gruppi di CGU caratterizzate prevalentemente dal business retail, la cui vita utile residua è pertanto sostanzialmente correlata alla durata media dei rapporti con i clienti; e per i business di generazione termica convenzionale (Generation and Trading). È utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto (i) del valore derivante dalla vita utile residua degli impianti e (ii) del valore residuo, nell’ipotesi di dismissione degli impianti, associato ai diritti di concessione, alla competitività dei siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle interconnessioni di rete.

Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) è pari alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o dell’inflazione (in funzione del Paese di appartenenza e del business) e comunque non eccedente il tasso medio di crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.  

Il Gruppo ha confermato le direttrici strategiche fondate sui trend legati alla transizione energetica. L’impiego di capitali è stato infatti incentrato su:

•  decarbonizzazione, con il progressivo sviluppo di energia rinnovabile e la contestuale uscita dalla produzione di energia elettrica a carbone e a gas (entro il 2040); 
• elettrificazione dei consumi finali, con l’incentivazione di nuovi prodotti e servizi per i clienti, contestualmente alla graduale uscita dal business di vendita del gas ai consumatori finali (da completarsi entro il 2040);
• digitalizzazione e potenziamento delle reti di distribuzione, per far fronte alla transizione energetica in corso e garantire la qualità del servizio ai clienti.

Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei prezzi delle commodity si conferma l’utilizzo di scenari “Paris reference”. In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta del prezzo della CO₂ , causata dalla progressiva riduzione dell’offerta di permessi a fronte di una crescente domanda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone dovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra domanda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una progressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.

Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attraverso analisi di sensitività, anche degli impatti derivanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo; in particolare:

• considerando un tasso di crescita di lungo termine allineato alla variazione della domanda elettrica 2026-2050 in base alle specificità dei business interessati, tenendo in considerazione assunzioni relative all’aumento della temperatura dovuto al cambiamento climatico e ai trend legati alla transizione energetica; 
• considerando variazioni della producibilità idroelettrica, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio, associate a ogni proiezione delle variabili climatiche e meteorologiche sottostanti (per es., temperatura, irradianza, velocità del vento e precipitazioni);
• il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione degli impianti di generazione di elettricità da fonti fossili coerentemente con l’obiettivo di zero emissioni dirette (Scope 1) e indirette da attività retail (Scope 3).

Al fine di verificare la robustezza del valore d’uso delle CGU, sono state condotte analisi di sensitività sui principali driver di valore, in particolare WACC, tasso di crescita di lungo periodo.
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su tutte le CGU analizzate un’eccedenza positiva del valore d’uso rispetto al valore contabile, che garantisce la totale recuperabilità dei valori contabili delle stesse nel Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022.

Di seguito viene riportata la composizione del saldo dei principali avviamenti per società cui la CGU appartiene, i tassi di sconto adottati e l’orizzonte temporale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati.

Di seguito vengono dettagliati i movimenti delle “Attività per imposte anticipate” e delle “Passività per imposte differite” per tipologia di differenze temporali, determinati sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimenti in vigore, nonché l’ammontare delle attività per imposte anticipate compensabili, ove consentito, con le passività per imposte differite.

Le “Attività per imposte anticipate” iscritte in bilancio al 31 dicembre 2022, in quanto sussiste la ragionevole certezza della loro recuperabilità, sono pari a 10.925 milioni di euro (11.034 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Le imposte anticipate nel corso dell’anno si decrementano di 109 milioni di euro, sostanzialmente per effetto: 

• del riversamento di imposte anticipate da parte di Enel Iberia, la capogruppo del consolidato fiscale in Spagna; 
• dei riversamenti delle imposte anticipate sulle differenze di valore delle immobilizzazioni principalmente in Italia e America Latina; 
• della riclassifica delle attività per imposte anticipate relative alle società classificate come disponibili per la vendita e discontinued operation nel corso dell’esercizio.

Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall’impatto della fiscalità anticipata legata all’andamento del fair value dei derivati di cash flow hedge, dall’impatto delle differenze cambio in America Latina e dalla fiscalità anticipata rilevata per la riorganizzazione societaria della nuova Linea di Business e-Mobility in Nord America e Spagna.

Si fa presente che non sono state accertate imposte anticipate su perdite fiscali pregresse e del periodo (1.129 milioni di euro) complessivamente pari a 352 milioni di euro, in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri imponibili fiscali non si ritiene probabile la loro recuperabilità.

Le “Passività per imposte differite”, pari a 9.542 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (9.259 milioni di euro al 31 dicembre 2021) accolgono essenzialmente la determinazione degli effetti fiscali sugli adeguamenti di valore delle attività acquisite in sede di allocazione definitiva del costo delle acquisizioni effettuate nei vari esercizi e la fiscalità differita sulle differenze tra gli ammortamenti calcolati in base alle aliquote fiscali, inclusi gli ammortamenti anticipati, e quelli determinati in base alla vita utile dei beni. Le imposte differite aumentano complessivamente di 283 milioni di euro, in particolare per effetto:

• dell’impatto delle riforme fiscali e dell’iperinflazione in Argentina; 
• dell’effetto fiscale calcolato sull’allocazione del disavanzo di fusione per incorporazione della società Enel Hydro Appennino Centrale Srl.

Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall’impatto della fiscalità anticipata legata all’andamento del fair value dei derivati di cash flow hedge, dall’impatto delle differenze cambio in America Latina e dalla riclassifica delle passività per imposte differite relative alle società classificate come disponibili per la vendita e discontinued operation nel corso dell’esercizio.

Nella seguente tabella è esposta la movimentazione delle principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

L’incremento del valore delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, nel 2022, è riconducibile prevalentemente:

• agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate prevalentemente per:
  • l’acquisizione della partecipazione in Mooney; in particolare con il perfezionamento di tale operazione da parte di Enel X S.r.l e Banca 5 entrambe le società hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney realizzando così un controllo congiunto sulla stessa. Successivamente, tutte le attività relative ai servizi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney, creando così una joint fintech europea; 
  • la rilevazione della partecipazione Gridspertise Srl in seguito alla cessione del 50% di tale società, precedentemente interamente detenuta, al fondo di private equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII (CVC); 
  • la rilevazione della partecipazione nella joint venture che detiene le società del progetto Matimba precedentemente controllate dal Gruppo Enel; – la rilevazione della partecipazione della società indiana Avikiran Surya India Private Limited precedentemente controllata;
  • la riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco per 114 milioni di euro nella voce “Partecipazioni in altre imprese”, a seguito della cessione da parte di Enel X International dell’1,1% della quota di partecipazione in Ufinet. Quindi, a valle di tale operazione Enel X International detiene una partecipazione indiretta del 19,5% nel capitale di Ufinet;
  • la vendita da parte di Enel X Chile SpA dell’intera partecipazione detenuta nelle società collegate Sociedad de Inversiones K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI Ebus Chile SpA;
  • la cessione del 50% delle quote di partecipazione detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in Rocky Caney Holding (che a seguito dell’operazione passano dal 20% al 10%); 
• ai risultati di pertinenza del Gruppo delle società valutate con il metodo del patrimonio netto (per 4 milioni di euro), il cui maggior contributo è riconducibile a Rusenergosbyt, alle società PowerCrop e alle società spagnole; 
• alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalentemente a Slovak Power Holding, a seguito dell’andamento positivo del fair value dei derivati di cash flow hedge, e alle società spagnole.
  

Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati: 

• dai dividendi distribuiti nel periodo (per 57 milioni di euro), principalmente da Rusenergosbyt e da alcune società spagnole;
• dalla riclassifica della partecipazione nella società spagnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le “Attività classificate come possedute per la vendita”.
  Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finanziarie delle principali società a controllo congiunto e collegate per il Gruppo, non classificate come possedute per la vendita secondo quanto previsto dall’IFRS 5.

Con riferimento ai contratti derivati classificati tra le attività finanziarie non correnti, si rimanda a quanto commentato nella nota 51 rispettivamente per i derivati di copertura e i derivati di trading.

Le attività non correnti derivanti da contratti con i clienti si riferiscono principalmente alle attività in fase di realizzazione derivanti da accordi per servizi pubblici in concessione “public-to-private” rilevati secondo quanto previsto dall’IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (492 milioni di euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il concessionario non abbia ancora maturato pienamente il diritto a farsi riconoscere tali attività dal concedente in quanto contrattualmente sussiste tuttavia un’obbligazione di fare perché il bene venga completato e possa essere remunerato attraverso la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2022 comprende investimenti del periodo per un ammontare pari a 1.174 milioni di euro.

Le attività correnti derivanti da contratti con i clienti accolgono principalmente le attività per lavori e servizi in corso su ordinazione (80 milioni di euro) relative a commesse per lavori ancora da fatturare il cui corrispettivo è subordinato all’adempimento di una prestazione contrattuale. Il valore al 31 dicembre 2022 delle passività non correnti derivanti da contratti con i clienti è da attribuire principalmente alla distribuzione in Italia (3.127 milioni di euro) e Spagna (2.620 milioni di euro) con riferimento alle modalità di rilevazione contabile dei ricavi legati agli allacci di nuovi utenti che vengono riscontati lungo la durata media dei contratti.

Le passività correnti derivanti da contratti con i clienti accolgono le passività relative ai ricavi da servizi di connessione alla rete elettrica con scadenza entro i 12 mesi per 1.234 milioni di euro rilevate principalmente in Italia e Spagna, nonché le passività per lavori in corso su ordinazione (509 milioni di euro). Come richiesto dall’IFRS 15 si riporta di seguito il riversamento a Conto economico per classe temporale delle passività derivanti da contratti con i clienti.

Le “Altre attività finanziarie non correnti” si incrementano di 2.655 milioni di euro principalmente per: • l’incremento dei crediti inclusi nell’indebitamento finanziario netto, come dettagliato nella nota 29.1; 

• l’aumento delle attività finanziarie relative agli accordi per servizi in concessione, soprattutto in Brasile; 
• la rilevazione della partecipazione in Zacapa Topco, a seguito della cessione da parte di Enel X International dell’1,1% della quota di partecipazione in Ufinet che ha determinato la perdita del controllo congiunto su Zacapa Topco. 

Di seguito il dettaglio della voce “Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value”: 

I titoli rappresentano gli strumenti finanziari nei quali le società assicurative olandesi investono parte della loro liquidità. L’incremento dei “Crediti finanziari diversi” è riconducibile principalmente a un incremento dei crediti finanziari per depositi di liquidità.

Le “Altre attività finanziarie correnti” si incrementano di 5.108 milioni di euro principalmente per l’aumento delle attività finanziarie correnti incluse nell’indebitamento finanziario netto, come dettagliato nella nota 30.1.

La variazione della voce è principalmente riconducibile:

•  all’incremento della quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine (per 1.300 milioni di euro), determinato essenzialmente dall’incremento del credito finanziario relativo al deficit del sistema elettrico spagnolo; 
• ai maggiori cash collateral versati alle controparti per l’operatività su contratti derivati (per 1.834 milioni di euro); 
• all’aumento della voce “Altre”, principalmente per l’aumento dei crediti finanziari a breve termine in Enel X Italia per effetto dei crediti fiscali ceduti relativi all’eco-sisma bonus (per 557 milioni di euro) e per l’aumento dei crediti finanziari in Brasile (per 1.210 milioni di euro) prevalentemente relativi alla cessione di Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás).

I “Crediti verso operatori istituzionali di mercato” aumentano di 40 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, principalmente in Spagna relativamente all’attività di distribuzione.

La voce “Altri crediti” al 31 dicembre 2022 include principalmente crediti tributari per 1.674 milioni di euro (2.286 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e depositi cauzionali per 301 milioni di euro (340 milioni di euro a fine 2021).
La variazione dell’anno risente prevalentemente dei minori crediti tributari registrati prevalentemente in Brasile, riconducibili al contenzioso relativo all’applicazione dei tributi PIS/ COFINS nel Paese per 253 milioni di euro e a minori crediti dovuti alla vendita di alcune società brasiliane per 976 milioni di euro, solo parzialmente compensati da un favorevole andamento dei cambi per 543 milioni di euro. 

I “Crediti verso operatori istituzionali di mercato” includono principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 617 milioni di euro (1.519 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e al sistema Spagna per 388 milioni di euro (667 milioni di euro al 31 dicembre 2021). La variazione in diminuzione è essenzialmente riconducibile ai minori crediti, registrati in Italia, verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA), vantati principalmente da e-distribuzione (429 milioni di euro) e da Servizio Elettrico Nazionale (106 milioni di euro) e connessi essenzialmente a meccanismi di perequazione. L’aumento dei “Crediti tributari diversi” per 434 milioni di euro è riconducibile principalmente ai maggiori crediti per imposte indirette e tasse in Italia (216 milioni di euro), in America Latina (100 milioni di euro) e nella capogruppo Enel SpA (282 milioni di euro), parzialmente compensato dalla diminuzione degli stessi registrata in Spagna (115 milioni di euro) e in Nord America (93 milioni di euro).

Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo sono costituite da materiali e apparecchi destinati alle attività di funzionamento, manutenzione e costruzione di impianti di generazione e reti di distribuzione nonché dalle giacenze di combustibili destinati a soddisfare le esigenze delle società di generazione e l’attività di trading. Nel corso dell’esercizio l’incremento complessivo delle rimanenze, pari a 1.744 milioni di euro, è da ricondurre principalmente alle maggiori giacenze di combustibili e materiali, apparecchi e altre giacenze registrate soprattutto in Italia (1.221 milioni di euro), Spagna (506 milioni di euro) e America Latina (69 milioni di euro), in particolare con riferimento alle scorte di gas destinato a soddisfare i fabbisogni degli impianti del Gruppo e ai maggiori stock di materiali di bassa e media tensione, parzialmente compensato dalla diminuzione delle giacenze in Russia e Romania (100 milioni di euro).