A partire dall’esercizio 2019, l’Assemblea degli azionisti di Enel SpA (“Enel” o la “Società”) ha deliberato con cadenza annuale l’adozione di piani di incentivazione di lungo termine su base azionaria destinati al management della stessa Enel e/o di società da questa controllate ai sensi dell’art. 2359 del codice civile; in particolare, ciascuno dei piani di incentivazione approvati (ossia, Piano di incentivazione di lungo termine per il 2019; Piano di incentivazione di lungo termine per il 2020; Piano di incentivazione di lungo termine per il 2021; Piano di incentivazione di lungo termine per il 2022, di seguito, rispettivamente “Piano LTI 2019”, “Piano LTI 2020”, “Piano LTI 2021”, “Piano LTI 2022” e, congiuntamente, i “Piani”) prevede, subordinatamente al raggiungimento di specifici obiettivi di performance, l’assegnazione di azioni ordinarie della Società (“Azioni”) ai rispettivi beneficiari. 
Nello specifico, i Piani approvati sono rivolti all’Amministratore Delegato/Direttore Generale di Enel e ai manager del Gruppo Enel che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o considerate di interesse strategico e prevedono l’assegnazione ai destinatari di un incentivo rappresentato da una componente di natura monetaria e da una componente azionaria. Il suddetto incentivo – determinato, al momento dell’assegnazione, in un valore base calcolato in rapporto alla remunerazione fissa del singolo destinatario – può variare, in funzione del livello di raggiungimento di ciascuno degli obiettivi di performance triennali previsti dai Piani, da zero fino a un massimo del 280% ovvero del 180% del valore base nel caso, rispettivamente, dell’Amministratore Delegato/Direttore Generale ovvero degli altri destinatari.
Tali Piani prevedono inoltre che, rispetto al totale dell’incentivo effettivamente maturato, il premio sia interamente corrisposto in Azioni (i) per l’Amministratore Delegato/Direttore Generale, fino al 100% del valore base assegnato (ovvero fino al 130% relativamente al solo Piano LTI 2022), e (ii) per gli altri destinatari, fino al 50% del valore base assegnato (ovvero fino al 65% relativamente al solo Piano LTI 2022).
L’erogazione dell’incentivo previsto dai singoli Piani è subordinata al raggiungimento di specifici obiettivi di performance nel corso del triennio di riferimento (c.d. “performance period”). Qualora tali obiettivi siano raggiunti, l’incentivo maturato viene erogato ai destinatari – sia per la componente azionaria sia per quella monetaria – per il 30% nel primo esercizio successivo al termine del performance period triennale e per il restante 70% nel secondo esercizio successivo al termine del performance period triennale. L’erogazione di una porzione rilevante della remunerazione variabile di lungo termine (pari al 70% del totale) risulta quindi differita al secondo esercizio successivo rispetto al triennio di riferimento degli obiettivi di perfor-mance dei singoli Piani (c.d. “deferred payment”). Nella tabella di seguito rappresentata vengono riportate alcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al Piano LTI 2020, al Piano LTI 2021 e al Piano LTI 2022. 
Per ulteriori informazioni sulle caratteristiche dei Piani si rinvia ai rispettivi Documenti informativi, predisposti ai sensi dell’art. 84 bis del Regolamento adottato dalla CONSOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971 (“Regolamento Emittenti”) e messi a disposizione del pubblico nella sezione del sito internet della Società (www.enel.com) dedicata alle Assemblee degli azionisti di riferimento, svoltesi rispettivamente in data 16 maggio 2019, 14 maggio 2020, 20 maggio 2021 e 19 maggio 2022.

In attuazione delle autorizzazioni conferite dalle Assemblee degli azionisti tenutesi nelle date sopra richiamate (16 maggio 2019, 14 maggio 2020, 20 maggio 2021 e 19 maggio 2022) e nel rispetto dei relativi termini e condizioni, il Consiglio di Amministrazione ha approvato – nelle adunanze del 19 settembre 2019, 29 luglio 2020, 17 giugno 2021 e 16 giugno 2022 – l’avvio di programmi di acquisto di Azioni proprie a servizio rispettivamente del Piano LTI 2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI 2022. Il numero di Azioni il cui acquisto è stato autorizzato dal Consiglio di Amministrazione per ciascun Piano, l’effettivo numero di Azioni acquistate, il relativo prezzo medio ponderato e il controvalore complessivo sono di seguito rappresentati. 

Per effetto degli acquisti effettuati a servizio del Piano LTI 2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI 2022, e tenuto conto della erogazione intervenuta in data 5 settembre 2022 di n. 435.357 Azioni ai destinatari del Piano LTI 2019, al 31 dicembre 2022 Enel detiene comples sivamente n. 7.153.795 Azioni proprie, pari allo 0,07% circa del capitale sociale.
Le seguenti informazioni riguardano gli strumenti rappresentativi di capitale assegnati durante gli esercizi 2019, 2020, 2021 e 2022.

Il fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale è misurato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla data di assegnazione⁽⁶¹⁾.
Il costo relativo alla componente azionaria è determinato con riferimento al fair value degli strumenti rappresentativi di capitale assegnati ed è rilevato lungo la durata del vesting period in contropartita alle riserve di patrimonio netto.
I costi totali del Gruppo rilevati a Conto economico ammontano a 11 milioni di euro nell’esercizio 2022 (9 milioni di euro nel 2021).
Non ci sono state cancellazioni o modifiche che hanno interessato il Piano LTI 2022 e/o il Piano LTI 2021 e/o il Piano LTI 2020 e/o il Piano LTI 2019.

(61) Con riferimento al Piano LTI 2019, la data di assegnazione si riferisce al 12 novembre 2019, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalità e tempi di assegnazione del Piano LTI 2019 ai destinatari. Con riferimento al Piano LTI 2020, la data di assegnazione si riferisce al 17 settembre 2020, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalità e tempi di assegnazione del Piano LTI 2020 ai destinatari. Con riferimento al Piano LTI 2021, la data di assegnazione si riferisce al 16 settembre 2021, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalità e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai destinatari. Con riferimento al Piano LTI 2022, la data di assegnazione si riferisce al 21 settembre 2022, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalità e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari

In quanto operatore nel campo della produzione, della distribuzione, del trasporto e della vendita di energia elettrica, nonché della vendita di gas naturale, Enel effettua transazioni con un certo numero di società controllate di rettamente o indirettamente dallo Stato italiano, azionista di riferimento del Gruppo. La tabella sottostante riepiloga le principali transazioni intrattenute con tali controparti. 

Inoltre, il Gruppo intrattiene rapporti di natura prevalentemente commerciale nei confronti delle società collegate o partecipate con quote di minoranza. 
Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e FONDENEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore, società Onlus di Enel operante nell’ambito dell’assistenza sociale e socio-sanitaria, rapporti istituzionali e di finalità sociale.
Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determinate dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. 

In osservanza degli obblighi informativi previsti dall’art. 13, comma 3, lettera c) (ii), del Regolamento CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato (il “Regolamento CONSOB OPC”), e dall’art. 13.4, lett. c) (ii), della Procedura per la disciplina delle operazioni con parti correlate adottata dalla Società (la “Procedura OPC Enel”), si segnala che nel corso dell’esercizio 2022 è stata effettuata un’operazione con parti correlate di maggiore rilevanza avente natura ordinaria e conclusa a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard. In particolare, tale operazione ha avuto a oggetto la stipula, in data 23 dicembre 2022, tra Enel SpA e un pool di enti finanziatori – composto da Banco BPM SpA, BPER Banca SpA, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Intesa Sanpaolo SpA e UniCredit SpA – di un contratto di finanziamento nella forma di linea di credito revolving per un importo di 12 miliardi di euro, garantita sino al 70% del valore nominale da SACE SpA. Tale linea di credito, con l’assistenza della relativa garanzia, è volta a soddisfare le esigenze delle società del Gruppo Enel operanti in Italia (nello specifico Enel Global Trading SpA) relative alla copertura dei collaterali per le attività di commercio sul mercato dell’energia e si colloca nell’ambito delle misure temporanee a sostegno della liquidità delle imprese, prestate sotto forma di garanzia, contemplate dall’art. 15 del decreto legge 17 maggio 2022, n. 50 convertito con legge 15 luglio 2022, n. 91 (c.d. “Decreto Aiuti”), come successivamente modificato.
L’operazione, intesa nel suo complesso, costituisce un’operazione con parti correlate in quanto Enel SpA, Cassa Depositi e Prestiti SpA e SACE SpA sono soggette al comune controllo del Ministero dell’Economia e delle Finanze e, tenuto conto degli importi sopra indicati (e, in particolare, in considerazione del controvalore della garanzia), si qualifica come operazione con parti correlate di “maggiore rilevanza”. Ciò posto, l’operazione in esame è stata conclusa avvalendosi dell’esenzione di cui all’art. 13, comma 3, lettera c), del Regolamento CONSOB OPC e all’art. 13.4, lettera c), della Procedura OPC Enel, in quanto operazione ordinaria conclusa a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard.
In particolare, l’operazione è ascrivibile all’ordinario esercizio dell’“attività finanziaria connessa all’attività operativa” del Gruppo di cui Enel SpA è a capo, tenuto conto tra l’altro dell’oggetto, della ricorrenza e delle dimensioni della stessa, nonché della natura delle controparti. Inoltre, i principali termini e condizioni a essa applicabili sono disciplinati dall’art. 15 del “Decreto Aiuti” e Cassa Depositi e Prestiti SpA applica a Enel SpA, per la quota del finanziamento di sua competenza, i medesimi termini e condizioni che sono applicati dalle altre banche.

Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti sopra descritti nonché dei rapporti economici e patrimoniali con parti correlate, società collegate e a controllo congiunto rispettivamente in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.

In merito all’informativa sulla retribuzione degli Amministratori, del Collegio Sindacale, del Direttore Generale e dei dirigenti con responsabilità strategiche, prevista dallo IAS 24, si rimanda alle seguenti tabelle.

Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che disciplina l’approvazione e l’esecuzione delle operazioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente ovvero per il tramite di società controllate (la “Procedura OPC Enel”). Tale procedura (reperibile all’indirizzo “https:// www.enel.com/it/investitori/governance/statuto-regolamenti-politiche”) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata in attuazione di quanto disposto dall’art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato (il “Regolamento CONSOB OPC”).

Ai sensi dell’art. 1, commi 125 e 126, della legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti e amministrazioni pubbliche italiane, nonché le erogazioni concesse da Enel SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati. L’informativa tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da soggetti pubblici/entità statali italiani; e (ii) delle erogazioni concesse da parte di Enel SpA e delle controllate del Gruppo a soggetti pubblici o privati residenti o stabiliti in Italia. L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo superiore a 10.000 euro, effettuate dal medesimo soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una pluralità di transazioni economiche. Il criterio di rilevazione utilizzato è quello cosiddetto “di cassa”.
Ai sensi delle disposizioni dell’art. 3 quater del decreto legge 14 dicembre 2018, n. 135, convertito dalla legge 11 febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all’art. 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.

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

Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2021, la variazione in diminuzione degli impegni assunti per gli “acquisti di energia elettrica” pari a 6.366 milioni di euro è riferibile essenzialmente al decremento registrato dalle società rientranti nella Regione America Latina, in particolare in Brasile, e risulta principalmente attribuibile alla vendita di Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás), parzialmente compensata dall’incremento registrato in Cile principalmente attribuibile all’accensione di nuovi contratti e all’andamento del prezzo delle commodity.
La variazione in aumento degli impegni per gli “acquisti di combustibili”, pari a 38.954 milioni di euro, è riferita principalmente alle forniture di gas, soprattutto in Italia e in Spagna, e ha risentito dell’aumento della domanda di gas naturale e del relativo prezzo.

Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e delle garanzie, si rinvia al paragrafo “Impegni per l’acquisto delle commodity” contenuto nella nota 49.

Di seguito sono riportate le principali attività e passività potenziali al 31 dicembre 2022 non rilevate in bilancio per assenza dei necessari presupposti previsti dal principio di riferimento IAS 37.

Con riferimento all’indagine penale avviata dalla Procura presso il Tribunale di Lecce nel 2017, afferente ai processi di riutilizzo, nell’ambito dell’industria cementiera, delle ceneri cosiddette “leggere”, la centrale termoelettrica di Brindisi Sud (“Centrale”) è stata al centro di un’indagine penale condotta nei confronti di alcuni indagati persone fisiche e della società Enel Produzione SpA (EP) ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001, che ha dato luogo a un sequestro preventivo con facoltà d’uso della centrale e al sequestro di beni e crediti a danno di EP fino alla concorrenza di un importo di circa 500 milioni di euro. I sequestri sono stati successivamente revocati in conseguenza del positivo esperimento di un incidente probatorio all’esito del quale i periti indipendenti nominati dal G.I.P. hanno confermato la non pericolosità delle ceneri, ritenendole idonee al riutilizzo nel ciclo del cemento, e la correttezza dei processi di gestione della centrale. Nel corso del 2021 si è tenuta l’Udienza Preliminare all’esito della quale il G.U.P. ha accolto la costituzione di parte civile del Comune di Brindisi, che ha quantificato il danno in circa 27 milioni di euro chiedendo una provvisionale di 8 milioni di euro, e della Regione Puglia, che non ha quantificato il danno, e ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati avanti al Tribunale di Brindisi. In sede di dibattimento, all’udienza al 26 maggio 2022, il Giudice, in accoglimento dell’eccezione sollevata da EP in merito alla nullità dell’udienza preliminare del 22 ottobre 2021, svoltasi senza la necessaria presenza delle parti, ha dichiarato la nullità dell’udienza preliminare e del relativo decreto di rinvio a giudizio, rimettendo gli atti al Tribunale di Lecce per lo svolgimento di nuova udienza preliminare. Nel corso della successiva udienza del 7 ottobre 2022, svoltasi con rito abbreviato su richiesta delle difese, è stato pronunciato il dispositivo della sentenza che ha assolto tutti gli imputati dai reati loro contestati con formula piena “perché il fatto non sussiste”, nonché di EP, dichiarando non sussistente l’illecito amministrativo contestato ai sensi del decreto legislativo n. 231/2001 in mancanza dei reati presupposto, in conformità con le conclusioni formulate dal Pubblico Ministero, dagli imputati e dalla stessa EP

Con provvedimento notificato in data 11 maggio 2017, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha avviato un procedimento per presunto abuso di posizione dominante nei confronti di Enel SpA (Enel), Enel Energia SpA (EE) e Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN). Il procedimento è stato avviato sulla base di segnalazioni effettuate dall’Associazione italiana di Grossisti di Energia e Trader (AIGET), dalla società Green Network SpA (GN), nonché da singoli consumatori. 
In data 20 dicembre 2018, l’AGCM ha adottato il provvedimento finale con il quale ha irrogato una sanzione amministrativa di circa 93 milioni di euro nei confronti di tutte e tre le società del Gruppo, per violazione dell’art. 102 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE). 
La principale condotta contestata sarebbe consistita in un abuso di posizione dominante da parte delle tre società (a vantaggio, in particolare, di EE) che si sarebbero avvalse, a danno dei trader concorrenti, del consenso privacy rilasciato dai clienti a SEN. Relativamente alle ulteriori contestazioni mosse con il provvedimento di avvio del procedimento, riguardanti l’attività di vendita all’interno dei punti fisici sul territorio (Punti Enel e Punti Enel Negozi Partner) e alle politiche di winback denunciate da Green Network, l’AGCM ha, invece, concluso che le evidenze istruttorie non avessero fornito un quadro probatorio sufficiente per imputare alle società del Gruppo alcuna condotta abusiva.
Le società hanno impugnato il provvedimento dell’AGCM avanti al TAR Lazio che, in data 17 ottobre 2019, ha parzialmente accolto i ricorsi presentati da SEN ed EE, riducendo il periodo dell’abuso e imponendo all’AGCM di rideterminare la sanzione secondo i criteri specificati in motivazione. Con provvedimento del 27 novembre 2019 l’AGCM ha rideterminato la sanzione in 27.529.786,46 euro.
Le sentenze del TAR sono state impugnate avanti al Consiglio di Stato che, con ordinanza del 20 luglio 2020, ha sospeso il giudizio e disposto il rinvio pregiudiziale dinanzi alla Corte di Giustizia dell’Unione Europea (CGUE) ai sensi dell’art. 267 TFUE, formulando alcuni quesiti volti a chiarire l’interpretazione del concetto di “abuso di posizione dominante” da applicarsi al caso di specie.
Con sentenza del 12 maggio 2022 la CGUE ha fornito l’interpretazione richiesta e, successivamente, il 1° dicembre 2022, il Consiglio di Stato, in applicazione degli indirizzi espressi dalla CGUE, ha integralmente annullato la sanzione emessa dall’AGCM e, accogliendo le difese svolte dalle società, ha ritenuto insussistente ogni ipotesi di abuso.

La disciplina nazionale delle concessioni idroelettriche di grande derivazione è stata da ultimo modificata dal c.d. “Decreto Semplificazioni” (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12), che ha introdotto una serie di novità in tema di affidamento di tali concessioni alla loro scadenza e in tema di valorizzazione dei beni e delle opere a esse collegate e da trasferire al nuovo concessionario. Tale normativa ha anche introdotto alcune modifiche in materia di canoni concessori, prevedendo una quota fissa e una quota variabile del canone, nonché l’obbligo di fornire energia gratuita a favore di enti pubblici (220 kWh di energia per ogni kW di potenza nominale media di concessione). In attuazione di tale legge statale e sulla base di una specifica delega, diverse Regioni (Lombardia, Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Provincia di Trento, Calabria e Basilicata e Abruzzo) hanno emanato leggi regionali. 
In particolare, le Regioni Lombardia, Piemonte ed Emilia-Romagna, in applicazione di dette nuove normative, hanno richiesto il pagamento, a Enel Green Power Italia e a Enel Produzione, sia del canone binomio sia della monetizzazione dell’energia gratuita.
Enel Green Power Italia ed Enel Produzione hanno impugnato gli atti attuativi delle leggi regionali Lombardia, Piemonte ed Emilia-Romagna e tutti i successivi avvisi di pagamento del canone binomio e della monetizzazione della fornitura di energia gratuita avanti al TAR e al Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche, chiedendone l’annullamento e sollevando la questione di illegittimità costituzionale sia della legge statale sia delle leggi regionali. Il TAR e successivamente il Consiglio di Stato, in grado di Appello, hanno declinato la propria giurisdizione a favore del Tribunale Superiore delle Acque, innanzi al quale Enel Green Power Italia ed Enel Produzione hanno riassunto i contenziosi per la prosecuzione dei giudizi, attualmente in fase istruttoria.
Le società hanno avviato i giudizi richiamati lamentando che gli atti attuativi regionali – così come la disciplina regionale di cui costituiscono attuazione – presentano forti profili di illegittimità costituzionale, in primis per violazione della normativa statale e di diversi princípi di rango primario tutelati sia dalla Costituzione italiana sia dall’ordinamento euro-unitario in materia di legittimo affidamento, tutela della proprietà, ragionevolezza, iniziativa privata, concessioni, laddove:

• prevedono l’applicazione retroattiva anche alle concessioni di grandi derivazioni in corso di validità della disciplina del canone binomio e dell’obbligo di fornitura gratuita di energia o del suo controvalore economico; 
• dispongono la monetizzazione dell’obbligo di fornitura gratuita di energia, non prevista dalla norma statale.

Inoltre, l’introduzione da parte delle Regioni di detti nuovi obblighi di corrispondere il nuovo canone binomio (articolato in una componente fissa e in una componente variabile) e di fornire gratuitamente un certo quantitativo annuale di energia, in termini di corresponsione del relativo controvalore monetario, a carico anche dei titolari di concessioni in corso di validità e non ancora scadute, determina un imprevisto e irragionevole squilibrio economico dei rapporti concessori. Tale circostanza si pone in evidente contrasto con i princípi di ragionevolezza, proporzionalità e legittimo affidamento degli oneri concessori, il cui rispetto è richiesto dalla giurisprudenza costituzionale qualora siano introdotte, nell’ambito di rapporti di durata, modifiche peggiorative.
Infine, sia la normativa statale sia quella regionale di attuazione violano princípi comunitari e princípi costituzionali quali per esempio il diritto di proprietà, il principio di certezza del diritto, la libertà di impresa. In particolare, le norme non prevedono espressamente il trasferimento del ramo d’azienda dal concessionario uscente a quello subentrante, e prevedono criteri inadeguati per la valorizzazione delle opere da trasferire che rischiano di concretizzarsi in un meccanismo sostanzialmente espropriativo, in violazione di princípi costituzionali.
Si segnala, infine, che il Consiglio dei Ministri aveva impugnato avanti la Corte Costituzionale alcune delle leggi regionali attuative emanate, denunciando la violazione di diversi princípi costituzionali. Enel Green Power Italia era intervenuta ad adiuvandum (insieme ad alcune associazioni di categoria e ad altri operatori del settore) nei giudizi di legittimità costituzionale promossi dal Governo contro la Provincia di Trento e le Regioni Lombardia, Piemonte e Basilicata. Il Consiglio dei Ministri ha successivamente deliberato di rinunciare ai ricorsi in quanto le censure di illegittimità in essi rilevate sono state risolte da successive leggi regionali. La Corte Costituzionale ha pertanto dichiarato estinti i giudizi, con la conseguente decadenza anche dei relativi atti di intervento di Enel Green Power Italia, nonostante questi ultimi avessero a oggetto profili di costituzionalità diversi rispetto a quelli sollevati dal Consiglio deli Ministri.

L’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM), in data 13 dicembre 2022, ha notificato ad Enel Energia SpA (“Società” o “EE”) e ad altre sei società (Hera, A2A, Acea, Eni Plenitude, Engie, Edison) l’avvio di un procedimento per pratiche commerciali scorrette contestando alle stesse la violazione di alcune disposizioni del Codice del Consumo e dell’art. 3 del decreto legge 9 agosto 2022, n. 115 (c.d. “Decreto Aiuti bis”) del 10 agosto 2022, convertito in legge n. 142 del 21 settembre 2022. Analoghi procedimenti erano stati avviati in precedenza nei confronti di altri quattro operatori (Iren, Iberdrola, E.ON e Dolomiti).
In particolare, l’AGCM, sulla base di alcune segnalazioni e senza alcuna istruttoria, ha contestato a EE di avere inviato ai propri clienti, nel periodo da maggio a ottobre 2022, comunicazioni di modifica del prezzo che, da un lato, avrebbero un contenuto generico ed omissivo nella misura in cui non precisano la data di scadenza delle condizioni economiche oggetto di rinnovo e, dall’altro, costituirebbero esercizio di ius variandi in quanto dirette a preannunciare la modifica delle condizioni economiche del rapporto di fornitura, in contrasto con quanto previsto dal citato art. 3 del “Decreto Aiuti bis”.
Con provvedimento di avvio del procedimento, l’AGCM ha contestualmente inibito in via cautelare l’invio di nuove comunicazioni di modifica del prezzo e imposto la rettifica di quelle già inviate.
Tutti gli operatori destinatari di detto ordine, compresa EE, hanno impugnato il provvedimento che si basava sull’assunto che qualsiasi modifica di prezzo fosse stata vietata ai fornitori nel periodo indicato dal “Decreto Aiuti bis” (10 agosto - 30 aprile).
Il Consiglio di Stato, con ordinanza del 22 dicembre 2022, resa nell’ambito del ricorso promosso da Iren, ha distinto i rinnovi contrattuali (delle offerte in scadenza) dallo ius variandi ed escluso per i primi l’applicabilità dell’art. 3 del citato decreto legge. Tale principio è stato recepito anche dal Governo che, con il cosiddetto “Decreto Milleproroghe” del 29 dicembre 2022, ha disposto che l’art. 3 del “Decreto Aiuti bis” non si applichi alle clausole contrattuali che consentono all’impresa fornitrice di energia elettrica e gas naturale di aggiornare le condizioni economiche contrattuali alla scadenza delle stesse, nel rispetto dei termini di preavviso contrattualmente previsti e fermo restando il diritto di recesso della controparte. Il “Decreto Milleproroghe” ha altresì esteso il periodo di durata del divieto al 30 giugno 2023. 
A seguito del pronunciamento del Consiglio di Stato e del suddetto intervento normativo chiarificatore, l’AGCM, con nuovo provvedimento cautelare del 30 dicembre 2022, ha disposto la conferma parziale dell’originario provvedimento cautelare e confermato l’inibitoria delle variazioni o dei rinnovi delle condizioni economiche dei contratti in scadenza per i quali non era specificamente individuata o comunque predeterminabile la data di scadenza nella relativa comunicazione inviata al cliente.
EE ha presentato ricorso per motivi aggiunti, la cui trattazione, unitamente a tutti i vari ricorsi proposti da altri operatori, è avvenuta all’udienza del 22 febbraio 2023, e si è in attesa della pubblicazione della sentenza.

A conclusione di un procedimento arbitrale avviato in Italia dalla società BEG SpA (BEG), Enelpower SpA (Enelpower) ha ottenuto nel 2002 un lodo favorevole, confermato nel 2010 dalla Corte di Cassazione, con cui è stata integralmente rigettata la domanda risarcitoria avversaria in relazione al presunto inadempimento di Enelpower di un accordo per la valutazione della costruzione di una centrale idroelettrica in Albania. Successivamente BEG, attraverso la propria controllata Albania BEG Ambient Shpk (ABA), società di diritto albanese, ha avviato in Albania un giudizio contro Enelpower ed Enel SpA (Enel), in relazione alla medesima questione, ottenendo dal Tribunale Distrettuale di Tirana, in data 24 marzo 2009, una decisione, confermata dalla Cassazione albanese, che ha condannato Enelpower ed Enel al risarcimento di un danno extracontrattuale di circa 25 milioni di euro per il 2004 e di un ulteriore danno, non quantificato, per gli anni successivi. ABA, a seguito di tale decisione, ha chiesto il pagamento di oltre 430 milioni di euro.
Il 5 novembre 2016 Enel ed Enelpower hanno promosso un giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione albanese, chiedendo la revocazione della sentenza emessa dal Tribunale Distrettuale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il procedimento è tuttora pendente.
Con sentenza della Corte d’Appello di Roma del 7 marzo 2022 si è concluso l’ulteriore giudizio intrapreso da Enel ed Enelpower dinanzi al Tribunale di Roma, teso a ottenere l’accertamento della responsabilità di BEG per avere aggirato il lodo arbitrale reso in Italia a favore di Enelpower mediante le predette iniziative assunte dalla controllata ABA. Con la suddetta sentenza la Corte d’Appello di Roma ha confermato la sentenza di primo grado resa dal Tribunale di Roma in data 16 giugno 2015 che aveva rigettato la domanda in rito.
In data 20 maggio 2021, inoltre, la Corte Europea dei Diritti dell’Uomo (CEDU) ha emesso la sentenza con la quale ha deciso sul ricorso promosso da BEG contro lo Stato italiano per violazione dell’art. 6.1 della Convenzione Europea dei Diritti dell’Uomo. Con tale decisione la Corte ha respinto la richiesta di BEG di riaprire il procedimento arbitrale di cui sopra e ha, altresì, rigettato la domanda risarcitoria di BEG per danni patrimoniali per circa 1,2 miliardi di euro, per insussistenza del nesso di causalità con la condotta contestata, riconoscendole un risarcimento di soli 15.000,00 euro per danni non patrimoniali.
Ciononostante, il 29 dicembre 2021, BEG, con un’azione ritenuta dalla società e dai suoi legali infondata e pretestuosa, ha deciso di convenire in giudizio dinanzi al Tribunale di Milano lo Stato italiano, per chiedere, come conseguenza della sentenza della CEDU, il risarcimento a titolo di responsabilità extracontrattuale di un importo quantificato in circa 1,8 miliardi di euro. In tale giudizio BEG ha altresì convenuto, a titolo di responsabilità solidale, Enel ed Enelpower. Con ordinanza del 14 giugno 2022 il Tribunale di Milano, in accoglimento dell’eccezione di incompetenza territoriale sollevata dall’Avvocatura dello Stato, ha dichiarato la propria incompetenza a conoscere della controversia in favore del Tribunale di Roma, foro esclusivamente competente a conoscere delle cause nelle quali è coinvolto lo Stato italiano, condannando BEG al pagamento delle spese processuali in favore dei convenuti. BEG non ha riassunto il giudizio dinanzi al Tribunale di Roma nel termine di legge del 14 ottobre 2022 e pertanto il procedimento si è estinto.
Poco tempo dopo, in data 3 novembre 2022, BEG ha riproposto le medesime domande risarcitorie del procedimento estinto, notificando un nuovo atto di citazione dinanzi al Tribunale di Milano nei confronti dei medesimi convenuti, a esclusione dello Stato italiano, che BEG ha dichiarato di non voler convenire in tale giudizio. L’udienza di prima comparizione è fissata per il 9 maggio 2023. La società sta predisponendo le proprie difese per procedere con la costituzione in giudizio al fine di contestare la domanda, che si ritiene del tutto pretestuosa e infondata, al pari della precedente analoga iniziativa. 

Francia
Nel febbraio 2012 ABA ha convenuto Enel ed Enelpower davanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in Francia. Enel ed Enelpower si sono costituite in giudizio contestando tale iniziativa. 
Successivamente all’instaurazione di tale giudizio, tra il 2012 e il 2013 sono stati altresì notificati a Enel France alcuni provvedimenti di sequestro conservativo presso terzi (Saisie Conservatoire de Créances) in favore di ABA di eventuali crediti vantati da Enel nei confronti di Enel France. Il 29 gennaio 2018 il TGI ha emesso una decisione favorevole a Enel ed Enelpower negando ad ABA il riconoscimento e l’esecuzione in Francia della sentenza del Tribunale di Tirana per insussistenza dei requisiti richiesti dal diritto francese ai fini dell’exequatur. In particolare, fra l’altro, il TGI ha statuito che: (i) la sentenza albanese contrasta con un giudicato preesistente (il lodo arbitrale del 2002) e (ii) la circostanza che BEG abbia cercato di ottenere in Albania ciò che non è riuscita a ottenere nel giudizio arbitrale italiano, riproponendo la medesima domanda tramite la sua controllata ABA, costituisce una frode alla legge. 
Successivamente, con sentenza del 4 maggio 2021, la Corte d’Appello di Parigi ha rigettato integralmente l’appello proposto da ABA, confermando integralmente, in particolare, l’inconciliabilità della sentenza albanese con il lodo arbitrale del 2002 statuita dal TGI, e ha condannato ABA a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000 euro ciascuna a titolo di spese legali.
In data 21 giugno 2021 ABA ha presentato ricorso dinanzi la Cour de Cassation avverso la sentenza della Corte d’Appello di Parigi. Enel ed Enelpower si sono costituite in giudizio e l’udienza di discussione finale della causa è fissata per il 28 marzo 2023.
Enel ha, infine, avviato un separato giudizio volto a ottenere la liberazione dei sequestri conservativi ottenuti da ABA e venuti meno in conseguenza della predetta decisione della Corte d’Appello. Con ordinanza del 16 giugno 2022 il Tribunale dell’Esecuzione di Parigi ha ordinato il rilascio dei sequestri conservativi, ordinando altresì ad ABA il pagamento in favore di Enel di una somma complessiva pari a circa 146.000 euro a titolo di risarcimento danni e spese legali. ABA ha impugnato la predetta ordinanza di rilascio, chiedendone la sospensione in via cautelare. L’istanza di sospensione cautelare è stata rigettata il 23 novembre 2022 e l’impugnazione prosegue nella fase di merito. Parallelamente, Enel sta provvedendo ad attivare le necessarie azioni per il recupero del credito.

Olanda
A fine luglio 2014 ABA ha promosso dinanzi al Tribunale di Amsterdam un procedimento per ottenere il riconoscimento e l’esecuzione della decisione albanese in Olanda. In seguito a una sentenza di primo grado favorevole ad ABA emessa il 29 giugno 2016, con decisione del 17 luglio 2018, la Corte d’Appello di Amsterdam ha accolto l’appello proposto da Enel ed Enelpower negando il riconoscimento e l’esecuzione della sentenza albanese in Olanda, in quanto arbitraria e manifestamente irragionevole, e pertanto contraria all’ordine pubblico olandese. Successivamente, il procedimento dinanzi alla Corte di’Appello è proseguito relativamente alla domanda subordinata avanzata da ABA volta a ottenere dalla Corte olandese una decisione sul merito della controversia oggetto del contenzioso in Albania, e in particolare sull’asserita responsabilità extracontrattuale di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzione della centrale in Albania. Con sentenza definitiva del 3 dicembre 2019 la Corte di’Appello di Amsterdam ha integralmente annullato la sentenza di primo grado del 29 giugno 2016 e ha rigettato ogni pretesa avanzata da ABA, così confermando il diniego del riconoscimento e dell’esecuzione della sentenza albanese in Olanda. La Corte è giunta a questa conclusione dopo aver affermato la propria giurisdizione sulla domanda subordinata di ABA e aver analizzato nuovamente il merito della causa ai sensi del diritto albanese, all’esito del quale ha riconosciuto l’insussistenza di qualsiasi responsabilità extracontrattuale in capo a Enel ed Enelpower. In conseguenza della decisione della Corte di’Appello, Enel ed Enelpower non sono tenute a versare alcuna somma ad ABA che, al contrario, è stata condannata dalla Corte di’Appello a rimborsare alle società i danni sofferti per aver subíto sequestri conservativi illegittimi, da quantificarsi nell’ambito di un apposito procedimento, e le spese del procedimento di primo grado e di appello.
Il 16 luglio 2021 la Corte Suprema ha rigettato integralmente l’impugnazione di ABA avverso le sentenze della Corte d’Appello, condannandola a rifondere le spese del giudizio. Le sentenze della Corte di’Appello sono pertanto passate in giudicato.

Lussemburgo
In Lussemburgo, sempre su iniziativa di ABA, sono stati notificati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni sequestri conservativi presso terzi di eventuali crediti vantati da entrambe le società del Gruppo Enel nei confronti della banca.
Parallelamente, ABA ha avviato un procedimento volto a riconoscere in Lussemburgo la sentenza del Tribunale di Tirana. Il procedimento, a causa di alcuni rallentamenti di carattere procedurale, si trova ancora in una fase iniziale e nessun provvedimento giudiziario è stato ancora assunto.

Stati Uniti e Irlanda
Nel 2014 ABA aveva avviato due procedimenti di exequatur dinanzi ai tribunali dello Stato di New York e d’Irlanda volti a ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in tali Paesi. Entrambi i procedimenti si sono conclusi favorevolmente per Enel ed Enelpower, rispettivamente, in data 23 febbraio e 26 febbraio 2018. Pertanto, non esistono procedimenti allo stato pendenti né in Irlanda, né nello Stato di New York.

Con decisione del 27 novembre 2017 in materia di incentivi ambientali per le centrali termoelettriche (Decisione), la Commissione Europea ha concluso, in via preliminare, che l’incentivo all’investimento ambientale per le centrali a carbone previsto nell’Ordinanza spagnola ITC/3860/2007 costituirebbe un aiuto di Stato ai sensi dell’art. 107 comma 1 Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE), manifestando dubbi sulla compatibilità di tale incentivo con il mercato interno, pur riconoscendo che si tratti di incentivi in linea con la politica ambientale dell’Unione Europea. In data 2 marzo 2018, la Direzione Generale della Concorrenza della Commissione (DGCUE) ha avviato un procedimento di indagine formale ai sensi dell’art. 108 comma 2 del TFUE al fine di stabilire se l’incentivo in discussione costituisse aiuto di Stato compatibile con il mercato interno. Il procedimento investigativo ex art. 108 del TFUE risulta ancora aperto. Il 13 aprile 2018 Endesa Generación SA, nella qualità di terzo interessato, ha presentato alcune osservazioni contrarie a questa interpretazione. Successivamente, il ricorso presentato da Gas Natural (oggi Naturgy) dinanzi al Tribunale Generale dell’Unione Europea contro la Decisione è stato rigettato l’8 settembre 2021. Tale decisione è stata impugnata da Naturgy e da EDP España dinanzi alla Corte di Giustizia dell’Unione Europea (CGUE). Endesa Generación ha chiesto di intervenire e, con ordinanza del 1° giugno 2022, la CGUE ha dichiarato la richiesta di intervento ammissibile. Endesa Generación ha quindi depositato gli atti di intervento nei giudizi avviati da Naturgy ed EDP España, rispettivamente, l’8 e il 13 luglio 2022.

In relazione ai vari regimi di finanziamento del Bonus Sociale adottati dal Governo spagnolo – in relazione ai quali il 21 dicembre 2021, il Tribunal Supremo aveva dichiarato il regime previsto dall’art. 45 comma 4 della Legge spagnola del Settore Elettrico n. 24/2013 del 26 dicembre (LSE) inapplicabile in quanto contrario all’art. 3.2 della Direttiva 2009/72/CE, in linea con la decisione resa in tal senso dalla Corte di Giustizia dell’Unione Europea (CGUE) il 14 ottobre 2021 – con sentenza n. 212/2022 del 21 febbraio 2022 il Tribunal Supremo ha altresì deciso sui ricorsi presentati da Endesa SA, Endesa Energía SAU ed Energía XXI Comercializadora de Referencia SLU (Endesa) e da altre società del settore energetico, contro il terzo regime di finanziamento del Bonus Sociale, e di cofinanziamento con le Pubbliche Amministrazioni della fornitura ai consumatori vulnerabili, previsto dall’art. 45, comma 4 della LSE, dal Regio Decreto Legge 7/2016, del 23 dicembre, e dal Regio Decreto 897/2017, del 6 ottobre. 
Con tale sentenza il Tribunal Supremo, accogliendo parzialmente i ricorsi, ha dichiarato (i) inapplicabile il predetto regime; (ii) inapplicabili e nulli gli articoli da 12 a 17 del Regio Decreto 897/2017, del 6 ottobre, e (iii) il diritto delle ricorrenti di essere indennizzate delle somme corrisposte a titolo di finanziamento del Bonus Sociale e di cofinanziamento con le Pubbliche Amministrazioni, e risarcite di tutti i costi sostenuti per adempiere alle obbligazioni previste da tale regime, deducendo gli importi eventualmente trasferiti sui clienti, ove applicabile. 
In assenza di adempimento spontaneo da parte dell’Amministrazione, il 10 novembre 2022 le società hanno presentato istanza di esecuzione della sentenza richiedendo il pagamento dei relativi importi; il procedimento è attualmente pendente.

Con effetto dal 1° gennaio 2019 Endesa ha comunicato ai lavoratori e alle loro rappresentanze sindacali la risoluzione del IV Contratto Collettivo (“IV Convenio Colectivo”) in forza del “contratto quadro di garanzia” e dell’“accordo sulle misure volontarie di sospensione o risoluzione dei contratti di lavoro nel periodo 2013-2018 “, stabilendo l’applicazione, a partire da tale data, della normativa di diritto comune in materia di lavoro, e relativi criteri giurisprudenziali. I sindacati rappresentati in azienda hanno avviato un’azione giudiziale di interesse collettivo in relazione alle divergenze interpretative sorte con Endesa circa gli effetti della risoluzione del IV Contratto Collettivo per quanto attiene, in particolare, ai benefíci sociali riconosciuti al personale in pensione. In data 26 marzo 2019 il tribunale di primo grado ha emesso una sentenza favorevole a Endesa, che i sindacati hanno impugnato dinanzi al Tribunal Supremo.
Il 7 luglio 2021 il Tribunal Supremo ha respinto con sentenza definitiva i ricorsi proposti dai sindacati contro la sentenza di primo grado, affermando che le prestazioni sociali (e tra queste, quelle relative alla tariffa elettrica) hanno origine esclusivamente nei Contratti Collettivi, sia per il personale attualmente in forza sia per quello in pensione, nonché per i loro familiari, con la conseguenza che la loro risoluzione (come avvenuto nel “IV Convenio Colectivo”) comporta la generale regolamentazione contrattuale delle condizioni ivi stabilite per i lavoratori in forza e, nel caso di personale in pensione e dei loro familiari, la definitiva estinzione di tutti i loro diritti, fino alla nuova regolamentazione (avvenuta poi con il “V Convenio Colectivo Marco de Endesa”). In parallelo erano state inoltre avviate numerose azioni individuali da parte di personale ed ex dipendenti che avevano aderito ad accordi di incentivo all’esodo (AVS) per faraccertare giudizialmente che la risoluzione del “IV Convenio Colectivo” non producesse effetti nei loro confronti. La maggioranza di questi procedimenti, inizialmente sospesi nell’attesa della definizione del giudizio collettivo dinanzi al Tribunal Supremo, è stata riassunta per recepire l’esito della sentenza di quest’ultimo, che ha effetto di cosa giudicata sui singoli giudizi relativi allo stesso oggetto essendo riferita a un “contenzioso collettivo”.
Nel frattempo, il 21 gennaio 2020 era stato emesso il lodo arbitrale nell’arbitrato instaurato presso il Servicio Interconfederal de Mediación y Arbitraje (SIMA) allo scopo di risolvere con la società le principali divergenze relative al “V Convenio Colectivo Marco de Endesa”. Con tale lodo sono state modificate alcune parti del “V Convenio Colectivo Marco de Endesa” che è stato successivamente firmato dalle Parti Sociali ed è entrato in vigore il 23 gennaio 2020. In quella stessa data Endesa ha firmato anche due ulteriori contratti collettivi (“contratto quadro di garanzia “ e “accordo sulle misure volontarie di sospensione o risoluzione dei contratti di lavoro”) con tutte le rappresentanze sindacali presenti in azienda. Il 17 giugno 2020, il “V Convenio Colectivo Marco de Endesa” è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale spagnola (Boletín Oficial del Estado) acquisendo piena efficacia. 
Nel frattempo, il 21 gennaio 2020 era stato emesso il lodo arbitrale nell’arbitrato instaurato presso il Servicio Interconfederal de Mediación y Arbitraje (SIMA) allo scopo di risolvere con la società le principali divergenze relative al “V Convenio Colectivo Marco de Endesa”. Con tale lodo sono state modificate alcune parti del “V Convenio Colectivo Marco de Endesa” che è stato successivamente firmato dalle Parti Sociali ed è entrato in vigore il 23 gennaio 2020. In quella stessa data Endesa ha firmato anche due ulteriori contratti collettivi (“contratto quadro di garanzia “ e “accordo sulle misure volontarie di sospensione o risoluzione dei contratti di lavoro”) con tutte le rappresentanze sindacali presenti in azienda. Il 17 giugno 2020, il “V Convenio Colectivo Marco de Endesa” è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale spagnola (Boletín Oficial del Estado) acquisendo piena efficacia. 
Con sentenza di primo grado del 15 novembre 2021 sono state respinte le domande dei sindacati e accertata la legittimità del “V Convenio Colectivo Marco de Endesa”. La sentenza è stata impugnata dai sindacati dinanzi al Tribunal Supremo e il giudizio è in corso di svolgimento.

Nel corso di un arbitrato per la revisione del prezzo di un contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale liquefatto (GNL) avviato da Endesa Generación SA, il convenuto, una società produttrice di GNL, ha presentato domanda riconvenzionale chiedendo il pagamento di circa 1 miliardo di dollari statunitensi. L’importo della domanda riconvenzionale potrebbe essere oggetto di revisione in funzione dell’evoluzione del mercato nei prossimi mesi e fino alla conclusione dell’arbitrato, prevista per il secondo trimestre 2023. La società ritiene che tale domanda riconvenzionale sia infondata e intempestiva, e i suoi consulenti legali esterni ritengono che la probabilità che venga accolta sia remota.

Nel 1998 la società brasiliana CIEN (oggi Enel CIEN) ha sottoscritto con Tractebel (oggi Engie Brasil Energia SA) un contratto per la messa a disposizione e fornitura di energia elettrica proveniente dall’Argentina attraverso la linea di interconnessione Argentina-Brasile di cui è proprietaria. A causa della regolamentazione argentina, emanata quale conseguenza della crisi economica del 2002, Enel CIEN si è trovata impossibilitata a mettere a disposizione l’energia a Tractebel.
Nell’ottobre 2009 Tractebel ha presentato una domanda giudiziale contro Enel CIEN. Enel CIEN ha contestato la pretesa invocando il caso di forza maggiore derivato dalla crisi argentina come argomento principale della sua difesa. Tractebel aveva altresì manifestato stragiudizialmente l’intenzione di acquisire il 30% della linea di interconnessione interessata. Con sentenza del 16 febbraio 2023 il Tribunale di primo grado ha rigettato nel merito le pretese avanzate da Tractebel nei confronti di Enel CIEN. È attualmente pendente il termine per impugnare tale decisione. Il valore stimato del contenzioso è di circa 658 milioni di real brasiliani (circa 117 milioni di euro), oltre danni da quantificare. Per analoghe ragioni anche la società Furnas, nel maggio 2010, aveva presentato una domanda giudiziale per la mancata consegna di energia elettrica da parte di Enel CIEN, chiedendo la corresponsione di circa 571,6 milioni di real brasiliani (circa 91 milioni di euro), oltre ai danni da quantificare, con la pretesa di acquisire la proprietà di una parte (in tal caso il 70%) della linea di interconnessione. Il giudizio si è concluso a favore di Enel CIEN con una sentenza emessa dal Tribunal de Justiça, passata in giudicato il 18 ottobre 2019, che ha rigettato tutte le pretese di Furnas.

La società Companhia Brasileira de Antibióticos (Cibran) ha avviato sei azioni giudiziali nei confronti della società del Gruppo Enel Ampla Energia e Serviços SA (oggi Enel Distribuição Rio de Janeiro) per ottenere il risarcimento di presunti danni subiti come conseguenza delle interruzioni nel servizio energetico fornito dalla società di distribuzione brasiliana tra il 1987 e il 2002, inclusi i danni morali. Il giudice ha disposto una perizia unica per i suddetti procedimenti, il cui esito è stato in parte sfavorevole a Enel Distribuição Rio de Janeiro. Quest’ultima ha impugnato la consulenza richiedendo l’espletamento di una nuova perizia che ha portato al rigetto di parte delle domande di Cibran, la quale ha successivamente impugnato tale nuova perizia, ma senza successo.
La prima domanda, presentata nel 1999 con riferimento agli anni dal 1995 al 1999, è stata decisa con una sentenza di primo grado, sfavorevole a Enel Distribuição Rio de Janeiro, che è stata successivamente ribaltata in appello, con decisione del Tribunal de Justiça che ha respinto tutte le richieste di Cibran. Tale decisione è passata in giudicato il 24 agosto 2020.
Con riferimento alla seconda domanda, presentata nel 2006 con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1° giugno 2015 è stata emessa una sentenza che ha condannato Enel Distribuição Rio de Janeiro al pagamento di danni materiali quantificati in 96.465.103 real brasiliani (circa 23 milioni di euro), oltre interessi e a un risarcimento pari a 80.000 real brasiliani (circa 19.000 euro) per danni morali. In data 8 luglio 2015, Enel Distribuição Rio de Janeiro ha presentato appello avverso tale decisione dinanzi al Tribunal de Justiça di Rio de Janeiro che, in data 6 novembre 2019, ha emesso una decisione che ha accolto nel merito la domanda di Enel Distribuição Rio de Janeiro, rigettando tutte le pretese di Cibran. Il 25 novembre 2019 Cibran ha presentato ricorso avverso la decisione del Tribunal de Justiça di Rio de Janeiro, che è stato rigettato preliminarmente per motivi formali in data 10 settembre 2020. In data 29 gennaio 2021 Cibran ha impugnato questa decisione dinanzi al Superior Tribunal de Justiça (STJ) con un ricorso (agravo de instrumento) che è stato rigettato in data 8 giugno 2021. In data 22 giugno 2021 Cibran ha presentato inoltre ricorso (agravo interno) al STJ che è stato rigettato il 24 marzo 2022. Il 19 aprile 2022 Cibran ha presentato un nuovo ricorso (recurso extraordinario), che è stato rigettato con decisione del 13 maggio 2022 avverso la quale Cibran ha presentato ricorso e il procedimento è attualmente pendente.
Con riguardo ai restanti quattro giudizi relativi agli anni 2001-2002, si è ancora in attesa di una decisione di primo grado. L’importo di tutte le controversie è stimato in circa 681 milioni di real brasiliani (circa 121 milioni di euro).

Nell’ambito del progetto di ampliamento della rete nelle zone rurali del Brasile, la società Companhia Energética do Ceará SA (Coelce, oggi Enel Distribuição Ceará), allora posseduta dallo Stato e oggi società del Gruppo, aveva sottoscritto nel 1982 contratti per l’utilizzo delle reti con alcune cooperative, create appositamente per realizzare il citato progetto. I contratti prevedevano il pagamento di un corrispettivo mensile da parte di Enel Distribuição Ceará, che avrebbe dovuto inoltre provvedere alla manutenzione delle reti.
Tali contratti, sottoscritti tra cooperative costituite in circostanze particolari e l’allora società pubblica, non identificavano con esattezza le reti oggetto dei contratti e ciò ha portato alcune di queste cooperative a promuovere azioni nei confronti di Enel Distribuição Ceará per chiedere, tra l’altro, la revisione del canone pattuito nel contratto. 
Tra questi procedimenti si evidenzia l’azione di Cooperativa de Eletrificação Rural do Vale do Acarau Ltda (Coperva) con un valore di circa 427 milioni di real brasiliani (circa 75 milioni di euro). Enel Distribuição Ceará ha ottenuto decisioni favorevoli in primo grado e in appello ma Coperva ha presentato un ulteriore ricorso (embargo de declaração), vertente su questioni procedurali, che è stato anch’esso rigettato dal giudice di secondo grado con sentenza dell’11 gennaio 2016. In data 3 febbraio 2016 Coperva ha quindi presentato un ricorso speciale davanti al Tribunal Superior de Justiça (TSJ), impugnando la decisione di secondo grado anche nel merito. Il ricorso di Coperva è stato accolto, il 5 novembre 2018, limitatamente alla decisione emessa dal giudice di secondo grado sul precedente ricorso (embargo de declaração). Il 3 dicembre 2018 Enel Distribuição Ceará ha presentato ricorso (agravo interno) avverso questa decisione al TSJ. Il procedimento è attualmente pendente.

Nel 2014 Eletropaulo (oggi Enel Distribuição São Paulo) ha avviato dinanzi alla giustizia federale brasiliana un’azione di annullamento del provvedimento amministrativo dell’Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) che, nel 2012, aveva introdotto retroattivamente un coefficiente negativo da applicarsi nella determinazione delle tariffe del successivo periodo regolatorio (2011-2015). Con tale provvedimento, l’ANEEL disponeva la restituzione del valore di alcune componenti della rete computate in tariffa perché ritenute inesistenti, nonché il rigetto della richiesta di Enel Distribuição São Paulo di includere nella tariffa ulteriori componenti. Tale provvedimento amministrativo dell’ANEEL è stato impugnato e in data 9 settembre 2014 ne è stata disposta in via cautelare la sospensione. Il procedimento di primo grado è ancora nelle sue fasi preliminari e il valore della causa è pari a circa 1,3 miliardi di real brasiliani (circa 241 milioni di euro).

Enel Distribuição São Paulo è stata convenuta in giudizio da Serviços de Eletricidade e Telecomunicações Ltda (Socrel) con una richiesta di risarcimento dei presunti danni sofferti in conseguenza di una serie di eventi culminata nell’asserita illegittima risoluzione da parte della società del Gruppo di una serie di contratti tra le parti, che avrebbe causato la crisi di liquidità di Socrel. All’esito di una perizia emessa nel corso del giudizio, la domanda di Socrel è stata quantificata in 295 milioni di real (circa 52 milioni di euro). Il procedimento è attualmente pendente in primo grado.

Il 19 aprile 2022, l’Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ha emesso la Risoluzione n. 3.026/2022 con la quale ha autorizzato un aumento tariffario per l’anno 2022 del servizio di distribuzione di energia elettrica effettuato da Enel Distribuição Ceará nella percentuale media del 24,85%. Sia soggetti privati che istituzioni pubbliche hanno impugnato questa risoluzione dinanzi ai Tribunale Regionale Federale del distretto di Ceará, per un totale di sei procedimenti, chiedendo, in via cautelare, la cancellazione degli effetti della risoluzione e, in via ordinaria, l’annullamento della stessa sul presupposto che l’aumento della tariffa sarebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, Enel Distribuição Ceará ha contestato le domande delle controparti, insistendo per la legittimità dell’adeguamento tariffario. In considerazione dell’identità del petitum e della causa petendi, il 21 giugno 2022 il Tribunale Regionale Federale ha rigettato la domanda cautelare delle controparti e ha riunito i sei procedimenti in un unico giudizio. Il 23 settembre 2022 Enel Distribuição Ceará ha inoltre allegato in giudizio che, in conseguenza di alcuni interventi legislativi, il prezzo della tariffa si è ridotto a seguito di una revisione tariffaria straordinaria e di una riduzione delle imposte. Il procedimento prosegue nel merito. Il valore della controversia è allo stato indeterminato. 

Nel gennaio 2020 si è concluso il procedimento di impugnazione della sanzione amministrativa emessa nell’agosto 2016 dalla Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) nei confronti di GasAtacama Chile (oggi Enel Generación Chile), avente a oggetto le informazioni fornite al CDEC-SING (Centro de Despacho Económico de Carga) relativamente alle variabili del Minimo Tecnico e del Tempo Minimo di Operazione nella centrale di Atacama. All’esito del procedimento l’importo della multa irrogata è stato ridotto da circa 6 milioni a circa 432.000 dollari statunitensi e il relativo importo è stato pagato dalla società.In relazione alla questione sopra menzionata, alcuni operatori del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), tra i quali Aes Gener SA, Eléctrica Angamos SA ed Engie Energía Chile SA, hanno convenuto in giudizio GasAtacama Chile al fine di ottenere il risarcimento dei danni, per un importo di circa 58 milioni di euro, i primi due, e circa 150 milioni di euro i restanti attori. I suddetti contenziosi sono stati in parte riuniti in un unico procedimento e sono attualmente pendenti (dopo la riassunzione del giudizio a seguito della revoca dell’emergenza nazionale conseguente alla pandemia da COVID-19, il tribunale ha notificato il provvedimento che determina i fatti sostanziali e controversi del giudizio, la fase istruttoria è terminata e il giudizio prosegue il suo svolgimento).

In relazione al progetto El Quimbo per la costruzione da parte di Emgesa (oggi Enel Colombia) di un impianto idroelettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colombia), sono pendenti alcuni giudizi (acciones de grupo e acciones populares) avviati da abitanti/pescatori della zona. In particolare, una prima azione collettiva, che si trova nella fase istruttoria, è stata avviata da circa 1.140 residenti del municipio di Garzón che lamentano che la costruzione della centrale ridurrebbe di circa 30% i ricavi delle loro attività. Un secondo procedimento è stato avviato, tra agosto 2011 e dicembre 2012, da abitanti e società/associazioni dei cinque comuni del Huila per presunti danni in relazione alla chiusura di un ponte (Paso El Colegio). In relazione alle cosiddette “acciones populares” (class action), nel 2008 alcuni abitanti della zona hanno avviato un procedimento per richiedere, tra l’altro, la sospensione della licenza ambientale. Nell’ambito di tale azione, l’11 settembre 2020, il Tribunale dell’Huila ha emesso una sentenza parzialmente sfavorevole a Emgesa, nella quale quest’ultima è stata condannata ad adempiere agli obblighi già previsti dalla licenza ambientale. Sia l’Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) che Emgesa hanno impugnato questa decisione dinanzi al Consiglio di Stato. Il 20 settembre 2022 l’appello di ANLA è stato rigettato perché tardivo. Il procedimento prosegue in relazione all’appello di Emgesa. Un’ulteriore acción popular è stata, invece, promossa da alcune società di pescatori in relazione al presunto impatto delle attività di riempimento del bacino del Quimbo sulla pesca nel bacino di Betania, a valle del Quimbo. Dopo una serie di decisioni in sede cautelare, il giudice del Huila si è pronunciato in data 22 febbraio 2016 autorizzando provvisoriamente la produzione per un periodo di sei mesi. Il giudice ha richiesto a Emgesa la predisposizione di un progetto tecnico al fine di garantire il rispetto dei livelli di ossigeno e il rilascio di una garanzia di circa 20.000.000.000 di pesos colombiani (circa 5,5 milioni di euro). Successivamente, il Tribunale del Huila ha disposto la proroga del termine di sei mesi, e pertanto, in assenza di provvedimenti giudiziari contrari, la centrale del Quimbo sta continuando a produrre energia in quanto il sistema di ossigenazione implementato da Emgesa ha finora dimostrato di consentire il raggiungimento dei livelli di ossigeno imposti dal Tribunale. Il 22 marzo 2018, l’ANLA e la CAM hanno presentato congiuntamente la relazione finale sulle attività di monitoraggio della qualità dell’acqua a valle della diga della centrale El Quimbo, con la quale entrambe le autorità hanno confermato il rispetto dei livelli di ossigeno da parte di Emgesa. Dopo il deposito delle memorie difensive delle parti, in data 12 gennaio 2021 si è appresa la notizia dell’emissione della sentenza di primo grado da parte del Tribunale del Huila (successivamente notificata alla società in data 1° febbraio 2021) la quale, pur riconoscendo che il sistema di ossigenazione implementato da Emgesa avesse mitigato i rischi associati alla tutela della fauna nel bacino di Betania, ha imposto una serie di obblighi in capo alle autorità ambientali coinvolte, nonché alla stessa Emgesa. In particolare, quest’ultima è stata chiamata a implementare un progetto di decontaminazione volto a garantire che l’acqua del bacino non generi rischi per la flora e la fauna del fiume e che sarà sottoposto a verifica dell’ANLA, nonché ad assicurare, in maniera permanente, l’operatività del sistema di ossigenazione già implementato, adeguandolo ai parametri richiesti dall’ANLA. Il 4 marzo 2021 Emgesa ha impugnato questa decisione in appello dinanzi al Consiglio di Stato. Il 31 dicembre 2021 il Consiglio di Stato ha dichiarato l’impugnazione di Emgesa ammissibile. Il procedimento prosegue in secondo grado.

Si tratta di una acción de grupo avviata dal Centro Médico de la Sabana e altri soggetti nei confronti di Codensa (oggi Enel Colombia) per ricevere la restituzione di quanto sarebbe stato asseritamente pagato in eccesso in tariffa. L’azione si fonda sull’asserita mancata applicazione da parte di Codensa di una agevolazione tariffaria cui avrebbero diritto gli attori in qualità di utenti appartenenti al livello di Tensione Uno (tensione minore di 1 kV) e proprietari delle infrastrutture, come stabilito nella delibera n. 82 del 2002, successivamente modificata dalla delibera n. 97 del 2008. La fase istruttoria si è conclusa e si è in attesa della sentenza. Il valore stimato del procedimento è di circa 337 miliardi di pesos colombiani (circa 96 milioni di euro).

PH Chucas SA (Chucas) è una società di progetto costituita da Enel Green Power Costa Rica SA a seguito dell’aggiudicazione di una gara bandita nel 2007 dall’Instituto Costarricence de Electricidad (ICE) per la realizzazione di un impianto idroelettrico da 50 MW e la vendita dell’energia prodotta dalla centrale allo stesso ICE in base a un contratto Build, Operation and Transfer (BOT).
In data 27 maggio 2015 Chucas ha avviato un procedimento arbitrale di fronte alla Cámara Costarricense-Norteamericana de Comercio (AMCHAM CICA) al fine di ottenere il riconoscimento dei maggiori costi sostenuti per la costruzione dell’impianto e dei ritardi nella realizzazione del progetto e l’annullamento delle penali comminate dall’ICE per un presunto ritardo nella finalizzazione delle opere. Con decisione emessa a novembre 2017 il Tribunale arbitrale ha riconosciuto a favore di Chucas i maggiori costi sostenuti nella misura di circa 113 milioni di dollari statunitensi (circa 91 milioni di euro) e le spese legali, e ha ritenuto che Chucas non dovesse corrispondere le penali all’ICE. L’ICE ha impugnato il lodo davanti alla Corte Suprema e, in data 5 settembre 2019, è stata notificata a Chucas la sentenza con la quale è stato parzialmente accolto il ricorso di nullità di ICE, limitatamente ad alcuni motivi formali del procedimento arbitrale e, pertanto, è stata dichiarata la nullità del lodo. In data 11 settembre 2019 Chucas ha presentato un recurso de aclaración y adición davanti alla stessa Corte che è stato parzialmente accolto in data 8 giugno 2020. Con tale decisione, la Corte Suprema ha integrato il dispositivo della sentenza del 5 settembre 2019 con alcune informazioni relative all’ammissione di elementi probatori depositati da Chucas senza, tuttavia, modificare la decisione in merito alla nullità del lodo arbitrale.
In data 14 luglio 2020 Chucas ha presentato una nuova domanda di arbitrato presso l’AMCHAM CICA stimata in via preliminare in circa 240 milioni di dollari statunitensi. Il 14 agosto 2020 ICE ha depositato la propria risposta, chiedendo l’archiviazione del procedimento sul presupposto di un difetto di giurisdizione del Tribunale arbitrale. L’istanza di archiviazione è stata respinta dall’AMCHAM CICA. In parallelo, ICE ha presentato alcuni ricorsi cautelari al Tribunal Contencioso Administrativo contro Chucas e l’AMCHAM CICA al fine di sospendere il procedimento arbitrale. Anche tali ricorsi, accolti in via preliminare, sono stati successivamente respinti. Successivamente, a maggio 2021, Chucas ha depositato la propria domanda arbitrale completa di richieste istruttorie, quantificando il valore della propria pretesa in circa 362 milioni di dollari statunitensi (circa 305 milioni di euro). A giugno 2021 ICE ha depositato le proprie difese, insistendo nell’eccezione di difetto di giurisdizione arbitrale, senza formulare domanda riconvenzionale. In data 4 agosto 2021 il Tribunale arbitrale ha rigettato l’eccezione di difetto di giurisdizione di ICE. La questione è stata successivamente sottoposta al vaglio della Corte Suprema e il procedimento arbitrale è stato sospeso.
Con provvedimento del 12 maggio 2022, successivamente notificato il 28 luglio 2022, la Prima Sezione della Corte Suprema ha dichiarato l’incompetenza del Tribunale arbitrale a conoscere della controversia. In data 8 agosto 2022 Chucas ha presentato alcuni ricorsi straordinari alla medesima Corte Suprema contro questa decisione, la cui risoluzione complessiva si attende intorno alla metà del 2023. L’arbitrato rimane sospeso.

In data 16 settembre 2020 è stata notificata a Kino Contractor SA de Cv (Kino Contractor), Kino Facilities Manager SA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA (Enel) una domanda di arbitrato presentata da Parque Solar Don José SA de Cv, Villanueva Solar SA de Cv e Parque Solar Villanueva Tres SA de Cv (insieme, le “Società di Progetto”), nella quale le Società di Progetto lamentano la violazione (i) da parte di Kino Contractor di alcune previsioni dell’EPC Contract e (ii) da parte di Kino Facilities di alcune previsioni dell’Asset Management Agreement, entrambi contratti relativi ai progetti solari di proprietà delle tre società attrici.
Enel – la quale è garante delle obbligazioni assunte da Kino Contractor e Kino Facilities in forza dei predetti contratti – è stata altresì chiamata in arbitrato, ma senza che siano state avanzate nei suoi confronti specifiche domande.
Le Società di Progetto, nelle quali Enel Green Power SpA è azionista minoritario, sono controllate da CDPQ Infraestructura Participación SA de Cv (controllata da Caisse de Dépôt et Placement du Québec) e CKD Infraestructura México SA de Cv. Dopo la domanda di arbitrato e la relativa risposta dei convenuti, le parti si sono scambiate ulteriori memorie introduttive, nell’ambito delle quali la pretesa economica delle controparti è stata aggiornata in circa 135 milioni di dollari statunitensi, mentre Kino Facilities non ha insistito nella propria domanda riconvenzionale. Nell’ottobre 2022 si è tenuta l’udienza e attualmente pende la fase conclusiva. L’emissione del lodo arbitrale è attesa per la metà del 2023.

Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC è stata convenuta in giudizio dinanzi alla New York Superior Court da parte di Allianz Risk Transfer Ltd, per un ammontare di circa 203 milioni di dollari statunitensi, in merito all’asserito debito maturato dalla società a partire da febbraio 2020 in relazione a un Proxy Revenue Swap. La domanda è contestata nella sua interezza. Il procedimento è attualmente pendente dinanzi alla Southern District Court di New York.

Nel 2011, Empresa de Gas de Talara SA (Gastalsa) aveva presentato una domanda dinanzi al Tribunale Civile di Talara chiedendo la revoca del provvedimento che annullava il conferimento della concessione di gas naturale del distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del Dipartimento di Piura in suo favore, e il conseguente trasferimento alla stessa del gasdotto di proprietà di Enel Generación Piura SA (EGPIURA). 
Il 6 gennaio 2022 il Tribunale aveva parzialmente accolto la domanda di Gastalsa. Così, nel mese di febbraio 2022 EGPIURA è venuta a conoscenza di una misura cautelare emessa dal Tribunale Civile di Talara della Corte Superiore di Giustizia di Sullana (Juzgado Civil de Talara de la Corte Superior de Justicia de Sullana) in favore di Gastalsa che ordinava alla Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, all’Organismo Superior de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) e al Ministero dell’Energia di (i) ripristinare la concessione di gas naturale del distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del Dipartimento di Piura in favore di Gastalsa; e (ii) procedere alla valorizzazione e al trasferimento dei gasdotti in suo favore. Quanto sopra comportava che il valore economico del gasdotto attualmente di proprietà di EGPIURA (che fornisce gas naturale alla centrale termica Malacas) fosse stimato per essere trasferito a Gastalsa.
In data 2 agosto 2022 la Sala Civil de la Corte Superior de Justicia de Sullana ha emesso sentenza di secondo grado sfavorevole a Gastalsa, rinviando la causa al tribunale di primo grado per una nuova decisione. In conseguenza di tale decisione, il 9 settembre 2022 la misura cautelare precedentemente emessa è stata integralmente revocata. Nel frattempo, nel mese di luglio 2022, il Tribunale Costituzionale, accogliendo la domanda di un altro operatore del sistema, terzo interessato, aveva dichiarato che la domanda originaria di Gastalsa era stata presentata fuori termine. In data 24 gennaio 2023 il Tribunale Costituzionale ha altresì respinto l’impugnazione di tale provvedimento. 

La società Slovenské elektrárne (SE) è coinvolta in diversi procedimenti avviati davanti alle corti nazionali in relazione all’impianto idroelettrico di 720 MW di Gabcíkovo, amministrato da Vodohospodárska Výstavba Štátny Podnik (VV) e la cui gestione e manutenzione, nel contesto della privatizzazione di SE del 2006, era stata affidata a SE per un periodo di 30 anni con un accordo di gestione (VEG Operating Agreement).
Subito dopo il closing della privatizzazione, il Public Procurement Office (PPO) ha promosso un’azione davanti al Tribunale di Bratislava al fine di accertare l’invalidità del VEG Operating Agreement sulla base di una asserita violazione della normativa sugli appalti pubblici, qualificando il predetto contratto come contratto di servizi e come tale soggetto alla citata normativa. Il primo grado di giudizio si è concluso nel novembre 2011 con decisione favorevole per SE, appellata dal PPO.
In parallelo all’azione del PPO, anche VV aveva iniziato diverse azioni e in particolare ha richiesto di dichiarare la nullità del VEG Operating Agreement. Il 12 dicembre 2014, inoltre, VV ha effettuato il recesso unilaterale dal VEG Operating Agreement, e, in data 9 marzo 2015, ha comunicato la risoluzione per inadempimento del citato contratto. Lo stesso 9 marzo 2015 è stato letto in udienza il dispositivo della decisione del tribunale di appello che, nell’ambito dell’azione promossa dal PPO, ha dichiarato la nullità del VEG Operating Agreement, in contrasto con la decisione del giudice di primo grado. SE ha presentato ricorso straordinario avverso tale decisione alla Corte Suprema che è stato respinto all’udienza del 29 giugno 2016. Successivamente, con sentenza del 18 gennaio 2017 è stato altresì respinto il ricorso presentato da SE dinanzi alla Corte Costituzionale.
Inoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato presso il Vienna International Arbitral Centre (VIAC) sulla base del VEG Indemnity Agreement. In base a questo accordo, sottoscritto nell’ambito della privatizzazione tra il National Property Fund (oggi MH Manazment, MHM) della Repubblica Slovacca e SE, quest’ultima aveva diritto a essere indennizzata in caso di interruzione anticipata del VEG Operating Agreement per motivi non imputabili a SE. In data 30 giugno 2017 il Tribunale arbitrale ha emesso la propria decisione con la quale ha rigettato la domanda di SE.
Parallelamente a tale procedimento arbitrale, sia VV sia MHM avevano avviato due procedimenti dinanzi ai tribunali slovacchi volti ad accertare e dichiarare l’invalidità del VEG Indemnity Agreement a causa dell’asserito collegamento di quest’ultimo con il VEG Operating Agreement. Tali procedimenti sono stati riuniti e, il 27 settembre 2017, il Tribunale Distrettuale di Bratislava II ha rigettato le domande per ragioni processuali. Sia VV che MHM hanno presentato appello, ed entrambe le impugnazioni sono state rigettate, confermando la decisione di primo grado a favore di SE. Avverso la decisione di rigetto del proprio appello VV ha presentato un ricorso straordinario (dovolanie) dinanzi alla Corte Suprema in data 9 marzo 2020 al quale SE ha risposto con memoria presentata l’8 giugno 2020 e ha anche presentato un ricorso davanti alla Corte Costituzionale slovacca, che è stato respinto il 29 luglio 2021. Il 24 marzo 2021 la Corte Suprema ha annullato la decisione della Corte di’Appello di Bratislava, rinviando il giudizio alla medesima Corte d’Appello per una nuova decisione, e il procedimento è attualmente pendente.
Sempre in ambito locale, VV ha intentato altresì diversi giudizi nei confronti di SE per l’accertamento di un asserito ingiustificato arricchimento da parte di quest’ultima (stimato in circa 360 milioni di euro, oltre interessi) per il periodo 2006-2015. SE ha presentato domanda riconvenzionale in tutti i menzionati procedimenti. In relazione a tali procedimenti si osserva quanto segue:

• con riguardo agli anni 2006-2008, all’udienza del 26 giugno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato in rito la domanda principale di VV e, conseguentemente, la domanda riconvenzionale di SE. La sentenza di primo grado è stata impugnata da entrambe le parti dinanzi alla Corte d’Appello di Bratislava. A livello di appello (a) il procedimento relativo all’anno 2006 si è concluso con la decisione del 6 dicembre 2022, notificata a SE in data 18 febbraio 2023, che ha confermato la pronuncia di primo grado. SE sta valutando le azioni da intraprendere; (b) i giudizi relativi agli anni 2007 e 2008 sono ancora pendenti; 
• i procedimenti relativi agli anni 2011, 2014 e 2015 sono tutti pendenti in primo grado e le parti hanno scambiato memorie scritte. Per i procedimenti relativi agli anni 2011 e 2014 la fissazione dell’udienza di primo grado ha subíto numerosi rinvii e, attualmente, risulta rinviata a data da destinarsi a causa della situazione di emergenza epidemiologica. Per il procedimento relativo all’anno 2015 l’udienza di primo grado è stata fissata al 7 marzo 2023; 
• i procedimenti relativi agli anni 2009, 2010 e 2013 si sono conclusi in primo grado con pronunce del Tribunale di Bratislava rispettivamente del 24, 15 e 22 novembre 2022, con le quali sono state rigettate in rito sia la domanda di VV sia la domanda riconvenzionale di SE. Tra dicembre 2022 e gennaio 2023 sia SE sia VV hanno proposto appello avverso le pronunce relative agli anni 2010 e 2013, e il 19 gennaio 2023 SE ha proposto appello anche avverso la pronuncia relativa all’anno 2009; 
• quanto al procedimento relativo all’anno 2012, il 2 febbraio 2023 è stata notificata a SE la sentenza di appello che ha confermato la pronuncia di primo grado di rigetto in rito sia della domanda di VV sia della domanda riconvenzionale di SE. SE sta valutando le azioni da intraprendere. 

Infine, in un altro procedimento VV ha richiesto a SE la restituzione del corrispettivo per il trasferimento da SE a VV degli asset tecnologici dell’impianto di Gabčíkovo, avvenuto nell’ambito della privatizzazione, per un valore di circa 43 milioni di euro, oltre interessi. Dopo aver emesso una decisione preliminare rilevando la carenza di legittimazione attiva di VV, il 18 dicembre 2020 il Tribunale di Bratislava ha reso una sentenza favorevole a SE, rigettando le pretese di VV. Il 4 gennaio 2021 VV ha proposto appello avverso tale decisione e il procedimento è pendente.

Whithholding Tax - Ampla 

Nel 1998 Ampla Energía e Serviços SA (Ampla) finanziò l’acquisizione di Coelce mediante l’emissione di bond per 350 milioni di dollari statunitensi (c.d. “Fixed Rate Notes” - FRN) sottoscritti da una propria filiale panamense, costituita al fine di raccogliere finanziamenti all’estero. In virtù di un regime speciale allora vigente, subordinato al mantenimento del prestito obbligazionario fino al 2008, gli interessi corrisposti da Ampla alla propria controllata fruivano di un regime di esenzione da ritenuta in Brasile.
Tuttavia, la crisi finanziaria del 1998 costrinse la filiale panamense a rifinanziarsi dalla propria controllante brasiliana, che a tal fine chiese appositi prestiti alle banche locali. L’Amministrazione Finanziaria ha ritenuto che tale ultimo finanziamento equivalesse a un’estinzione anticipata del prestito obbligazionario originario con conseguente perdita del diritto all’applicazione del predetto regime di esenzione.
Nel dicembre 2005 Ampla ha effettuato una scissione a favore di Ampla Investimentos e Serviços SA che comportò il trasferimento del residuo debito FRN e dei diritti e delle obbligazioni a esso riferiti.
In data 6 novembre 2012 la Camara Superior de Recursos Fiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha emesso una decisione sfavorevole per Ampla rispetto alla quale la società ha prontamente presentato al medesimo Organismo una richiesta di chiarimento. In data 15 ottobre 2013 è stato notificato ad Ampla il rifiuto della richiesta di chiarimento (embargo de declaração) e, pertanto, è stata confermata la precedente decisione sfavorevole. La società ha presentato una garanzia del debito e il 27 giugno 2014 ha proseguito il contenzioso dinanzi al Giudice Ordinario (Tribunal de Justiça). 
A dicembre 2017 il Giudice ha nominato un esperto al fine di approfondire ulteriormente il tema e, conseguentemente, supportare l’emissione della futura sentenza. A settembre 2018 l’esperto ha rilasciato la propria perizia richiedendo ulteriore documentazione. 
A dicembre 2018 la società ha prodotto l’ulteriore documentazione probatoria richiesta e attende di conoscere l’esito della valutazione del Giudice in merito agli argomenti e ai documenti presentati dalle parti.
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 246 milioni di euro.

PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribuição São Paulo

Nel marzo 2017 il Supremo Tribunal Federal del Brasile (STF) ha deliberato in merito al calcolo delle imposte PIS e COFINS confermando la tesi secondo cui l’ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, imposta sulla circolazione di beni e servizi) non rientrava nella base di calcolo del PIS e del COFINS.
Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si sarebbero prodotti a partire dal giudizio di marzo 2017, fatta eccezione per i contribuenti che avevano presentato ricorso prima di tale data. 
Le società brasiliane del Gruppo interessate dalla sentenza STF avevano già avviato azioni legali presso i rispettivi tribunali regionali federali. Successivamente, questi ultimi hanno notificato alle stesse la decisione finale, riconoscendo il diritto di dedurre l’ICMS applicata alle loro operazioni dalla base di calcolo del PIS e COFINS. Poiché l’eccedenza di pagamento delle imposte PIS e COFINS è stata trasferita ai clienti finali, contestualmente alla rilevazione di tali imposte recuperabili, è stata rilevata una passività verso gli stessi per i medesimi importi, al netto di qualsiasi costo sostenuto o da sostenere nei procedimenti legali. Tali passività rappresentano l’obbligo di restituire ai clienti finali le imposte recuperate.
Enel Distribuição São Paulo a tal proposito ha intrapreso due contenziosi attivi terminati a suo favore e relativi, rispettivamente, al periodo da dicembre 2003 a dicembre 2014 e da gennaio 2015 in avanti. In riferimento al secondo giudizio, la Federal Union ha depositato un’azione di rescissione avverso la società, contestando il fatto che parte del periodo in questione (antecedente a marzo 2017) sarebbe negativamente impattata dalla sentenza di maggio 2021 del STF sopra citata.
A maggio 2022 la società ha impugnato tale azione e difenderà il proprio operato nei diversi gradi di giudizio. Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 206 milioni di euro.

IRPJ/CSLL - Eletropaulo

Il 5 ottobre 2021 Eletropaulo ha ricevuto un avviso di accertamento, emesso dall’Autorità Fiscale brasiliana, con il quale viene contestata la deducibilità, ai fini delle imposte sul reddito (Imposto sobre a Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL), dell’ammortamento fiscale sugli extra valori generati da operazioni straordinarie, realizzate prima dell’acquisizione della società da parte del Gruppo Enel. In particolare, il periodo oggetto di contestazione va dal 2017 al 2019. 
La società, ritenendo solide le proprie argomentazioni, ha presentato la propria difesa nel primo grado di giudizio amministrativo.
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 137 milioni di euro.

PIS - Eletropaulo

Nel luglio del 2000 Eletropaulo ha instaurato un contenzioso per il riconoscimento di un credito PIS (Programa Integração Social) derivante da somme versate in applicazione di norme (Decreti Legge n. 2.445/1988 e n. 2.449/1988) successivamente dichiarate incostituzionali dal Supremo Tribunal Federal (STF). Nel maggio del 2012 è stata emessa dal Superior Tribunal de Justiça (STJ) la sentenza finale favorevole alla società che ha riconosciuto il diritto al credito.
Nel 2002, prima dell’emissione della citata sentenza finale favorevole, la società ha compensato il credito con altri tributi federali. Tale comportamento è stato contestato dall’Autorità Fiscale Federale ma la società, sostenendo la correttezza del proprio operato, ha impugnato in tribunale gli atti emessi dall’Autorità Fiscale Federale. A seguito della sconfitta in primo grado, la società ha presentato appello in secondo grado.
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 è di circa 123 milioni di euro.

ICMS - Ampla, Coelce ed Eletropaulo 

Gli Stati di Rio de Janeiro, di Ceará e di São Paulo hanno notificato diversi atti impositivi, rispettivamente alla società Ampla Energia e Serviços SA (per i periodi 1996-1999 e 2007-2017), alla società Companhia Energética do Ceará SA (Coelce) (per i periodi 2003, 2004, 2006-2012, 2015 e 2016) e alla società Eletropaulo (per il periodo 2008-2021), contestando la detrazione dell’ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, imposta sulla circolazione di beni e servizi) relativa all’acquisto di alcune immobilizzazioni. Le società hanno impugnato gli atti difendendo la corretta detrazione dell’imposta e sostenendo che i beni, la cui acquisizione ha generato l’ICMS, sono destinati all’attività di distribuzione di energia elettrica. 
Le società continuano a difendere il proprio operato nei diversi gradi di giudizio.
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 è di circa 95 milioni di euro.

Withholding Tax - Endesa Brasil

Il 4 novembre 2014 l’Autorità Fiscale brasiliana ha emesso un avviso di accertamento verso Endesa Brasil SA (attuale Enel Brasil SA) contestando una mancata applicazione di ritenute sul pagamento di presunti maggiori dividendi attribuibili a soggetti non residenti.
In particolare, nel 2009, Endesa Brasil, per effetto della prima applicazione degli IFRS-IAS, ha effettuato lo storno di un goodwill imputandone gli effetti a patrimonio netto, sulla base di quanto previsto dalla corretta applicazione dei princípi contabili adottati. Viceversa, l’Amministrazione Finanziaria brasiliana ha ritenuto – nel corso di una verifica fiscale – che la scelta contabile adottata dalla società non fosse corretta e che gli effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a Conto economico; per effetto di ciò, il corrispondente valore (circa 202 milioni di euro) è stato riqualificato quale pagamento di reddito a soggetti non residenti e, pertanto, soggetto a una withholding tax del 15%.
A tal riguardo, si annota che l’impostazione contabile adottata dalla società era stata confermata dall’Auditor esterno e altresì da una specifica legal opinion, rilasciata da uno Studio locale.
A seguito degli esiti sfavorevoli nei gradi di giudizio amministrativo, la società continua a difendere in via giudiziale il proprio operato e la correttezza del trattamento contabile adottato.
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 69 milioni di euro.

ICMS - Coelce 

Lo Stato di Ceará ha notificato nel tempo diversi atti impositivi alla società Companhia Energética do Ceará SA (Coelce) (per il periodo 2005-2014), contestando la determinazione della quota detraibile dell’ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, imposta sulla circolazione di beni e servizi) e in particolare la modalità di calcolo del pro rata di detrazione con riferimento ai ricavi derivanti dall’applicazione di una speciale tariffa prevista dal Governo brasiliano per la vendita di energia elettrica alle persone a basso reddito (Baixa Renda). 
La società ha impugnato i singoli atti difendendo la corretta detrazione dell’imposta e sostenendo la regolarità dei calcoli effettuati, e difende il proprio operato nei diversi gradi di giudizio.
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 è di circa 55 milioni di euro.

PIS - Eletropaulo

Nel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo brasiliano ha disposto un incremento dell’aliquota dell’imposta federale PIS (Programa Integração Social) da 0,50% a 0,65% attraverso l’emanazione di un provvedimento provvisorio (Executive Provisional Order).
Successivamente, il suddetto provvedimento provvisorio è stato reiterato per cinque volte prima della sua definitiva conversione in legge avvenuta nel 1998. Secondo la normativa brasiliana, l’aumento dell’aliquota fiscale (o l’istituzione di un nuovo tributo) può essere disposto solo in forza di legge ed è efficace una volta decorsi 90 giorni dalla sua pubblicazione. 
Pertanto, Eletropaulo ha instaurato un contenzioso argomentando che l’aumento dell’aliquota fiscale sarebbe stato efficace solo dopo 90 giorni dall’ultimo ordine provvisorio sostenendo, quindi, che siano da considerarsi nulli gli effetti dei primi quattro provvedimenti provvisori (in quanto mai convertiti in legge). Tale contenzioso si è concluso nell’aprile del 2008 riconoscendo la validità dell’incremento dell’aliquota del PIS a partire dal primo provvedimento provvisorio. Nel maggio 2008 l’Autorità Fiscale brasiliana ha intentato una causa nei confronti della società Eletropaulo per richiedere il versamento delle maggiori imposte corrispondenti all’incremento di aliquota per il periodo marzo 1996 - dicembre 1998. Al riguardo, Eletropaulo si è opposta a tale richiesta, nei diversi gradi di giudizio, sollevando l’intervenuta prescrizione dei tempi per l’emissione dell’avviso di accertamento. In particolare, essendo trascorsi più di cinque anni dal verificarsi del presupposto impositivo (dicembre 1995, data del primo provvedimento provvisorio) senza l’emissione di alcun atto formale, si contesta all’Autorità Fiscale la prescrizione del diritto di richiedere il versamento delle maggiori imposte nonché la possibilità di instaurare qualsiasi azione legale in tal senso.
Nel 2017, a seguito delle decisioni sfavorevoli pronunciate nei precedenti gradi di giudizio, Eletropaulo ha presentato appello – per vedere riconosciuti i propri diritti e per difendere il proprio operato – presso il Superior Tribunal de Justiça (STJ) e il Supremo Tribunal Federal (STF). I suddetti giudizi sono tuttora pendenti mentre, gli importi oggetto di contestazione sono stati oggetto di copertura mediante garanzia bancaria.
Con riferimento alla richiesta dell’Ufficio del Procuratore Generale del Dipartimento del Tesoro Nazionale brasiliano di sostituire la garanzia bancaria con un deposito giudiziario, il tribunale giudiziario di secondo grado ha accolto tale istanza. Pertanto, la società ha sostituito la garanzia bancaria con un deposito in contanti e ha presentato una mozione di chiarimento contro la relativa decisione, attualmente in attesa di giudizio.
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 45 milioni di euro.

FINSOCIAL - Eletropaulo

A seguito di una sentenza definitiva, emessa dalla Corte Regionale Federale l’11 settembre 2011, la società Eletropaulo ha visto riconosciuto il diritto alla compensazione di alcuni crediti FINSOCIAL (contributo sociale), relativi a somme versate da settembre 1989 a marzo 1992.
Nonostante lo scadere dei relativi termini di prescrizione (statute of limitations), l’Autorità Fiscale Federale ha contestato la determinazione di alcuni crediti e ha rigettato le corrispondenti compensazioni, emettendo alcuni atti impositivi che la società ha prontamente impugnato in via amministrativa, difendendo la correttezza dei propri calcoli e sostenendo la regolarità del proprio operato.
Dopo una sentenza sfavorevole in primo grado, la società ha presentato appello dinanzi al tribunale amministrativo in secondo grado.
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 è di circa 43 milioni di euro.

Imposte sui redditi - Enel Iberia, Endesa e controllate

Nel 2018 l’Autorità Fiscale spagnola ha concluso una verifica generale che ha interessato le società del Gruppo facenti parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale verifica, avviata nel 2016, ha interessato l’imposta sui redditi delle società, l’imposta sul valore aggiunto e le ritenute (principalmente relativamente agli anni dal 2011 al 2014). 
Con riferimento alle principali contestazioni, le società interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado amministrativo (Tribunal Económico-Administrativo Central - TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato. In relazione alle contestazioni in materia di imposta sui redditi delle società, il contenzioso valutato con esito possibile ammonta a circa 133 milioni di euro al 31 dicembre 2022:

• Enel Iberia difende la correttezza del criterio adottato per la determinazione della deducibilità di minusvalenze derivanti da vendite azionarie (circa 88 milioni di euro) e di alcuni oneri finanziari (circa 15 milioni di euro);
• Endesa e le sue controllate principalmente difendono la correttezza del criterio adottato per la deducibilità di alcuni oneri finanziari (circa 24 milioni di euro) e di costi per lo smantellamento di centrali nucleari (circa 6 milioni di euro). 

Nel 2021 l’Autorità Fiscale spagnola ha concluso una nuova verifica generale relativamente agli anni dal 2015 al 2018. Le società interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado amministrativo (TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato. In relazione alla principale contestazione in materia di imposta sui redditi delle società, riferibile alla deducibilità di alcuni oneri finanziari, il contenzioso valutato con esito possibile ammonta a circa 222 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (Enel Iberia 210 milioni di euro; Endesa SA 12 milioni di euro).

Imposte sui redditi - Enel Green Power España SL 

Il 7 giugno 2017 l’Autorità Fiscale spagnola ha emesso un avviso di accertamento verso Enel Green Power España SL, contestando il regime di neutralità fiscale applicato alla fusione di Enel Unión Fenosa Renovables SA (EUFER) in Enel Green Power España SL avvenuta nel 2011. Tale rilevo si fonda sulla presunta assenza di valide ragioni economiche a supporto dell’operazione.
Il 6 luglio 2017 la società ha impugnato l’atto in primo grado amministrativo (Tribunal Económico-Administrativo Central - TEAC), difendendo la correttezza del trattamento fiscale applicato alla fusione. Al riguardo, la società ha fornito il supporto documentale attestante le sinergie conseguite per effetto della fusione al fine di dimostrare l’esistenza delle valide motivazioni economiche a supporto della stessa. Il 10 dicembre 2019 il TEAC ha respinto il ricorso e la società continua a difendere il proprio operato in sede giudiziale (Audiencia Nacional). Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 è di circa 100 milioni di euro.

Withholding Tax - Enel Servizio Elettrico Nazionale

In esito a una verifica fiscale avviata nel marzo 2018 e in seguito a una successiva attività istruttoria condotta mediante l’invio di questionari alle banche intervenute in qualità di cessionarie in talune operazioni di acquisto dei crediti della Società Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) verso i clienti mass market oggetto di un accordo quadro, in data 19 dicembre 2018 l’Agenzia delle Entrate - Direzione Regionale del Lazio - Ufficio Grandi Contribuenti ha notificato alla società un avviso di accertamento con il quale è stata contestata la presunta violazione degli obblighi di sostituto di imposta, relativamente alle somme corrisposte alle banche nell’ambito delle già menzionate operazioni di cessione intervenute nell’anno 2013.
In particolare, tale contestazione scaturisce da una valutazione dell’Ufficio che ha: (i) riqualificato, ai soli fini fiscali, la cessione dei crediti in una operazione di finanziamento; (ii) ipotizzato un presunto obbligo di ritenuta in capo alla società da commisurarsi sul costo dell’operazione (come differenza tra il valore nominale dei crediti ceduti e il prezzo di cessione), ricostruendo le vicende successive dei crediti oggetto di cessione (cessioni ulteriori e/o cartolarizzazione con soggetti non residenti effettuate dalle banche), alle quali la società è estranea.
Nei primi gradi del giudizio, scaturito in seguito alla impugnazione da parte di SEN dell’avviso di accertamento, non hanno trovato accoglimento le eccezioni della società sulla illegittimità della contestazione per l’erronea riqualificazione, ai fini fiscali, dell’operazione e, conseguentemente, dei flussi di pagamento operata dall’Ufficio e nonostante la violazione di rilevanti aspetti procedurali nell’attività di accertamento.
Nel corso del 2022 si sono manifestati i presupposti per una soluzione transattiva, cui la società ha ritenuto di poter aderire al solo fine di evitare la prosecuzione del contenzioso pendente in relazione a una materia caratterizzata da condizioni di incertezza interpretativa; tale soluzione prevede una rimodulazione complessiva della pretesa erariale e la non reiterazione delle contestazioni per le annualità successive.
Tale definizione ha comportato il pagamento nell’esercizio di somme da parte della società per un ammontare di circa 45 milioni di euro e la cessazione della materia del contendere.

Di seguito l’elenco dei princípi e delle modifiche ai princípi e alle interpretazioni la cui data di efficacia per il Gruppo è successiva al 31 dicembre 2022.

• “Amendments to IAS 1 - Classification of Liabilities as Current or Non-current”, emesso a gennaio 2020. Le modifiche interessano le previsioni dello IAS 1 relativamente alla presentazione delle passività. Più nel dettaglio, le modifiche chiariscono: 
  • i criteri per classificare una passività come corrente o non corrente, specificando cosa si intende per diritto di una società a differire il regolamento e specificando che tale diritto deve esistere alla fine dell’esercizio;
  • che la classificazione non è influenzata dalle intenzioni o aspettative del management su quando il diritto di differire il regolamento di una passività sarà esercitato;
  • che esiste un diritto di differire solo se sono soddisfatte le condizioni specificate nel contratto di prestito alla fine dell’esercizio, anche se il creditore non verifica la conformità fino a una data successiva; e
  • che il regolamento si riferisce al trasferimento alla controparte di liquidità, strumenti rappresentativi di capitale, altri beni o servizi. Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2024(62) o successivamente. 
• “Amendments to IAS 1 - Non-current Liabilities with Covenants”, emesso a ottobre 2022. Lo IAS 1 richiede di classificare il debito come non corrente solo nel caso in cui sia possibile evitare di saldare il debito nei 12 mesi successivi alla data di bilancio. Le modifiche al principio migliorano l’informativa da fornire quando la facoltà di differire il regolamento di una passività per almeno 12 mesi è subordinata al rispetto di covenant e specificano che la classificazione del debito come corrente o non corrente alla data di bilancio non è influenzata da covenant da rispettare successivamente alla data di bilancio. Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2024. 
• “Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2 - Disclosure of Accounting Policies”, emesso a febbraio 2021. Le modifiche hanno lo scopo di supportare le società nel decidere quali princípi contabili illustrare in bilancio. Le modifiche allo IAS 1 richiedono di fornire informazioni sui princípi contabili rilevanti, piuttosto che su quelli significativi. Una guida su come applicare il concetto di materialità all’informativa sui princípi contabili è fornita dalle modifiche all’IFRS Practice Statement 2. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2023 o successivamente. 
• “Amendments to IAS 8 - Definition of Accounting Estimates”, emesso a febbraio 2021. Le modifiche hanno lo scopo di chiarire come distinguere tra cambiamenti nei princípi contabili e cambiamenti nelle stime contabili; la definizione di cambiamenti nelle stime contabili è sostituita con la definizione di stime contabili intese come “importi monetari che in bilancio sono soggetti a incertezza nella misurazione”. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2023 o successivamente. 
• “Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction”, emesso a maggio 2021. Le modifiche richiedono alle società di rilevare la fiscalità differita sulle transazioni che, alla rilevazione iniziale, danno origine a differenze temporanee imponibili e deducibili di uguale ammontare. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2023 o successivamente. 
• “Amendments to IFRS 10 and IAS 28 - Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture”, emesso a settembre 2014. Le modifiche chiariscono il trattamento contabile di vendite o conferimenti di attività tra un investitore e le sue collegate o joint venture. Le modifiche confermano che il trattamento contabile varia a seconda che le attività vendute o conferite a una società collegata o joint venture costituiscano un “business” (come definito dall’IFRS 3). Lo IASB ha rinviato indefinitamente la data di prima applicazione delle modifiche in oggetto. 
• “IFRS 17 - Insurance Contracts”, emesso a maggio 2017. Il principio introduce differenti modelli per calcolare i costi di assicurazione e riassicurazione. Il principio sarà applicabile a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2023 o successivamente. Il Gruppo ha effettuato il ricalcolo degli impatti legati alla prima applicazione dell'IFRS 17 al 1° gennaio 2022 e l’impatto complessivo al 31 dicembre 2022 è stimato positivamente fino a un massimo di 30 milioni di euro, prevalentemente per effetto dell'attualizzazione delle riserve. 
• “Amendments to IFRS 16 - Lease Liability in a Sale and Leaseback”, emesso a settembre 2022. Le modifiche richiedono al venditore-locatario di valutare l’attività per il diritto d’uso derivante da un’operazione di vendita e retrolocazione in proporzione al valore contabile precedente dell’attività oggetto dell’accordo e in linea con il diritto d’uso mantenuto; di conseguenza, al venditore-locatario sarà concesso di rilevare solo l’importo dell’eventuale plusvalenza o minusvalenza relativa ai diritti trasferiti all’acquirente-locatore.
  Le modifiche non prescrivono specifici requisiti di valutazione per le passività derivanti da una retrolocazione; tuttavia, includono esempi che illustrano la misurazione iniziale e successiva della passività includendo pagamenti variabili che non dipendono da un indice o da un tasso.
  Tale rappresentazione costituisce una deviazione dal modello generale di contabilizzazione previsto dall’IFRS 16, in cui i pagamenti variabili, che non dipendono da un indice o da un tasso, sono rilevati a Conto economico nel periodo in cui si verifica l’evento o la condizione che determina tali pagamenti. A tal riguardo, il venditore-locatario dovrà sviluppare e applicare una policy contabile per determinare i pagamenti del leasing in modo tale che qualsiasi importo dell’utile o della perdita relativo al diritto d’uso trattenuto non venga riconosciuto.
  Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2024; è prevista l’applicazione retrospettica, in conformità allo “IAS 8 - Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors”, per le vendite e le operazioni di retrolocazione stipulate dopo la data di applicazione iniziale dell’IFRS 16.

Il Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla futura applicazione delle nuove disposizioni.

In data 9 gennaio 2023 Enel SpA ha lanciato sul mercato europeo l’emissione di prestiti obbligazionari non convertibili, subordinati ibridi perpetui con denominazione in euro, destinati a investitori istituzionali, per un ammontare complessivo pari a 1,75 miliardi di euro (i “Nuovi Titoli”). Contestualmente, Enel ha inoltre annunciato, con distinta notice, il lancio di offerte volontarie volte a riacquistare per cassa, e successivamente cancellare, per un totale complessivo nominale pari all’importo raccolto con i Nuovi Titoli, tutto o parte del prestito obbligazionario ibrido perpetuo in circolazione da 750 milioni di euro, con prima call date ad agosto 2023, nonché parte del prestito obbligazionario ibrido in circolazione da 1.250 milioni di dollari statunitensi, con scadenza a settembre 2073 e prima call date a settembre 2023, subordinatamente al verificarsi di talune condizioni sospensive.

Con la conclusione dell’offerta volontaria lanciata il 9 gennaio 2023 e conclusa il 16 gennaio 2023, in data 18 gennaio 2023 Enel ha annunciato che procederà a riacquistare per cassa il proprio prestito obbligazionario ibrido perpetuo in circolazione denominato in euro per un importo nominale complessivo pari a 699.970.000,00 euro. Considerato l’importo nominale raccolto attraverso l’emissione dei Nuovi Titoli e l’importo nominale dei titoli acquistati in relazione alla tender offer sul prestito obbligazionario in euro, non trova applicazione l’ammontare massimo di accettazione (“Capped Maximum Amount”) per la concomitante tender offer sul prestito obbligazionario ibrido da 1.250 milioni di dollari statunitensi con scadenza a settembre 2073 e prima call date a settembre 2023.

In conseguenza del venir meno dell’ammontare massimo di accettazione (“Capped Maximum Amount”) sul prestito obbligazionario in dollari statunitensi, come annunciato in data 18 gennaio 2023, Enel ha accettato per il riacquisto tutte le offerte validamente pervenute alla Early Tender Deadline in relazione al prestito obbligazionario in dollari statunitensi per un importo nominale complessivo di 411.060.000 dollari statunitensi.

In data 14 febbraio 2023 Enel Finance International NV ha lanciato sul mercato Eurobond un Sustainability-Linked Bond in due tranche rivolto agli investitori istituzionali per un totale di 1,5 miliardi di euro. La nuova emissione prevede per la prima volta l’utilizzo da parte di Enel di molteplici Key Performance Indicators (KPI) per tranche. Una tranche dell’emissione combina un KPI collegato alla tassonomia dell’UE con un KPI collegato agli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite. L’altra tranche del bond è collegata a due KPI associati alla traiettoria del Gruppo di completa decarbonizzazione, attraverso la riduzione delle emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra.

In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel, tramite la controllata Enel Argentina, ha siglato e perfezionato un accordo per la vendita all’azienda energetica Central Puerto SA del 75,7% detenuto dal Gruppo nella società di generazione termoelettrica Enel Generación Costanera. Contestualmente, Enel ha firmato l’accordo per la cessione a Central Puerto del 41,2% detenuto nella società di generazione termoelettrica Central Dock Sud. Il corrispettivo totale per la cessione delle partecipazioni di Enel nelle due società ammonta a 102 milioni di dollari statunitensi.

In data 9 marzo 2023 Enel SpA ha sottoscritto un accordo per la cessione alla società greca Public Power Corporation SA (PPC) di tutte le partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania. L’accordo prevede che PPC versi un corrispettivo complessivo di circa 1.260 milioni di euro, corrispondenti a circa 1.900 milioni di euro in termini di enterprise value (riferito al 100%). Complessivamente si prevede che l’operazione generi un effetto positivo totale sull’indebitamento netto consolidato del Gruppo di circa 1,7 miliardi di euro, di cui circa 0,1 miliardi di euro nel 2022 e la rimanente parte nel 2023, insieme a un impatto negativo cumulato nel 2022-2023 sull’utile netto del Gruppo di circa 1,4 miliardi di euro, di cui circa 0,6 miliardi di euro collegati al rilascio della riserva cambi, da contabilizzare nel 2023. 

I corrispettivi di competenza dell’esercizio 2022 riconosciuti da Enel SpA e dalle sue controllate al 31 dicembre 2022 alla Società di revisione e alle entità appartenenti al suo network, a fronte di prestazioni di servizi, sono riepilogati nella tabella che segue, redatta secondo quanto indicato dall’art. 149 duodecies del “Regolamento Emittenti CONSOB”.