(1) Le emissioni specifiche sono calcolate considerando il totale delle emissioni dirette (Scope 1) rapportate al totale della produzione rinnovabile, nucleare e termoelettrica, compreso il contributo del calore ed esclusa la produzione a pompaggio.
(2) Il valore del 2021 e stato rideterminato per recepire la variazione del margine gas dovuta a una modifica del modello di controllo.
(3) Il valore del 2021 e stato rideterminato per recepire l’inclusione di Retail Latam in Enel Grids (I&N).

L’impegno di Enel nel contrastare il cambiamento climatico ha raggiunto un nuovo traguardo storico nel 2022: il Gruppo ha, infatti, definito una roadmap di decarbonizzazione, che copre sia le emissioni dirette sia quelle indirette lungo tutta la catena di valore del Gruppo, composta da quattro target che sono stati certificati dalla Science Based Target initiative (SBTi), in linea con la limitazione del riscaldamento globale al di sotto di 1,5 ºC.
I nuovi obiettivi certificati di Enel fanno seguito all’ambizione stabilita dall’Azienda nel 2021, quando ha anticipato di 10 anni, dal 2050 al 2040, il proprio impegno ad azzerare le emissioni.

Le emissioni dirette di CO₂ equivalente (Scope 1) sono state pari a 53,1 milioni di tonnellate, registrando un aumento del 2,9% rispetto al 2021. Tale aumento è dovuto alla crescente domanda di energia elettrica rispetto all’anno precedente, con una maggiore produzione termoelettrica che ha compensato la scarsa produzione idroelettrica dell’anno.
L’energia prodotta da Enel nel 2022 da fonti a emissioni zero si attesta al 61,0% della produzione totale, in leggero aumento rispetto al 2021 dovuto all’incremento dell’apporto da fonte solare ed eolica.

La riduzione degli impatti ambientali associati all’esercizio dei nostri impianti è per noi un obiettivo strategico, perseguito attraverso l’applicazione delle migliori tecnologie disponibili e delle migliori pratiche internazionali.
In particolare, per quanto riguarda le emissioni di inquinanti in atmosfera legate alla produzione termoelettrica, nel 2022 si è registrata una leggera diminuzione delle emissioni di NO_x , in termini sia assoluti sia specifici, legata alla concomitante minore produzione complessiva degli impianti a gas e CCGT. Le emissioni di SO₂ e Polveri sono invece in linea con lo scorso anno. Le emissioni specifiche di SO₂ sono state pari a 0,07 g/kWh_eq (in linea rispetto al 2021, pari a 0,07 g/kWh_eq), quelle di NO_x a 0,32 g/kWh_eq(-9% rispetto al 2021, pari a 0,35 g/kWh_eq) e quelle di Polveri a 0,005 g/ kWh_eq (in linea rispetto al 2021, pari a 0,005 g/kWh_eq).

La protezione del capitale naturale e la lotta ai cambiamenti climatici sono considerati fattori strategici e integrati nella pianificazione, nell’esercizio e nello sviluppo delle nostre attività, per promuovere lo sviluppo economico sostenibile delle comunità in cui operiamo, nonché determinanti per consolidare la leadership dell’Azienda nei mercati dell’energia.
Come azienda energetica, le nostre attività operative dipendono dalle risorse naturali, ma allo stesso tempo hanno un impatto su di esse; per questo motivo integriamo valutazioni di rischio e opportunità nei nostri processi decisionali allineati agli framework internazionali (Taskforce on Nature-related Financial Disclosures) e nella governance del Gruppo, attraverso la definizione di target specifici e temporali.
La decarbonizzazione del nostro mix energetico, insieme agli obiettivi di riduzione degli impatti sulla natura, di recupero di habitat e della condivisione dei benefíci dei servizi ecosistemici con le comunità con cui interagiamo, sono elementi cardine della nostra strategia di sostenibilità. 

L’acqua rappresenta un elemento essenziale per la produzione elettrica, in particolar modo per la produzione termoelettrica e nucleare, per quanto il progressivo passaggio alle fonti rinnovabili, in particolare solare ed eolico, ne stanno riducendo il fabbisogno complessivo. I fabbisogni complessivi di acqua per l’attività produttiva vengono coperti attraverso il prelievo da fonti cosiddette “non scarse” (acqua di mare) e da fonti “scarse” (acque dolci superficiali, sotterranee e a uso civile). A partire dal 2022 Enel ha rinnovato e rilanciato il suo impegno a preservare la risorsa idrica adottando un nuovo target ancora più sfidante rivolto alla riduzione del prelievo specifico di acqua dolce. Nel 2022 il prelievo specifico complessivo di acqua dolce è stato pari a 0,23 l/kWh_eq, in lieve calo rispetto al 2021 (0,25 l/kWh_eq).

Enel effettua il costante monitoraggio di tutti i siti di produzione che si trovano in zone a rischio di scarsità idrica (aree water stressed) al fine di garantire la più efficiente gestione della risorsa. In particolare, per i siti di produzione individuati come “critici”⁽³⁹⁾ , ossia ricadenti in aree water stressed e che effettuano prelievi di acqua dolce per esigenze di processo, vengono analizzate le modalità di gestione delle acque al fine di minimizzare i consumi e massimizzare i prelievi da fonti non scarse (acque reflue, industriali e di mare).
Circa il 13,3% del totale dell’energia prodotta dal Gruppo Enel ha utilizzato acqua dolce in zone water stressed.

Enel ha una consolidata esperienza nella gestione e tutela della biodiversità nei pressi dei propri siti produttivi in un numero sempre crescente di Paesi. Come presidio generale, Enel si è dotata dal 2019 di una Linea Guida di Gruppo, che delinea i princípi e le procedure per la gestione degli impatti sulla biodiversità durante l’intero ciclo di vita degli impianti, dalla fase di sviluppo fino all’esercizio e al decommissioning.
L’identificazione dei potenziali impatti sulla biodiversità e la natura è fondamentale al fine di definire le strategie più efficaci per evitare, minimizzare, rimediare o compensare gli effetti associati, in linea con quanto previsto dalla Mitigation Hierarchy. Analogamente, l’identificazione delle dipendenze dalla biodiversità e dal capitale naturale consente di identificare le strategie più opportune per ridurre i rischi per l’Azienda derivanti da queste dipendenze. 
Nel 2022 sono stati portati avanti 200 progetti per la tutela delle specie e degli habitat naturali negli impianti in esercizio, di cui 80 sviluppati in partnership con enti governativi, organizzazioni non governative e università, per un investimento complessivo di 11,9 milioni di euro. I progetti sono realizzati in tutte le geografie. Esempi di misure di mitigazione degli impatti sulla biodiversità, in applicazione della relativa policy, sono disponibili nella sezione Sostenibilità del sito Enel.com al seguente link: https://www.enel.com/it/investitori/sostenibilita/strategia-progresso-sostenibile/biodiversita.
In aggiunta, nel 2022 sono stati realizzati ulteriori 63 progetti relativi a cantieri di costruzione di impianti, prevalentemente in Brasile, Cile, Spagna e Nord America, volti alla conservazione e monitoraggio delle specie autoctone impattate, per un investimento complessivo di oltre 6,4 milioni di euro.

(39) Mappatura effettuata in linea con i criteri del GRI con riferimento alle condizioni di “(baseline) Water Stress” indicate dal World Resources Institute Aqueduct Water Risk Atlas.

(1) I dati relativi all’esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce “Risultato netto delle discontinued operation” dei risultati afferenti alle attività detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come “discontinued operation”.

Nel 2022 i ricavi registrano un incremento di 54.798 milioni di euro, in aumento del 63,9%, rispetto agli 85.719 milioni di euro realizzati nel 2021. La variazione è prevalentemente riconducibile, in un contesto di prezzi medi crescenti, ai maggiori volumi di energia prodotti e intermediati, alle maggiori quantità vendute (soprattutto in Italia e Spagna), agli adeguamenti tariffari in Brasile, alla maggiore energia elettrica distribuita in America Latina, nonché all’effetto positivo dei tassi di cambio.

I ricavi dell’esercizio 2022 includono il provento non ordinario derivante dalla cessione delle attività di trasmissione in Cile, pari a 1.051 milioni di euro, nonché i proventi ordinari derivanti dalla cessione parziale della partecipazione detenuta in Ufinet (220 milioni di euro) e in Gridspertise (per complessivi 520 milioni di euro) e dalla cessione di alcune società a Mooney Group SpA (67 milioni di euro), mentre i ricavi relativi all’esercizio 2021 includevano il provento ordinario, pari a 1.763 milioni di euro, realizzato dalla cessione della partecipazione detenuta in Open Fiber SpA.

I costi si incrementano prevalentemente per i maggiori approvvigionamenti di commodity energetiche in relazione all’aumento dei volumi prodotti e dei prezzi medi applicati (49.115 milioni di euro). Inoltre, si rileva l’impatto negativo a seguito delle cessioni di Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás) e CGT Fortaleza in Brasile per complessivi 349 milioni di euro.

I risultati netti da contratti su commodity nel corso del 2022 rispetto all'esercizio precedente registrano un decremento di 158 milioni di euro prevalentemente per effetto dell’oscillazione dei prezzi sul mercato. 

La seguente tabella espone l’andamento del margine operativo lordo ordinario per Linea di Business.

Il margine operativo lordo ordinario ammonta a 19.683 milioni di euro, in aumento di 473 milioni di euro rispetto al 2021. Escludendo gli effetti derivanti dalla gestione delle Stewardship che hanno comportato, nel corso del 2021, la rilevazione della plusvalenza per la cessione della partecipazione detenuta in Open Fiber SpA (1.763 milioni di euro) e, nel 2022, dei proventi per la cessione parziale delle partecipazioni detenute in Ufinet, in Gridspertise e per la cessione di alcune società a Mooney Group SpA (per complessivi 807 milioni di euro), il margine operativo lordo ordinario è in crescita di circa 1.429 milioni di euro rispetto all’esercizio 2021. Tale risultato positivo è stato raggiunto grazie alle performance del margine integrato (1.422 milioni di euro) quale risultante della combinazione dei business di Generazione Termoelettrica e Trading, Enel Green Power, Mercati finali ed Enel X, unitamente al positivo andamento di Enel Grids.

Nello specifico, il miglioramento del margine derivante dalla generazione termica e dalle attività di trading ha compensato la significativa diminuzione della produzione idroelettrica, legata alla scarsa idraulicità dell’esercizio registrata in Italia e Spagna e ha permesso di assorbire la variazione negativa, sui mercati finali in Europa, connessa ai maggiori costi di approvvigionamento non pienamente traslati alla clientela. Inoltre, la crescita del margine operativo lordo ordinario risente dell’andamento positivo delle reti, prevalentemente in America Latina per effetto di adeguamenti tariffari e per l’evoluzione dei tassi di cambio.

Nell’ambito di un piano di dismissioni di taluni investimenti all’estero considerati non più strategici, nel corso del 2022 è stata ceduta la società Enel Transmisión Chile in Cile e in Brasile le società di generazione termoelettrica CGT Fortaleza e di distribuzione Celg Distribuição SA - Celg-D (Enel Goiás).
Tali disinvestimenti hanno comportato la rilevazione di un provento di 1.051 milioni di euro in Enel Transmisión Chile e di un onere in Enel Goiás (208 milioni di euro) e in CGT Fortaleza (135 milioni di euro).

Il risultato operativo ordinario del 2022 si decrementa di 106 milioni di euro tenuto conto di quanto commentato sopra per il margine operativo lordo ordinario e per i maggiori ammortamenti rilevati nel corso dell’anno nell’ambito della distribuzione e della generazione rinnovabile, soprattutto in America Latina

Tra le partite non ricorrenti maggiormente significative, oltre quanto già commentato nel margine operativo lordo, si evidenziano:

• gli adeguamenti di valore relativi alle società argentine Enel Generación Costanera SA e Central Dock Sud per le quali sono state avviate trattative per la loro cessione e conseguente classificazione come società possedute per la vendita; 
• gli oneri e adeguamenti di valore per transizione energetica e digitalizzazione che includono prevalentemente il relativo fondo presente in Italia, gli adeguamenti di valore di impianti diversi in Cile e la svalutazione della centrale di Cartagena in Colombia; 
• le discontinued operation, classificate ai fini IFRS 5 nella voce “Risultato netto delle discontinued operation”, delle attività detenute in Romania e Grecia, mentre ai fini ordinari sono classificate nelle relative voci delle continuing operation; 
• le altre operazioni che includono principalmente la svalutazione di alcuni progetti, in Spagna, relativi ai territori “Peninsulari” e “Non-Peninsulari” e l’adeguamento di valore del credito Funac.

Il risultato netto delle discontinued operation accoglie gli effetti economici derivanti dalla classificazione ad attività nette cessate delle società che compongono le aree geografiche di Russia, Romania e Grecia secondo quanto previsto dall’“IFRS 5 - Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”. Nello specifico, nei valori “reported” sono inclusi gli effetti della cessione delle società russe con un impatto negativo complessivo a Conto economico di 1.551 milioni di euro, dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi per 1.054 milioni di euro e all’adeguamento di valore per 497 milioni di euro, e l’adeguamento di valore delle attività nette per 696 milioni di euro delle società rumene per adeguarle al presumibile valore di realizzo desumibile dalle trattative in corso con la controparte. Si precisa che i dati del 2021, ai soli fini comparativi, sono stati oggetto di rideterminazione per renderli omogenei e confrontabili con quelli del 2022. Si rimanda alla nota 6 del Bilancio consolidato per maggiori dettagli

Il risultato netto del Gruppo ordinario del 2022 ammonta a 5.391 milioni di euro rispetto ai 5.593 milioni di euro dell’analogo periodo dell’esercizio precedente.
In particolare, alla citata riduzione del risultato operativo ordinario, si aggiunge l'impatto negativo della maggiore incidenza delle interessenze di terzi, in parte compensata da una più efficiente gestione finanziaria connessa alle attività di liability management realizzate nei periodi precedenti e da una riduzione del carico fiscale.

Il risultato netto del Gruppo del 2022 ammonta a 1.682 milioni di euro (3.189 milioni di euro nel 2021), con una diminuzione di 1.057 milioni di euro rispetto al 2021. Nella seguente tabella è rappresentata la riconciliazione tra risultato netto del Gruppo ordinario e risultato netto del Gruppo, con evidenza degli elementi non ordinari e dei rispettivi effetti sul risultato, al netto dei relativi effetti fiscali e delle interessenze di terzi.

Si segnala l’impatto sul risultato netto del Gruppo dei contributi per il caro bollette (121 milioni di euro) e di solidarietà introdotti in Italia rispettivamente per il decreto legge n. 21/2022 e per la legge n. 197/2022 (603 milioni di euro).

Come descritto nel capitolo “Tassonomia dell’Unione Europea” Enel, attraverso uno specifico processo d’implementazione, ha classificato tutte le sue attività economiche lungo la propria catena del valore secondo le seguenti tre categorie: ammissibili-allineate, ammissibili-non allineate, non ammissibili.
Il calcolo delle metriche finanziarie associate a ciascuna attività economica è stato effettuato mediante uno specifico processo durante il quale sono stati implementati i seguenti criteri e fatte le seguenti considerazioni.

• Le tre metriche finanziarie richieste dal regolamento UE sulla tassonomia – fatturato “Ricavi”, spese in conto capitale - (Capex) “Investimenti” e spese operative - (Opex) “spese operative ordinarie” – sono state calcolate secondo l’analisi di ammissibilità descritta nel capitolo “Tassonomia dell’Unione Europea”. 
• Sebbene non espressamente richiesto, Enel ha effettuato anche una valutazione in termini di margine operativo lordo ordinario, ritenendo che tale metrica rappresenti l’effettiva performance finanziaria di utility integrate come Enel. 
• Le informazioni finanziarie sono state raccolte dal sistema di contabilità informatico utilizzato dal Gruppo Enel ovvero dai sistemi gestionali in uso presso le Linee di Business aziendali. Tuttavia, alcune deleghe sono state effettuate anche per fornire una rappresentazione più dettagliata delle cifre o per escludere alcune attività specifiche dal calcolo complessivo dell’allineamento ammissibile (come la produzione idroelettrica non allineata o l’infrastruttura considerata ammissibile-non allineata tra i sistemi di distribuzione ammissibili-allineati). Per esempio, sono state utilizzate le seguenti proxy: 
  • idroelettrico: le centrali idroelettriche ammissibili-non allineate sono state escluse considerando la loro produzione moltiplicata per il ricavo unitario medio degli anni 2021 e 2022. Tale approccio è stato esteso anche agli investimenti, alle spese operative ordinarie e al margine operativo lordo ordinario; 
  • distribuzione: sono stati esclusi i nuovi collegamenti tra una sottostazione o rete e un impianto di produzione di energia elettrica con una intensità di gas serra superiore alla soglia di 100 gCO2_eq/kWh considerando la loro potenza (in MW) moltiplicata per i ricavi medi (K€/MW) per gli anni 2021 e 2022. Questo approccio è stato applicato solo ai ricavi e agli investimenti. 
• I dati finanziari aggregati, presenti nella reportistica, si riferiscono ai valori di “settore” e includono le voci relative a terze parti e agli scambi intersettoriali. 
• Le metriche finanziarie sono state rappresentate considerando tutte le vendite di elettricità e gas come “non ammissibili”. 
• I dati 2021 sono stati rideterminati con l’integrazione delle seguenti modifiche metodologiche: 
  • generazione di energia elettrica da combustibili fossili gassosi: è stata considerata ammissibile-non allineata dopo l’applicazione dei criteri stabiliti nell’Atto Delegato Complementare (precedentemente rappresentata come non ammissibile); 
  • trasmissione e distribuzione di elettricità: è stata effettuata una ridefinizione dello stato di ammissibilità dell’attività di distribuzione in Colombia per tenere conto dei dati aggiornati del sistema elettrico nazionale relativi alla nuova capacità rinnovabile costruita negli ultimi cinque anni, con conseguente modifica dello stato da ammissibile allineato ad ammissibile non allineato. Inoltre, sono stati implementati piccoli aggiustamenti sui criteri per identificare l’infrastruttura dedicata alla creazione di una connessione diretta o all’espansione di una connessione diretta esistente tra una sottostazione o una rete e un impianto di produzione di energia elettrica che abbia un’intensità di gas serra superiore a 100 gCO2_eq/kWh misurata in base al ciclo di vita; 
  • vendita al dettaglio di energia elettrica: attività considerata non ammissibile (in precedenza dichiarata come attività ammissibile) in quanto non è stata esplicitamente menzionata nell’Atto Delegato sul Clima;
  • Enel X Global Retail: co-generazione da combustibili fossili gassosi (CHP) nell’ambito delle soluzioni di energia distribuita, è ora considerata ammissibile-non allineata dopo l’applicazione dei criteri stabiliti nell’Atto Delegato Complementare (precedentemente considerata non ammissibile); 
  • investimenti: considerati i costi contabilizzati in base all’“IFRS 16 - Leasing”, paragrafo 53, lettera (h), come richiesto dal Regolamento Delegato della Commissione (UE) 2021/2178. 
• Il totale dei ricavi, degli investimenti, del margine operativo lordo ordinario e delle spese operative assoluti corrispondono ai ricavi, agli investimenti, al margine operativo lordo ordinario e alle spese operative di ogni specifica attività. La quota dei singoli KPI corrisponde a ogni singola attività economica sul totale ricavi/investimenti/margine operativo lordo ordinario del Gruppo (a eccezione delle spese operative ordinarie il cui totale è riferito solamente alla tipologia di costi richiesti dalla tassonomia). La quota di ricavi/investimenti/margine operativo lordo ordinario/spese operative ordinarie di ogni singola attività economica contribuisce all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico. Questo è l’unico obiettivo della tassonomia dell’UE portato nella tabella in quanto l’analisi di allineamento è stata eseguita solo per questo obiettivo, poiché è più rilevante dell’obiettivo di adattamento al cambiamento climatico e i criteri per gli altri obiettivi ambientali non sono ancora disponibili. In particolare, durante il Capital Markets Day del 2022, Enel ha annunciato l’allineamento dell’80% dei Capex per il periodo 2023-2025 per il contributo del Gruppo alla mitigazione del clima. 

Nel 2022 il livello di allineamento delle nostre attività economiche alla tassonomia dell’UE, in ragione del loro contributo sostanziale all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico, nel rispetto del principio di non arrecare danno agli altri obiettivi ambientali (DNSH) e delle garanzie minime di salvaguardia sociale, è riportato di seguito.

Il 21,4% del fatturato 2022 è riferito alle attività di business allineate alla tassonomia dell’UE, rispetto al 33,9% nel 2021⁽¹⁾. Nel 2022 si registra un forte aumento in termini assoluti dei ricavi rispetto al 2021. Questo aumento è stato registrato maggiormente nelle attività non allineate, come la produzione di energia elettrica da combustibili gassosi, e nelle attività non ammissibili, come il trading e la commercializzazione di energia elettrica e gas e la produzione di energia elettrica da carbone, principalmente a causa della situazione di mercato con prezzi elevati e una maggiore produzione termica.
Pertanto, il fatturato allineato diminuisce del 12%.

(1) I valori 2021 sono stati ricalcolati sulla base di cambiamenti metodologici menzionati nella sezione “Processo di calcolo delle metriche finanziarie”

Il 66,9% delle spese operative (Opex) nel 2022 è riferito alle attività di business allineate alla tassonomia dell’UE, rispetto al 60,8% nel 2021⁽¹⁾.
La percentuale degli Opex delle attività ammissibili-allineate alla tassonomia aumenta nel 2022 rispetto al 2021 principalmente a causa dei maggiori costi di manutenzione sostenuti nelle attività di produzione di energia rinnovabile e nelle attività di distribuzione allineate alla tassonomia. 

(1) I valori 2021 sono stati ricalcolati sulla base di cambiamenti metodologici menzionati nella sezione “Processo di calcolo delle metriche finanziarie”

Il 56,7% del margine operativo lordo ordinario (EBITDA) nel 2022 è riferito alle attività di business allineate alla tassonomia UE, rispetto al 63,9% nel 2021⁽¹⁾.
La percentuale EBITDA delle attività ammissibili-allineate alla tassonomia diminuisce nel 2022 rispetto al 2021 principalmente a causa delle variazioni avvenute sul fatturato (vedere dettagli sopra riportati).

(1) I valori 2021 sono stati ricalcolati sulla base di cambiamenti metodologici menzionati nella sezione “Processo di calcolo delle metriche finanziarie”

L'81,9% della spesa in conto capitale (Capex) nel 2022 è riferito alle attività di business allineate alla tassonomia dell’UE, rispetto all’82,0% nel 2021⁽¹⁾.
Il Capex a consuntivo 2022 per le attività ammissibili-allineate è superiore del 4,5% rispetto al Capex pianificato per il 2022 nel Piano Strategico 2022-2024 per le stesse attività. Tale variazione dipende principalmente da maggiori investimenti in termini assoluti in attività ammissibili-allineate rispetto a quanto pianificato (oltre 0,5 miliardi di euro) e anche dagli aggiustamenti apportati nel processo di contabilizzazione della tassonomia UE, come l’integrazione dei costi contabilizzati in base all’“IFRS 16 - Leasing”, paragrafo 53, lettera (h), che non erano stati considerati nel Piano Strategico 2022-2024.

(1) I valori 2021 sono stati ricalcolati sulla base di cambiamenti metodologici menzionati nella sezione “Processo di calcolo delle metriche finanziarie”.

L’Atto Delegato sul Clima della tassonomia dell’UE non ha incluso esplicitamente il segmento relativo alla vendita al dettaglio di energia elettrica (con codice NACE D35.1.4) assumendo che non fornisca un contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici. Tuttavia, la vendita al dettaglio di energia elettrica costituisce un segmento fondamentale della catena del valore dell’energia. L’esclusione di tale attività dalla definizione di un sistema energetico sostenibile ostacola il ruolo chiave della liberalizzazione del mercato UE e, in ultima analisi, gli sforzi e il valore di un consumo finale dell’energia decarbonizzato.
Inoltre, l’elettrificazione, promossa attraverso l’energia rinnovabile, è la soluzione più efficiente ed economica per affrontare il cambiamento climatico, in quanto è pulita, accessibile e ad alto rendimento, oltre a essere l’unica strada per un sistema energetico veramente pulito. Tuttavia, l’elettrificazione sostenibile degli usi finali dell’energia richiede non solo tecnologie pulite per la produzione di energia, ma anche che le società di vendita al dettaglio offrano elettricità rinnovabile ai clienti finali per soddisfare la loro domanda di energia.
Per le ragioni sopra esposte, Enel ritiene che la tassonomia UE debba considerare esplicitamente l’attività di vendita al dettaglio di energia elettrica come attività ammissibile per la quale l’allineamento dovrebbe basarsi sugli stessi criteri disponibili per le attività di produzione di energia elettrica. In questo modo, le vendite di energia elettrica ai clienti finali sarebbero collegate alla fonte di produzione, incentivando pertanto i rivenditori a vendere energia elettrica da fonti sostenibili. In questo contesto, è ancora più rilevante il ruolo delle utility integrate, che, pur operando nei segmenti della produzione e della vendita al dettaglio di energia elettrica con società diverse all’interno dello stesso Gruppo, gestiscono il modello di attività secondo una visione globale e unica dell’intera catena di valore dell’energia.
Riportiamo quindi di seguito una vista aggiuntiva dei risultati complessivi considerando l’attività di vendita al dettaglio di energia elettrica come ammissibile e determinandone l’allineamento applicando gli stessi criteri esistenti per la produzione di energia elettrica. A tal fine, ci si è basati sugli strumenti delle Garanzie di Origine disponibili in Italia e in Spagna, in quanto forniscono trasparenza ai consumatori circa la percentuale di elettricità venduta dal rivenditore la cui fonte di produzione sia effettivamente rinnovabile, soddisfacendo così i criteri della tassonomia UE esistenti riferiti alle attività di produzione di energia elettrica. 
Di conseguenza, il fatturato delle vendite di energia elettrica è stato calcolato considerando la quantità di energia venduta al dettaglio dalle società del Gruppo in Italia e in Spagna utilizzando le Garanzie di Origine (sulla base dei dati forniti dalle autorità nazionali), applicando il fatturato medio per unità. Questo approccio è stato adottato anche per Capex, Opex e margine operativo lordo ordinario (EBITDA). Per evitare doppi conteggi, il fatturato ammissibile per settore è al netto degli scambi intersettoriali (rapporti tra Enel Green Power, Enel Grids e Retail).

Di seguito si illustrano i dati nel dettaglio.

Le tabelle sotto riportate sono rappresentate secondo quanto richiesto dall'art. 8 del Regolamento UE 852/2020, pertanto considerando l'attività di vendita energia elettrica come "non ammissibile".

I seguenti dati sono riportati in conformità al Regolamento Delegato della Commissione (UE) 2022/1214 del 9 marzo 2022, che modifica il Regolamento Delegato (UE) 2021/2139 riguardo alle attività economiche in determinati settori energetici e il Regolamento Delegato (UE) 2021/2178 riguardo alle informazioni pubbliche specifiche per tali attività economiche.

Come indicato nella tabella precedente, le uniche attività applicabili per Enel riguardano l’esercizio in sicurezza degli impianti nucleari esistenti e l’esercizio di impianti di produzione di energia elettrica che utilizzano combustibili fossili gassosi.
La prima attività è al 100% non ammissibile, mentre la seconda è al 100% ammissibile-non allineata. Di conseguenza, le tabelle seguenti si riferiscono ai modelli numero 4 e 5 inclusi nell’Atto Delegato Complementare nella sezione degli allegati. I restanti modelli inclusi in tale Atto Delegato non sono applicabili al modello di business di Enel. Inoltre, le informazioni si riferiscono esclusivamente all’obiettivo di mitigazione dei cambiamenti climatici a causa della mancanza di dati sufficienti per completare l’analisi della conformità all’obiettivo di adattamento ai cambiamenti climatici.