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Estados contables consolidados de 2012
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Estados contables consolidados de 2012
Estados contables consolidados de 2012
3
Informe de gestión
La estructura de Enel Green Power | 7
Órganos sociales | 8
Carta a los accionistas y al resto de las partes interesadas | 10
Síntesis de los resultados | 12
Hechos relevantes de 2012 | 17
La contribución de las energías renovables a la
sostenibilidad | 25
Escenario de referencia | 29
> Enel Green Power y los mercados financieros | 29
El contexto económico energético en 2012 | 31
> Evolución económica | 31
> Evolución de los principales indicadores de mercado | 32
> Las cotizaciones internacionales de Commodities | 33
Los mercados de la energía eléctrica | 34
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera
del Grupo | 55
Resultados económicos y patrimoniales por área
de actividad | 65
> Italia y Europa | 67
> Península Ibérica y Latinoamérica | 69
> Norteamérica | 71
> Minoristas | 73
Principales riesgos e incertidumbres | 74
Evolución previsible de la gestión | 76
Innovación | 77
Recursos humanos y organización | 80
Regulación de las sociedades controladas extranjeras
no pertenecientes a la UE | 86
Regulación de las sociedades controladas sujetas a la actividad
de dirección y coordinación de otra sociedad | 88
Información sobre las partes relacionadas | 89
Tabla de correspondencias entre el patrimonio neto
y el resultado de Enel Green Power SpA y los correspondientes
datos consolidados | 91
Estados contables consolidados
Tabla de los Estados contables consolidados | 94
Cuentas de resultados consolidadas | 94
Estado consolidado del resultado global correspondiente
al ejercicio | 95
Estado de situación patrimonial consolidado | 96
Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado | 97
Estado de flujos de efectivo consolidados | 98
Memoria de los Estados contables | 99
Gobierno corporativo
Relación sobre el gobierno de la sociedad y la estructura
de la propiedad | 172
Certificación del Consejero Delegado
y del Directivo encargado de la redacción
de los documentos contables de la sociedad
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo
encargado de la redacción de los documentos contables
de la sociedad | 214
Anexos
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green
Power a 31 de diciembre de 2012 | 218
Informes
Informe de la Sociedad de auditoría | 236
Índice
Informe de gestión
7
(1) Empresa conjunta.
Sociedades de Enel Green Power
La estructura de Enel Green Power
Italia y Europa
Enel Green Power Portoscuso
Enel Green Power Calabria
Enel Green Power Strambino Solar
Energia Eolica
Enel Green Power Puglia
Maicor Wind
3SUN (1)
Enel Green Power & SharpSolar Energy (1)
Taranto Solar
Enel Green Power Romania
Enel Green Power Bulgaria
Enel Green Power Hellas
Enel Green Power France
Nuevos países
Enel Green Power South Africa
Enel Green Power Jeotermal Enerji Yatirimlari Aş
Península Ibérica
y Latinoamérica
Enel Green Power España
Enel Brasil Participações
Energía Alerce
Enel de Costa Rica
Enel Guatemala
Impulsora Nacional de Electricidad
Enel Panama
Grupo EGI
Enel Green Power Colombia
Enel Green Power Perú
Norteamérica
Enel Green Power North America
Minoristas
Enel.si
8 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Presidente
Luigi Ferraris
Presidente
Franco Fontana
Reconta
Ernst & Young SpA
Consejo de Administración
Comité de Auditores
Sociedad de auditoría
Consejero Delegado
Francesco Starace
Auditores titulares
Giuseppe Ascoli
Leonardo Perrone
Consejeros
Luca Anderlini
Carlo Angelici
Andrea Brentan
Giovanni Battista Lombardo
Giovanni Piero Malagnino
Daniele Umberto Santosuosso
Carlo Tamburi
Luciana Tarozzi
Auditores suplentes
Giulio Monti
Pierpaolo Singer
Órganos sociales
9
Composición de las competencias
Consejo de Administración
El Consejo goza de los más amplios poderes para la administración ordinaria
y extraordinaria de la Sociedad y, en particular, tiene la competencia exclusiva
para la definición de la orientación estratégica, organizativa y de control inter-
no de la Sociedad y del Grupo Enel Green Power.
Presidente del Consejo de Administración
El Presidente tiene, en virtud de los Estatutos sociales y la legislación aplicable,
los poderes relativos al funcionamiento de los órganos sociales (Junta de Ac-
cionistas y Consejo de Administración), así como la representación legal de la
Sociedad y la firma social. Además, con arreglo a la decisión del Consejo del 5
de octubre de 2010 (modificada con fecha del 19 de diciembre de 2012), el
Presidente verifica la ejecución de las resoluciones alcanzadas por el Consejo
de Administración.
Consejero Delegado
El Consejero Delegado tiene en virtud de los Estatutos sociales la representa-
ción legal de la Sociedad y la firma social y, con arreglo a la decisión del Consejo
del 5 de octubre de 2010 (modificada con fecha del 19 de diciembre de 2012),
también goza de todos los poderes para la administración de la Sociedad, a
excepción de los que la ley, los Estatutos sociales o las resoluciones del Consejo
de Administración atribuyen a otras personas u órganos.
10 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Los primeros datos agregados de 2012 en el ámbito global del sector de las energías renovables siguen evidenciando un
nivel muy elevado de inversiones: unos 270.000 millones de dólares (1). Se calcula que la capacidad renovable instalada en
el mundo en 2012 registró un crecimiento de 110 GW, aproximadamente, un 8% más que en 2011. A dicho incremento
han contribuido en particular durante 2012 las tecnologías eólica y fotovoltaica. En el sector eólico se instalaron más de
44 GW de capacidad adicional, de los que 16 GW correspondieron a Asia, 14 GW a Norteamérica, 12 GW a Europa y 2
GW al resto del mundo. La capacidad instalada eólica total ya ha superado los 280 GW (2). También el sector fotovoltaico
ha batido a lo largo de 2012 una nueva plusmarca mundial de instalaciones, con más de 30 GW de capacidad extra, de
los que 17 GW se instalaron en Europa, 10 GW en Asia y 3 GW en Norteamérica. La capacidad instalada acumulada de las
plantas fotovoltaicas habría llegado así en 2012 a una cifra cercana a los 100 GW, el 45% más que en 2011 (3).
El aumento de la producción de energía a partir de fuentes renovables, que se lleva experimentando desde hace más de
una década a escala global, constituye, por lo tanto, una de las más importantes fuerzas subyacentes en la transforma-
ción de los escenarios económicos, tecnológicos y geoestratégicos. En este contexto, Enel Green Power ha acometido
en 2012 la estrategia anunciada: la consolidación en los mercados europeos de referencia y la puesta en marcha de una
mayor diversificación geográfica hacia mercados caracterizados por una combinación ideal de disponibilidad de recur-
sos naturales y una acuciante necesidad de desarrollo de fuentes de producción de energía eléctrica, en parte debido a
las elevadas tasas de crecimiento demográfico.
En 2012, el ritmo de crecimiento de Enel Green Power siguió siendo elevado. De hecho, añadimos más de 900 MW de
capacidad instalada global, alcanzando así un total de 8 GW (un 13% más que en 2011) en los 16 países en los que
opera actualmente la sociedad cotizada del Grupo Enel. La capacidad instalada neta de Enel Green Power al término
de 2012 está representada por 4,3 GW (54%) de energía eólica, 2,6 GW (33%) de hidroeléctrica, 0,8 GW (10%) de
geotérmica, 0,2 GW (2%) de solar y 0,1 GW (1%) de energía proveniente de otras tecnologías renovables (biomasa y
cogeneración).
Como espaldarazo al notable incremento de la capacidad instalada, el 16 de enero de 2013 la producción neta diaria de
Enel Green Power (EGP) llegó a superar por primera vez los 100 GWh, con un pico de 103 GWh, un resultado que tiene
un fuerte valor simbólico y que es representativo de las dimensiones que la sociedad ha alcanzado en estos tres años
gracias a la contribución de todos sus componentes.
La producción total neta en 2012 fue igual a 25,1 TWh, de los que 9,8 TWh (39%) corresponden a la hidroeléctrica,
9,0 TWh (36%) a la eólica, 5,5 TWh (22%) a la geotérmica, 0,2 TWh (1%) a la solar y 0,5 TWh (2%) a la proveniente de
otras tecnologías renovables (biomasa y cogeneración). El desarrollo de la capacidad y de las ventas de electricidad ha
conllevado un aumento del 8% de los ingresos totales: 2.700 millones de euros, respecto a los 2.500 millones de 2011.
El margen de explotación bruto (EBITDA) de 2012 alcanzó los 1.700 millones de euros, un crecimiento del 6,3% en re-
lación con el año anterior.
Por lo tanto, el desarrollo prosiguió según las directrices estratégicas que Enel Green Power adoptó a partir de la cotización
iniciada en 2010: una pronunciada diversificación tecnológica y geográfica, la selección de los proyectos industriales más
sólidos y rentables y la minimización del riesgo país. En el patrón de crecimiento de Enel Green Power aumenta el peso
(1) Fuente: Bloomberg Energy Finance.(2) Fuente: GEWC, EWEA.(3) Fuente EPIA.
Carta a los accionistas y al resto de las partes interesadas
11
específico de los mercados emergentes, en particular de México, Brasil, Chile y Guatemala, caracterizados por la presencia
de grandes recursos naturales y un apreciable progreso económico y demográfico. Cabe señalar, además, el avance en
Estados Unidos y Canadá, gracias a una satisfactoria resistencia económica y unas condiciones de mercado favorables.
En lo que concierne a Europa, los resultados obtenidos en 2012 confirman el reforzamiento de la presencia de Enel Green
Power en países como Rumanía, donde en solo dos años la capacidad instalada del Grupo ha alcanzado cerca de 500 MW,
y en los mercados históricos, como Italia y España, donde sustancialmente se ha completado un ciclo de desarrollo y en los
que la Sociedad apunta cada vez más a la eficiencia operativa como factor distintivo de la estrategia del Grupo.
A continuación, sin otro objetivo que ilustrar dicha orientación estratégica, citamos resumidamente algunos hechos
destacados de 2012: a finales de junio y en diciembre entraron en funcionamiento los dos primeros parques eólicos en
México, en el Estado de Oaxaca, con una capacidad total de 144 MW, mientras que en noviembre Enel Green Power
ganó un concurso público de 102 MW eólicos que se habrán de desplegar en ese mismo Estado; en Brasil, se pusieron
en marcha las obras para la construcción de tres parques eólicos en el Estado de Bahia, con un total de 90 MW, al igual
que en Chile se iniciaron las tareas de construcción de un parque eólico de 90 MW en la localidad de Valle de los Vientos,
en la región de Antofagasta; en Guatemala se puso en funcionamiento la nueva central hidroeléctrica de pasada (esto
es, sin dique y sin embalse) de Palo Viejo, en el departamento de Quiché, con una capacidad global de 87 MW; a finales
del primer semestre, se puso en marcha en Estados Unidos el parque eólico de Rocky Ridge, situado en los condados
de Kiowa y Washita del Estado de Oklahoma, que tiene 150 MW de capacidad. Mientras tanto, se han comenzado las
obras de construcción de una nueva planta geotérmica de 25 MW en el sur de Utah; en Canadá, en la provincia de Alber-
ta, se conectó a la red la central de energía eólica de Castle Rocky Ridge, de 76 MW; en Rumanía, entre finales de agosto
y diciembre se pusieron en funcionamiento parques eólicos con cerca de 230 MW en las regiones de Banat y Dobrogea.
En Italia, España y Grecia se pusieron en marcha nuevas centrales fotovoltaicas (con unos 60 MW de capacidad nueva) y
parques eólicos (más de 170 MW), mientras se prosiguió con la puesta en valor del histórico parque geotérmico tosca-
no, con el total reacondicionamiento de la central Rancia 2, en la provincia de Siena.
Una combinación de acciones que nunca dan la espalda a nuestra perspectiva y nuestro análisis acerca de la interacción
de nuestras actividades industriales y financieras con los intereses de las comunidades y todas las demás partes intere-
sadas relevantes. La electrificación de zonas rurales remotas de Latinoamérica, gracias al arranque en 2012 de un pro-
yecto que contempla un curso de formación técnica para mujeres –a menudo analfabetas– de seis meses de duración,
impartido en las localidades seleccionadas, es una iniciativa activada con la ONG indígena Barefoot College y representa
un ejemplo concreto de dicho enfoque.
La atención a la sostenibilidad en todas sus formas, la innovación y la investigación de la excelencia técnica y operativa
–junto a una cartera de proyectos robusta y de calidad– nos permiten, por ende, mirar con confianza los compromisos
y los desafíos de los años venideros.
El Consejero Delegado
Francesco Starace
12 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Síntesis de los resultados
Datos operativos Capacidad instalada neta (MW) Producción de energía (TWh)
2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011
Hidroeléctrica 2.635 2.540 95 9,8 10,1 (0,3)
Geotérmica 769 769 - 5,5 5,6 (0,1)
Eólica 4.315 3.541 774 9,0 6,2 2,8
Solar 161 101 60 0,2 - 0,2
Cogeneración 77 84 (7) 0,3 0,3 -
Biomasa 44 44 - 0,3 0,3 -
Total 8.001 7.079 922 25,1 22,5 2,6
A 31 de diciembre de 2012, el Grupo ha alcanzado los 8
GW de capacidad instalada neta, con un incremento de
922 MW (4).
En la misma fecha, la capacidad instalada neta es igual
a 3.998 MW (+11,6% con relación al 31 de diciembre de
2011) en el área Italia y Europa, a 2.764 MW (+11,2% en
comparación con el 31 de diciembre de 2011) en el área
Península Ibérica y Latinoamérica y a 1.239 MW (+22,7%
con relación al 31 de diciembre de 2011) en el área Nor-
teamérica.
El incremento registrado en el área Italia y Europa, equi-
valente a 415 MW, está motivado principalmente por la
puesta en marcha de parques eólicos, hasta 349 MW, en
particular en Rumanía (229 MW), Italia (93 MW) y Grecia
(27 MW), así como de centrales fotovoltaicas en Italia (32
MW) y Grecia (26 MW). El crecimiento registrado en el
área Península Ibérica y Latinoamérica, igual a 278 MW (5),
se desprende sustancialmente de la puesta en marcha de
parques eólicos en México (144 MW) y la Península Ibéri-
ca (54 MW), y de una central hidroeléctrica en Guatemala
(87 MW). El aumento registrado en el área Norteamérica
(4) Teniendo en cuenta los desmantelamientos planificados, equivalentes a 8 MW.(5) Teniendo en cuenta los desmantelamientos planificados, equivalentes a 8 MW.
13
se refiere a la puesta en funcionamiento de parques eóli-
cos (227 MW) y plantas solares (2 MW).
La producción de energía eléctrica del Grupo en 2012 su-
peró los 25 TWh, quedando en 25,1 TWh, un crecimiento
de 2,6 TWh (+11,6%) en comparación con el ejercicio an-
terior.
En concreto, el aumento de la producción eólica (+2,8
TWh) refleja la mayor capacidad instalada, mientras que
la reducción de la producción hidroeléctrica (-0,3 TWh) se
deriva de la menor pluviometría registrada en 2012, prin-
cipalmente en Italia.
La producción de energía eléctrica fue igual a 13,1 TWh
en el área Italia y Europa (+4,0% con respecto a 2011), 8,1
TWh en el área Península Ibérica y Latinoamérica (+15,7%
en relación con 2011) y 3,9 TWh en el área Norteamérica
(+34,5% en comparación con 2011).
El factor de carga medio (es decir, la relación entre la pro-
ducción anual neta y la producción teóricamente posible
en un año –respecto de un total de 8.760 horas– expresa-
da como MW nominales) equivale al 38,2% (39,9% a 31
de diciembre de 2011). La reducción del factor de carga
medio con relación a 2011 se debe principalmente a la
menor pluviometría registrada en Italia durante los prime-
ros meses de 2012 y a la mayor capacidad eólica instalada.
Datos económicosEn millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 2.688 2.527 161
Margen de explotación bruto 1.678 1.583 95
Resultado operativo 972 913 59
Resultado del ejercicio del Grupo y de terceros 491 514 (23)
Resultado del ejercicio del Grupo 413 408 5
Los datos económicos de los dos ejercicios comparados
incluyen los efectos positivos de operaciones significativas
realizadas en el transcurso del primer semestre de 2011, por
un total de 181 millones de euros, en relación con la segre-
gación de los activos pertenecientes a EUFER, el reconoci-
miento de una indemnización para la resolución del litigio
Star Lake en Norteamérica y la actualización al valor razo-
nable de los activos y pasivos de algunas sociedades de la
Península Ibérica, cuyos requisitos relativos al control se mo-
dificaron tras ciertas operaciones efectuadas en el período.
Además, incluyen los efectos negativos relacionados con los
ajustes de valor, iguales a 88 millones de euros, principal-
mente reconducibles a la unidad generadora de efectivo
(CGU, por sus siglas en inglés) Grecia (70 millones de euros).
En aras de la mayor exhaustividad informativa, se ofrece a
continuación la comparación entre los principales datos eco-
nómicos consolidados a 31 de diciembre de 2012 y los re-
sultados del período correspondiente del ejercicio anterior,
excluidas dichas ganancias y los ajustes de valor de 2011.
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 2.688 2.346 342
Margen de explotación bruto 1.678 1.402 276
Resultado operativo 972 820 152
Resultado del ejercicio del Grupo y de terceros 491 454 37
Resultado del ejercicio del Grupo 413 395 18
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del ries-
go de Commodities ascienden a 2.688 millones de euros
y evidencian un incremento de 161 millones de euros res-
pecto a 2011 (+6,4%), como combinación de una mejo-
ra de 317 millones de euros de los ingresos por venta de
energía eléctrica (iguales a 2.300 millones en 2012) y de
una reducción de 156 millones de euros de los otros ingre-
sos (equivalentes a 388 millones de euros en 2012).
El incremento de los ingresos por venta de energía eléc-
trica, incluidos los incentivos, se desprende sobre todo
del crecimiento de la producción en Italia y Europa (134
millones de euros), Península Ibérica y Latinoamérica (100
millones de euros) y Norteamérica (83 millones de euros).
Los otros ingresos, iguales a 388 millones de euros (544
millones de euros en 2011), se refieren a los ingresos deri-
vados de la actividad minorista de Enel.si por 215 millones
de euros (248 millones de euros en 2011), al inicio de la
14 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
venta de los paneles fotovoltaicos producidos por 3SUN
por 33 millones de euros (1 millón de euros en 2011) y
a la rescisión de los acuerdos previstos con los socios de
la sociedad Trade Wind Energy, que conllevó la cancela-
ción de las deudas por comisiones de éxito vinculadas a
los proyectos realizados y la actualización al valor razona-
ble de sus activos y pasivos, para la cual se modificaron los
requisitos relativos al control, por un total de 52 millones
de euros, así como a otros ingresos varios que ascendieron
a 88 millones de euros (114 millones de euros en 2011).
Los otros ingresos de 2011 comprendían, además, las
mencionadas operaciones significativas en Norteamérica
y la Península Ibérica, que supusieron 181 millones de eu-
ros en total.
Sin contar las mencionadas ganancias contabilizadas en
2011, los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión
del riesgo de Commodities evidencian una subida igual a
342 millones de euros (+14,6%).
El margen de explotación bruto, igual a 1.678 millones
de euros, presenta un aumento de 95 millones de euros
(+6,0%) con relación a 2011.
El área Italia y Europa registró un margen de explotación
bruto igual a 971 millones de euros, un aumento de 102
millones de euros con respecto a 2011 (igual a 869 mi-
llones de euros), principalmente por el incremento de la
capacidad instalada (415 MW), efecto contrarrestado par-
cialmente por la menor pluviometría registrada en Italia
en el primer trimestre de 2012.
El área Península Ibérica y Latinoamérica registró un mar-
gen de explotación bruto igual a 497 millones de euros,
una reducción de 76 millones de euros con respecto a
2011 (cuando ascendió a 573 millones de euros). Sin
contar los efectos no recurrentes contabilizados en 2011
(iguales a 165 millones de euros), el margen de explota-
ción bruto experimenta una mejora de 89 millones de eu-
ros (+21,8%), principalmente en razón del incremento de
la capacidad instalada (286 MW).
El área Norteamérica registró un margen de explotación
bruto igual a 197 millones de euros, un aumento de 90
millones de euros con respecto a 2011 (cuando ascendió
a 107 millones de euros). Sin contar los efectos no recu-
rrentes contabilizados en 2011 (iguales a 16 millones de
euros), el margen de explotación bruto experimenta una
mejora de 106 millones de euros (+116,5%), principal-
mente en razón del incremento de la capacidad instalada
(229 MW) y de los otros ingresos susodichos.
La actividad minorista registró un margen de explotación
bruto igual a 13 millones de euros, una reducción de 21
millones de euros con respecto a 2011 (iguales a 34 mi-
llones de euros), cuando se benefició de la venta de certi-
ficados de eficiencia energética (TEE, por sus siglas en ita-
liano) relacionados con proyectos de eficiencia energética
realizados en ejercicios anteriores.
Excluidas las mencionadas ganancias contabilizadas en
2011, el margen de explotación bruto aumenta en 276
millones de euros (+19,7%).
El resultado operativo asciende a 972 millones de euros,
un aumento de 59 millones de euros (+6,5%) con relación
a los 913 millones de euros del ejercicio anterior.
La variación del resultado operativo refleja el aumento del
margen de explotación bruto, efecto compensado solo en
parte por el incremento de las amortizaciones y pérdidas
por deterioro de valor (iguales a 36 millones de euros).
En particular, las mayores amortizaciones derivadas de la
mayor capacidad instalada neta y de la conclusión en el
segundo semestre de 2011 de las asignaciones de precio
en las operaciones de adquisición en la Península Ibérica,
se vieron compensadas parcialmente por los efectos de
la revaluación de la vida útil de los parques eólicos en 25
años, en consonancia con las prácticas del sector. Dicha
operación generó un impacto positivo en 2012 igual a 44
millones de euros.
Excluidas las mencionadas ganancias contabilizadas en
2011, el resultado operativo aumenta en 152 millones de
euros (+18,5%).
El resultado del ejercicio del Grupo de 2012 equivale a 413
millones de euros, con una mejora de 5 millones de euros
(+1,2%) si se compara con los 408 millones de euros de
2011.
Sin contar los efectos en el resultado de las citadas ga-
nancias contabilizadas en 2011 (iguales a 13 millones de
euros), el resultado del ejercicio del Grupo evidencia un
incremento igual a 18 millones de euros (+4,6%) con rela-
ción a 2011 (igual a 395 millones de euros).
15
Datos patrimoniales y financierosEn millones de euros
2012 2011 2012-2011
Capital invertido neto (1) 12.586 11.813 773
Endeudamiento financiero neto 4.614 4.075 539
Patrimonio neto (incluidas cuotas de terceros) 7.972 7.738 234
Flujo de efectivo por actividades de explotación 1.059 1.258 (199)
Inversiones (brutas) 1.257 1.557 (300)
(1) Los “Activos netos disponibles para la venta” equivalen a 4 millones de euros a 31 de diciembre de 2011 (ausentes a 31 de diciembre de 2012).
La situación patrimonial consolidada a 31 de diciembre de
2012 evidencia un capital invertido neto de 12.586 millo-
nes de euros (11.813 millones de euros a 31 de diciembre
de 2011, incluyendo los activos netos disponibles para la
venta, iguales a 4 millones de euros). Dicho capital está
cubierto por el patrimonio neto del Grupo y de terceros
por valor de 7.972 millones de euros (7.738 millones de
euros a 31 de diciembre de 2011) y por el endeudamien-
to financiero neto por valor de 4.614 millones de euros
(4.075 millones de euros a 31 de diciembre de 2011). A
31 de diciembre de 2012, la incidencia del endeudamien-
to financiero neto en el patrimonio neto total, la llamada
relación deuda-patrimonio (debt to equity), se sitúa en el
0,58 (0,53 a 31 de diciembre de 2011).
El aumento del endeudamiento financiero neto, igual a
539 millones de euros, se refiere principalmente a las nue-
vas financiaciones bancarias y con otras entidades finan-
cieras a largo plazo.
Las inversiones de 2012 son iguales a 1.257 millones de
euros, lo que representa una reducción de 300 millones de
euros en comparación con 2011. Además de las inversio-
nes operativas, se efectuaron inversiones de índole finan-
ciera, principalmente en México, para la adquisición de la
sociedad Stipa Nayaa (iguales a 120 millones de euros),
para el pago de comisiones de éxito en relación con la rea-
lización de proyectos solares en Italia y en Grecia (iguales
a 29 millones de euros) y para la adquisición de una cuo-
ta adicional de participación en las sociedades titulares
de un proyecto eólico en Grecia, que conllevó un efecto
financiero positivo de 22 millones de euros (incluidas las
subvenciones percibidas, de 32 millones de euros).
Datos económicos y patrimoniales por área de actividad
En la tabla siguiente se exponen los valores económicos de 2012 y 2011, desglosados por área de actividad.
En millones de euros 2012 2011
Ingresos (1)
Margen de explotación
brutoResultado operativo Ingresos (1)
Margen de explotación
brutoResultado operativo
Italia y Europa 1.433 971 581 1.250 869 445
Península Ibérica y Latinoamérica 797 497 272 881 573 376
Norteamérica 300 197 116 183 107 55
Minoristas 215 13 3 327 34 37
Eliminaciones y rectificaciones (57) - - (114) - -
Total 2.688 1.678 972 2.527 1.583 913
(1) Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities.
16 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
A continuación, se reflejan los valores patrimoniales por área de actividad.
En millones de euros a 31.12.2012 a 31.12.2011
Activos
operativos (1)
Pasivos operativos Inversiones
Activos operativos (1)
Pasivos operativos Inversiones
Italia y Europa 7.433 984 773 6.915 868 970
Península Ibérica y Latinoamérica 4.342 650 339 4.028 402 280
Norteamérica 1.483 106 145 1.403 149 307
Minoristas 77 78 - 114 104 -
Eliminaciones y rectificaciones (136) (133) - (67) (62) -
Total 13.199 1.685 1.257 12.393 1.461 1.557
(1) Los activos operativos correspondientes al perímetro clasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 0 millones de euros a 31 de diciembre de 2012 y a 4 millones de euros a 31 de diciembre de 2011.
A continuación se muestra el detalle por área de actividad de la composición del personal.
Empleados (n.)
a 31.12.2012 a 31.12.2011
Italia y Europa 2.130 1.983
Península Ibérica y Latinoamérica 921 833
Norteamérica 358 320
Minoristas 103 94
Total 3.512 3.230
El número de empleados del Grupo a 31 de diciembre de 2012 asciende a 3.512 (3.230 a 31 de diciembre de 2011), lo
que supone un aumento de 282 trabajadores.
17
Hechos relevantes de 2012
enero
Concesión para la construcción de un parque eólico de 99 MW en Chile
5 de enero de 2012 - El Grupo obtuvo una concesión de
unas 2.600 hectáreas en el distrito de Taltal, situado en la
región de Antofagasta, 1.550 km al norte de Santiago, para
la construcción de un parque eólico que contará con 33
turbinas y tendrá una capacidad total instalada de 99 MW.
marzo
Concesiones para la exploración geotérmica en Chile
27 de marzo de 2012 - El Grupo se adjudicó, en el concur-
so convocado en junio de 2010 por el Ministerio de Ener-
gía, tres concesiones para la exploración geotérmica en
Chile, que abarcan un total de 165.702 hectáreas.
marzo
Puesta en marcha de nuevas plantas solares en Italia
La capacidad fotovoltaica instalada en Italia por la empresa
conjunta ESSE ha alcanzado unos 20 MW con la puesta en
marcha, en los últimos días de marzo, de 5 plantas situadas
en las regiones de Calabria (11,8 MW) y Lacio (2,6 MW).
Las cinco nuevas plantas se realizaron mediante paneles
de lámina delgada multiunión producidos en la fábrica
de Catania de 3SUN, la empresa conjunta de Enel Green
Power, Sharp y STMicrolectronics.
En total, las nuevas plantas podrán producir un máximo
de 19,5 millones de kWh, capaces de satisfacer el con-
sumo anual de electricidad de más de 7.200 familias,
evitando la emisión a la atmósfera de unas 10.000 tone-
ladas de CO2.
5
27
18 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
abril
Chisholm View
2 de abril de 2012 - Enel Green Power anunció la estipu-
lación de un contrato para el desarrollo del proyecto eó-
lico di Chisholm View, en Oklahoma, celebrada el 30 de
marzo de 2012. Con arreglo a dicho acuerdo, la contro-
lada Enel Green Power North America Inc. adquirió una
participación del 49% en el proyecto y una opción para
aumentar dicha participación en una cuota adicional del
26% en 2013. El proyecto tiene una capacidad total insta-
lada de 235 MW y está respaldado por un acuerdo a largo
plazo para la compra de la energía que producirá la planta
(PPA). Con fecha del 6 de junio, Enel Green Power North
America y EFS Chisholm LLC firmaron con un consorcio,
dirigido por J.P. Morgan e integrado también por Wells
Fargo Wind Holdings LLC y Metropolitan Life Insurance
Company, un acuerdo de aportación de capital, en virtud
del cual el consorcio se comprometió a financiar con unos
220 millones de dólares el proyecto eólico de Chisholm
View. Dicha financiación será abonada por el consorcio
en el mes de diciembre de 2012 mediante un acuerdo
de asociación societaria, simultáneamente a la puesta en
marcha de la planta. Enel Green Power ha proporcionado
una garantía de la Sociedad matriz, que no se extiende al
retorno de la inversión, respecto de las obligaciones de
Enel Green Power North America derivadas del acuerdo
de aportación de capital y del acuerdo de asociación so-
cietaria y fiscal.
Por el momento, el Grupo no ha ejercido la opción de
compra de la cuota adicional.
mayo
Acuerdo con EKF para la financiación de tres parques eólicos en Rumanía, Estados Unidos y Brasil
2 de mayo de 2012 - Enel Green Power, mediante la con-
trolada Enel Green Power International BV, suscribió con
la Agencia de Crédito a la Exportación del Gobierno danés
(EKF) y Citigroup, esta última como “agente” y “organiza-
dor”, un contrato de financiación de 12 años de duración
y un importe de 180 millones de euros, garantizado por
Enel Green Power, para cubrir parte de las inversiones des-
tinadas a los parques eólicos de Zephyr I en Rumanía (120
MW), Caney River en EE. UU. (200 MW) y Cristal en Brasil
(90 MW).
El valor global de las inversiones para la realización de los
tres parques asciende a unos 670 millones de euros. La
financiación está caracterizada por un tipo de interés en
consonancia con las referencias del mercado.
mayo
Iniciadas las obras para una nueva planta geotérmica en EE. UU.
7 de mayo de 2012 - Enel Green Power, a través de su
controlada Enel Green Power North America Inc., inició
las obras para la construcción de la planta geotérmica de
Cove Fort, ubicada en el sur de Utah, EE. UU.
La nueva planta, con una capacidad instalada bruta de
25 MW, será capaz de producir anualmente cerca de 160
millones de kWh de energía, evitando la emisión a la at-
mósfera de unas 115.000 toneladas de CO2 al año, y se be-
neficiará de un contrato de venta de la energía producida,
con una duración de 20 años.
mayo
Puesta en funcionamiento de la central geotérmica Rancia 2
30 de mayo de 2012 - Se puso en funcionamiento, com-
pletamente reacondicionada, la central geotérmica Ran-
cia 2, en la región de Toscana, municipio de Radicondoli,
provincia de Siena.
La central, que tiene una potencia instalada neta de 17
MW, será capaz de producir un máximo de unos 150 mi-
30
2
2
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19
llones de kWh, evitando así la emisión a la atmósfera de
100.000 toneladas de CO2.
mayo
Puesta en funcionamiento del parque eólico de Castle Rock Ridge en Canadá
31 de mayo de 2012 - Se conectó a la red el parque eó-
lico de Castle Rock Ridge, en Pincher Creek, en la región
de Alberta, Canadá, constituido por 33 turbinas y con una
capacidad instalada total de 76 MW; el parque es capaz
de producir cada año más de 200 millones de kWh, aho-
rrando unas emisiones a la atmósfera de más de 130.000
toneladas de CO2.
mayo
Puesta en funcionamiento de nuevas plantas en Grecia
Enel Green Power consolida su posición en el sector de
las renovables en Grecia, en la región del Peloponeso, con
la puesta en marcha en los meses de mayo y junio de las
plantas fotovoltaicas de Kourtesi II, Agrilia Baka, situada
en la zona de Mesenia, de Kavasila, situada en la región
de Acaya occidental, de Limnochori y de Chamolio, situa-
das en Corinto, con una capacidad instalada global igual
a 22,2 MW y con una producción total a pleno funciona-
miento de unos 29 millones de kWh al año.
Además, en el mes de mayo se puso en marcha el parque
eólico de Corinto, compuesto por 32 aerogeneradores
de 0,85 MW cada uno, que representan una capacidad
instalada total de más de 27 MW y con una producción,
a pleno funcionamiento, de 57 millones de kWh de elec-
tricidad al año.
junio
Puesta en funcionamiento del parque eólico de Rocky Ridge en Oklahoma
En el mes de junio, Enel Green Power North America Inc.
puso en marcha el parque eólico de Rocky Ridge, situado
en los condados de Kiowa y Washita, en Oklahoma. Estas
nuevas instalaciones tienen una capacidad instalada total
de unos 150 MW, con 93 turbinas de 1,6 MW cada una. A
pleno funcionamiento, Rocky Ridge producirá más de 600
millones de kWh al año, evitando así la emisión anual a la
atmósfera de más de 450.000 toneladas de CO2. La ener-
gía generada por el nuevo parque eólico será adquirida
por el operador local Western Farmers Electric Coopera-
tive.
junio
Primer parque eólico en México
A finales de junio, el Grupo adquirió el primer parque
eólico en México, Bii Nee Stipa II, compuesto por 37 tur-
binas eólicas de 2 MW cada una, que equivalen a una ca-
pacidad instalada total de 74 MW. El parque, diseñado y
construido por Gamesa, goza de los excelentes recursos
eólicos del istmo de Tehuantepec (en el Estado mexicano
de Oaxaca) y, con un factor de productividad de alrede-
dor del 40%, podrá llegar a generar, a pleno rendimiento,
más de 250 millones de kWh al año, evitando así la emi-
sión a la atmósfera de más de 100.000 toneladas de CO2
cada año.
31
20 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
julio
Concesión de una subvención para el parque eólico de Caney River en Kansas
20 de julio de 2012 - Enel Green Power North America Inc.
obtuvo del Departamento del Tesoro estadounidense una
subvención por un importe de unos 99 millones de dóla-
res para la realización del parque eólico de Caney River,
en Kansas.
La ayuda, asignada con arreglo a lo previsto en la Sección
1603 de la Ley de Reinversión y Recuperación de Estados
Unidos de 2009, ya ha sido abonada al consorcio dirigido
por J.P. Morgan, con el que Enel Green Power North Ame-
rica concluyó en diciembre del año pasado un acuerdo de
asociación societaria y fiscal. Los otros miembros del con-
sorcio son Wells Fargo Wind Holdings LLC y Metropolitan
Life Insurance Company.
agosto
Parque eólico de Prairie Rose
6 de agosto de 2012 - Enel Green Power anunció la esti-
pulación de un acuerdo de sociedad de capital entre su
controlada estadounidense Enel Green Power North Ame-
rica Inc. y la controlada de GE Capital, EFS Prairie Rose LLC,
para la construcción del parque eólico de Prairie Rose, al
norte del condado de Rock, en Minnesota.
Con arreglo a dicho acuerdo, la controlada Enel Green
Power North America Inc. adquirió una participación del
49% en el proyecto y una opción para aumentar dicha
participación en una cuota adicional del 26% en 2013.
El proyecto tiene una capacidad total instalada de 200
MW y está respaldado por un contrato a largo plazo para
la compra de la energía producida por la planta (PPA).
Además, Enel Green Power North America y EFS Prairie
Rose firmaron un acuerdo de asociación tributaria con un
consorcio, dirigido por J.P. Morgan e integrado también
por Wells Fargo Wind Holdings LLC y Metropolitan Life In-
surance Company, en virtud del cual el consorcio se com-
promete a financiar el proyecto eólico de Prairie Rose por
unos 190 millones de dólares estadounidenses. Los miem-
bros del consorcio liberaron los fondos en el momento
de la puesta en marcha del parque, acaecida durante el
cuarto trimestre de 2012, sin perjuicio de los requisitos es-
pecificados en el acuerdo de aportación de capital, convir-
tiéndose así en socios del proyecto con derechos de voto
limitados. Esta participación les permitirá a los miembros
del consorcio obtener un porcentaje de las ventajas fisca-
les y financieras atribuidas al proyecto.
agosto
Puesta en marcha del parque eólico Moldova Noua en Rumanía
30 de agosto de 2012 - Enel Green Power terminó de co-
nectar a la red el nuevo parque eólico de Moldova Noua,
en la región de Banat, en Rumanía. La planta, compuesta
de 21 aerogeneradores SWT de 2,3 MW cada uno, tiene
una capacidad instalada total de 48 MW, de los que 25
MW ya llevan operativos desde el pasado diciembre, y po-
drá producir, a pleno funcionamiento, unos 130 millones
de kWh al año, evitando así la emisión a la atmósfera de
más de 70.000 toneladas de CO2.
septiembre
Puesta en funcionamiento del parque eólico Padul en Andalucía
5 de septiembre de 2012 - Enel Green Power conectó a
la red un nuevo parque eólico de 18 MW en Andalucía,
que toma el nombre de “Padul” del municipio cercano
a Granada en el que está ubicado. La planta producirá,
a pleno funcionamiento, más de 37 millones de kWh al
año. La energía generada por las 9 turbinas de Padul, de 2
MW cada una, evitará cada año la emisión a la atmósfera
de unas 28.000 toneladas de CO2, con un ahorro de unas
14.000 toneladas equivalentes de petróleo (TEP).
6
5
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21
septiembre
Puesta en marcha de nuevas plantas solares en Italia
14 de septiembre de 2012 - Enel Green Power consolidó
aún más su posición en el mercado fotovoltaico en Italia
con la puesta en funcionamiento de seis nuevas plantas
sobre techo situadas entre las regiones de Abruzzo y Mo-
lise.
Las cuatro plantas de Termoli, en la provincia de Campo-
basso, en Molise, tienen una capacidad instalada total de
más de 2,3 MW, mientras que la de Casoli, en la provincia
de Chieti, y la de Nocciano, en la provincia de Pescara, am-
bas en la región de Abruzzo, poseen una capacidad insta-
lada total de unos 1,5 MW. La puesta en marcha de estas
nuevas plantas sobre techos de naves industriales, que, a
pleno funcionamiento, producirán más de 4,5 millones de
kWh, evitará la emisión a la atmósfera de más de 2.300
toneladas de CO2 al año.
Además, ESSE ha puesto en marcha dos plantas sobre te-
cho en la región de Campania que hacen un total aproxi-
mado de 1,5 MW de capacidad instalada.
Se trata de las plantas de Colbuccaro (Acerra 2) y Mon-
tegranaro (Acerra 1). Las plantas construidas sobre los te-
chos de 8 naves agrícolas producirán anualmente más de
1,8 millones de kWh, evitando así la emisión a la atmós-
fera de más de 900 toneladas de CO2 al año. Las plantas
se realizaron mediante los módulos de lámina delgada
producidos en la fábrica de Catania de 3SUN, la empresa
conjunta de Enel Green Power, Sharp y STMicrolectronics.
septiembre
Enel Green Power, la provincia autónoma de Bolzano y TIS, juntos por la innovación
29 de septiembre de 2012 - Enel Green Power, la Secreta-
ría de Innovación, Investigación, Desarrollo y Cooperativas
de la provincia autónoma de Bolzano y el TIS —Techno
Innovation Park— firmaron un memorando de entendi-
miento de 3 años de duración para favorecer la innova-
ción tecnológica en la generación de energía eléctrica a
partir de fuentes renovables.
septiembre
Puesta en marcha del parque eólico de Acampo Hospital
En el mes de septiembre, Enel Green Power España inau-
guró y conectó a la red el nuevo parque eólico de Acampo
Hospital en Zaragoza (Aragón), proyecto obtenido en el
marco de un concurso público. La planta, con una capa-
cidad instalada de 5,4 MW, producirá, a pleno funciona-
miento, más de 19 millones de kWh al año. La energía
generada por las tres turbinas de Acampo Hospital, de 1,8
MW cada una, evitará cada año la emisión a la atmósfe-
ra de más de 14.000 toneladas de CO2, con un ahorro de
unas 7.000 toneladas equivalentes de petróleo (TEP).
noviembre
Acuerdo con EKF para una financiación de 110 millones de euros destinada a un parque eólico en Chile
20 de noviembre de 2012 - Enel Green Power SpA, me-
diante la controlada Enel Green Power International
BV, suscribió con la Agencia de Crédito a la Exportación
del Gobierno danés (EKF) y Citigroup, esta última como
“agente” y “organizador”, un contrato de financiación de
12 años de duración y un importe de 110 millones de eu-
ros, garantizado por Enel Green Power.
La financiación se utilizará para cubrir parte de las inver-
siones destinadas al parque eólico de Enel Green Power
de Talinay, en Chile, que tiene una capacidad instalada de
unos 90 MW.
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14
20
22 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
noviembre
Enel Green Power se adjudica 102 MW eólicos en un concurso público en México
22 de noviembre de 2012 - Enel Green Power se adjudicó
el concurso público denominado Sureste I - Fase II, convo-
cado por la entidad eléctrica del Gobierno mexicano, para
la realización de un parque eólico de 102 MW. Las instala-
ciones se ubicarán en el istmo de Tehuantepec, en el Esta-
do de Oaxaca, caracterizado por sus fuertes vientos. Una
vez realizada, la nueva planta podrá generar más de 350
GWh al año, con un factor de productividad de más del
40%. Esto implica que los aerogeneradores podrán fun-
cionar durante más de 3.500 horas equivalentes al año,
una cifra muy superior a la media europea.
Mediante el concurso, Enel Green Power obtuvo el dere-
cho a estipular un contrato de veinte años de duración
para la compra de la energía eléctrica producida por el
proyecto (Power Purchase Agreement - PPA) con la Comi-
sión Federal de Electricidad del Gobierno mexicano.
noviembre
Acuerdo de financiación con el BEI de 160 millones de euros para plantas renovables en Italia
27 de noviembre de 2012 - Enel Green Power SpA suscri-
bió con el Banco Europeo de Inversiones (BEI) un contrato
para la concesión de un préstamo de duración vicenal de
un total de 160 millones de euros, encaminado a contri-
buir a la financiación del programa de desarrollo en Italia
de las actividades de Enel Green Power hasta el año 2014.
diciembre
Arranque de las obras para la construcción de tres parques eólicos en Brasil
4 de diciembre de 2012 - Enel Brasil Participações inició
las obras para la realización de tres parques eólicos en el
Estado brasileño de Bahia.
Las nuevas instalaciones, “Cristal”, “Primavera” y “São Ju-
das”, ubicadas en una misma zona perteneciente al Estado
de Bahia, tendrán una capacidad instalada total de unos
90 MW.
A pleno rendimiento, serán capaces de producir unos 400
GWh anuales, evitando la emisión a la atmósfera de más
de 250.000 toneladas de CO2. Enel Green Power se adjudi-
có en septiembre de 2010 el concurso público de Brasil de-
dicado solo a la energía eólica, para la conclusión de tres
contratos plurianuales destinados a la venta de energía
eléctrica generada en nuevas centrales. Los tres proyectos
están caracterizados por la abundante presencia de viento
y un factor de productividad de cerca del 45%, entre los
más altos a nivel mundial. De hecho, los aerogeneradores
podrán funcionar unas 4.000 horas equivalentes al año,
una media muy superior a la europea. Mediante el con-
curso, Enel Green Power se hizo con el derecho a estipular
un contrato de venta de veinte años de duración referente
a la energía eléctrica producida por los tres parques al or-
ganismo nacional brasileño CCEE, a un precio indexado al
100% de la inflación brasileña.
diciembre
Puesta en funcionamiento en Italia de 64 nuevos MW eólicos
7 de diciembre de 2012 - Enel Green Power conectó a la
red los parques eólicos de Cutro en Calabria, en la provin-
cia de Crotone, y de Potenza-Pietragalla, en la región de
Basilicata.
La primera de las instalaciones, la de Cutro, está constitui-
da por 23 aerogeneradores de 2 MW cada uno, con una
7
4
27
22
23
capacidad instalada total de 46 MW. La planta podrá pro-
ducir a pleno rendimiento cerca de 100 millones de kWh
de energía “limpia” al año, evitando así la emisión a la at-
mósfera de unas 26.000 toneladas de CO2.
El parque está conectado a la red de alta tensión median-
te un conducto soterrado a lo largo de unos 18 km.
El otro parque, Potenza-Pietragalla, está compuesto de 9
turbinas eólicas de 2 MW cada una, con una capacidad ins-
talada total de 18 MW. Así, será capaz de producir a pleno
rendimiento más de 39 millones de kWh, evitando la emi-
sión a la atmósfera de más de 10.000 toneladas de CO2.
Las dos nuevas instalaciones producirán, juntas, 139 millo-
nes de kWh anuales, evitando unas emisiones a la atmós-
fera de 36.000 toneladas de CO2.
diciembre
Puesta en marcha del parque eólico de Zopiloapan en México
14 de diciembre de 2012 - Enel Green Power conectó a la
red su segundo parque eólico en México, Zopiloapan, en
el Estado de Oaxaca.
Diseñado y construido por Gamesa, el parque está com-
puesto por 35 turbinas eólicas de 2 MW cada una y pre-
senta un factor de productividad de alrededor del 40%,
equivalente, a pleno rendimiento, a unas 250 millones de
kWh al año de energía “limpia”, evitando así la emisión a la
atmósfera de más de 150.000 toneladas de CO2 cada año.
diciembre
Enel Green Power y Simest por el desarrollo de proyectos renovables en Costa Rica y México
17 de diciembre de 2012 - Dos plantas renovables en Cos-
ta Rica y México se beneficiarán del respaldo financiero de
Simest, la financiera público-privada que fomenta el desa-
rrollo de las empresas italianas en el extranjero.
Se trata de la central hidroeléctrica de Chucas en Costa
Rica, con una capacidad instalada de 50 MW, y del parque
eólico de Bi Nee Stipa II, en México, con una capacidad de
74 MW.
La aportación de Simest al capital de ambos proyectos,
de 10 millones de euros en total, le brindará a Enel Green
Power el acceso a una bonificación de intereses, facilitada
también por Simest.
diciembre
Enel Green Power firma con IDB un acuerdo de financiación para un parque eólico en México
19 de diciembre de 2012 - Enel Green Power, mediante
la sociedad controlada Impulsora Nacional de Electricidad
Srl de Cv, concluyó con la entidad Inter-American Develo-
pment Bank (IDB) un contrato de financiación de 988 mi-
llones de pesos mexicanos, equivalentes a unos 76 millo-
nes de dólares estadounidenses, para la cobertura parcial
de la inversión necesaria para el parque eólico de Bii Nee
Stipa II, en México.
El contrato de financiación tendrá una duración de 10
años y gozará de la asistencia de una garantía de Socie-
dad matriz emitida por la sociedad de control Enel Green
Power.
diciembre
Puesta en marcha la construcción de un nuevo parque eólico en Chile
21 de diciembre de 2012 - Enel Green Power dio comienzo
a la construcción del parque eólico de Valle de los Vientos
en la II región de Antofagasta, en Chile.
La nueva planta estará compuesta de 45 turbinas eólicas
de 2 MW cada una, para una capacidad total instalada
de unos 90 MW. Una vez en funcionamiento, el parque
de Valle de los Vientos producirá a pleno funcionamiento
14
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21
24 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
más de 200 GWh al año, evitando la emisión a la atmósfe-
ra de más de 165.000 toneladas de CO2.
diciembre
Puesta en marcha de tres nuevos parques eólicos en Rumanía
28 de diciembre de 2012 - Enel Green Power conectó a la
red tres nuevos parques eólicos en Rumanía, Elcomex EOL
(Zephyr I), Targusor (Zephyr II) y Gebelesis, en la región de
Dobrogea, con una capacidad instalada total de 206 MW
y una producción, a pleno funcionamiento, de unos 560
millones de kWh al año.
En concreto, el parque eólico de Elcomex EOL está cons-
tituido por 52 turbinas eólicas de 2,3 MW cada una, que
conllevan una capacidad instalada total de 120 MW, y será
capaz de producir a pleno funcionamiento unos 340 mi-
llones de kWh al año.
La planta de Targusor, constituida por 26 turbinas eólicas
de 2,3 MW cada una, con una capacidad instalada total de
60 MW, podrá producir a pleno rendimiento más de 170
millones de kWh al año.
Gebelesis, al norte de Dobrogea, está compuesto de 5 tur-
binas eólicas de 3 MW y 6 turbinas eólicas de 2 MW cada
una, lo que hace que la capacidad instalada total sea de
27 MW, pudiendo producir a pleno funcionamiento unos
50 millones de kWh al año.
28
25
La contribución de las energías renovables a la sostenibilidad
Enel Green Power contribuye por su propia naturaleza a un desarrollo sostenible: las fuentes renovables constituyen, de
hecho, una importante herramienta para promover la competitividad del sistema productivo de los diversos países y para
garantizar la seguridad del abastecimiento de fuentes de energía. La producción generalizada de electricidad a partir del
agua, el sol, el viento y el calor de la tierra favorece una mayor autonomía energética de las naciones y al mismo tiempo
apuntala la protección del medio ambiente.
El enfoque de Enel Green Power hacia la sostenibilidad no
se limita a la afirmación de su naturaleza intrínseca, o, di-
cho de otro modo, a su ADN “renovable”, sino que preten-
de fomentar una estrategia que integre la sostenibilidad
en los procesos de negocio y en toda la cadena de valor,
un nuevo modelo de negocio para el uso racional de los
recursos, imbuido de la interacción con las comunidades,
en aras de crear un valor compartido.
Para traducir estos objetivos en proyectos y acciones con-
cretos y ponderables, Enel Green Power ha definido una
nueva estructura organizativa en el departamento de
responsabilidad social corporativa (CSR, por sus siglas en
inglés), con una Oficina de Proyectos centralizada y com-
petencias que alcanzan el perímetro internacional. En el
transcurso de 2012, con la implicación de todos los depar-
tamentos empresariales, se activó un plan de acción para
la elaboración del sistema de gestión y la posterior difu-
sión de una cultura de la sostenibilidad.
En un contexto donde los organismos de normalización
(como la GRI y los índices ESG –de criterios medioambien-
tales, sociales y de gobierno–) no han elaborado aún pro-
fundizaciones específicas sobre el tema de las renovables,
Enel Green Power desea ser pionera en la definición de
su propio recorrido, objetivo y ponderable, de crecimien-
to sostenible. Con esta meta, se realizó en colaboración
con KPMG un análisis de posicionamiento respecto a las
mejores prácticas internacionales y a los requisitos de los
26 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
principales índices de sostenibilidad y, sobre la base de los
hallazgos logrados, se identificaron los principales indica-
dores –ya existentes, en fase de desarrollo, por implemen-
tar– a los que se someten consensuadamente los diversos
departamentos, para integrar cada vez más la CSR en los
procesos industriales y de negocio.
Teniendo el objetivo de desplegar la preparación de un
informe integrado, el análisis permitió identificar los prin-
cipales indicadores que se habrán de considerar en el Plan
Estratégico de Enel Green Power, así como definir los indi-
cadores de rendimiento clave (KPI, por sus siglas en inglés)
de CSR de uso interno que permitan supervisar, en térmi-
nos de sostenibilidad, la huella de los diversos proyectos
y procesos.
El reto de 2013 será el de reforzar la vocación de soste-
nibilidad del Grupo a fin de que la CSR se integre cada
vez más estrechamente en la cadena de valor y sea una
herramienta de apoyo del crecimiento y el desarrollo del
negocio. Ya en la actualidad, Enel Green Power está orgu-
llosa de poder demostrar una atención no solo a lo largo
de toda su cadena de empresas, por ejemplo en la adop-
ción del plan de abastecimiento verde, que contempla la
adquisición de productos y servicios más atentos al medio
ambiente en comparación con otros también destinados
al mismo cometido, sino también en las elecciones previas
al acometimiento de sus propias actividades, por ejemplo
evitando el uso de paneles fotovoltaicos con sustancias
tóxicas como el teloruro de cadmio, y en las posteriores,
ya que se ha previsto en los propios procesos internos la
respuesta a la problemática planteada por la eliminación
de los paneles fotovoltaicos tras el final de su vida útil.
Con un perímetro internacional que abarca los denomina-
dos “países emergentes”, un factor conductor de la estra-
tegia de crecimiento y desarrollo del negocio es la filosofía
del “nunca en contra”: buscar el diálogo desde el principio,
construir y aprovechar el valor compartido, hasta llegar a
un consenso, previendo los conflictos y evitando las lógi-
cas impositivas. Con este fin, en los estudios previos de
país, junto a los análisis de tipo político y económico, se
introducen los análisis sociales, indicadores del estado de
bienestar y de desarrollo de las comunidades y las pobla-
ciones, en aras de construir, ab initio, un proyecto de ne-
27
gocio orientado a la valorización del factor social, además
del económico. La asociación con Barefoot College es el
ejemplo concreto del objetivo de convertirse en un mo-
delo de referencia, creíble, de buen conciudadano de los
países en los que operamos. Las iniciativas de promoción
nacen, de hecho, de una atenta escucha a las necesida-
des existentes y deben conducir a un desarrollo concreto
y ponderable. En 2012, la asociación con Barefoot College,
parte integrante del mayor proyecto del Grupo, Enabling
electricity, permitió llevar al norte de la India a 16 muje-
res semianalfabetas (en lo sucesivo, “abuelas”) –chilenas,
peruanas, guatemaltecas y salvadoreñas– provenientes
de pueblos aislados, pobres y sin acceso alguno a la elec-
tricidad, para aprender en 6 meses a instalar y realizar el
mantenimiento de pequeñas instalaciones fotovoltaicas.
Brindar herramientas y una profesión a las “abuelas” del
pueblo, porque son ellas las figuras más fiables para la
comunidad y, por lo tanto, las preseleccionadas para la
formación en la India, significa contribuir activamente
al desarrollo autónomo del territorio y aportar un valor
añadido que persistirá tras el proyecto, reduciendo el in-
centivo de la migración hacia las zonas urbanas. Más que
un proyecto, se trata de una experiencia vital para muje-
res que, en muchos casos, no habían salido jamás de su
localidad y que ahora se convierten en “mensajeras de lo
nuevo” en beneficio de sus colectividades. La narración
mediante imágenes y testimonios directos del proyecto
vivido a través de los ojos de las “abuelas”, desde el viaje a
la India hasta la electrificación de sus respectivas aldeas, se
ha confiado a un documental, realizado por dos jóvenes
titulados de la Escuela de Cinematografía de Palermo.
Con el mismo objetivo de poner en valor la cultura local,
ayudando a las comunidades a crecer y hacerse autosufi-
cientes, en Chile se han promovido programas agrícolas
con las comunidades de los mapuches utilizando técnicas
indígenas, con el resultado de un incremento del 200%
en la producción de patatas en 3 años. El proyecto obtu-
vo el reconocimiento del Ministro de Desarrollo “Más para
Chile”, que distingue los programas de protección de la
población más desfavorecida.
Promover un canal de escucha y de diálogo abierto con el
territorio significa para Enel Green Power estar abiertos a
apoyar tanto iniciativas de amplia envergadura, como Ba-
refoot College, como proyectos con un ámbito más especí-
fico y restringido, pero que inciden en entornos desfavore-
cidos y que, al contribuir al desarrollo de las comunidades,
redundan en una mejora de sus condiciones de vida. Son
un ejemplo de lo anterior las inversiones fomentadas en
Rumanía para la construcción de carreteras, instalaciones
deportivas (Gebelesis, Prahova) y sistemas de calefacción
en las escuelas (en Targusor y Corugea). En México, “Un
techo para mi país” posibilitó la realización de 150 vivien-
das en beneficio de los pobres que residan en las áreas
aledañas a las plantas de Enel Green Power, mientras que
la creación de un fondo social a favor de la comunidad de
pescadores de El Gallo permitió la realización de proyectos
que han mejorado su calidad de vida, ya que, a nuestro
parecer, la sostenibilidad significa compartir los mismos
intereses de las comunidades locales. En Guatemala, el
“Programa arqueológico de Gumarcaj” ha hecho posible
la creación de un museo íntegramente dedicado a las cul-
turas indígenas, como muestra del compromiso de Enel
Green Power por garantizar la continuidad y el respeto de
las tradiciones y las culturas del territorio.
El respeto por la persona y el medio ambiente también se
refleja en el proyecto de San Patrignano, que ha contem-
plado la realización de tres plantas fotovoltaicas dentro de
la comunidad, con una potencia de unos 50 kWp, permi-
tiendo un ahorro de más de 30 toneladas de CO2 al año.
La implicación activa de los integrantes de la comunidad
en las fases de diseño e instalación, mediante un recorrido
formativo centrado en el sector fotovoltaico, ha puesto los
cimientos para una profesionalización y un grato reinte-
gro activo en la sociedad.
La difusión de una cultura de la sostenibilidad ha sido el
motor de numerosas iniciativas que han implicado a niños
y estudiantes de varios países. Además de proyectos de
amplio alcance, como Play Energy, ya extendido en todo
el Grupo Enel, de Europa a las Américas, se han acometido
otras diversas iniciativas. En Grecia, la celebración del Día
Mundial del Viento, en colaboración con la ONG Global
Kiter Foundation, permitió explicar a los niños en edad es-
colar el comportamiento del viento y promover la energía
eólica a través del juego con cometas. Del mismo modo,
los Días de la Energía en Estados Unidos constituyeron el
pretexto para atraer a las familias a eventos de fomento
de una cultura renovable y sostenible.
En todos los países en los que operamos se abordaron
iniciativas consolidadas de valorización del territorio y
de promoción de las fuentes renovables, en particular
mediante el proyecto “Naturaleza y Territorio” en Italia y
España. En Italia, en asociación con instituciones locales,
28 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
se patrocinaron más de 30 eventos, con la afluencia de
al menos 44.000 visitantes, como testimonio de la inte-
gración de Enel Green Power con las comunidades loca-
les y con los contextos medioambientales en los que se
encuentran las plantas. En España, el proyecto condujo al
desarrollo de recorridos turísticos a través del parque eó-
lico de Los Barrancos, en Andalucía, y el “I Cros Enel Green
Power Sierra de la Capelada Duathlon”, en Galicia.
La sostenibilidad medioambiental en Europa fue pro-
movida sobre todo mediante acuerdos con fundaciones
e instituciones locales, como la Fundación Patrimonio
Natural de Castilla y León y las corporaciones locales de
Vistahermosa y Padul en España, en aras del desarrollo y
la implementación de proyectos de protección de la bio-
diversidad, y con la colaboración de la ONG Fapas para la
reforestación de áreas abandonadas en la zona de la cen-
tral de Belmonte en Asturias. En Centroamérica, mientras
en Panamá se prosigue con la actividad de preservación
de la biodiversidad de la reserva de Fortuna con el Insti-
tuto Smithsonian, en Costa Rica se activó un programa de
reforestación en el área afectada por la construcción de
la planta de Chucas.
La promoción de un uso racional de la energía ha servi-
do de hilo conductor para las diversas iniciativas de Enel
Green Power en diversos niveles. Prosiguiendo simbólica-
mente el proyecto “Embajada Verde” de 2011, en 2012
uno de los eventos de mayor éxito en Brasil fue el montaje
del Pabellón de Italia, en ocasión de la conferencia orga-
nizada por las Naciones Unidas, denominada “Río +20”. La
estructura del edificio del Pabellón fue revestida íntegra-
mente con paneles fotovoltaicos con tecnología de lámi-
na delgada, con el objetivo de permitir mediante la auto-
producción de energía solar la satisfacción de la demanda
energética de dicho edificio.
En Italia, en colaboración con Ferrovie dello Stato y el Mi-
nisterio de Medio Ambiente, la iniciativa TrenoVerde brin-
dó, en cambio, la ocasión de visitar una muestra itinerante
que, a través de cuatro vagones, se encargó de promover
las fuentes renovables y la energía verde, sensibilizando a
más de 10.000 visitantes sobre los comportamientos eco-
lógicamente sostenibles y los productos de alta eficiencia
respetuosos con el medio ambiente.
La innovación también se convierte en una herramienta
de implicación de las partes interesadas a efectos de ex-
perimentar nuevos enfoques de escucha y diálogo sus-
ceptibles de difundir una cultura “renovable”. Enel Green
Power se vale de la contribución de centros de investiga-
ción y universidades, tanto de Italia como del extranjero,
comprometidos con la promoción de la innovación tecno-
lógica. Además, en asociación con la Universidad Roma
Tre, se abordó el proyecto experimental Elebici@Roma3,
en el que, durante un año y medio, 30 estudiantes narra-
rán sus experiencias con el uso diario de una bicicleta eléc-
trica en un “cuaderno de bitácora”. Los datos recopilados
posibilitarán analizar la relación hombre-bicicleta-ciudad
y valorar sus repercusiones en términos económicos, so-
ciales y medioambientales.
La cultura de la sostenibilidad de Enel Green Power tam-
bién es fomentada y vivida activamente por los trabajado-
res de Enel Green Power, que se convierten en testimonio
de una “green way of life”.
El éxito de dos iniciativas destinadas a los empleados del
Grupo no hace sino confirmar tal extremo: “Green Place to
Live” y “I love my electric bike”. La distinción de los mejores
proyectos renovables ideados y desarrollados por perso-
nal de Enel Green Power constituyó un sólido incentivo
para la “creatividad verde” y con un enfoque consecuente
con la innovación, que integre todos los ámbitos de lo co-
tidiano, lo privado y lo laboral.
Gracias al préstamo de bicicletas eléctricas, contribuyendo
a la reducción de las emisiones contaminantes, la movili-
dad eléctrica se transforma, en cambio, en un instrumento
de promoción del propio bienestar físico y del respeto del
medio ambiente, así como en una demostración práctica
de un estilo de vida sostenible globalmente, tanto en la
oficina como en casa.
Orientada a un enfoque sistémico a la sostenibilidad, Enel
Green Power pretende conjugar cada vez más desafíos
tecnológicos responsables, la eficiencia energética y el
respeto por el medio ambiente, bajo el compromiso de
construir un futuro mejor, instruyendo sobre el consumo
responsable en los mercados maduros y creando las con-
diciones para el acceso a la energía en los emergentes. El
nuevo objetivo es hacer que el modelo de negocio proprio
gire en torno a una cultura de la sostenibilidad.
29
Escenario de referencia Enel Green Power y los mercados financieros
2012 2011
Margen de explotación bruto del Grupo por acción (euros) 0,32 0,32
Resultado operativo del Grupo por acción (euros) 0,18 0,18
Resultado neto del Grupo por acción (euros) 0,08 0,08
Dividendo unitario (céntimos de euro) 2,59 2,48
Porcentaje de reparto de dividendos (1) (%) 30 30
Patrimonio neto del Grupo por acción (euros) 1,38 1,38
Precio máximo del año (euros) 1,66 2,05
Precio mínimo del año (euros) 1,02 1,49
Precio medio del mes de diciembre (euros) 1,36 1,61
Capitalización bursátil (2) (millones de euros) 6.799 8.036
Número de acciones a 31 de diciembre (en millones) 5.000 5.000
(1) Calculado sobre el resultado neto del Grupo.(2) Calculada sobre el precio medio del mes de diciembre.
Peso de las acciones de Enel Green Power Corriente (1)
en el índice FTSE-MIB 1,19%
en el índice STOXX Europe 600 Utilities 1,00%
Bloomberg World Energy Alternative Sources 18,94%
(1) Datos actualizados a 31 de enero de 2013.
En el transcurso de 2012, la evolución de los mercados fi-
nancieros estuvo vinculada al progreso de los mercados
de los títulos de deuda nacionales de algunos países de la
zona euro. El primer semestre del año estuvo caracteriza-
do por una fase positiva inicial, provocada por la relajación
de las tensiones derivadas de la crisis de deuda soberana
que afectó a los países de la Eurozona. Las medidas de
apoyo adoptadas por el Banco Central Europeo (BCE), o
las operaciones de financiación con condiciones favora-
bles a las entidades bancarias de la zona euro, así como el
acuerdo alcanzado con los Gobiernos europeos y el Fon-
do Monetario Internacional (FMI) acerca de la asistencia
financiera a Grecia, incitaron una tendencia de recupera-
ción y mitigaron las presiones sobre los títulos de deuda
de algunos países de la Eurozona. La prima de riesgo entre
el bono italiano y el alemán a diez años se redujo hasta
un mínimo de 278 puntos básicos en el mes de marzo. Sin
embargo, a partir de finales del primer trimestre, las ten-
siones volvieron a hacer acto de presencia en los mercados
financieros europeos, a causa de las crecientes preocupa-
ciones derivadas de Grecia y España. Las incertidumbres
relacionadas con el resultado de las elecciones en Grecia y
el agravamiento de la salud del sistema bancario español,
con la consiguiente solicitud de recapitalización de uno
de los grupos bancarios más grandes del país, influyeron
negativamente en la evolución de los mercados. A los te-
mores acerca de la estabilidad política y económica de los
países de la zona euro se sumaron las perspectivas de una
ralentización adicional de la economía a nivel global.
En la segunda mitad del año, las posteriores intervenciones
por parte del BCE y las decisiones tomadas en el Consejo
europeo, encaminadas a la estabilización de las primas de
riesgo de los bonos estatales de los países más golpeados
por la crisis de deuda, tuvieron una incidencia positiva en
la marcha de los mercados. La posibilidad de aplicación
efectiva de las operaciones monetarias de compraventa
(Outright Monetary Transactions, OMT), consistentes en
compras de bonos estatales en el mercado secundario por
parte del BCE, se cristalizó tras la ratificación del Mecanis-
mo Europeo de Estabilidad (MEDE) por parte del Tribunal
Constitucional alemán. A dichas maniobras se añadió la
decisión del Eurogrupo de suavizar los objetivos de défi-
30 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
cit de Grecia y concederle dos años más para su consecu-
ción. Las dificultades financieras de España y de su sistema
bancario representaron una fuente de tensión también en
la última parte del año, agudizándose tras la rebaja de la
calificación crediticia de la deuda española, acaecida en
octubre, por parte de la agencia Standard & Poor’s. El últi-
mo trimestre del año estuvo además condicionado por las
dudas provenientes de Estados Unidos, relacionadas con
las negociaciones para evitar el aumento del impuesto so-
bre la renta y los recortes del gasto público. El impacto en
los mercados financieros fue, sin embargo, moderado por
las reiteradas garantías proclamadas por el Gobierno esta-
dounidense y la estipulación de un acuerdo para evitar el
precipicio fiscal justo al terminar el año. El índice de renta
variable de Estados Unidos, el Standard & Poor’s 500, ce-
rró el segundo semestre del año pasado, de hecho, con un
rendimiento positivo (+4,7% en el semestre).
En dicho contexto, la división accionarial ha registrado una
evolución positiva en general. Los principales mercados
mundiales cerraron 2012 con un rendimiento positivo: Lon-
dres +6%, Milán +8%, París +15%, Fráncfort +29%, Tokio
+23% y los índices americanos, S&P 500 +13% y Dow Jones
+7%. Madrid, sin embargo, registró un rendimiento global-
mente negativo, cayendo un 5%. No obstante, en el segun-
do semestre también el índice español registró una fuerte
aceleración, en consonancia con los principales mercados
europeos (+15%). Las dos marchas distintas de las princi-
pales bolsas europeas se pueden observar con nitidez si se
cotejan las trayectorias del primer y del segundo trimestre:
> FTSE-MIB: -5,4% en el primer semestre de 2012, +14,0%
en el segundo semestre de 2012, +7,8% sobre base
anual.
> Londres: 0% en el primer semestre de 2012, +5,8% en
el segundo semestre de 2012, +5,8% sobre base anual.
> París: +1,1% en el primer semestre de 2012, +13,9% en
el segundo semestre de 2012, +15,2% sobre base anual.
> Fráncfort: +8,8% en el primer semestre de 2012, +18,6%
en el segundo semestre de 2012, +29,1% sobre base
anual.
> Madrid: -17,1% en el primer semestre de 2012, +15,0%
en el segundo semestre de 2012, -4,7% sobre base anual.
En lo relativo a los títulos pertenecientes al sector de em-
presas de servicio público, la evolución fue similar a la re-
gistrada en las principales bolsas europeas, con una fase
inicial de descenso y una sucesiva de aceleración. Sin em-
bargo, el índice Stoxx Utilities experimentó una caída tan-
to en la primera como en la segunda mitad del año: -7%
en el primer semestre, -2% en el segundo y -8,8% sobre
base anual. Pesaron sobre el rendimiento del sector la re-
visión a la baja de las perspectivas por parte de algunas de
las principales empresas europeas de servicio público a la
finalización del año. En particular, en el mes de noviembre,
E.On revisó a la baja sus estimaciones sobre los ingresos
del año 2013 y EdF informó de resultados inferiores a lo
previsto y también redujo sus objetivos para 2013. Enel
Green Power confirmó la misma tendencia del mercado,
registrando una caída del 23% en la primera parte del año
y revalorizándose un 13% en la segunda, lo que resultó en
un descenso del 13% sobre base anual.
El sector de empresas de servicio público se vio influido,
además de por la dinámica de los mercados vinculada a las
incertidumbres derivadas de la crisis de deuda soberana,
también por las perspectivas de una ralentización adicional
de la economía a nivel global. El empeoramiento de las ex-
pectativas acerca de la evolución de la situación económica,
sobre todo en Europa, repercutió de hecho negativamen-
te en las previsiones de la marcha de la demanda de gas y
energía, lo que, a su vez, tuvo un impacto negativo en la co-
tización accionarial de las compañías energéticas. En el úl-
timo trimestre del año, las empresas de servicio público ex-
puestas en mayor medida al mercado español sacaron, sin
embargo, provecho del fin de la incertidumbre acerca de la
reforma del sector energético tras la propuesta presentada
por el Gobierno español, que aportó una mayor visibilidad
a la posible evolución del marco normativo y definió posi-
bles modalidades de resolución del déficit tarifario estruc-
tural que caracteriza al mercado energético. En concreto, el
Gobierno español optó por la introducción de un impuesto
sobre la generación a partir de cualquier fuente y una im-
posición especial a los sectores nuclear e hidroeléctrico.
Para más información, se remite al sitio web institucio-
nal (www.enelgreenpower.com), a la sección Medios e
Inversores (http://www.enelgreenpower.com/es-ES/me-
dia_investor), donde podrá consultar datos económicos
y financieros, presentaciones, actualizaciones en tiempo
real sobre la evolución de los títulos, información relativa
a la composición de los órganos sociales y el reglamento
de las Juntas, además de actualizaciones periódicas sobre
los diversos aspectos del gobierno corporativo. También
se pueden consultar los puntos de contacto dedicados es-
pecialmente a los accionistas particulares (número de te-
léfono: +390683058721) y a los inversores institucionales
(número de teléfono: +390683059104; [email protected]).
31
El contexto económico energético en 2012Evolución económica
En el transcurso de 2012, las turbulencias en los mercados
financieros se fueron debilitando progresivamente gracias
a las políticas de austeridad aplicadas por los países eu-
ropeos más endeudados. En la zona euro, el crecimiento
económico ha sufrido una deceleración adicional respecto
a 2011, causada principalmente por la escasa competitivi-
dad de los países mediterráneos, la ausencia de recursos
financieros disponibles para los gobiernos para aplicar po-
líticas económicas anticíclicas y las crecientes dudas sobre
la resistencia de la Unión Monetaria Europea. El nivel de
la producción industrial se contrajo en el tercer y el cuarto
trimestre de 2012, firmando en la Eurozona una dismi-
nución, respectivamente, del 2,7% (tercer trimestre) y el
3,4% (cuarto trimestre) en comparación con los valores
de 2011. Parte de las pérdidas de los niveles productivos
se puede achacar al particular momento de crisis del ci-
clo económico, caracterizado por una rigurosa disciplina
fiscal aplicada por los Estados, unos niveles de consumo
especialmente reducidos y el alto índice de desempleo de
toda Europa. Durante el segundo semestre de 2012, se re-
gistraron notables reducciones en las evoluciones de las
primas de riesgo de títulos soberanos, tanto por las deci-
didas intervenciones de los responsables políticos, como
las operaciones monetarias de compraventa (OMT, por sus
siglas en inglés) en el ámbito supranacional, como por las
políticas implementadas a nivel nacional por los denomi-
nados países periféricos.
La tasa de crecimiento del PIB mundial registró una caída
neta, pasando del 3,0% constatado en 2011 al 2,5% en
2012. El principal motivo de dicha reducción se ha de atri-
buir sin duda a las economías de los países maduros que,
en 2012, lograron un crecimiento del 1,3%, frente al 4,9%
experimentado en las economías emergentes. En este
contexto, la economía estadounidense consiguió una me-
jora del 2,2%, frente al 1,8% de 2011. En lo relativo al cre-
cimiento de los países individuales dentro de la zona euro,
la economía alemana se apuntó, tras un 2010 y un 2011
de óptimos rendimientos económicos (+4% en 2010 y
+3,1% en 2011), un avance de solo el 1% en 2012, debido
principalmente a la coyuntura económica internacional,
particularmente negativa. Entre los países europeos más
castigados por la crisis de la Eurozona se encuentran Italia
(-2,4%), Grecia (-6,6%), España (-1,4%) y Portugal (-3,2%).
En 2012, el crecimiento de las economías emergentes se
vio caracterizado por una acusada ralentización respec-
to a los niveles registrados en los años anteriores, (China
+7,7%; la India +5,1%; Taiwán +1,2%; Indonesia +6,2%).
También fue más modesto el avance de las economías
de los países de Latinoamérica, que se anotaron un creci-
miento en 2012 de solo el 2,3% (en 2010 fue del 6,0%, y
en 2011, del 4,1%).
En los mercados de divisas, el tipo euro/dólar pasó de
una media de 1,39 en 2011 a una de 1,29 en 2012. Di-
cha disminución se puede atribuir fundamentalmente a
los acuerdos alcanzados por las instituciones europeas en
materia monetaria y fiscal, que conllevaron una situación
de recuperación a partir de los niveles alarmantes de los
títulos soberanos de los países mediterráneos de la zona
euro en el transcurso de 2011.
A efectos de facilitar el acceso al crédito de los inverso-
res institucionales y sostener el volumen de las inversio-
nes, el Banco Central Europeo estableció en julio de 2012
un tipo del 0,75% sobre las operaciones de financiación
principales. Dicho valor no ha sufrido cambios a diciembre
de 2012. Las operaciones de refinanciación marginales se
fijaron en un valor del 1,5% (a partir de julio de 2012). La
inflación registrada en la zona euro durante 2012 (2,2%)
fue menor que la experimentada en 2011 (2,7%).
En la tabla que aparece a continuación se ponen de mani-
fiesto los porcentajes de crecimiento del PIB en los princi-
pales países en los que opera Enel Green Power.
32 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Aumento anual del PIB en términos reales
%
2012 2011
Italia -2,4 0,6
España -1,4 0,4
Portugal -3,2 -1,6
Grecia -6,6 -7,1
Francia - 1,7
Bulgaria 0,8 1,7
Rumanía 0,2 2,5
Brasil 0,9 2,7
Chile 5,6 6,0
Colombia 3,5 5,9
México 3,8 3,9
Perú 6,3 6,3
Canadá 1,9 2,6
EE. UU. 2,2 1,8
Fuente: Instituto Nacional de Estadística y proceso de datos de ISTAT, INE, Eurostat, FMI, OCDE y Global Insight por parte de Enel.
Evolución de los principales indicadores de mercadoMercado monetario
Enero de 2011 Diciembre de 2012
Euríbor a 6 meses Euro/Dólar
2,2
1,7
1,2
0,7
0,2
1,6
1,5
1,4
1,3
1,2
33
Las cotizaciones internacionales de Commodities
En 2012, el precio del Brent, igual a 115 dólares estadouni-
denses a finales de año, fue sostenido por una serie de fac-
tores no atribuibles directamente a movimientos estructu-
rales de la oferta y la demanda. Entre las principales causas,
se pueden citar las revueltas en Oriente Medio y el Norte
de África, las nuevas medidas de estímulo monetario por
parte de la Reserva Federal, con una nueva flexibilización
cuantitativa, y la retirada de aproximadamente 1 millón
de barriles al día de crudo iraní del mercado mundial. Por
tanto, los desequilibrios geopolíticos y los movimientos fi-
nancieros parecen haber constituido las principales causas
de dicha evolución.
Cotización de Commodities
La persistente volatilidad que caracterizó en el transcurso
de 2012 las cotizaciones del Brent no afectó, sin embargo,
al nivel de los precios del gas y el carbón. Los precios del
carbón se mantuvieron en niveles reducidos a causa del
elevado volumen de exportaciones provenientes de Esta-
dos Unidos y de la ralentización de las importaciones chi-
nas. Además, las condiciones estructurales del mercado de
fletes, caracterizado por un exceso de oferta, conllevaron
una caída de los costes del transporte. En 2012, el precio
del carbón acusó una reducción del 31% con relación a
2011, quedando en 93 dólares estadounidenses/tonelada.
En el mercado del gas, la actual debilidad de la demanda
en Italia (en particular para el uso termoeléctrico) y la leve
recuperación de los precios en el norte de Europa acarrea-
ron una convergencia del precio de entrega inmediata con
el de las bolsas europeas. El precio de entrega inmediata
de gas natural en la terminal europea de Zeebrugge pasó
de 57,5 peniques de libra esterlina/termia (2011) a 59,6
peniques de libra esterlina/termia (2012), registrando así
un crecimiento del 3,6%.
800
700
600
500
400
300
200
100
0gen10
mar10
mag10
lug10
set10
nov10
gen11
mar11
mag11
lug11
set11
nov11
gen12
mar12
mag12
lug12
set12
nov12
Gas Zeebrugge (euro/TEP) Carbón API2 (euro/TEP) Crudo Brent (euro/TEP)
34 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Los mercados de la energía eléctrica La demanda de energía eléctricaEvolución de la demanda de energía eléctrica
TWh 2012 2011 2012-2011
Italia 325,3 334,6 -2,8%
España 252,0 255,4 -1,3%
Portugal 49,0 50,5 -3,0%
Francia 489,5 478,2 2,4%
Grecia 50,2 51,2 -2,0%
Bulgaria 32,5 33,2 -2,1%
Rumanía (1) 39,2 39,8 -1,5%
Brasil 546,9 528,0 3,6%
Chile (2) 47,5 45,0 5,6%
Colombia 59,4 57,0 4,2%
Perú 38,1 36,0 5,8%
EE. UU. (3) 3.112,0 3.173,0 -1,9%
(1) Europa/Montes Urales.(2) Dato referido al SIC - Sistema Interconectado Central.(3) Deducidas las pérdidas de red.Fuente: Proceso de datos de los operadores de los sistemas de transmisión (TSO, por sus siglas en inglés) por parte de Enel.
En Europa, los países mediterráneos registran tasas de cre-
cimiento negativas de la demanda eléctrica, sobre todo a
causa de la ralentización de los consumos industriales. En
concreto, en Italia (-2,8%), España (-1,3%), Grecia (-2,0%)
y Portugal (-3,0%), el comportamiento negativo del sector
industrial y las incertidumbres de la situación macroeco-
nómica tuvieron un impacto determinante en los niveles
de la demanda eléctrica. En los restantes países europeos,
en 2012 se constata una demanda eléctrica en crecimien-
to en Francia (+2,4%) con relación a 2011. Continúa el
fuerte crecimiento de los países de Latinoamérica, con
incrementos sostenidos en Brasil (+3,6%) y aún más ele-
vados en Chile (+5,6%), Colombia (+4,2%) y Perú (+5,8%).
Los precios de la energía eléctrica Precios de la energía eléctrica
Precio medio del cargo de base en
2012 (euros/MWh)
Variación del precio del cargo de base
2012-2011
Precio medio del pico de demanda en 2012
(euros/MWh)
Variación del precio del pico de demanda
2012-2011
Italia 75,5 4,6% 66,6 -6,3%
España 47,2 -5,5% 41,5 -10,0%
Brasil 66,1 427,0% 172,1 367,0%
Chile 145,4 11,3% 253,1 25,6%
Colombia 50,0 69,1% 113,3 126,0%
35
Evolución de los precios en los principales mercados
En céntimos de euro/kWh
2012 2011 2012-2011
Mercado final (residencial): (1)
Italia 14,9 14,0 6,4%
Francia 9,9 9,9 -
Portugal 11,1 10,2 8,8%
Rumanía 7,9 8,5 -7,1%
España 14,7 16,0 -8,1%
Mercado final (industrial): (2)
Italia 13,2 11,5 14,8%
Francia 8,1 7,2 12,5%
Portugal 10,5 9,0 16,7%
Rumanía 8,3 8,0 3,8%
España 11,5 10,8 6,5%
(1) Precio semestral antes de impuestos - consumo anual comprendido entre 2.500 kWh y 5.000 kWh.(2) Precio semestral antes de impuestos - consumo anual comprendido entre 500 MWh y 2.000 MWh.Fuente: Eurostat.
Evolución de los precios de venta de energía eléctrica en Italia
I trim. II trim. III trim. IV trim. I trim. II trim. III trim. IV trim.
2012 2011
Bolsa de la energía eléctrica - PUN IPEX (euros/MWh) 81,4 73,5 81,5 65,6 66,5 68,3 75,2 78,8
Usuario doméstico con consumo anual de 2.700 kWh (céntimos de euro/kWh):
Precio bruto antes de impuestos 17,3 19,1 19,1 19,4 15,6 16,2 16,5 16,5
Fuente: GME (Gestor de los Mercados Energéticos); Autoridad para la Energía Eléctrica y el Gas.
Los precios de venta de la energía eléctrica en Italia evi-
dencian en 2012 un incremento del 4,6% del precio me-
dio único nacional en la Bolsa de la energía eléctrica con
relación a 2011.
El precio medio anual (antes de impuestos) para el usua-
rio doméstico establecido por la Autoridad para la Ener-
gía Eléctrica y el Gas registró en 2012 un aumento del
15,6%, principalmente en razón del componente tarifario
A3, para la cobertura de los costes de incentivación de las
fuentes renovables.
36 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
ItaliaProducción y demanda de energía eléctrica en Italia
En millones de kWh
2012 2011 2012-2011
Producción neta:
- termoeléctrica 204.796 218.486 (13.690) -6,3%
- hidroeléctrica 43.322 47.202 (3.880) -8,2%
- eólica 13.119 9.775 3.344 34,2%
- geotermoeléctrica 5.238 5.315 (77) -1,4%
- fotovoltaica 18.323 10.668 7.655 71,8%
Total producción neta 284.798 291.446 (6.648) -2,3%
Importaciones netas 43.088 45.733 (2.645) -5,8%
Energía entrante en red 327.886 337.179 (9.293) -2,8%
Consumos para bombeos (2.627) (2.539) (88) -3,5%
Demanda de energía en la red 325.259 334.640 (9.381) -2,8%
Fuente: datos Terna - Rete Elettrica Nazionale (Informe mensual - final diciembre de 2012).
La demanda de energía en Italia en 2012 se anota una dis-
minución (-2,8%) con relación al valor registrado en 2011,
quedando en 325,3 TWh. Esta demanda fue satisfecha en
un 86,8% por la producción neta nacional destinada al
consumo (86,3% en 2011) y en el restante 13,2% por las
importaciones netas (13,7% en 2011).
Las importaciones netas de 2012 registran una disminu-
ción de 2,6 TWh, debido principalmente a la diferencia de
los precios de la energía eléctrica en los países extranjeros
respecto al mercado italiano.
La producción neta en 2012 registra una disminución del
2,3% (-6,6 TWh), elevándose a 284,8 TWh. En particular,
la reducción de la energía hidroeléctrica generada (-3,9
TWh), como consecuencia de las peores condiciones de
pluviometría, fue compensada con creces por el aumen-
to de la generación fotovoltaica (+7,7 TWh) y eólica (+3,3
TWh). Dichos factores, asociados a la susodicha disminu-
ción de la demanda de energía eléctrica, conllevaron una
reducción de la generación de energía termoeléctrica de
13,7 TWh.
Con especial referencia a la tendencia sectorial, cabe
constatar cómo en 2012 se ha estimado para la capaci-
dad instalada de fuentes renovables en Italia un aumento
de unos 6 GW en comparación con 2011, ascendiendo a
unos 47 GW, como se evidencia en el gráfico siguiente.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
30
41
47
Fuente: Enerdata; proceso de datos del Gestor de Servicios Energéticos (GSE) y de la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA, por sus siglas en inglés) del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
37
Aspectos normativos y tarifarios
Con la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo del 23 de abril de 2009, la Unión Europea aprobó
el paquete europeo de energía y clima, conocido también
como estrategia “20-20-20”, que contempla para 2020:
> una reducción de las emisiones de gases de efecto in-
vernadero iguales al 20% (objetivo vinculante);
> el 20% del consumo energético total europeo genera-
do a partir de fuentes renovables (objetivo vinculante);
> un aumento de la eficiencia energética igual al 20%
(objetivo no vinculante).
Todos los Estados miembros, en virtud del artículo 4, apar-
tado 1 de dicha Directiva, están obligados a establecer ob-
jetivos nacionales vinculantes para la consecución de los
fines susodichos. En particular, Italia está obligada a cubrir
el 17% de los consumos finales de energía mediante fuen-
tes renovables.
A día de hoy, con referencia a Italia, el objetivo 20-20-20
para el sector eléctrico, plasmado en el documento Plan
de Acción Nacional (PAN) de julio de 2010, puede ya califi-
carse de conseguido, con ocho años de antelación.
Se pueden hallar indicaciones recientes en relación con
la implementación de los objetivos de desarrollo de las
fuentes renovables en el documento “La nueva Estrategia
Energética Nacional para una energía más competitiva y
sostenible” (SEN, por sus siglas en italiano), publicado el 16
de octubre de 2012 por el Gobierno, activando así el plazo
de consulta pública (vencido el 30 de noviembre de 2012).
La SEN prevé cuatro objetivos clave para el sector energé-
tico:
1. reducir significativamente las divergencias en el coste
de la energía para los consumidores y las empresas, me-
diante una alineación con los precios y los costes de la
energía europeos;
2. lograr y superar los objetivos medioambientales de
descarbonización definidos en el paquete europeo de
energía y clima 2020;
3. seguir mejorando la seguridad y la independencia de
nuestro abastecimiento;
4. favorecer el crecimiento económico sostenible median-
te el desarrollo del sector energético.
Para la consecución de estos objetivos, la estrategia pro-
pone al mismo tiempo siete prioridades de acción:
1. incrementar la eficiencia energética, ahorrando el 24%
de los consumos en relación con la evolución inercial
hasta 2020 (sobrepasando, por lo tanto, los objetivos
del 20% indicados por la UE);
2. incrementar la competitividad del mercado del gas y
hacer de Italia el principal centro del gas del sur de Eu-
ropa;
3. fomentar el desarrollo sostenible de las energías re-
novables hasta el 20% de los consumos finales brutos
(superando el objetivo de la UE, del 17%) y, en lo rela-
tivo al segmento eléctrico, hasta el 38%, frente al 26%
previsto en el Plan Nacional de Acción en materia de
Energías Renovables (PANER);
4. favorecer el desarrollo de las infraestructuras y del mer-
cado eléctrico, con el doble cometido de integrar tanto
el mercado italiano en el europeo como las fuentes re-
novables en el mercado;
5. promover una reestructuración del sector de la refina-
ción y la distribución de los carburantes que conlleve
una actitud más competitiva y avanzada tecnológica-
mente;
6. fomentar la reanudación de una producción sostenible
de hidrocarburos nacionales a partir de las reservas de
gas y petróleo presentes en nuestro país;
7. modernizar el sistema de gobierno, que en la actuali-
dad presenta procedimientos y plazos mucho más lar-
gos y complejos que los de los demás países.
En relación con cada una de las prioridades, en el docu-
mento se identifican los objetivos, los puntos de salida y
las principales iniciativas que se acometerán.
El marco regulador de apoyo a las energías renovables en
Italia está caracterizado por una multitud de mecanismos
de remuneración.
En lo que atañe a la tecnología eólica, geotérmica y de
biomasa, el sistema de incentivación contempla:
> para las plantas puestas en marcha hasta 2012, en
virtud de lo previsto en el Decreto Legislativo italiano
28/2011, la aplicación del mecanismo de los certifica-
dos verdes (CV), títulos negociables expedidos por el
Gestor de los Servicios Energéticos en medida propor-
cional a la energía producida por una central cuya ali-
mentación se considere que proviene de fuentes reno-
vables, válido hasta el año 2015. Para las instalaciones
en cuyo poder obre una licencia y que entren en funcio-
namiento hasta el 1 de mayo de 2013 (30 de junio de
2013 en el caso de las plantas alimentadas por residuos
38 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
biodegradables) se contempla, en cualquier caso, la po-
sibilidad de acceder a los CV con una reducción del 3%
al mes a partir de enero de 2013;
> en el caso de las plantas cuya generación comience tras
el 1 de enero de 2013, en virtud de lo previsto en el
Decreto Ministerial italiano “FER eléctricas” (6 de julio
de 2012), la aplicación de un mecanismo basado en su-
bastas holandesas o tarifas reguladas, en función de su
capacidad instalada y su tecnología.
Los mecanismos de incentivación susodichos tocarán a
su fin cuando se llegue a un coste indicativo acumulado
anual de los incentivos de 5.800 millones de euros. A 31
de diciembre de 2012, dicho coste acumulado anual es de
unos 3.700 millones de euros.
Con referencia a la tecnología solar, el sistema de incenti-
vación prevé:
> para las plantas puestas en funcionamiento antes del
27 de agosto de 2012, son de aplicación, en función de
la fecha de arranque de la generación de cada central,
las Tarifas de Alimentación I (19 de septiembre de 2005
- 12 de abril de 2007), II (13 de abril de 2007 - 31 de
diciembre de 2010) (6), III (1 de enero de 2011 - 31 de
mayo de 2011) y IV (1 de junio de 2011 - 26 de agos-
to de 2012), basadas en un sistema de primas (tarifa
de incentivo acumulativa con respecto al precio zonal
horario);
> en lo relativo a las plantas puestas en marcha tras el 27
de agosto de 2012, resulta de aplicación el Decreto Mi-
nisterial italiano “V Tarifa de Alimentación” (5 de julio
de 2012), que contempla, entre otras cosas, el paso de
un sistema de primas a otro de tarifa regulada (tarifa
global), al que se puede añadir una tarifa subvencio-
nada por autoconsumo. El mecanismo de incentivación
susodicho llegará a su fin 30 días después de haber al-
canzado un coste indicativo acumulado anual de los in-
centivos de 6.700 millones de euros. En enero de 2013,
dicho coste acumulado anual es de unos 6.500 millo-
nes de euros.
La decisión n. 281/2012/R/efr de la Autoridad para la
Energía Eléctrica y el Gas ha introducido una profunda
revisión del servicio de suministro de la energía eléctrica
para las unidades de producción a partir de fuentes reno-
vables no programables.
En particular, ha extendido, a partir del 1 de enero de
2013, incluso a las plantas existentes, la aplicación de las
tarifas de desequilibrio previstas para las unidades no ha-
bilitadas para las fuentes renovables no programables, de-
ducida una franquicia que será igual al 20% del programa
vinculante modificado y corregido de volcado durante los
6 primeros meses y al 10% a partir del 1 de julio de 2013.
Con dicha decisión, además, se abolió la prima por la co-
rrecta programación.
Mediante la decisión n. 84/2012/R/eel (modificada por
las decisiones n. 165/2012/R/eel y n. 344/2012/R/eel),
la Autoridad, frente al rápido y notable incremento de la
producción a partir de generación distribuida y, en par-
ticular, a partir de la fuente fotovoltaica, aprobó algunas
disposiciones encaminadas a garantizar la continuidad de
la gestión segura del sistema eléctrico nacional.
En particular, respecto de todos los tipos de instalacio-
nes caracterizadas por la producción intermitente y no
programable, la Autoridad impuso la adopción de dispo-
sitivos eléctricos específicos y de reglas técnicas de fun-
cionamiento. La nueva regulación concierne a todas las
instalaciones conectadas a la red en media y baja tensión.
Las instalaciones existentes deberán adaptarse antes del 1
de abril de 2013 a las disposiciones de la decisión.
Por otra parte, la Autoridad publicó la decisión n. 570/2012
“Texto integrado de las modalidades y condiciones técni-
co-económicas para la prestación del servicio de medición
neta: condiciones para el año 2013”, con la cual definió la
nueva regulación de la medición neta, dando aplicación a
las disposiciones previstas en el Decreto Ministerial italia-
no del 6 de julio de 2012. La nueva regulación entra en vi-
gor el 1 de enero de 2013 y, entre los principales cambios,
cabe constatar:
> la eliminación del envío de datos informativos relativos
a los recibos individuales, con la consecuencia de que
se deja de contemplar la implicación de las sociedades
de venta;
> la normalización del precio unitario de medición a tan-
to alzado;
> entre los componentes que se reembolsan al produc-
tor, además de los asociados a las redes, se hallan tam-
bién los gastos generales del sistema (más adelante se
preverá un techo máximo de reembolso, con una nor-
ma posterior).
(6) La Ley italiana n. 129, del 13 de agosto de 2010 (denominada Salva Alcoa) prolongó, de hecho, hasta el 30 de junio de 2011 el período de aplicación de la III Tarifa de Alimentación para las plantas instaladas hasta el 31 de diciembre de 2010.
39
EspañaProducción y demanda de energía eléctrica en el mercado peninsular
En millones de kWh
2012 2011 2012-2011
Producción bruta régimen ordinario:
- termoeléctrica 93.314 94.223 (909) -1,0%
- nuclear 61.470 57.731 3.739 6,5%
- hidroeléctrica 19.455 27.571 (8.116) -29,4%
Total producción bruta régimen ordinario 174.239 179.525 (5.286) -2,9%
Consumos de servicios auxiliares (7.888) (7.247) (641) -8,8%
Producción régimen especial 102.428 92.401 10.027 10,9%
Producción neta 268.779 264.679 4.100 1,5%
Exportaciones netas (1) (11.770) (6.091) (5.679) -83,9%
Consumos para bombeos (5.023) (3.215) (1.808) -56,2%
Demanda de energía en la red 251.986 255.373 (3.387) -1,3%
(1) Incluye el saldo de intercambio con el sistema extrapeninsular.Fuente: datos Red Eléctrica de España - (Balance eléctrico diario Peninsular - final diciembre de 2012). Los volúmenes de 2011 están actualizados a 3 de diciembre de 2012.
La demanda de energía en el mercado peninsular en 2012
se anota una disminución (-1,3%) con relación al valor re-
gistrado en 2011, quedando en 252,0 TWh. Dicha deman-
da fue satisfecha íntegramente a partir de la producción
neta nacional destinada al consumo.
Las exportaciones netas en 2012 aumentan (+83,9%) en
comparación con los valores registrados en el ejercicio
2011.
La producción neta de 2012 experimenta un aumento
del 1,5% (+4,1 TWh), debido principalmente a la mayor
producción de energía nuclear (+6,5%), así como al incre-
mento de la producción en régimen especial (+10,9%). Di-
chos efectos se vieron contrarrestados solo parcialmente
por la menor producción hidroeléctrica (-29,4%), debida
a las peores condiciones de pluviometría con relación al
ejercicio precedente.
Producción y demanda de energía eléctrica en el mercado extrapeninsular
En millones de kWh
2012 2011 2012-2011
Producción bruta régimen ordinario:
- termoeléctrica 14.399 14.916 (517) -3,5%
Total producción bruta régimen ordinario 14.399 14.916 (517) -3,5%
Consumos de servicios auxiliares (850) (882) 32 3,6%
Producción régimen especial 1.044 996 48 4,8%
Producción neta 14.593 15.030 (437) -2,9%
Importaciones netas 570 - 570 -
Demanda de energía en la red 15.163 15.030 133 0,9%
Fuente: datos Red Eléctrica de España - (Balance eléctrico diario Extrapeninsulares - final diciembre de 2012).
40 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
La demanda de energía en el mercado extrapeninsular en
2012 se anota una subida (+0,9%) con relación al valor re-
gistrado en 2011, quedando en 15,2 TWh. Dicha deman-
da fue satisfecha casi íntegramente a partir de la produc-
ción neta destinada al consumo.
Las importaciones netas en 2012 alcanzaron los 0,6 TWh y
corresponden al intercambio con la Península Ibérica.
La producción neta presenta en 2012 una reducción del
2,9% (-0,4 TWh) a consecuencia de la menor producción
termoeléctrica (-3,5%), solo compensada parcialmente
por la mayor producción en el régimen especial.
En España, el sector de las renovables ha registrado en
los últimos años un crecimiento significativo, evidencian-
do un incremento de los consumos de energía primaria a
partir de fuentes renovables sobre el total.
El 11 de noviembre de 2011, el Gobierno español aprobó
el nuevo “Plan de Energías Renovables” correspondiente
al período 2011-2020 (PER 2011-2020), en el que se es-
tablece el plan de desarrollo para el sector de las energías
renovables. El PER 2011-2020 fija medidas específicas de
implementación para la consecución del objetivo instau-
rado por la Directiva 2009/28/CE de la Unión Europea del
20% de consumo total de energía a partir de fuentes re-
novables de ahora a 2020, plazo dentro del que el Gobier-
no prevé, en concreto, llegar a los 64 GW de capacidad
instalada, principalmente mediante el desarrollo de los
sectores eólico y solar. El documento contiene objetivos
específicos en términos de capacidad y producción para
cada tecnología:
> tecnología eólica: 35,7 GW de capacidad hasta 2020;
> hidroeléctrica: 13,9 GW de capacidad hasta 2020;
> geotérmica: 0,05 GW de capacidad hasta 2020;
> solar (fotovoltaica y CSP –energía solar concentrada,
por sus siglas en inglés–): 12 GW de capacidad hasta
2020;
> energía del mar: 0,1 GW de capacidad hasta 2020;
> biomasa (biomasa sólida, residuos y biogás): 1,9 GW de
capacidad hasta 2020.
La capacidad instalada a partir de fuentes renovables re-
gistró en 2012 un incremento igual al 8% en relación con
2011, quedando en unos 48 GW, como se observa en el
gráfico siguiente.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
4244
48
Fuente: Enerdata, REE/PANER, proceso de datos de EER, EWEA, BNEF, EPIA del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
Con un enfoque específico sobre el sector eólico, el merca-
do español representa el segundo país europeo (después
de Alemania), con unos 23 GW de capacidad instalada
en 2012, la mayoría en la región de Castilla y León. La
base instalada eólica creció durante el último año un 5%,
aproximadamente, y representa, en 2012, cerca del 48%
de la capacidad instalada renovable total.
41
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012
2122
23
Fuente: Enerdata. Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA, por sus siglas en inglés).
Aspectos normativos y tarifarios
En el transcurso de 2012, el desarrollo de nuevas plantas
renovables en España se materializó en la construcción de
parques eólicos y centrales solares termodinámicas, que
en los años 2009 y 2010 formaban parte del procedimien-
to de preasignación de retribución, pero que aún no han
entrado en funcionamiento.
Dicho procedimiento de preasignación de retribución fue
introducido con la publicación de la decisión de la Secreta-
ría de Estado de la Energía del 19 de noviembre de 2009,
que identificó las reglas de presentación de los proyectos
para ser admitidos en el procedimiento (como se contem-
plaba en el Real Decreto-Ley del 30 de abril de 2009, n.
6); admisión necesaria para acceder a las tarifas del Real
Decreto 661/2007.
El Real Decreto del 7 de diciembre de 2010, n. 1614, re-
guló y modificó algunos aspectos relativos a la actividad
de producción de energía eléctrica, sobre todo en relación
con plantas solares, termoeléctricas y eólicas, introducien-
do en particular las modificaciones siguientes:
> para las instalaciones eólicas incentivadas por el Real
Decreto 661/2007, previó una reducción entre 2011 y
2012 del 35% de las primas de referencia. Dichas pri-
mas se recuperarán en el transcurso de 2013;
> para todos los parques eólicos, dispuso una limitación
del número máximo de horas equivalentes de produc-
ción incentivada y vendida al precio de mercado al por
mayor (2.589 horas/año), en caso de alcanzarse una
media de horas superior a 2.350 horas/año.
Además, 2012 se caracterizó por una política energética
centrada principalmente en la necesidad de resolver el
problema del “déficit tarifario”, que a principios de año
ascendía a unos 24.000 millones de euros. A tal efecto, se
publicó el Real Decreto-Ley 1/2012, mediante el que, por
una parte, se suspendió el procedimiento de preasigna-
ción de retribución y, por la otra, se suprimieron los incen-
tivos económicos para las nuevas instalaciones basadas en
energías renovables, que no hubieran sido ya admitidas
en dicho procedimiento antes de la fecha de entrada en
vigor del decreto.
El Real Decreto-Ley del 30 de marzo de 2012, n. 13, me-
diante el cual España transpuso varias Directivas europeas
sobre el mercado de la electricidad y del gas, introdujo
una serie de medidas encaminadas a contribuir a la con-
secución de los ingresos necesarios para cubrir los costes
del sistema eléctrico, como una reducción de la retribu-
ción por las actividades de distribución y transporte de
la energía eléctrica; para completar el marco, la Orden
IET/843/2012 contempló también una revisión de las ta-
rifas para los consumidores finales a partir del 1 de abril
de 2013.
En el mes de septiembre de 2012, el Gobierno presen-
tó un Proyecto de Ley para la sostenibilidad energética,
con la intención primordial de establecer o modificar los
impuestos relacionados. Dicho proyecto de ley cristalizó
en la Ley del 27 de diciembre de 2012, n. 15, “Medidas
fiscales para la sostenibilidad energética”, entrando en
42 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
vigor el 1 de enero de 2013. Las principales medidas in-
troducidas son:
> la previsión de un impuesto del 7% sobre la energía
eléctrica producida a partir de cualquier tipo de tecno-
logía;
> la aplicación de impuestos a la producción del combus-
tible nuclear consumido y residual, así como a la con-
servación de las centrales nucleares existentes;
> la introducción de una tasa del 22% por el uso de aguas
para la producción de energía eléctrica (reducida en un
90% para las instalaciones de una potencia inferior a
50 MW);
> para la tecnología solar termodinámica, se determinó
que la energía producida mediante combustibles no
renovables, como apoyo al funcionamiento normal de
las instalaciones, no recibiera incentivos.
Todos los ingresos obtenidos por la introducción de las
medidas susodichas y por las subastas de emisiones de
CO2 están destinados a cubrir los costes del sistema eléc-
trico, con la meta de lograr un equilibrio y evitar que se
produzca un déficit adicional en 2013.
La última modificación regulatoria del año 2012 tuvo lu-
gar con el Real Decreto-Ley del 28 de diciembre de 2012,
n. 29, que introdujo algunas medidas urgentes relativas al
sector eléctrico; entre ellas, la más significativa fue la mo-
dificación de la Ley 54/1997, con la que se eliminó la obli-
gación de alcanzar un déficit tarifario igual a cero en 2013,
y se dispuso asignar al Estado, respecto del año 2013, una
serie de costes para reducir el déficit de 2012.
Los productores de energía a partir de fuentes renovables
pueden, por consiguiente, elegir entre adoptar una tari-
fa regulada (precio de la energía incluido) o el precio de
mercado (sin la prima eliminada mediante el Real Decreto
2/2013).
Portugal
Portugal ha adoptado una estrategia encaminada al de-
sarrollo de las energías renovables, apoyando el sector
mediante medidas financieras y fiscales. Según el “Plano
Nacional de Acção para as energias renováveis ao abrigo
da Directiva 2009/28/CE”, más del 40% de la producción y
cerca del 20% del consumo final de electricidad proviene
de fuentes renovables y se prevé alcanzar unos 19 GW de
capacidad instalada en 2020, con los sectores hidroeléctri-
co y eólico como mayores factores de dicho crecimiento.
En 2012, Portugal presenta una capacidad instalada total
igual a unos 10 GW, con un crecimiento estimado del 7%,
aproximadamente, en comparación con 2011.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
8
9
10
Fuente: Enerdata, GWEC, proceso de datos de PAN, EWEA, EER y EPIA del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
43
En concreto, el sector eólico resulta ser el que contribuyó más al aumento de la capacidad renovable instalada en térmi-
nos porcentuales, con un peso estimado en 2012 de aproximadamente el 45% del total.
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012
3,7
4,1
4,5
Fuente: Enerdata, EWEA.
Aspectos normativos y tarifarios
A día de hoy, los regímenes tarifarios que se aplican a los
parques eólicos son principalmente dos, y ambos contem-
plan el uso del mecanismo de la tarifa regulada.
En concreto:
> Decreto-Ley 339-C/2001. El mecanismo de incentivo
está representado por una tarifa regulada sujeta a ac-
tualizaciones mensuales y diferenciada según el factor
de carga de la planta (en particular, cuanto mayor es
el factor de carga, menor es el incentivo). Se constata,
además, que el 28 de febrero de 2013 se publicó un de-
creto que prevé la posibilidad de ampliar de 5 a 7 años
la duración de los incentivos (tras su vencimiento ordi-
nario) a cambio del pago de 5.000 o 5.800 €/MW para
los años entre 2013 y 2020, inclusive. En particular, la
remuneración dispuesta en dichos casos es la siguiente:
- precio medio de la energía con un suelo de 60 €/MWh
y sin techo;
- precio medio de la energía con un suelo de 74 €/MWh
y con un techo de 90 €/MWh;
> Decreto-Ley 33A/2005. Dicho decreto contempla tam-
bién un mecanismo de incentivo basado en una tarifa
regulada, con actualizaciones mensuales. En concreto,
las instalaciones habrán de participar en una subasta
holandesa a efectos de poder aprovechar los incentivos.
Grecia
Grecia, en cumplimiento de los objetivos convenidos con
la transposición de la normativa comunitaria, puso el
acento en el desarrollo de la energía producida a partir
de fuentes renovables. Mediante la Ley 3851/2010 “Accel-
erating the development of Renewable Energy Sources to
deal with climate change and other regulations addressing
issues under the authority of the Ministry of Environment,
Energy and Climate Change”, Grecia apunta, de hecho, a
incrementar la cuota actual de energía limpia hasta cerca
del 40% de la producción total de electricidad de ahora a
2020. Se calcula que se podrá llegar al objetivo mediante
una combinación eficiente de medidas fiscales, financie-
ras y técnicas, como la revisión del sistema de las tarifas
reguladas, la simplificación de los procedimientos de con-
44 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
cesión de licencias y la reducción de las barreras para la im-
plementación de proyectos renovables en el ámbito local.
En el Plan de Acción Nacional “National Renewable Energy
Action Plan in the scope of Directive 2009/28/EC”, destina-
do a la aplicación de la Directiva 2009/28/CE de la Unión
Europea, Grecia estimó que la capacidad instalada total
de fuentes renovables podrá llegar a 13 GW en 2020, gra-
cias a las mayores contribuciones provenientes de los sec-
tores eólico y solar.
En los últimos años, Grecia ha registrado un crecimiento
de la capacidad renovable instalada que, según las esti-
maciones, llegó en 2012 a unos 6 GW, lo que representa
un aumento del 26% en relación con 2011.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
4
5
6
Fuente: Enerdata, proceso de datos de Enerdata, EWEA y EPIA del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
El sector eólico, en concreto, se apunta una subida bastante regular a lo largo de todo el período de referencia, eleván-
dose en 2012 a unos 1,7 GW, fundamentalmente en consonancia con el año anterior.
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012
1,3
1,6
1,7
Fuente: Enerdata, EWEA.
Aspectos normativos y tarifarios
En el mecanismo de incentivación griego prevalece el sis-
tema de la tarifa regulada, diferenciado por fuente. Los
niveles tarifarios para todas las fuentes se indexan anual-
mente al 50% del IPC (Índice de Precios al Consumo), a ex-
cepción del sector fotovoltaico, respecto al cual se indexan
al 25% del IPC griego. Los incentivos se asignan mediante
un contrato a largo plazo, de 20 años de duración, para
todas las fuentes, a excepción de las instalaciones fotovol-
45
taicas sobre techo con una potencia inferior a 10 kW, con
una duración de 25 años. Las fuentes que no disfrutan de
sistemas de apoyo a las inversiones (locales o europeas)
gozarán de un aumento de la tarifa del 15-20%, a excep-
ción de la fuente solar.
A partir de agosto de 2012, quedan suspendidas las auto-
rizaciones para nuevas plantas fotovoltaicas (excluidas las
instalaciones sobre techo).
En noviembre de 2012, se introdujo un nuevo impuesto
sobre los ingresos de las plantas existentes de producción
a partir de fuentes renovables, igual al 10% para todas las
tecnologías renovables, salvo el sector fotovoltaico, grava-
do con el 25-30%. El tributo tiene carácter temporal (julio
de 2012 - julio de 2014), pero podrá prorrogarse un año
más.
Rumanía
Rumanía, a través del mecanismo de los certificados ver-
des, ha favorecido en gran medida el desarrollo de las
energías renovables en los últimos años. Con arreglo al
“Plan de Acción Nacional para la Energía Renovable”
(NREP, por sus siglas en inglés), encaminado a la aplica-
ción de la Directiva 2009/28/CE de la Unión Europa, el Go-
bierno rumano contempla alcanzar unos 12,6 GW de ca-
pacidad instalada a partir de fuentes renovables de ahora
a 2020, una base instalada que contribuirá a satisfacer el
consumo bruto de electricidad del país en un 38,2%.
Se estima que Rumanía se anotó un crecimiento del 13%,
aproximadamente, respecto a su capacidad instalada de
fuentes renovables durante 2012, quedando en unos 8
GW, como se observa en el gráfico siguiente.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
6,8
7,4
8,3
Fuente: Enerdata; proceso de datos de NREAP, EWEA y BNEF del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
Dicho desarrollo se puede atribuir fundamentalmente a
la tecnología eólica: solo en el último año, la capacidad
instalada eólica aumentó en el 93%, llegando a cerca de 2
GW en 2012. Dicha capacidad está ubicada sobre todo en
la región de Dobrogea, una zona bañada por el mar Negro
y que presenta una morfología geográfica especialmente
favorable, al estar constituida por una llanura escasamen-
te poblada. Otras regiones con un potencial significativo
de desarrollo son las de Banat y la Moldavia rumana.
46 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012
0,5
1
2
Fuente: Enerdata, EWEA.
Aspectos normativos y tarifarios
En Rumanía, la principal forma de incentivación para to-
das las fuentes renovables es el sistema de los certificados
verdes (CV), a excepción de las centrales hidroeléctricas
con una potencia superior a los 10 MW, que no acceden
a ningún sistema de incentivos. Los vendedores tienen la
obligación de adquirir cada año una determinada cuota
de fuentes renovables mediante la compra de CV –basán-
dose en los objetivos anuales establecidos por la ley– en
concepto de cuotas de producción bruta renovable (8,3%
en 2010, hasta el 20% en 2020). Las autoridades rumanas
publican anualmente la cuota obligatoria recalculada en
aras de equilibrar la oferta y la demanda. El valor de los
certificados varía con arreglo a los coeficientes de multi-
plicación, diferenciados por fuente. En concreto, 2 CV por
cada MWh de producción a partir de las tecnologías geo-
térmica, eólica y de biomasa hasta 2017 (tras el 2017, 1
CV), 6 CV por cada MWh de producción fotovoltaica y 3
CV por cada MWh de producción hidroeléctrica para plan-
tas de nueva construcción.
El precio de los CV queda definido por ley, en un intervalo
entre un valor mínimo y un valor máximo (suelo y techo).
En caso de incumplimiento, los vendedores están sujetos
a una penalización.
Se contempla la posibilidad de redefinir el número de CV
asignados en caso de que se constate una “retribución ex-
cesiva” de las plantas. La revisión no se puede introducir
antes de 2015 (antes de 2014 en el caso del sector foto-
voltaico).
Estados Unidos
En Estados Unidos, el uso de las energías renovables cuen-
ta con el respaldo de medidas específicas en los ámbitos
federal y estatal, y está en continuo desarrollo. El sistema
de los Renewable Portfolio Standards –normativa que re-
quiere que un porcentaje de electricidad sea producido a
partir de fuentes renovables– se encuentra, en la actuali-
dad, difundido en 29 estados más el Distrito de Columbia.
Según el World Energy Outlook 2012, la capacidad insta-
lada de fuentes renovables experimentará un acusado in-
cremento, llegando a los 258 GW en 2020 (7). Los mayores
factores de crecimiento se asocian principalmente a los
mercados solar, fotovoltaico y eólico.
Estados Unidos, en 2012, dispone de una capacidad insta-
lada total estimada igual a 161 GW, un aumento de cerca
del 12% en comparación con el año precedente. Este de-
sarrollo se puede atribuir principalmente a la progresión
del sector eólico.
(7) Se incluyen los bombeos puros.
47
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
135144
161
Fuente: Enerdata, IEA, Seia, BNEF, proceso de datos de EIA, GWEC, EPIA, REN21, BNEF e IEA del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
Concretamente, el sector eólico resulta ser la fuente re-
novable que ha aumentado más su aporte en términos
porcentuales con relación al total de la capacidad insta-
lada, pasando del 32,6% de 2011 al 37,4% de 2012. En
términos de crecimiento absoluto, el sector eólico se vuel-
ve a confirmar como la fuente renovable más dinámica, al
avanzar de los 47 GW de 2011 a los 60 GW de 2012.
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012 estimado
40
47
60
Fuente: Enerdata; proceso de datos de GWEC del año 2012.
El crecimiento del sector eólico va de la mano de una evo-
lución paralela a nivel geográfico. Según el informe Global
Wind Energy Outlook 2012, los Estados que ya disponen
de capacidad instalada eólica eran 38 en 2011, de los que
31 aumentaron su dotación en el mismo año. Los más ac-
tivos en el sector son los Estados de Texas, California, Kan-
sas, Oklahoma e Illinois.
48 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Aspectos normativos y tarifarios
El sistema estadounidense contempla un doble nivel de
incentivación de las fuentes renovables:
> en el ámbito federal, el principal mecanismo de incen-
tivación está constituido por los incentivos fiscales a la
producción y la inversión (Production Tax Credit e Inves-
tment Tax Credit). En enero de 2013, el vencimiento del
Production Tax Credit se postergó y las plantas, para su
admisión, habrán de empezar las obras de construcción
hasta el 31 de diciembre de 2013;
> en el ámbito estatal, además de los posibles incentivos
fiscales estatales específicos, rige el sistema de los Re-
newable Portfolio Standards (RPS), caracterizado por
cuotas obligatorias para las empresas de servicios, con
diferentes objetivos según el Estado. La mayor parte de
los Estados adoptó sistemas de certificación negocia-
bles en el mercado.
Canadá
Canadá es, en 2011, uno de los principales países del
mundo en términos de capacidad instalada de fuentes
renovables, gracias a la predominante contribución de la
tecnología hidroeléctrica. El desarrollo de las renovables
va acompañado principalmente de una serie de objetivos
voluntarios o vinculantes adoptados por algunas provin-
cias (Manitoba, New Brunswick, Ontario, Quebec y Nueva
Escocia). Entre ellas, las provincias de Quebec y Alberta es-
tán también adoptando regulaciones en lo que concierne
a las emisiones de gases de efecto invernadero.
En 2012, la base instalada de generación a partir de fuen-
tes renovables creció cerca de 1 GW, llegando a unos 83
GW, de los que el 90% se desprenden de la fuente hi-
droeléctrica.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
80 82 83
Fuente: Enerdata, proceso de datos de REN21, GWEC, EPIA y EER 2011 del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
La tecnología que se apuntó el mayor crecimiento durante
2012 fue la eólica, cuya capacidad instalada alcanzó, se-
gún las estimaciones, unos 6 GW en dicho año. Las provin-
cias con mayor capacidad eólica adicional instalada a lo
largo de 2012 fueron Quebec, Ontario y Alberta.
49
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012 estimado
4
5
6
Fuente: Enerdata; proceso de datos de GWEC del año 2012.
Aspectos normativos y tarifarios
En el ámbito federal, no existen por el momento incenti-
vos a las energías renovables, tras la extinción del progra-
ma ecoEnergy for Renewable Power en 2011. No obstante,
en septiembre de 2012 se publicaron nuevos reglamentos
federales a efectos de reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero. En particular, dichos reglamentos con-
templan la aplicación de estándares de rendimiento a las
nuevas plantas de carbón, que entrarán en vigor a partir
de julio de 2015.
Dicho esto, cabe recordar además que a nivel nacional
rige ya un objetivo de reducción, de ahora a 2020, de las
emisiones de gases de efecto invernadero del 17% en re-
lación con las contabilizadas en 2005.
En términos de producción de energía a partir de fuen-
tes renovables, se observa, en cambio, que solo algunas
provincias han fijado objetivos vinculantes y apoyan el
desarrollo energético de un modo diferente. Es el caso de
Ontario, que ha favorecido el crecimiento de la energía
producida a partir de fuentes renovables mediante el me-
canismo de las tarifas reguladas.
Finalmente, en agosto de 2012, la reglamentación sufrió
importantes modificaciones estructurales, entre las cuales
cabe reseñar:
> una reducción de los precios en los sectores solar (de
44,3 cent/kWh a 35-34,7 cent/kWh) y eólico (de 13,5
cent/kWh a 11,5 cent/kWh);
> una simplificación del proceso y la creación de cuotas a
efectos de favorecer la participación de las comunida-
des locales;
> la introducción de plazos para las nuevas aplicaciones
en el primer cuatrimestre de 2013.
México
Recientemente, el Gobierno mexicano ha abordado el
desarrollo de un marco normativo de apoyo a las ener-
gías renovables. El 5 de junio de 2012, su presidente, Fe-
lipe Calderón, rubricó el decreto de aplicación de la “Ley
general de cambio climático”, un texto que contiene ob-
jetivos de reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero y de cuotas de producción a partir de fuen-
tes “limpias”. En concreto, el Gobierno mexicano se mar-
50 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
có las metas de reducir las emisiones un 30% de ahora a
2020 y de generar el 35% de la electricidad con fuentes
“limpias” en 2024.
Se estima que la capacidad instalada renovable registró en
2012 un incremento igual a cerca del 3% en relación con
2011, quedando en unos 14 GW.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
13,513,8
14,3
Fuente: Enerdata, proceso de datos de Sener, BNEF y ENE del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
La tecnología eólica es la que más contribuyó al crecimien-
to global de la capacidad instalada renovable en el últi-
mo año. En 2012, como se puede verificar en el gráfico
siguiente, se estima que la base instalada eólica alcanza
los 1,4 GW, aproximadamente.
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012 estimado
0,5
0,9
1,4
Fuente: Enerdata; proceso de datos de GWEC del año 2012.
Aspectos normativos y tarifarios
En el transcurso de 2008 se publicó la Ley para el Apro-
vechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento
de la Transición Energética (LAERFTE) con el objetivo de
ordenar el corpus normativo relativo a la transición ener-
gética del país hacia las tecnologías limpias. Los inversores
privados participan con referencia a su actividad como IPP
(Productores Independientes de Energía, por sus siglas en
inglés, que venden toda su capacidad a la Comisión Fede-
ral de Energía a través de mecanismos de subasta), auto-
proveedores (en caso de autoconsumo) y productores de
pequeña escala (con una capacidad instalada menor de
30 MW, que venden su capacidad mediante tarifas regu-
ladas por la Comisión Federal de Energía). El 31 de octubre
de 2012, se publicó la decisión de la Comisión Reguladora
51
de Energía, que brinda a los inversores privados la posibi-
lidad de participar en subastas encaminadas a la asigna-
ción de contratos plurianuales de suministro de energía
relativos a plantas renovables de pequeño tamaño (me-
nor de 30 MW).
Brasil
Brasil representa el país de Latinoamérica con la mayor ca-
pacidad instalada de fuentes renovables. En 2012, según
el Global Wind Energy Outlook 2012, la oferta de energía
proveniente de fuentes renovables en Brasil sigue aún
muy concentrada en el sector hidroeléctrico (80% del to-
tal), pero con las tecnologías eólicas y de biomasa en rápi-
do ascenso.
Según el World Energy Outlook 2012, la capacidad ins-
talada de fuentes renovables en Brasil experimentará un
acusado incremento, llegando a los 126 GW en 2020 (8).
En particular, las mayores contribuciones al crecimiento
provendrán de los sectores hidroeléctrico (históricamente,
el más desarrollado) y eólico (que se considera puede au-
mentar exponencialmente en los próximos años).
Se estimó que la capacidad instalada en 2012 era igual a
98 GW, un incremento del 5% en comparación con el dato
del año anterior.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
9093
98
Fuente: Enerdata; proceso de datos de ANEEL, GWEC y EPIA del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
La capacidad instalada relativa a la fuente eólica alcanza
en 2012 unos 2,5 GW, lo que representa un marcado cre-
cimiento con relación al año precedente (+69,5%). Simul-
táneamente, se asiste a un aumento de la contribución de
la tecnología eólica al total (del 1,6% de 2011 al 2,6% en
2012).
(8) Se incluyen los bombeos puros.
52 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Evolución de la capacidad instalada eólica (GW)
2010 2011 2012 estimado
0,9
1,5
2,5
Fuente: Enerdata; proceso de datos de GWEC del año 2012.
Aspectos normativos y tarifarios
El sistema de incentivación de las fuentes renovables en
Brasil vio la luz en 2002, con un sistema de tarifa regula-
da (PROINFA), para más adelante adecuarse al sistema de
venta de la energía convencional, mediante mecanismos
de subasta. Las subastas se distinguen entre las destinadas
a plantas nuevas y las reservadas a las centrales ya existen-
tes, y se pueden clasificar, además, del siguiente modo:
> Leilão Fontes Alternativas, en las que compiten todas las
tecnologías;
> Leilão Energia de Reserva, en las que compite una sola
tecnología. Estos tipos de subastas se convocan nor-
malmente para incrementar el margen de reserva y/o
fomentar el desarrollo de determinadas tecnologías
(como las renovables).
Las subastas se diferencian actualmente en A-1 (normal-
mente para plantas existentes), A-3 y A-5 en función de
la obligación del productor de proporcionar la energía
asignada después de uno, tres o cinco años. El mecanismo
típico de despliegue de la subasta contempla dos fases: un
primer plazo en el que el organizador de la subasta fija el
precio de salida de la subasta y los productores pujan me-
diante ofertas a la baja; una segunda etapa en la que los
productores restantes reducen adicionalmente el precio
hasta el momento en que la oferta de energía cubre toda
la demanda objeto de la subasta. A los mejores postores
se les asignan contratos a largo plazo, de duración varia-
ble: 15 años para las plantas termoeléctricas alimentadas
con biomasa, 20 años en el caso de los parques eólicos y
30 años para las centrales hidroeléctricas.
El mecanismo de subasta brasileño se aplica a todas las
fuentes renovables, a excepción de la hidroeléctrica con
una potencia superior a 30 MW.
2012 estuvo caracterizado por algunas importantes deci-
siones en materia de energía eléctrica, a saber:
> Decisiones n. 481 y n. 482 del 17 de abril de 2012. El 17
de abril de 2012, la ANEEL (Agência Nacional de Energia
Elétrica) publicó algunas decisiones en materia de mini-
generación y microgeneración solar para instalaciones
con una potencia instalada menor de 1 MW. En dichas
decisiones se refleja la posibilidad de que los clientes/
generadores se beneficien de créditos al consumo de
energía mediante el denominado mecanismo de me-
dición neta, que les permitirá pagar solo la diferencia
entre lo consumido efectivamente y lo producido por
su instalación solar. Además, se prevén descuentos del
80% sobre las tarifas de distribución y transmisión para
las instalaciones puestas en marcha hasta el 31 de di-
ciembre de 2017;
> Decreto n. 579. Con fecha del 11 de abril de 2012, la
Presidenta de la República de Brasil firmó, y después ra-
tificó, el Decreto n. 579, que define las condiciones de
renovación de las concesiones del sector eléctrico con
vencimiento antes de 2018 y la reducción de algunos
componentes tarifarios de índole fiscal. Con una refe-
rencia específica a las concesiones hidroeléctricas, el
decreto les concede a los titulares de concesiones de
plantas con una potencia superior a 1 MW la posibili-
dad de solicitar su renovación 60 meses antes del ven-
cimiento correspondiente. Los titulares de concesiones
con vencimiento antes de 2018 tomaron su decisión en
el mes de octubre de 2012.
53
Chile A diferencia de numerosos Estados de Latinoamérica, Chi-
le no goza de unas abundantes reservas de fuentes fósiles
y ha de proceder a satisfacer la demanda interna de ener-
gía a través de importaciones, principalmente. No obstan-
te, Chile posee un importante potencial en términos de
energías renovables, en razón de diferentes tecnologías,
como la hidroeléctrica, la eólica, la solar y la geotérmica;
a pesar de ello, según las estimaciones del Global Wind
Energy Outlook 2012, estas ascendieron en 2012 a menos
del 1% de la combinación energética disponible actual-
mente.
En febrero de 2012, el Gobierno chileno publicó un do-
cumento titulado “Estrategia Nacional de Energía 2012-
2030” con el objetivo de conseguir importantes resulta-
dos en términos de eficiencia energética, reduciendo la
demanda nacional de energía un 12% de ahora a 2020,
apuntando al mismo tiempo al desarrollo de las energías
renovables.
Como se puede observar en el siguiente gráfico, en 2012,
Chile presenta una capacidad instalada de fuentes reno-
vables igual a 6 GW, lo que representa un ligero aumento
(2,6%) en relación con el dato del año anterior.
Evolución de la capacidad instalada de fuentes renovables (GW)
2010 2011 2012 estimado
5,6
6,26,4
Fuente: Enerdata, proceso de datos de CNE, EER, REN21 y BNEF del año 2012.Nota: Se excluyen los bombeos puros.
Aspectos normativos y tarifarios
Chile, mediante el mecanismo de los certificados verdes,
introducido en 2010, ha impulsado el desarrollo de las
energías renovables.
Chile está caracterizado por un sistema de cuotas obliga-
torias para quien retira la energía para después comercia-
lizarla con distribuidores o vendedores finales. La ley esta-
blece que se vuelque en el sistema, entre 2010 y 2014, una
cuota igual al 5% de toda la energía contratada después
del 31 de agosto de 2007. Desde 2015, se prevé un au-
mento del 0,5% anual a efectos de lograr una cuota igual
al 10% proveniente de fuentes renovables de ahora a
2024. El mecanismo en vigor actualmente contempla pe-
nalizaciones en caso de no alcanzar la cuota obligatoria.
Actualmente, se está debatiendo en el seno del Gobierno
chileno la revisión de la cuota obligatoria, para transformar
dicha cuota del 10% en 2024 a una del 20% en 2020. El
CADE, Consejo Asesor para el Desarrollo Eléctrico, encar-
gado de analizar el mercado de la energía chileno, formu-
ló en un informe una propuesta de objetivo de cuota de
renovables igual al 15% en 2024. La propuesta llevada al
Parlamento del 20% en 2020 fue aprobada hace poco por
el Senado y actualmente está siendo objeto de examen
por parte de la Comisión de energía de la Cámara de Di-
putados. Todas las fuentes renovables son admisibles para
dicha obligación. Con referencia específica a las centrales
hidroeléctricas de hasta 40 MW, se prevé un factor de co-
54 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
rrección que reconoce íntegramente los primeros 20 MW
e introduce una gradación para la cuota entre 20 y 40 MW.
En el transcurso de 2012 se aprobó una serie de instru-
mentos normativos en materia energética, entre los que
podemos citar:
> Ley n. 20.600. El 28 de junio de 2012 se publicó en el
Diario Oficial la Ley n. 20.600, por la que se constitu-
yeron los tribunales ambientales. Dichos órganos juris-
diccionales tendrán una competencia especial en re-
lación con los litigios medioambientales, conllevando
una disminución de la conflictividad medioambiental y
garantizando, por lo tanto, una mayor seguridad a los
proyectos de desarrollo de infraestructuras;
> Carretera Eléctrica. El 30 de agosto de 2012, el Presi-
dente de Chile firmó el proyecto de ley sobre la Carrete-
ra Eléctrica, presentado al Parlamento posteriormente,
el 4 de septiembre de 2012. La propuesta define los cri-
terios generales que regularán el desarrollo de la red en
términos de la participación pública y la coordinación
con el sector privado.
55
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera del Grupo
Definición de los indicadores de rendimiento
A efectos de ilustrar los resultados económicos del Grupo
Enel Green Power (en lo sucesivo, el “Grupo”) y de analizar
su estructura patrimonial y financiera, se han preparado
varias tablas clasificadas diferentes de las previstas por
los principios contables NIIF-UE adoptados por el Gru-
po y contenidos en los Estados contables consolidados.
Dichas tablas clasificadas contienen indicadores de ren-
dimiento alternativos a los resultantes directamente de
las tablas de los Estados contables consolidados y que la
dirección estima útiles para la supervisión de la evolución
del Grupo y representativos de los resultados económicos
y financieros producidos por las actividades de negocio.
A continuación se indican los criterios utilizados para la
elaboración de dichos indicadores.
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo
de Commodities: determinados como suma de los “Ingre-
sos” y de las “Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del
riesgo de Commodities”.
Margen de explotación bruto: representa un indicador del
resultado de explotación y se calcula sumando al “Resulta-
do operativo” las “Amortizaciones y pérdidas por deterioro
de valor”, deducida la cuota capitalizada.
Activos inmovilizados netos: definidos como la diferencia
entre “Activos no corrientes” y “Pasivos no corrientes”, ex-
cluyendo:
> los “Activos por impuestos anticipados”;
> los “Créditos financieros a largo plazo” incluidos en el
asiento “Activos financieros no corrientes”;
> las “Financiaciones a largo plazo”;
> la “Indemnización por fin de contrato y otras prestacio-
nes a empleados”;
> las “Provisiones no corrientes”;
> los “Pasivos por impuestos diferidos”.
Capital circulante neto: definido como la diferencia entre
“Activos corrientes” y “Pasivos corrientes”, excluyendo:
> los “Títulos” y otras partidas de los “Otros créditos fi-
nancieros” incluidos en el asiento “Activos financieros
corrientes”;
> el “Efectivo y otros activos equivalentes”;
> las “Financiaciones a corto plazo” y las “Cuotas corrien-
tes de las financiaciones a largo plazo”.
Activos netos disponibles para la venta: definidos como la
suma matemática de los “Activos disponibles para la ven-
ta” y de los “Pasivos disponibles para la venta”.
Capital invertido neto: definido como la suma matemática
de los “Activos inmovilizados netos” y el “Capital circulante
neto”, las “Provisiones varias” y los “Activos netos disponi-
bles para la venta”.
Endeudamiento financiero neto: representa un indicador
de la estructura financiera y viene determinado por las
“Financiaciones a largo plazo”, las cuotas corrientes refe-
ridas a ellas, las “Financiaciones a corto plazo”, sin contar
el “Efectivo y otros activos equivalentes” y los “Activos fi-
nancieros corrientes” y “no corrientes” no incluidos ante-
riormente para la definición de los otros indicadores de
rendimiento patrimonial.
56 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Principales variaciones del área de consolidación
2011
Adquisiciones de terceros
Sociedad Eólica de Andalucía (SEA)
Con fecha del 31 de marzo de 2011, fecha de estipulación
del acuerdo, Enel Green Power España (EGPE) se hizo con
el control de la sociedad SEA SA (SEA), que, por lo tanto,
queda consolidada íntegramente.
Con esta adquisición, el Grupo incrementó su participa-
ción en SEA, pasando del 46,67% (anteriormente consoli-
dado con el método de puesta en equivalencia) al 63,34%.
Dicha operación ha comportado pues la actualización
proporcional (46,67%) al valor razonable de los activos
netos poseídos en SEA con anterioridad a la adquisición
del control de dicha sociedad por 23 millones de euros,
contabilizada en las Cuentas de resultados de conformi-
dad con lo previsto en la NIIF 3/Revisada.
Sociedade Térmica Portuguesa (TP)
Enel Green Power España, a través de su controlada Fi-
nerge, procedió a la adquisición de una participación
adicional del 50% en Sociedade Térmica Portuguesa, con-
virtiéndose así en el único accionista de la compañía lusa.
Mediante esta adquisición, el Grupo incrementó su parti-
cipación en TP, pasando del 50% (anteriormente consoli-
dado con el método proporcional) al 100%.
Dicha operación ha comportado pues la actualización
proporcional (50%) al valor razonable de los activos netos
poseídos en TP con anterioridad a la adquisición del con-
trol de dicha sociedad por 22 millones de euros, contabili-
zada en las Cuentas de resultados de conformidad con lo
previsto en la NIIF 3/Revisada.
Enel Unión Fenosa Renovables (EUFER)
Con fecha del 30 de mayo de 2011, Enel Green Power y
su controlada EGPE concluyeron el acuerdo firmado con
Gas Natural SDG SA para la segregación de los activos de
EUFER SA (EUFER), empresa conjunta entre EGPE y Gas Na-
tural Fenosa.
La segregación de EUFER SA se realizó mediante la reduc-
ción de una participación del 50% del capital de la misma,
efectuada mediante la cesión a Gas Natural Fenosa de una
parte de los activos de EUFER SA.
Otras menores
En el transcurso del período, Enel Green Power adquirió
participaciones de control en Italia por un importe de 10,4
millones de euros, y cedió participaciones en España por
un montante de 21 millones de euros.
Por otra parte, Enel Green Power pagó comisiones de éxi-
to relativas a los proyectos bajo la responsabilidad de Enel
Green Power Hellas (61 millones de euros) y de Enel Green
Power Romania (38 millones de euros).
Finalmente, se adquirieron, en Estados Unidos, los proyec-
tos eólicos de Caney River y Rocky Ridge (que con fecha
del 31 de diciembre de 2011 se hallan íntegramente rea-
lizados y ya puestos en funcionamiento), por un importe
total de 15 millones de euros. El sobrecoste constatado se
anotó en los inmovilizados intangibles y tangibles.
Reclasificación de “Activos netos disponibles para la
venta”
A partir del segundo trimestre de 2011, en razón de la
ausencia de las condiciones previstas por la NIIF 5 para la
clasificación de los activos/pasivos disponibles para la ven-
ta, los activos netos de la participada Enel Green Power
Bulgaria y de la participación en la asociada Trade Wind
Energy LLC se reclasificaron en los correspondientes asien-
tos del Estado de situación patrimonial.
2012
Adquisiciones de terceros
A continuación se ofrecen los principales datos sobre las
operaciones de combinación de empresas acaecidas en
el transcurso de 2012. Cabe precisar que a la elaboración
de los presentes Estados contables consolidados, el Gru-
po procederá a la identificación del valor razonable de los
activos y los pasivos adquiridos, así como de los pasivos
potenciales asumidos, en el plazo de doce meses a partir
de la fecha de adquisición.
Cartera Kafireas
En el transcurso del primer semestre de 2012, tras la conse-
cución de los hitos técnicos establecidos contractualmen-
te y en virtud de una modificación contractual estipulada
con el socio griego, promotor de las iniciativas relativas al
57
proyecto Elica II, el Grupo adquirió –mediante su contro-
lada Enel Green Power Hellas– un paquete accionarial del
50% en las ocho sociedades de la iniciativa eólica Kafireas.
A través de la compra de dicha cuota del capital social, que
se suma a la parte ya poseída anteriormente, igual al 30%,
el Grupo adquirió también el control total de dichas so-
ciedades, realizando así una adquisición escalonada con
arreglo a la NIIF 3.
En virtud de dichos eventos, y a partir del 29 de junio de
2012, fecha del nuevo acuerdo, dichas sociedades, por lo
tanto, fueron consolidadas totalmente en los casos en que
estuvieran inscritas entre las Participaciones en sociedades
asociadas hasta el 31 de diciembre de 2011.
Los efectos de dicha operación condujeron a la contabili-
zación, de forma provisional, de un fondo de comercio de
57 millones de euros, calculado como la diferencia entre:
(i) la suma del importe de la operación (igual a 39 millo-
nes de euros), el valor razonable de la participación del
30% ya poseída anteriormente (igual a 19 millones de
euros) y la valoración de las participaciones minorita-
rias (iguales a cero), y
(ii) el valor razonable provisional de los activos netos ad-
quiridos (iguales a 1 millón de euros).
Cabe constatar, por otra parte, que la actualización al va-
lor razonable de la participación ya poseída anteriormen-
te a la estipulación de la operación, tal y como contempla
la NIIF 3, no tuvo repercusiones económicas significativas.
Además, se indica que, en dicha operación, la valoración
de las participaciones minoritarias se efectuó en propor-
ción al valor de los activos netos adquiridos.
Stipa Nayaa
A finales de junio se concluyó el acuerdo para la adquisi-
ción del primer parque eólico en México, Bii Nee Stipa II. El
parque goza de los excelentes recursos eólicos del istmo
de Tehuantepec (en el Estado mexicano de Oaxaca). Dise-
ñado y construido por Gamesa, el parque está compuesto
por 37 turbinas eólicas de 2 MW cada una, con una capa-
cidad instalada total de 74 MW.
A través de la operación, el Grupo Enel Green Power se
hizo con la totalidad del capital social de Stipa Nayaa, so-
ciedad titular del parque, adquiriendo, en consecuencia,
su control. La operación se establece como una combina-
ción de empresas y se trató de conformidad con las dispo-
siciones de la NIIF 3.
Para los correspondientes efectos, se remite a la Nota n. 4
“Principales variaciones del área de consolidación”.
Trade Wind Energy
Con fecha del 12 de octubre de 2012, fecha de estipula-
ción del acuerdo, Enel Green Power North America se hizo
con el control de la sociedad Trade Wind Energy (TWE),
que, por lo tanto, queda consolidada íntegramente.
Con esta adquisición, el Grupo incrementó su participa-
ción en TWE, pasando del 41,2% (anteriormente consoli-
dado con el método de puesta en equivalencia) al 100%.
Para los correspondientes efectos, se remite a la Nota n. 4
“Principales variaciones del área de consolidación”.
Eólica Zopiloapan
Con fecha del 14 de diciembre de 2012 se concluyó el
acuerdo para la adquisición del segundo parque eólico en
México, Bii Nee Stipa III, también en Oaxaca. Diseñado y
construido por Gamesa, el parque está compuesto por 35
turbinas eólicas de 2 MW cada una.
A través de la operación, el Grupo Enel Green Power se
hizo con la totalidad del capital social de Eólica Zopiloa-
pan, sociedad titular del parque, adquiriendo, en conse-
cuencia, su control. La operación se establece como una
combinación de empresas y se trató de conformidad con
las disposiciones de la NIIF 3.
Para los correspondientes efectos, se remite a la Nota n. 4
“Principales variaciones del área de consolidación”.
Adquisiciones menores
En el transcurso de 2012, el Grupo adquirió una cuota
adicional de control en las participaciones en la Península
Ibérica, en Sociedad Eólica Los Lances, por un importe de
5 millones de euros (con una repercusión en el fondo de
comercio de 4 millones de euros) y en SEA por un 1 millón
de euros (con una repercusión en el fondo de comercio de
1 millón de euros).
Cabe constatar, además, que se abonaron comisiones de
éxito, por un valor de 29 millones de euros, en relación con
la obtención de proyectos fotovoltaicos en Italia y Grecia.
Reclasificación de “Activos netos disponibles para la
venta”
A partir del cuarto trimestre de 2012, en razón de la au-
sencia de las condiciones previstas por la NIIF 5 para la cla-
sificación de los activos/pasivos disponibles para la venta,
los activos netos de la participada Enel Green Power Espa-
ña se reclasificaron en los correspondientes asientos del
Estado de situación patrimonial.
58 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Resultados económicos del GrupoSe informa a continuación de las Cuentas de resultados clasificadas correspondientes a 2012, que tienen en cuenta las
variaciones del perímetro de consolidación, comparadas con los datos históricos de 2011.
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 2.688 2.527 161
Total costes 1.010 944 66
MARGEN DE EXPLOTACIÓN BRUTO 1.678 1.583 95
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 706 670 36
RESULTADO OPERATIVO 972 913 59
Ingresos financieros 133 128 5
Gastos financieros (363) (291) (72)
INGRESOS/(GASTOS) FINANCIEROS NETOS (230) (163) (67)
Cuota de ganancias/(pérdidas) de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 47 46 1
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 789 796 (7)
Impuestos 298 282 16
RESULTADO DEL EJERCICIO 491 514 (23)
- Cuota atribuible al Grupo 413 408 5
- Cuota atribuible a terceros 78 106 (28)
IngresosEn millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos relacionados con la venta de energía 1.642 1.509 133
Ingresos de certificados verdes y otras formas de incentivos 666 486 180
Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del riesgo de Commodities (8) (12) 4
Ingresos por venta de energía eléctrica, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 2.300 1.983 317
Otros ingresos y ganancias 388 544 (156)
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 2.688 2.527 161
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión
del riesgo de Commodities ascienden a 2.688 millones
de euros y evidencian un incremento de 161 millones de
euros respecto al ejercicio precedente (+6,4%), como la
combinación de una mejora de 317 millones de euros de
los ingresos por venta de energía eléctrica (iguales a 2.300
millones en 2012) y de una reducción de 156 millones de
euros de los otros ingresos y ganancias (equivalentes a
388 millones de euros en 2012).
El incremento de los ingresos por venta de energía eléc-
trica, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Com-
modities, se desprende sobre todo del crecimiento de la
producción en la Península Ibérica y Latinoamérica (100
millones de euros), Norteamérica (83 millones de euros) y
el resto de Europa (95 millones de euros). Los ingresos por
venta de energía eléctrica obtenidos en Italia evidencian
un incremento de 39 millones de euros; el aumento de los
ingresos conseguido gracias a la mayor producción eólica
y la subida de los ingresos medios de venta compensaron
con creces, de hecho, la reducción de los mismos derivada
de la menor producción hidroeléctrica consecuente a la
menor pluviometría (403 millones de kWh).
Cabe constatar, en particular, que los ingresos de certifi-
cados verdes y otras formas de incentivos, iguales a 666
59
millones de euros, suben 180 millones de euros respecto
al ejercicio anterior, principalmente en razón de la mayor
producción incentivada en Italia (31 millones de euros), en
el resto de Europa (59 millones de euros) y en la Península
Ibérica (53 millones de euros), así como de los ingresos de
asociaciones tributarias en Norteamérica (38 millones de
euros).
Los otros ingresos y ganancias, iguales a 388 millones de
euros (544 millones de euros en 2011), se refieren princi-
palmente a los ingresos derivados de la actividad minoris-
ta de Enel.si por 215 millones de euros (248 millones de
euros en 2011), al inicio de la venta de los paneles foto-
voltaicos producidos por 3SUN por 33 millones de euros
(1 millón de euros en 2011) y a la rescisión de los acuerdos
previstos con los socios de la sociedad Trade Wind Energy,
que conllevó la cancelación de las deudas por comisiones
de éxito vinculadas a los proyectos realizados y a la actua-
lización al valor razonable de sus activos y pasivos, para la
cual se modificaron los requisitos relativos al control, por
un total de 52 millones de euros, así como a otros ingresos
varios que ascendieron a 88 millones de euros (114 millo-
nes de euros en 2011).
Sin contar las mencionadas ganancias contabilizadas en
2011, los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión
del riesgo de Commodities evidencian una subida igual a
342 millones de euros (+14,6%).
Costes
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Energía y materiales 371 431 (60)
Costes de personal 242 213 29
Servicios 431 352 79
Otros gastos de explotación 128 68 60
Total 1.010 944 66
- de los que capitalizados (162) (120) (42)
Los costes fueron iguales a 1.010 millones de euros en
2012 y a 944 millones de euros en 2011; el incremento,
equivalente a 66 millones de euros (incluido el efecto
positivo de los tipos de cambio, de 15 millones de euros)
(+7,0%), refleja principalmente:
> la reducción de los costes por energía y materiales
(60 millones de euros) se puede atribuir sobre todo a
la contracción de la actividad minorista, parcialmente
compensada por los costes de producción de los pane-
les fotovoltaicos;
> el incremento de los costes por servicios (79 millones de
euros) se puede atribuir principalmente al aumento de
los costes por consumo de bienes de terceros (19 millo-
nes de euros), a los costes por asesoramiento y seguros
(14 millones de euros), a los costes por mantenimiento
y reparaciones (5 millones de euros) y a otros costes va-
rios de gestión (17 millones de euros);
> el aumento de los otros gastos de explotación (60 mi-
llones de euros), fundamentalmente por la subida de
los costes del negocio minorista (35 millones de euros),
las mayores asignaciones a las provisiones no corrientes
(9 millones de euros), el incremento de los impuestos
sobre bienes inmuebles (5 millones de euros) y las ma-
yores minusvalías (6 millones de euros).
El margen de explotación bruto, igual a 1.678 millones
de euros, presenta una mejora de 95 millones de euros
(+6,0%) respecto al mismo período de 2011.
Excluyendo las susodichas ganancias contabilizadas en
2011, el margen de explotación bruto evidencia un incre-
mento igual a 276 millones de euros (+19,7%), sustancial-
mente en consonancia con la evolución de los ingresos.
El resultado operativo asciende a 972 millones de euros,
un aumento de 59 millones de euros (+6,5%) con relación
a los 913 millones de euros de 2011.
La variación del resultado operativo refleja el aumento del
margen de explotación bruto, efecto compensado solo en
parte por el incremento de las amortizaciones y pérdidas
por deterioro de valor (iguales a 36 millones de euros). Di-
cho incremento es fruto de la mayor capacidad instalada
neta y de la reducción de las pérdidas por deterioro de va-
60 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
lor que en 2011 acogían el ajuste de valor del fondo de
comercio apuntado en los activos poseídos en Grecia (70
millones de euros).
En particular, las mayores amortizaciones derivadas de la
mayor capacidad instalada neta y de la conclusión en el
segundo semestre de 2011 de las asignaciones de precio
en las mencionadas operaciones de adquisición, se vieron
compensadas parcialmente por los efectos de la revalua-
ción de la vida útil de los parques eólicos en 25 años, en
consonancia con las prácticas del sector. Dicha operación
generó un impacto positivo en 2012 igual a 44 millones
de euros.
Excluidas las mencionadas ganancias y los ajustes de valor
contabilizados en 2011, el resultado operativo aumenta
en 152 millones de euros (+18,5%).
Los gastos financieros netos, iguales a 230 millones de
euros, registran un incremento igual a 67 millones de
euros, atribuible sobre todo a un aumento de los gastos
financieros del endeudamiento financiero vinculado al
aumento del endeudamiento medio y al crecimiento del
coste de la deuda, en razón de la transformación del en-
deudamiento de corto a largo plazo y del paso de tipos
variables a tipos fijos.
Las cuotas de ganancias/(pérdidas) de inversiones con-
tabilizadas con el método de puesta en equivalencia
ponen en evidencia un aumento de 1 millón de euros en
comparación con 2011. Sin contar la recuperación de valor
contabilizada a lo largo de los primeros tres meses de 2011
a tenor de la resolución del litigio Star Lake (7 millones de
euros), el asiento presenta un incremento de 8 millones
de euros con relación a 2011, en razón del aumento de
las cuotas de ganancias de la sociedad asociada LaGeo (16
millones de euros) y las sociedades asociadas españolas (6
millones de euros) y de las mayores pérdidas de las socie-
dades asociadas en Norteamérica (12 millones de euros).
Los impuestos, equivalentes a 298 millones de euros,
constatan una subida de 16 millones de euros; excluidos
los efectos no recurrentes contabilizados en 2011, iguales
a 40 millones de euros, el asiento aumenta en 56 millones
de euros con relación a 2011. La incidencia de los impues-
tos del período, sin contar los efectos no recurrentes, en el
resultado antes de impuestos es igual al 37,8%, frente al
34,8% del ejercicio anterior.
El resultado del ejercicio del Grupo de 2012 equivale a
413 millones de euros, con una mejora de 5 millones de
euros (+1,2%) si se compara con los 408 millones de euros
de 2011.
Sin contar los efectos en el resultado de las citadas ga-
nancias (iguales a 96 millones de euros) y de los ajustes
de valor (equivalentes a 83 millones de euros) registrados
en 2011, el resultado del ejercicio del Grupo evidencia un
incremento igual a 18 millones de euros (+4,6%).
Beneficio por acción
El beneficio por acción a 31 de diciembre de 2012 se cal-
culó sobre la base de la composición media de las acciones
ordinarias de 2012.
Cabe señalar que no hay efectos de dilución que debieran
ser considerados para el cálculo del beneficio diluido por
acción y, por tanto, este último valor coincide con el bene-
ficio básico por acción.
2012 2011
Resultado del ejercicio atribuible al Grupo (en millones de euros) 413 408
Composición media de las acciones ordinarias del ejercicio 5.000.000.000 5.000.000.000
Beneficio básico y diluido por acción (en euros) 0,08 0,08
61
Análisis de la estructura patrimonial del Grupo
A continuación se expone el Estado de situación patrimonial clasificado a 31 de diciembre de 2012, comparado con los
datos a 31 de diciembre de 2011.
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Activos inmovilizados netos
Inmuebles, plantas y maquinaria 10.878 10.172 706
Activos intangibles 1.260 1.299 (39)
Fondo de comercio 942 858 84
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 533 488 45
Activos/(Pasivos) financieros no corrientes netos (8) 16 (24)
Otros activos/(pasivos) no corrientes netos (54) (70) 16
Total 13.551 12.763 788
Capital circulante neto
Existencias 64 61 3
Créditos comerciales 571 529 42
Créditos/(Deudas) fiscales netos 174 66 108
Activos/(Pasivos) financieros corrientes netos (82) (113) 31
Deudas comerciales (1.070) (1.033) (37)
Otros activos/(pasivos) corrientes netos (186) (43) (143)
Total (529) (533) 4
Capital invertido bruto 13.022 12.230 792
Provisiones varias
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (46) (43) (3)
Provisiones no corrientes (103) (101) (2)
Impuestos diferidos netos (287) (277) (10)
Total (436) (421) (15)
Activos netos disponibles para la venta - 4 (4)
Capital invertido neto 12.586 11.813 773
Patrimonio neto total 7.972 7.738 234
Endeudamiento financiero neto 4.614 4.075 539
Los inmuebles, plantas y maquinaria ascienden a 10.878
millones de euros y presentan un incremento de 706 mi-
llones de euros con relación al 31 de diciembre de 2011,
atribuible principalmente a las inversiones del ejercicio
(1.226 millones de euros), las amortizaciones y pérdidas
por deterioro de valor (578 millones de euros), la variación
del perímetro (224 millones de euros) correspondiente,
sobre todo, a la adquisición de las sociedades mexicanas
Stipa Nayaa y Zopiloapan, el efecto negativo de los tipos
de cambio (73 millones de euros) y las desinversiones
(iguales a 104 millones de euros) realizadas principalmen-
te por la Sociedad matriz.
Los activos intangibles, iguales a 1.260 millones de euros,
presentan una reducción de 39 millones de euros con re-
lación al 31 de diciembre de 2011, debida esencialmente
a las amortizaciones y las pérdidas por deterioro de valor
(iguales a 98 millones de euros), parcialmente compensa-
das por las inversiones efectuadas en el ejercicio (iguales
a 31 millones de euros) y a la adquisición del control al
100% de la sociedad Trade Wind Energy (28 millones de
euros), participada anteriormente al 41,2% y consolidada
con el método de puesta en equivalencia.
El asiento fondo de comercio, igual a 942 millones de eu-
ros, presenta un incremento de 84 millones de euros con
62 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
relación al 31 de diciembre de 2011, referible principal-
mente a la variación del perímetro de consolidación con-
siguiente a la adquisición del control en las sociedades
griegas incluidas en el proyecto Kafireas, contabilizadas
anteriormente con el método de puesta en equivalencia
(57 millones de euros) y a la adquisición de las sociedades
mexicanas Stipa Nayaa (14 millones de euros) y Zopiloa-
pan (14 millones de euros).
Las inversiones contabilizadas con el método de puesta en
equivalencia ascienden a 533 millones de euros y cons-
tatan un incremento de 45 millones de euros respecto al
31 de diciembre de 2011, derivado sustancialmente de la
contabilización de las cuotas de ganancias netas (47 mi-
llones de euros).
Dicho efecto se vio compensado en parte por el cambio
del método de consolidación del referido a la puesta en
equivalencia al de integración global de las sociedades
incluidas en el proyecto Kafireas en Grecia (igual a 34 mi-
llones de euros) y de la sociedad promotora de proyectos
eólicos Trade Wind Energy en Norteamérica (igual a 12
millones de euros), por la contabilización de los dividen-
dos deliberados por LaGeo (equivalentes a 18 millones
de euros) y por algunas sociedades de Enel Green Power
España (23 millones de euros), así como por la adquisi-
ción de participaciones minoritarias en las sociedades
Chisholm View y Prairie Rose en Norteamérica (108 millo-
nes de euros).
Cabe precisar, por otra parte, que el asiento acoge –en
el caso de las sociedades asociadas de Enel Green Power
Hellas– también los pagos ya abonados en concepto de
comisiones de éxito, por 41 millones de euros, en relación
con las iniciativas en curso de desarrollo Mani y Cícladas,
con la perspectiva de la futura adquisición de un paquete
adicional del 50% en dichas sociedades, encaminada a la
obtención del control y a la eventual consecución de los
hitos técnicos establecidos contractualmente.
El capital circulante neto, negativo por 529 millones de
euros a 31 de diciembre de 2012 (negativo por 533 millo-
nes de euros a 31 de diciembre de 2011), pone de mani-
fiesto una variación de 4 millones de euros, debida princi-
palmente a:
> el incremento de los créditos comerciales (42 millones
de euros), relacionado con el aumento de los créditos
en Europa y en la Península Ibérica y Latinoamérica (58
millones de euros), parcialmente contrarrestado por la
reducción de los créditos del negocio minorista (24 mi-
llones de euros);
> el aumento de los créditos/(deudas) fiscales netos (108
millones de euros), referible principalmente al aumen-
to de la posición acreedora por IVA de las áreas Italia y
Europa (46 millones de euros) y Península Ibérica y Lati-
noamérica (48 millones de euros);
> el aumento de las deudas comerciales (37 millones de
euros), en consonancia con la evolución en general li-
neal de las inversiones en el transcurso del año;
> la variación de los otros activos/(pasivos) corrientes ne-
tos (143 millones de euros), atribuible sobre todo al au-
mento de los anticipos pasivos y pagos diferidos para
el desarrollo de proyectos en México (80 millones de
euros) y de otras deudas varias en Italia (59 millones de
euros).
Las provisiones varias evidencian una variación que su-
pone un aumento igual a 15 millones de euros, sustancial-
mente por el incremento del asiento “Impuestos diferidos
netos” (10 millones de euros).
El capital invertido neto a 31 de diciembre de 2012 es
igual a 12.586 millones de euros y está cubierto por el
patrimonio neto del Grupo y de terceros por 7.972 millo-
nes de euros y por el endeudamiento financiero neto por
4.614 millones de euros. Este último presenta una inciden-
cia en el patrimonio neto del 0,58 (0,53 a 31 de diciembre
de 2011).
63
Análisis de la estructura financiera
Endeudamiento financiero neto
La composición del endeudamiento financiero neto se expone en la siguiente tabla.
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Endeudamiento a largo plazo
Financiaciones bancarias 1.645 1.013 632
Obligaciones - 19 (19)
Deudas con otras entidades financieras 481 395 86
Deudas con partes relacionadas 2.491 2.306 185
Endeudamiento a largo plazo 4.617 3.733 884
Créditos financieros a largo plazo (269) (279) 10
Endeudamiento neto a largo plazo 4.348 3.454 894
Endeudamiento a corto plazo
Cuota a corto plazo de las financiaciones bancarias a largo plazo 112 100 12
Usos de líneas de crédito renovables - 6 (6)
Otras financiaciones a corto plazo de entidades bancarias 70 33 37
Endeudamiento bancario a corto plazo 182 139 43
Cuota obligaciones (cuota a corto plazo) 19 18 1
Deudas con otras entidades financieras (cuota a corto plazo) 71 138 (67)
Otras deudas financieras a corto plazo y con partes relacionadas 748 828 (80)
Endeudamiento con otras entidades financieras y partes relacionadas a corto plazo 838 984 (146)
Otros créditos financieros a corto plazo (382) (102) (280)
Efectivo en bancos y títulos a corto plazo (372) (400) 28
Efectivo y créditos financieros a corto plazo (754) (502) (252)
Endeudamiento neto a corto plazo 266 621 (355)
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO 4.614 4.075 539
El endeudamiento financiero neto a 31 de diciembre
de 2012, igual a 4.614 millones de euros, presenta un
aumento de 539 millones de euros, debido principalmen-
te al incremento del endeudamiento neto a largo plazo
referible a financiaciones bancarias y de otras entidades
financieras.
Flujos financieros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio 349 199 150
Flujo de efectivo por actividades de explotación 1.059 1.258 (199)
Flujo de efectivo por actividades de inversión (1.416) (1.721) 305
Flujo de efectivo por actividades de financiación 343 608 (265)
Efecto de las diferencias de cambio sobre el efectivo y otros activos equivalentes (2) 5 (7)
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 333 349 (16)
64 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
En 2012, el flujo de efectivo por actividades de explo-
tación muestra un resultado positivo de 1.059 millones de
euros, lo que supone una disminución de 199 millones de
euros respecto al valor de 2011 (1.258 millones de euros),
frente a un margen de explotación bruto, que no incluye
los elementos no pecuniarios, por valor de 1.627 millones
de euros (una mejora de 230 millones de euros respecto
al ejercicio anterior), y a una demanda vinculada al capi-
tal circulante neto por valor de 634 millones de euros (un
aumento de 495 millones de euros con respecto a 2011).
El mayor flujo de efectivo absorbido por la variación del ca-
pital circulante neto en los dos ejercicios se debe principal-
mente al pago de las deudas comerciales netas, en razón
de las inversiones operativas realizadas en el último trimes-
tre de 2011 y a los mayores impuestos pagados en 2012.
El flujo de efectivo absorbido por actividades de inver-
sión ha acaparado 1.416 millones de euros de liquidez en
2012, lo que representa una reducción de 305 millones de
euros si lo comparamos con el ejercicio anterior. El flujo de
efectivo por actividades de inversión en 2012 se refiere,
por valor de 1.257 millones de euros, a inversiones ope-
rativas (1.557 millones de euros en 2011). El remanente
se puede atribuir principalmente a las adquisiciones de
la participación del 100% en la sociedad Stipa Nayaa en
México (120 millones de euros) y de participaciones mino-
ritarias en las sociedades que están realizando los proyec-
tos eólicos Prairie Rose y Chisholm View en Norteamérica
(108 millones de euros); además, se abonaron anticipos
para la adquisición de la participación en la sociedad que
está construyendo el parque eólico Talinay en Chile (27
millones de euros) y comisiones de éxito por la realización
de proyectos solares en Grecia y en Italia (29 millones de
euros). Dichos efectos se ven parcialmente compensa-
dos por la adquisición de una cuota adicional en las so-
ciedades incluidas en el proyecto Kafireas, que conllevó
un efecto positivo de 22 millones de euros (incluidas las
subvenciones percibidas, de 32 millones de euros), y por el
cobro de dividendos de sociedades asociadas (41 millones
de euros).
El flujo de efectivo por actividades de financiación ge-
neró una liquidez de 343 millones de euros en total, lo
que supone una disminución de 265 millones de euros
respecto del valor del ejercicio anterior, por el efecto del
aumento del endeudamiento financiero neto descrito en
el apartado anterior (539 millones de euros), compensado
por la distribución de dividendos (147 millones de euros).
El efecto combinado de los diversos flujos financieros de
2012 redundó en una reducción del efectivo inicial de 16
millones de euros.
65
Resultados económicos y patrimoniales por área de actividadResultados por área de actividad de 2012 y 2011
Los resultados registrados por área de actividad reflejan la
estructura adoptada por la Dirección del Grupo para valo-
rar los resultados, y que coincide con la estructura organi-
zativa que prevé, entre otras cosas, la organización de las
áreas geográficas en:
> Italia y Europa;
> Península Ibérica y Latinoamérica;
> Norteamérica.
Además hay una estructura dedicada a Enel.si, llamada
Minoristas, con responsabilidades autónomas respecto al
área de Italia y Europa.
Resultados por área de actividad de 2012
En millones de euros
Italia y Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.381 792 300 215 - 2.688
Ingresos intersectoriales 52 5 - - (57) -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.433 797 300 215 (57) 2.688
Margen de explotación bruto 971 497 197 13 - 1.678
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 390 225 81 10 - 706
Resultado operativo 581 272 116 3 - 972
Inversiones 773 339 145 - - 1.257
66 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Resultados por área de actividad de 2011
En millones de euros
Italia y Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.216 880 183 248 - 2.527
Ingresos intersectoriales 34 1 - 79 (114) -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.250 881 183 327 (114) 2.527
Margen de explotación bruto 869 573 107 34 - 1.583
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 424 197 52 (3) - 670
Resultado operativo 445 376 55 37 - 913
Inversiones 970 280 307 - - 1.557
Variación
En millones de euros
Italia y Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 165 (88) 117 (33) - 161
Ingresos intersectoriales 18 4 - (79) 57 -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 183 (84) 117 (112) 57 161
Margen de explotación bruto 102 (76) 90 (21) - 95
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (34) 28 29 13 - 36
Resultado operativo 136 (104) 61 (34) - 59
Inversiones (197) 59 (162) - - (300)
67
Italia y Europa
Enel Green Power opera en Italia y en Europa:
> en Italia con 393 plantas que cuentan con una capaci-
dad instalada neta total de 3.032 MW, subdividida en
288 centrales hidroeléctricas (1.513 MW), 33 plantas
geotérmicas (722 MW), 39 parques eólicos (717 MW)
y 33 plantas solares (80 MW);
> en Grecia (Enel Green Power Hellas) con 17 parques
eólicos que cuentan con una capacidad instalada neta
equivalente a 199 MW, 5 centrales hidroeléctricas con
una capacidad instalada neta igual a 20 MW y 7 plantas
solares con una capacidad instalada neta de 30 MW;
> en Francia (Enel Green Power France) con 10 parques
eólicos con una capacidad instalada neta de 166 MW;
> en Rumanía (Enel Green Power Romania) con 9 par-
ques eólicos con una capacidad instalada neta igual a
498 MW;
> en Bulgaria (Enel Green Power Bulgaria) con 2 parques
eólicos con una capacidad instalada neta de 42 MW.
Además, está presente mediante Enel Green Power &
Sharp Solar Energy en Italia y en Grecia con 11 plantas so-
lares, con una capacidad instalada neta total de 12 MW.
Asimismo, están en curso importantes proyectos en Italia,
en los sectores geotérmico y de biomasa (principalmente
el proyecto Bagnore 4, de 38 MW), así como en Europa,
principalmente en el sector solar en Grecia, por 48 MW
(de los que 7 MW son mediante Enel Green Power & Sharp
Solar Energy) y en Rumanía, por 55 MW.
Datos operativosCapacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Producción neta de energía (GWh)
2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011
Hidroeléctrica 1.533 1.525 8 5.305 5.689 (384)
Geotérmica 722 722 - 5.235 5.300 (65)
Eólica 1.621 1.272 349 2.495 1.572 923
Solar 122 64 58 115 23 92
Total 3.998 3.583 415 13.150 12.584 566
de la que:
- Italia 3.042 2.915 127 11.637 11.791 (154)
- Rumanía 498 269 229 589 132 457
- Grecia 250 191 59 477 349 128
- otros 208 208 - 447 312 135
La capacidad instalada neta registra un crecimiento de
415 MW respecto al 31 de diciembre de 2011, correspon-
diente al sector eólico (349 MW), en particular en Ruma-
nía (229 MW), Italia (93 MW) y Grecia (27 MW), y solar (58
MW), en especial en Italia (32 MW) y Grecia (26 MW).
La producción de energía eléctrica realizada en el trans-
curso de 2012 experimenta un aumento de 566 millones
de kWh. La variación de la producción en Italia se explica
sobre todo por la menor producción hidroeléctrica (403
millones de kWh), debida a la menor pluviometría, y geo-
térmica (65 millones de kWh), compensada solo parcial-
mente por la mayor producción eólica (248 millones de
kWh) y solar (66 millones de kWh).
En el resto de Europa, la producción crece en 720 millones
de kWh, de los que 675 millones de kWh corresponden al
sector eólico (457 millones de kWh en Rumanía).
68 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Resultados económicos, patrimoniales y financieros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.381 1.216 165
Ingresos intersectoriales 52 34 18
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.433 1.250 183
Margen de explotación bruto 971 869 102
Resultado operativo 581 445 136
Empleados al final del ejercicio (n.) 2.131 1.983 148
Inversiones 773 970 (197)
Los ingresos de terceros, incluido el efecto de la ges-
tión del riesgo de Commodities ascienden a 1.381 millo-
nes de euros y suponen un incremento de 165 millones de
euros respecto a 2011 (cuando fueron de 1.216 millones
de euros), en razón, sobre todo, del aumento de los ingre-
sos por venta de energía eléctrica (134 millones de euros)
registrado principalmente en el resto de Europa, y de los
ingresos por la venta de paneles fotovoltaicos de 3SUN
(32 millones de euros).
El margen de explotación bruto, que asciende a 971
millones de euros, experimenta un aumento de 102 mi-
llones de euros con relación al ejercicio anterior (igual a
869 millones de euros), principalmente por el incremento
de la capacidad instalada (415 MW), efecto solo en parte
contrarrestado por la menor pluviometría registrada en
Italia durante el período y por los costes relacionados con
la producción de los paneles fotovoltaicos de 3SUN (26
millones de euros).
El resultado operativo, igual a 581 millones de euros, evi-
dencia un incremento de 136 millones de euros con rela-
ción a 2011, habida cuenta de la disminución de las amor-
tizaciones y pérdidas por deterioro de valor (34 millones
de euros). Dicha reducción refleja un incremento de 21 mi-
llones de euros por la mayor capacidad instalada neta, en
parte contrarrestado por el efecto positivo derivado de la
revaluación de la vida útil de los parques eólicos (17 millo-
nes de euros), y una reducción de 62 millones de euros de
las pérdidas por deterioro de valor que en 2011 acogían
el ajuste de valor del fondo de comercio apuntado en los
activos poseídos en Grecia (70 millones de euros).
Las inversiones de 2012 ascienden a 773 millones de
euros (970 millones de euros en 2011), de los cuales 390
millones de euros se destinaron a Italia (495 millones de
euros en 2011) y 383 millones de euros a Europa (475 mi-
llones en 2011).
Las inversiones realizadas en Italia se refieren principal-
mente a centrales geotérmicas, por valor de 187 millones
de euros (104 millones de euros en 2011), plantas foto-
voltaicas, por valor de 59 millones de euros (147 millones
de euros en 2011), parques eólicos, por valor de 66 millo-
nes de euros (82 millones de euros en 2011) y centrales
hidroeléctricas, por un importe de 57 millones de euros
(64 millones de euros en 2011).
En Europa, las inversiones se refieren, sobre todo, a la rea-
lización de parques eólicos en Rumanía, por 251 millones
de euros (330 millones de euros en 2011), y en Francia,
por 8 millones de euros (56 millones de euros en 2011),
así como de plantas solares en Grecia, por 124 millones de
euros (47 millones de euros en 2011).
Cabe constatar, además, que en 2012 se abonaron comi-
siones de éxito, por un valor de 29 millones de euros, en
relación con la obtención de proyectos fotovoltaicos en
Italia y Grecia.
69
Península Ibérica y Latinoamérica
Enel Green Power opera en la Península Ibérica y Latino-
américa:
> en España con 101 plantas con una capacidad instalada
neta total de 1.680 MW, subdividida en 80 parques eó-
licos (1.568 MW), 9 centrales hidroeléctricas (57 MW), 6
plantas solares (13 MW), 3 plantas de cogeneración (19
MW) y 3 plantas de biomasa (23 MW);
> en Portugal con 28 plantas con una capacidad instalada
neta total de 184 MW, subdividida en 14 parques eólicos
(126 MW) y 14 plantas de cogeneración (58 MW);
> en Panamá con una central hidroeléctrica con una ca-
pacidad instalada neta total de 300 MW;
> en Guatemala con 5 centrales hidroeléctricas con una
capacidad instalada neta total de 163 MW;
> en México con 5 plantas con una capacidad instalada
neta total de 197 MW, subdividida en 2 parques eólicos
(144 MW) y 3 centrales hidroeléctricas (53 MW);
> en Brasil con 20 centrales hidroeléctricas con una capa-
cidad instalada neta total de 93 MW;
> en Chile con 2 centrales hidroeléctricas con una capaci-
dad instalada neta total de 92 MW;
> en Costa Rica con 3 plantas con una capacidad insta-
lada neta total de 55 MW, subdividida en 2 centrales
hidroeléctricas (31 MW) y un parque eólico (24 MW);
Además, están en curso importantes proyectos en el sec-
tor eólico en España (Las Angosturas 36 MW, Los Madro-
nales 34 MW, Sierra del Cortado II 14 MW), en Portugal
con el consorcio ENEOP (480 MW), además de en ese mis-
mo sector en Brasil (Cristal 90 MW, Leilão 2011 193 MW)
y Chile (Talinay 90 MW, Valle de Los Vientos 90 MW, Taltal
99 MW), así como en el sector hidroeléctrico en Costa Rica
(Chucas 50 MW).
Datos operativosCapacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Producción neta de energía (GWh)
2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011
Hidroeléctrica 789 702 87 3.598 3.340 258
Eólica 1.862 1.664 198 3.998 3.160 838
Cogeneración 77 84 (7) 330 326 4
Biomasa 23 23 - 113 124 (11)
Solar 13 13 - 26 25 1
Total 2.764 2.486 278 8.065 6.975 1.090
de la que:
- Península Ibérica 1.864 1.817 47 4.340 3.711 629
- Panamá 300 300 - 1.666 1.543 123
- México 197 53 144 365 231 134
- Guatemala 163 76 87 582 356 226
- Brasil 93 93 - 512 536 (24)
- otros 147 147 - 600 598 2
La capacidad instalada neta registra un crecimiento de
278 MW con respecto a 2011, atribuible sustancialmente
al sector eólico en México (144 MW) y en España (54 MW)
y al sector hidroeléctrico en Guatemala (87 MW).
La producción de energía eléctrica experimenta un incre-
mento de 1.090 millones de kWh, gracias especialmente
al crecimiento de la producción eólica registrado en la Pe-
nínsula Ibérica (659 millones de kWh) y en México (162
millones de kWh), y de la hidroeléctrica en Latinoaméri-
ca (282 millones de kWh), sobre todo en Guatemala (226
millones de kWh) y en Panamá (123 millones de kWh),
parcialmente contrarrestado por la menor producción hi-
droeléctrica en la Península Ibérica (24 millones de kWh).
70 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Resultados económicos, patrimoniales y financieros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 792 880 (88)
Ingresos intersectoriales 5 1 4
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 797 881 (84)
Margen de explotación bruto 497 573 (76)
Resultado operativo 272 376 (104)
Empleados al final del ejercicio (n.) 921 832 89
Inversiones 339 280 59
Los ingresos de terceros, incluido el efecto de la ges-
tión del riesgo de Commodities son iguales a 792 mi-
llones de euros, con una disminución de 88 millones de
euros en relación con 2011 (880 millones de euros a 31
de diciembre de 2011), en razón de un aumento de los
ingresos por venta de energía (100 millones de euros)
y de una reducción de los otros ingresos (190 millones
de euros) que, en 2011, incluyeron el efecto de algu-
nas operaciones no recurrentes, como la conclusión del
acuerdo para la segregación de los activos correspon-
dientes a EUFER (120 millones de euros) y la actualiza-
ción al valor razonable de los activos y los pasivos de dos
sociedades en la Península Ibérica (45 millones de euros)
respecto de las cuales se modificaron los requisitos rela-
tivos al control.
El incremento de los ingresos por venta de energía eléctri-
ca se puede atribuir principalmente al efecto de los mayo-
res volúmenes en la Península Ibérica (igual a 55 millones
de euros) y, en lo concerniente a Latinoamérica, al de los
mayores volúmenes y precios medios (equivalente a 46
millones de euros).
El margen de explotación bruto, igual a 497 millones de
euros, registra una reducción de 76 millones de euros con
relación al ejercicio anterior (equivalente a 573 millones
de euros). Sin contar los ya mencionados efectos no re-
currentes contabilizados en el transcurso de 2011 (igua-
les a 165 millones de euros), el margen de explotación
bruto experimenta una mejora de 89 millones de euros
(+21,8%), principalmente en razón del incremento de la
capacidad instalada.
El resultado operativo, igual a 272 millones de euros,
disminuye en 104 millones de euros con relación a 2011.
La reducción del resultado operativo refleja, además de la
disminución del margen de explotación bruto, las mayo-
res amortizaciones (26 millones de euros), debidas esen-
cialmente a la mayor capacidad instalada, efecto com-
pensado por la revaluación de la vida útil de los parques
eólicos (24 millones de euros).
Excluidos los mencionados ingresos no recurrentes de
2011 (iguales a 165 millones de euros), el resultado ope-
rativo evidencia un incremento de 49 millones de euros.
Las inversiones de 2012 ascienden a 339 millones de
euros (280 millones de euros en 2011) y se refieren prin-
cipalmente a la realización de parques eólicos en la Pe-
nínsula Ibérica por 122 millones de euros (188 millones
de euros en 2011), en Brasil por 79 millones de euros (6
millones de euros en 2011) y en Chile por 43 millones de
euros (inexistentes en 2011), así como de centrales hi-
droeléctricas en Guatemala, por 40 millones de euros (45
millones de euros en 2011) y Costa Rica, por 14 millones
de euros (en consonancia con 2011).
Se deja constancia, por otra parte, de que se efectuaron
inversiones financieras en México por 120 millones de eu-
ros, además de los anticipos abonados para la adquisición
de la participación en la sociedad que está construyendo
el parque eólico Talinay en Chile (27 millones de euros).
71
Norteamérica
Enel Green Power está presente en Norteamérica por me-
dio del Grupo Enel Green Power North America, principal-
mente en Estados Unidos con 62 centrales hidroeléctricas
(313 MW de potencia instalada neta), 23 parques eólicos
(729 MW de potencia instalada neta), 2 plantas geotérmi-
cas (47 MW de potencia instalada neta) y una planta foto-
voltaica (26 MW de potencia instalada neta). Además, tie-
ne presencia en Canadá, con 2 parques eólicos (103 MW
de potencia instalada neta) y una planta de biomasa (21
MW de potencia instalada neta), por lo que dispone de
una potencia instalada total de 1.239 MW.
Además, están en curso importantes proyectos, también
como parte de asociaciones, en los sectores geotérmico
(Cove Fort, 25 MW de potencia nominal, 17 MW de po-
tencia neta) y eólico (Prairie Rose, 199 MW, y Chisholm
View, 235 MW).
Datos operativosCapacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Producción neta de energía (GWh)
2012 2011 2012-2011 2012 2011 2012-2011
Hidroeléctrica 313 313 - 933 1.069 (136)
Eólica 832 605 227 2.492 1.409 1.083
Geotérmica 47 47 - 257 268 (11)
Biomasa 21 21 - 175 175 -
Solar 26 24 2 42 - 42
Total 1.239 1.010 229 3.899 2.921 978
La capacidad instalada neta atestigua un crecimiento de
229 MW respecto a 2011, y se deriva principalmente de la
puesta en marcha de parques eólicos (227 MW).
La producción de energía eléctrica registró, en 2012,
un aumento de 978 millones de kWh, atribuible princi-
palmente a la mayor producción de los parques eólicos
(1.083 millones de kWh) y solares (42 millones de kWh)
en razón de la mayor capacidad instalada, parcialmente
contrarrestado por la menor producción hidroeléctrica
(136 millones de kWh), debido a la menor pluviometría
respecto al ejercicio anterior.
Resultados económicos, patrimoniales y financieros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 300 183 117
Ingresos intersectoriales - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 300 183 117
Margen de explotación bruto 197 107 90
Resultado operativo 116 55 61
Empleados al final del ejercicio (n.) 358 320 38
Inversiones 145 307 (162)
72 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión
del riesgo de Commodities ascienden a 300 millones de
euros y evidencian un incremento de 117 millones de eu-
ros respecto al ejercicio anterior (183 millones de euros),
en razón esencialmente de la mejora de los ingresos por
venta de energía eléctrica y las asociaciones tributarias (42
millones de euros), y de los otros ingresos (75 millones de
euros).
Los otros ingresos, iguales a 75 millones de euros, se refie-
ren principalmente a la cancelación de la deuda por comi-
siones de éxito apuntada en el ejercicio anterior en razón
de la adquisición del proyecto Caney River (31 millones de
euros) tras acuerdos con los socios, a la actualización al
valor razonable de los activos y los pasivos de la sociedad
Trade Wind Energy (21 millones de euros), respecto de la
cual se modificaron los requisitos relativos al control, y a
la desinversión de inmovilizados tangibles (10 millones de
euros).
Sin contar los efectos no recurrentes contabilizados en
2011 (iguales a 16 millones de euros y relativos al abono
de una indemnización para la resolución del litigio Star
Lake), los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión
del riesgo de Commodities, evidencian un incremento
igual a 133 millones de euros.
El margen de explotación bruto, igual a 197 millones de
euros, registra un aumento de 90 millones de euros con
relación al ejercicio anterior (equivalente a 107 millones
de euros). Sin contar los efectos no recurrentes contabili-
zados en 2011 (iguales a 16 millones de euros), el margen
de explotación bruto experimenta una mejora de 106 mi-
llones de euros (+116,5%), principalmente en razón del in-
cremento de la capacidad instalada y de los otros ingresos.
El resultado operativo, igual a 116 millones de euros, re-
gistra un incremento de 61 millones de euros con relación
al ejercicio precedente. Excluyendo el efecto proveniente
de los ingresos no recurrentes contabilizados en 2011 (de
16 millones de euros), el resultado operativo evidencia un
ascenso de 77 millones de euros. El incremento del mar-
gen de explotación bruto fue parcialmente compensado
por las pérdidas por deterioro de valor contabilizadas en
el ejercicio (12 millones de euros) y las mayores amortiza-
ciones del período (13 millones de euros), atribuibles so-
bre todo a la mayor capacidad instalada, una vez deduci-
do el efecto de la revaluación de la vida útil de los parques
eólicos (3 millones de euros).
Las inversiones de 2012 son iguales a 145 millones de
euros (307 millones de euros en 2011) y se refieren princi-
palmente a la realización de parques eólicos, por valor de
110 millones de euros (249 millones de euros en 2011),
centrales geotérmicas, por valor de 27 millones de euros
(3 millones de euros en 2011) y centrales hidroeléctricas,
por un importe de 8 millones de euros (12 millones de
euros en 2011). Cabe constatar, además, que se efectua-
ron inversiones financieras para la adquisición de partici-
paciones minoritarias en las sociedades que están reali-
zando los proyectos eólicos Chisholm View y Prairie Rose
(108 millones de euros).
73
Minoristas
Enel.si Srl es la sociedad que gestiona las actividades re-
lacionadas con el desarrollo del mercado fotovoltaico y
de la eficiencia energética. En el transcurso de 2012, pro-
siguió la fase de concentración y mejora de la eficiencia
de la red minorista, confirmándose como sistema de fran-
quicia líder en Italia en el ámbito de las soluciones para la
generación distribuida de fuentes de energía renovables,
con 784 razones sociales a 31 de diciembre de 2012 (968
razones sociales a 31 de diciembre de 2011).
En lo que atañe al sector fotovoltaico, en el transcurso de
2012 se suministraron y vendieron 148,8 MWp, lo que
supone una disminución de 26,5 MWp respecto a 2011
(175,3 MWp) y, a la vez, se suministraron los demás com-
ponentes de las instalaciones fotovoltaicas (inversores, es-
tructuras de soporte, etc.).
Resultados económicos, patrimoniales y financieros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 215 248 (33)
Ingresos intersectoriales - 79 (79)
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 215 327 (112)
Margen de explotación bruto 13 34 (21)
Resultado operativo 3 37 (34)
Empleados al final del ejercicio (n.) 103 94 9
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del
riesgo de Commodities en 2012 ascienden a 215 millo-
nes de euros (327 millones de euros en 2011) y se reducen
en 112 millones de euros, incluidos los ingresos intersec-
toriales, en razón sobre todo de los menores ingresos por
venta de paneles fotovoltaicos a las demás sociedades del
Grupo (79 millones de euros) y a terceros (34 millones de
euros) y de los mayores ingresos por venta de certificados
de eficiencia energética (5 millones de euros).
El margen de explotación bruto, igual a 13 millones de
euros, registra una disminución de 21 millones de euros
con relación a 2011 (34 millones de euros), ya que se be-
neficiaba de la venta de certificados de eficiencia energé-
tica (TEE, por sus siglas en italiano) relacionados con los
proyectos de eficiencia energética realizados en ejercicios
anteriores, en principio contestados por la AEEG y, en con-
secuencia, parcialmente devaluados, aunque más adelan-
te reconocidos en 2011 mediante una sentencia favorable
del Consejo de Estado.
El resultado operativo, positivo por 3 millones de euros
(37 millones de euros en 2011), se reduce en 34 millones
de euros con relación a 2011, habida cuenta de la merma
del margen de explotación bruto (21 millones de euros) y
de las mayores asignaciones para devaluación de los cré-
ditos (9 millones de euros), que tienen en cuenta tanto la
probable incobrabilidad de algunas partidas específicas
relevantes como el mayor riesgo de incobrabilidad vincu-
lado a la situación económica del país.
74 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Principales riesgos e incertidumbres
Riesgos de precio y de mercadoPor la naturaleza de su propio negocio, el Grupo está ex-
puesto a las variaciones de los precios de mercado de la
energía eléctrica, así como a las modificaciones del marco
regulador de referencia.
Para mitigar la exposición al riesgo de precio, el Grupo ha
desarrollado una estrategia de estabilización de los már-
genes que prevé el recurso a la contratación anticipada de
la energía producida, mediante contratos a largo, medio y
corto plazo, según las prácticas comerciales utilizadas en
los distintos países en los que el Grupo opera. Además,
se ha dotado de políticas y procedimientos formales que
rigen las actividades de venta de energía en los diversos
mercados en los que el Grupo interviene, así como la me-
dición del riesgo de Commodities residual, la definición de
un límite de riesgo máximo aceptable y la realización de
operaciones de cobertura recurriendo a contratos deriva-
dos. El Grupo está expuesto solo de modo marginal a las
variaciones de los precios de los combustibles.
Con respecto al riesgo de variaciones imprevistas de las
normas de funcionamiento de los sectores regulados que
puedan incidir en el valor de la producción, el Grupo ope-
ra manteniendo relaciones constantes con los organismos
de gobierno y de regulación locales y adoptando un en-
foque de transparencia, colaboración y proactividad en el
planteamiento y la eliminación de la fuentes de inestabili-
dad del conjunto normativo.
75
Riesgos de volumenLos volúmenes de producción están sujetos a variabili-
dad, tanto debido a la variabilidad natural de las fuentes
de producción como a la eventual indisponibilidad de las
plantas.
La diversificación tecnológica y geográfica del parque de
producción del Grupo permite mitigar la variabilidad na-
tural en la disponibilidad de las fuentes hidroeléctrica, eó-
lica y solar, que, como ya se sabe, oscila en función de las
condiciones climatológicas de los lugares en los que se en-
cuentran las plantas. Una cuota significativa de producción
a partir de la fuente geotérmica, no sujeta a la variabilidad
climatológica, contribuye a mitigar el riesgo de volumen.
El riesgo relacionado con las posibles disfunciones de las
plantas, o con sucesos accidentales adversos que tem-
poralmente comprometan su funcionalidad, se mitiga
recurriendo a unas mejores estrategias de prevención
y protección, entre ellas las técnicas de mantenimiento
preventivas y predictivas, así como a las mejores prácticas
internacionales. El riesgo residual se gestiona mediante
contratos específicos de seguros, para la cobertura de un
amplio espectro de riesgos operativos, incluidas las posi-
bles pérdidas económicas por falta de producción.
Riesgos financieros
El Grupo está expuesto al riesgo de cambio derivado de
los flujos de efectivo vinculados a la venta de energía en
los mercados internacionales, de los flujos de efectivo co-
rrespondientes a inversiones o a otras partidas en mone-
da extranjera y, de manera marginal, al endeudamiento
denominado en moneda distinta a la de la cuenta de los
respectivos países.
Para reducir el riesgo de cambio que se deriva de las ex-
posiciones mencionadas, el Grupo utiliza contratos deri-
vados (en concreto, contratos a plazo), además de llevar a
cabo una política para equilibrar los flujos de efectivo en
entrada y en salida correspondientes a los activos y pasi-
vos en moneda extranjera.
La exposición al riesgo del tipo de interés para el Grupo se
desprende de la cuota de endeudamiento financiero ex-
presado en tipo variable. La política de gestión puesta en
vigor por el Grupo está dirigida al doble objetivo de con-
tener el coste de la deuda y controlar al mismo tiempo su
variabilidad. Concretamente, con el objetivo de reducir el
aumento del endeudamiento sujeto a la fluctuación de los
tipos de interés, el Grupo recurre a instrumentos derivados
(interest rate swap e interest rate option específicamente).
76 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Evolución previsible de la gestión 2012 se ha erigido como un año fundamental para la con-
firmación de la posición de liderazgo de Enel Green Power
en el sector de las energías renovables y para la consecu-
ción de los objetivos estratégicos asumidos con el merca-
do financiero.
El Grupo, en el transcurso de 2013, continuará la ejecu-
ción del Plan Estratégico, acelerando el crecimiento de la
potencia instalada y centrando sus esfuerzos principal-
mente en los países emergentes, a través de un desarrollo
equilibrado en todas las tecnologías principales. Se po-
tenciarán, además, las ventajas económicas y financieras
que deben obtenerse mediante la racionalización de los
gastos de explotación y el funcionamiento eficiente de las
plantas, además de aprovecharse las economías de escala,
sobre todo en el ámbito de las compras.
La atención del Grupo se dirigirá a los mercados con
abundantes recursos renovables, estabilidad del sistema
normativo y un elevado crecimiento económico. Se valora-
rán y seleccionarán convenientemente las posibles nuevas
oportunidades en países con un amplio potencial de desa-
rrollo, siempre con la meta de mantener la diversificación
geográfica.
El Grupo mantendrá su compromiso en el sector de la in-
vestigación y el desarrollo de tecnologías innovadoras, po-
niendo la máxima atención a las problemáticas medioam-
bientales y a la seguridad.
77
InnovaciónEn 2012, Enel Green Power desplegó actividades para el
desarrollo y la demostración de tecnologías innovadoras
por un valor de unos 12 millones de euros, con un es-
fuerzo total previsto hasta 2015 de 50 millones de euros,
aproximadamente.
La actividad de innovación representa una de las piedras
angulares para buscar el crecimiento sostenible del Grupo.
En el transcurso del año, los esfuerzos de Enel Green
Power se concentraron en torno a tres directrices:
> Mejora del rendimiento, o sea, aumentar los rendi-
mientos de todas las tecnologías en las que Enel Green
Power está presente tradicionalmente, mejorando su
disponibilidad y mitigando los efectos vinculados a la
intermitencia, en parte mediante instalaciones que
contemplen la concurrencia de varias tecnologías;
> Integraciones de las renovables en entornos artificiales,
o lo que es lo mismo, el empleo de las fuentes reno-
vables en espacios modificados en gran medida por la
mano del hombre, gracias al uso de maquinaria de ta-
maño reducido y bajo impacto visual, así como a la in-
tegración arquitectónica de los dispositivos, en particu-
lar mediante paneles fotovoltaicos de lámina delgada,
fácilmente adaptables a las exigencias de los edificios
civiles;
> Uso de nuevas fuentes renovables, es decir, emplear
fuentes renovables no utilizadas aún a día de hoy, so-
bre todo la energía del mar, en aras de garantizar una
mayor disponibilidad de energía eléctrica también en
localizaciones remotas, como las islas.
Dichas actividades fueron acompañadas de la inversión de
unos 5 millones de euros en lo que concierne a la investi-
gación de soluciones útiles a largo plazo, y de 7 millones
de euros, aproximadamente, para la implementación de
proyectos cuyos beneficios sobre los cometidos del Grupo
tengan un reflejo ya a corto y medio plazo.
Mejora del rendimientoCon la meta de mejorar los rendimientos del parque de Enel Green Power, se actuó sobre diversas fuentes, desde la
generación eólica y geotérmica hasta el empleo de varias tecnologías a la vez.
Eólica
En el campo de la generación a partir de la fuente eólica,
se continúa con el proyecto de perfeccionamiento de los
modelos de previsión de la capacidad de producción eléc-
trica de los parques eólicos a corto y medio plazo (hasta 72
horas), que utiliza modelos de tipo físico fluidodinámico
DFC (Dinámica de Fluidos Computacional) en el caso de
nuevas instalaciones, sin historial de producción, así como
modelos de tipo estadístico de redes neuronales RNA (Re-
des Neuronales Artificiales) cuando sí se dispone de datos
históricos de producción. En Italia y en Rumanía todo el
parque eólico relevante de Enel Green Power utiliza di-
chos sistemas.
Hidroeléctrica
En el transcurso de 2012 se desarrollaron proyectos de so-
luciones susceptibles de optimizar la producción energé-
tica de las centrales hidroeléctricas, utilizando los desem-
balses obligatorios para el caudal ecológico mínimo.
Geotérmica
En el campo de la generación geotérmica, se hizo un gran
esfuerzo para posibilitar el disfrute de recursos geotérmi-
cos de bajo nivel entálpico. Estudiando el empleo de ciclos
binarios OCR (Ciclo Orgánico de Rankine, por sus siglas en
inglés) con fluido de trabajo supercrítico, el proyecto, des-
plegado con la colaboración, entre otros, del Instituto Tec-
78 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
nológico de Massachusetts, fue testigo de la realización
en Italia por parte de Enel Green Power de un prototipo
en el área experimental de Livorno. Con relación a los ac-
tuales ciclos subcríticos que utilizan principalmente hidro-
carburos parafínicos, la instalación presenta interesantes
ventajas en términos de rendimiento, en las que se habrá
de profundizar para un posible uso a escala más amplia.
Hibridación
A lo largo de 2012, Enel Green Power concentró su empe-
ño en la integración de varias tecnologías. En Stillwater,
en Estados Unidos, a partir del pasado marzo, funcionan
simultáneamente una central fotovoltaica de 26 MW y
una planta geotérmica de 33 MW. En el mes de agosto,
gracias a este proyecto, Enel Green Power ganó la segun-
da edición del galardón GEA Honors Awards, patrocina-
do por la Asociación de la Energía Geotérmica de Estados
Unidos.
En el mismo emplazamiento, Enel Green Power activó un
proyecto que contempla la integración de las tecnologías
geotérmica y solar térmica mediante la realización de una
planta de ensayo, con una potencia incremental de 2 MW,
en la que el precalentamiento del fluido geotérmico pro-
viene de la contribución energética solar.
Integración de las renovables en entornos artificialesCon el objetivo de emplear fuentes renovables en espacios muy modificados por la acción del hombre, Enel Green
Power hizo hincapié en diversos proyectos eólicos y solares de pequeño tamaño.
Minieólica
Dieron comienzo durante el año las actividades para la
puesta en marcha experimental del aerogenerador bipa-
la desarrollado con la participación del arquitecto Renzo
Piano. Las principales innovaciones de la máquina se tra-
ducen en su reducido impacto ambiental y en las solucio-
nes técnicas relacionadas (por ej., un sistema de alineación
vertical de las palas transparentes, que las funde con la
torre en condiciones de ausencia de viento). Además, la
forma aerodinámica de las palas, su peso extremadamen-
te reducido y el sistema de control de la máquina están
destinados a permitir arrancar el aerogenerador con vien-
tos muy débiles, aumentando así la producción de energía
anual.
Solar
En 2012, en los laboratorios de Enel de Catania, se com-
pletaron las actividades de caracterización experimental
de una innovadora instalación solar termodinámica que
utiliza la radiación solar para producir: i) energía eléctri-
ca gracias a un motor Stirling de pistón libre y pequeño
tamaño, ubicado en el foco de un paraboloide de alta re-
flectancia, así como ii) calor para el calentamiento de agua
corriente. La planta dispone de un sistema de seguimiento
de precisión para acompañar el trayecto del sol en el cielo
y goza de una configuración con posición de seguridad en
caso de condiciones ambientales adversas. Los resultados
positivos de las primeras pruebas suscitan la hipótesis de
emplear la máquina para el suministro eléctrico y de agua
corriente en las obras de Enel Green Power, sustituyendo
en parte los motores diésel.
Además, en el marco del “Programa de investigación con-
junta de Enel Green Power, Sharp y STMicroelectronics”, se
ha iniciado el examen de las actividades que se habrán de
desplegar para el posible desarrollo de aplicaciones tecno-
lógicas innovadoras encaminadas a la integración arqui-
tectónica de los paneles fotovoltaicos de lámina delgada.
79
Uso de nuevas fuentes renovables Con el objetivo de aprovechar nuevas fuentes renovables
de energía, por ahora no utilizadas, Enel Green Power se
concentró, entre otras cosas, en la explotación de la ener-
gía del mar. En particular, en 2012, a la conclusión de una
actividad de análisis de las tecnologías más prometedo-
ras de generación de electricidad a partir de las olas y las
mareas, Enel Green Power activó con la sociedad 40South
Energy una colaboración tecnológica para la puesta a
punto y el ensayo de un sistema de generación a partir
del oleaje, con una potencia nominal de unos 100 kW.
La máquina, denominada R115 y cuya puesta en funcio-
namiento está prevista para 2013, presenta innovadoras
soluciones técnico-funcionales, entre las que se pueden
mencionar, en especial:
> un elevado factor de capacidad y posibilidad de uso en
cualesquiera condiciones de oleaje;
> un elevado grado de seguridad de funcionamiento,
gracias a que todas las operaciones de mantenimiento
se pueden efectuar desde la superficie;
> una absoluta compatibilidad medioambiental.
Enel Green Power se vale de la contribución de centros
de investigación y universidades, tanto de Italia como del
extranjero, comprometidos con la promoción de la in-
novación tecnológica. En 2012 cabe señalar, entre otras
cooperaciones, el comienzo de una colaboración con el
TIS Innovation Park y la Secretaría de Innovación de la pro-
vincia autónoma de Bolzano, así como con la fundación
ItaliaCamp y Fulbright Best.
80 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Recursos humanos y organización En el transcurso de 2012, el Grupo Enel Green Power ha
desarrollado y focalizado la atención en un tipo de estra-
tegia organizativa denominada “Organización transnacio-
nal”, que desarrolla y sostiene una perspectiva y un enfo-
que organizativo interno variado y diverso, en un contexto
de integración sólido, pero al mismo tiempo flexible, en
el que se distribuyen recursos y capacidades interdepen-
dientes en el ámbito internacional.
A tal efecto, las metas perseguidas fueron:
> la búsqueda de la eficiencia y de sinergias derivadas del
proceso de integración global;
> la gestión de las oportunidades a través de la flexibili-
dad multinacional;
> el desarrollo de la innovación, el aprendizaje y la adap-
tación;
> la responsabilización en el entorno local.
Organización
A día de hoy, la estructura organizativa del Grupo Enel
Green Power se articula en las siguientes áreas y funciones
centrales:
> áreas: Italia y Europa, Norteamérica, Península Ibérica y
Latinoamérica y Minoristas;
> funciones centrales: Seguridad, Medio Ambiente y
Calidad, Desarrollo de Negocio, Ingeniería y Construc-
ción, Compras, Operaciones y Mantenimiento, Asuntos
Legales y Secretaría Societaria, Administración de las
Finanzas y Control, Auditoría, Asuntos Regulatorios,
Personal y Organización, Relaciones Externas, Tecno-
logía de la Información y la Comunicación, Gestión de
Riesgos e Innovación.
Concretamente, a lo largo del año, y con referencia al dise-
ño, la organización y el cambio de gestión:
> se estructuraron las funciones de Innovación y Gestión
de Riesgos a efectos de, respectivamente, reforzar y de-
sarrollar la búsqueda de nuevas modalidades de ejecu-
tar y respaldar el negocio, así como vigilar los riesgos
del Grupo y definir unos niveles de exposición óptimos,
a nivel tanto local como central. La función Gestión de
Riesgos desarrolló además un sistema procesal com-
pacto mediante la emisión de procedimientos organi-
zativos e instrucciones operativas encaminados a dirigir
y coordinar los procesos de gestión de riesgos;
> se organizó la función Seguridad, Medio Ambiente y
Calidad, ampliando el perímetro de sus actividades a
través de la creación de la unidad Calidad y Certifica-
ción y su correspondiente gestión, en los ámbitos cen-
tral y de área/país. Se constituyeron las unidades de Se-
guridad, Medio Ambiente y Calidad de las 3 subzonas
México y Centroamérica, Brasil y Chile y nuevos países,
que antes estaban reagrupadas en una única unidad de
Seguridad y Medio Ambiente para Latinoamérica, con
el fin de supervisar mejor las actividades a nivel local;
> se produjo un reforzamiento y una consolidación adi-
cionales de la función de Ingeniería y Construcción,
mediante la determinación de una estructura orienta-
da a una perspectiva más tecnológica y regional, una
distribución más internacional de las competencias y
una mayor movilidad de los recursos en los diversos
proyectos de Italia y del extranjero;
> se reorganizó la estructura minorista Enel.si, dirigida
principalmente al desarrollo en el extranjero y con una
planificación y gestión comercial más centralizada den-
tro de Italia;
> para acoger y apoyar mejor las nuevas oportunidades
de negocio en Latinoamérica, se reordenó el área y las
estructuras de país según un modelo que prevé la crea-
ción de 3 subzonas: México y Centroamérica; Brasil; Chi-
le y nuevos países, destinado a optimizar las inversiones
y operar con mayor eficacia;
> en el marco del proceso de integración y mejora de la
eficiencia, las funciones Asuntos Legales y Secretaría
Societaria se aunaron en una única función, con el ob-
81
jetivo de buscar todas las sinergias posibles en el ámbi-
to jurídico y societario.
En lo relativo a los proyectos lanzados y desarrollados en el
transcurso de 2012, se constata la presencia de:
> Proyecto One Company: proyecto abordado por el Gru-
po Enel y destinado a redefinir la distribución organi-
zativa según estándares más innovadores y a revisar
desde la perspectiva de la eficiencia los procesos de
personal vigentes a efectos de garantizar la máxima
integración y sinergia posibles entre las entidades del
Grupo (valores y lenguaje de negocio comunes, proce-
sos excelentes y sistemas eficaces). En octubre de 2012,
dio comienzo una fase específica también para el Gru-
po Enel Green Power, que tiene por objeto:
- el nuevo diseño, la homogeneización y la normali-
zación de los procesos gestionados, de conformidad
con las leyes, los reglamentos y los gobiernos locales,
garantizando, por tanto, la autonomía de gestión del
Grupo Enel Green Power frente a la Sociedad matriz
Enel;
- la eliminación de etapas de autorización y activida-
des de reducido valor añadido;
- la eliminación de duplicidades entre las funciones
centrales del Grupo Enel Green Power y las áreas/
países.
Los objetivos susodichos conllevarán resultados en tér-
minos de:
- determinación clara y transparente de las responsa-
bilidades entre todos los actores implicados en los
procesos;
- incremento de la eficiencia y la eficacia de los pro-
cesos;
- identificación de los indicadores de rendimiento cla-
ve para supervisar la evolución de los procesos y el
ahorro de costes.
Desde el prisma de la integración y la búsqueda de si-
nergias, se puso en práctica el proyecto de cooperación
que implicó a los recursos de Enel Green Power Brasil y
de Endesa Brasil, y que, como primeros resultados, su-
puso el traslado de la sede de Enel Green Power Brasil a
Endesa Brasil y la utilización compartida de los mismos
proveedores.
> Catálogo global: producto del proyecto Global Profes-
sional System en el que participa el Grupo Enel Green
Power y que apunta a crear un catálogo global de las
competencias técnico-profesionales de cada familia y
área profesionales para:
- homogeneizar los puestos de trabajo y las funciones
profesionales;
- favorecer y mejorar la movilidad de las personas;
- identificar las competencias críticas de cada puesto;
- reforzar las carreras técnico-profesionales, con las mi-
ras puestas en una perspectiva global.
> SAP HR Global: proyecto que pretende proporcionar a
la función de Personal y Organización una univocidad
de procesos, sistemas, informes y datos homogéneos
mediante la creación de un sistema único global e in-
tegrado con los sistemas locales. Los resultados espe-
rados son la normalización y una mayor eficiencia de
los procesos de recursos humanos y la mejor disponibi-
lidad de datos consolidados a través de la integración y
la estabilización de los procesos y los sistemas.
> Teletrabajo: proyecto piloto con una duración actual
de un año (mayo de 2012 - abril de 2013), que ha im-
plicado a 40 empleados del Área Comercial de Enel.si.
El proyecto contempla la estipulación de un acuerdo
encaminado a facilitar el trabajo fuera de la oficina y a
dilucidar una relación trabajador-empresa basada en
la productividad y los resultados, fomentando el equi-
librio entre las exigencias familiares, organizativas y la-
borales. Los posibles ahorros derivados de esta iniciati-
va se reinvertirán en prestaciones para los empleados
participantes.
Desarrollo y formación
A lo largo de 2012 se realizaron iniciativas de desarrollo y
formación con el objetivo de favorecer la integración in-
ternacional, profundizar en el nivel de conocimiento de las
personas que forman parte del Grupo Enel Green Power,
mejorar el proceso de puesta en común e intercambio de
las mejores prácticas técnicas y administrativas, mejorar
las competencias lingüísticas de los empleados y apoyar
la adaptación de los comportamientos de las personas al
modelo de liderazgo adoptado por el Grupo.
Las principales iniciativas han concernido a:
82 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
> actividades de búsqueda e identificación de los “talen-
tos” presentes en el ámbito de Enel Green Power y el
diseño de acciones de desarrollo encaminadas a favo-
recer el recorrido de crecimiento profesional y el refor-
zamiento de las competencias directivas;
> el lanzamiento y la realización de la “Encuesta de Clima
y Seguridad Laboral 2012”, con una participación igual
al 85% del total de recursos humanos del Grupo;
> el diseño y la impartición de cursos de formación direc-
tiva:
- “Top Team Training”, destinado al equipo superior de
Enel Green Power con el objetivo de activar un aná-
lisis dentro del equipo, en aras de comprender el es-
tado actual de la integración y las repercusiones del
proyecto One Company y adquirir una perspectiva
general de las competencias clave que hacen refe-
rencia a la innovación;
- “Project Management Culture”, dirigido a Directores
de Proyecto, Ingenieros de Proyecto y Jefes de Obra
de la función Ingeniería y Construcción, con la meta
de crear una cultura de dirección de proyectos homo-
génea y desarrollar un lenguaje común sobre las mo-
dalidades de gestión de proyectos complejos;
- “O&M Citizens - Follow up”, dedicado a los colegas
de la función Operaciones y Mantenimiento, con el
objetivo de reforzar la concienciación sobre los as-
pectos ejecutivos y realizar la fase de configuración
y planificación operativa de proyectos de mejora del
rendimiento de la función;
- “Energy Management Program” - módulos “Sumi-
nistro y medición” y “Energy Risk Market”, dirigido
a los recursos humanos de la función Gestión de la
Energía, con el objetivo de crear una base de conoci-
mientos homogénea, desarrollar un lenguaje común
y favorecer el conocimiento recíproco entre los com-
ponentes del equipo;
- “Geotechnical Workshop”, destinado a los encarga-
dos de la regulación civil de la función Ingeniería y
Construcción, con el objetivo de apuntalar los cono-
cimientos geotécnicos y favorecer el conocimiento y
la integración entre los recursos del equipo;
- “Seis meses safety” dirigido a los nuevos licenciados
recién incorporados a las áreas Operación y Mante-
nimiento e Ingeniería y Construcción de Enel Green
Power con el objeto de aumentar los conocimientos
y las capacidades en el ámbito de la seguridad me-
diante una experiencia directa en las estructuras de-
dicadas a la gestión de este proceso.
> la gestión del proceso “Revisión de Rendimiento 2012”,
que implicó a todo el personal de Enel Green Power en
Italia (a excepción de los operarios) y de los países ex-
tranjeros;
> impartición de los cursos formativos posteriores a la re-
visión del rendimiento, con el propósito de desarrollar
las áreas de mejora constatadas a partir de la valoración
de los comportamientos del modelo de liderazgo;
> la gestión del proceso de evaluación integral (jefe-
subordinados-compañeros), destinada a los puestos
directivos (vicepresidente ejecutivo, vicepresidente
sénior y vicepresidente), los miembros del Pool 1 y las
primeras líneas de Enel Green Power en virtud de los
comportamientos definidos en el modelo de liderazgo
para el equipo directivo;
> las actividades de apoyo a la implementación de los pla-
nes de acción desarrollados en respuesta a los resultados
fruto de la encuesta sobre el clima laboral de 2010.
Composición y movilidad del personal
La composición del personal del Grupo Enel Green Power
aumentó en consonancia con el crecimiento del nego-
cio. En este sentido, el proceso de selección asume una
importancia clave en el ámbito de las políticas de la fun-
ción Personal y Organización, apuntando a la movilidad
internacional de los recursos humanos con mayores cono-
cimientos técnicos hacia las áreas con mejores oportuni-
dades de negocio.
En la tabla siguiente se expone la composición del perso-
nal en 2012.
83
Composicióninicial
a 31.12.2011 Contrataciones BajasTraslados en el
Grupo Enel
Composición final a
31.12.2012
Italia y Europa 1.983 144 53 57 2.131
Minoristas 94 6 1 4 103
Península Ibérica y Latinoamérica 832 232 142 (1) 921
Norteamérica 320 93 55 - 358
Total 3.229 475 251 60 3.513
Desglose por edad
da 50 a 5926,55%
<3015,59%
>604,56%
da 30 a 3929,42%
da 40 a 4923,88%
En las siguientes tablas se expone la movilidad de los recursos humanos.
Movilidad internacional
Destino
Origen Europa Latinoamérica Norteamérica Nuevos países Sudáfrica Otros países Total
Europa 53 41 20 11 9 39 173
Latinoamérica 4 12 - - - 2 18
Norteamérica 1 3 - - - 7 11
Total 58 56 20 11 9 48 202
Movilidad internacional por función (100%=202)
IyC; 73,8%
AFC;7,9%
DN; 6,4%Otro; 11,9%
Legenda: IyC: Ingeniería y CostrucciónAFC: Administración de las Finanzas y ControlDN: Desarollo de Negocio
84 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Relaciones industriales En lo relativo al diálogo sindical en 2012, una vez estabili-
zada la estructura organizativa con arreglo a las conversa-
ciones mantenidas en 2011, merecen una alusión particu-
lar tres aspectos.
La nueva prima de productividad (acuerdo del 20 de di-
ciembre de 2011), caracterizada por significativas modifi-
caciones imbuidas de la descentralización y la previsión de
los objetivos, asignados a todas las unidades a comienzos
de año, además de por la estipulación de una diferencia-
ción individual vinculada a la revisión del rendimiento, ex-
tendida este año a todo el personal, operarios incluidos.
El acuerdo sobre teletrabajo de la fuerza de ventas (28 de
marzo de 2012), que se aplicó a todo el personal comer-
cial del área Minoristas.
El acuerdo marco (5 de julio de 2012) para la introducción
de la llamada “caja negra” en los vehículos de la Sociedad,
a efectos de aumentar la seguridad en la conducción y
mejorar la gestión del parque móvil, ya aplicado en el área
geotérmica y de próxima extensión a las restantes.
Cabe reseñar la importancia que tuvo la suscripción del
nuevo modelo de relaciones industriales en Italia (17 de
julio de 2012), que pretende consolidar la importancia del
diálogo y de un clima constructivo de relaciones sindica-
les participativas, mediante reglas claras, compartidas y
de inmediata aplicación, que en un entorno de confianza
mutua puedan facilitar la consecución de acuerdos enca-
minados a la realización de la estrategia empresarial, reco-
nociendo y valorizando el factor laboral. En este ámbito,
también se confirmó el valor funcional de las reuniones bi-
laterales, complementarias a la negociación, y de la racio-
nalización de la relación entre el nivel nacional y periférico
de diálogo, dentro de un equilibrio compatible con la exi-
gencia de la distribución de la gestión de los procesos, con
especial atención a las repercusiones para los empleados.
La segunda parte del año, en el ámbito del Grupo y del
sector, estuvo caracterizada por el arranque de las nego-
ciaciones para la prórroga del convenio colectivo del 5 de
marzo de 2010 para el trienio 1 de enero de 2013 - 31
de diciembre de 2015, que concluyó con la firma de dicha
prórroga con fecha del 18 de febrero de 2013, alcanza-
da al término de una larga discusión condicionada por la
complicada coyuntura económica que está afectando al
sector eléctrico, además de al país en general.
Simultáneamente a la prórroga del convenio, se entabla-
ron a nivel societario en Enel las conversaciones con las
organizaciones sindicales en relación con el complejo es-
cenario económico y los aspectos críticos del sector, acen-
tuados por las novedades reguladoras de 2012 con impac-
to sobre la gestión de los recursos humanos (en particular,
la reforma del sistema de pensiones), suscribiendo en el
mes de noviembre un acuerdo marco en materia de “em-
pleabilidad”. Al tratarse de un acuerdo marco, en 2013
este se desplegará en los acuerdos específicos necesarios.
A tal efecto, cabe mencionar también el plan para el acom-
pañamiento gradual de la jubilación de los empleados del
Grupo Enel en Italia, definido en diciembre de 2012 como
una “prestación poslaboral”, encaminada a incentivar las
bajas voluntarias, ofreciendo un trato económico seguro
en el momento del cese de la relación laboral, en conso-
nancia con la exigencia de facilitar la gestión del recambio
generacional (los posibles interesados son los empleados
con al menos 55 años y una antigüedad laboral en el Gru-
po de por lo menos 15 años, con la perspectiva de jubilar-
se en un plazo de 4 años).
Con referencia a los países, se prosiguió la obra de integra-
ción con las estructuras de relaciones sindicales centrales
y de grupo, en aplicación del nuevo modelo global de re-
laciones industriales internacionales, así como el análisis y
la comparación entre los diversos sistemas de normativas
laborales y convenios colectivos. Todo lo anterior, en con-
sonancia con el proyecto One Company, en el que tam-
bién se inscribe la revisión de los procesos de relaciones
industriales, formalizada en la correspondiente política
divisional, que establece responsabilidades y modalidades
de acción de las estructuras centrales y locales, dentro de
una lógica de simplificación y optimización de las activida-
des correspondientes. El Grupo Enel lleva aplicando des-
de sus orígenes, y gradualmente también en el proceso
de internacionalización de los últimos años, una relación
abierta y plenamente colaborativa con los representantes
sindicales. Es testigo de ello el elevado porcentaje de em-
pleados del Grupo cubiertos por convenios colectivos, no
solo en Italia (donde está cubierta la totalidad de ellos),
sino también en los países en los que, históricamente, hay
una tradición menos consolidada de colaboración entre el
sistema industrial y los representantes sindicales.
85
Finalmente, vale la pena citar, entre los demás temas
transversales de relaciones industriales del Grupo Enel,
seguidos como sociedad y de particular interés para Enel
Green Power, la evolución del nuevo modelo global de
relaciones industriales internacionales, ya integrado con
los elementos que conforman el patrón internacional del
Grupo, como el Código Ético, el Modelo de Liderazgo, el
Modelo de Administración y las estrategias de Responsa-
bilidad Social Corporativa, hacia una forma de acuerdo
sindical (Acuerdo Marco Internacional) con los represen-
tantes de las organizaciones sindicales internacionales
(memorando de entendimiento del 18 de diciembre de
2012). Dicho acuerdo pretende convertirse en el punto de
referencia para las actividades de las Relaciones Industria-
les a nivel global, a efectos de asegurar un enfoque inte-
grado y coherente, sin dejar por ello de tener en cuenta las
especificidades de cada país en el que opera Enel.
Además, en diciembre, se renovó el Acuerdo del Comité
de Empresa Europeo de Enel por otros cuatro años.
86 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Regulación de las sociedades controladas extranjeras no pertenecientes a la UESe certifica que en la fecha de la aprobación por parte del
Consejo de Administración de los Estados contables de
Enel Green Power SpA relativos al ejercicio 2012 –es decir,
el 11 de marzo de 2013– continúan dándose en el ámbito
del Grupo Enel Green Power las condiciones previstas para
la cotización de las acciones de sociedades de control de
sociedades constituidas y reguladas por las leyes de Esta-
dos no pertenecientes a la Unión Europea (en aras de una
mayor brevedad, en lo sucesivo “sociedades controladas
extranjeras no pertenecientes a la UE”), estipuladas por la
CONSOB en el artículo 36 del Reglamento de Mercados
(aprobado mediante la decisión n. 16191 del 29 de octu-
bre de 2007 y sus sucesivas modificaciones).
Concretamente, se señala al respecto que:
a) en aplicación de los parámetros de importancia sig-
nificativa en lo que respecta a la consolidación, intro-
ducidos en el artículo 36, apartado 2, del Reglamento
de Mercados de la CONSOB, han sido identificadas en
el ámbito del Grupo Enel Green Power 37 sociedades
controladas extranjeras no pertenecientes a la UE a
las que resulta aplicable la regulación en cuestión, con
arreglo a los datos de los Estados contables consolida-
dos del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de
2011.
Se trata, concretamente, de las sociedades siguientes:
1) Enel Fortuna SA; 2) Enel Green Power North Ameri-
ca Inc.; 3) Essex Company; 4) Enel Geothermal LLC; 5)
Enel Brasil Participações Ltda; 6) Renovables de Guate-
mala SA; 7) Smoky Hills Wind Project II LLC; 8) Texkan
Wind LLC; 9) Enel Green Power Canada Inc.; 10) Nevkan
Renewables LLC; 11) Enel Panama SA; 12) Enel Latin
America (Chile) Ltda; 13) Enel Stillwater LLC; 14) Smoky
Hills Wind Farm LLC; 15) Empresa Eléctrica Panguipulli
SA; 16) Hydro Development Group Inc.; 17) Empresa
Eléctrica Puyehue SA; 18) Geotérmica del Norte SA; 19)
Snyder Wind Farm LLC; 20) Enel Kansas LLC; 21) Enel
Nevkan Inc.; 22) Enel Texkan Inc.; 23) Chi Hydroelectric
Company Inc.; 24) Enel Salt Wells LLC; 25) Primavera
Energia SA; 26) Padoma Wind Power LLC; 27) Isamu
Ikeda Energia SA; 28) Generadora de Occidente Ltda;
29) Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv; 30)
Boott Hydropower Inc.; 31) Mexicana de Hidroelectri-
cidad Mexhidro Srl de Cv; 32) Enel de Costa Rica SA; 33)
Energía Alerce Ltda; 34) Enel Cove Fort LLC; 35) Canas-
tota Wind Power LLC; 36) Apiacás Energia SA; 37) Pro-
veedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv;
b) el Estado de situación patrimonial y las Cuentas de
resultados de los Estados contables de 2012 de todas
las sociedades anteriormente citadas, las cuales se in-
cluyen en el paquete de informes utilizado para la re-
dacción de los Estados contables consolidados del Gru-
po Enel Green Power, serán puestos a disposición del
público por parte de Enel Green Power SpA al menos
15 días antes de la fecha prevista para la celebración
de la Junta ordinaria anual –que será convocada para
la aprobación de los Estados contables del ejercicio
2012 de Enel Green Power SpA–, simultáneamente a
las tablas recapitulativas de los datos esenciales de los
últimos Estados contables de la mayoría de las socie-
dades controladas y asociadas (en cumplimiento de lo
dispuesto en el artículo 77, apartado 2 bis, del Regla-
mento de Emisores de la CONSOB aprobado mediante
la decisión n. 11971 del 14 de mayo de 1999 y sus suce-
sivas modificaciones);
c) los estatutos, la composición y los poderes de los ór-
ganos sociales de todas las sociedades anteriormente
citadas han sido obtenidos por parte de Enel Green
Power SpA y están a disposición de la CONSOB, en ver-
sión actualizada, en caso de que por parte de esta úl-
tima fuese emitida una solicitud de exhibición para su
examen (según lo expuesto en el artículo 36, apartado
1, letra b) del Reglamento de Mercados de la CONSOB);
87
d) Enel Green Power SpA ha verificado que todas las so-
ciedades anteriormente indicadas:
> (i) suministran al auditor de Enel Green Power SpA los
datos necesarios para que este efectúe las actividades
de control de las cuentas anuales e intermedias de la
propia Enel Green Power SpA (según lo previsto en el
artículo 36, apartado 1, letra c), punto i) del Reglamen-
to de Mercados de la CONSOB);
> (ii) disponen de un sistema administrativo y contable
idóneo para comunicar con regularidad a la dirección y
al auditor de Enel Green Power SpA los datos económi-
cos, patrimoniales y financieros necesarios para redac-
tar los Estados contables consolidados del Grupo Enel
Green Power (según lo previsto en el artículo 36, apar-
tado 1, letra c), punto ii) del Reglamento de Mercados
de la CONSOB).
88 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Regulación de las sociedades controladas sujetas a la actividad de dirección y coordinación de otra sociedadSe certifica que Enel Green Power SpA satisface las condi-
ciones requeridas para la cotización de acciones de socie-
dades controladas sujetas a las actividades de dirección y
coordinación de otra sociedad cotizada, como se estable-
ce en el artículo 37, apartado 1, del Reglamento de Mer-
cados (aprobado mediante la decisión n. 16191 del 29 de
octubre de 2007 y sus sucesivas modificaciones).
Concretamente, se señala al respecto que Enel Green
Power SpA, en su calidad de sociedad controlada sujeta a
la actividad de dirección y coordinación de otra sociedad:
a) ha cumplido y cumple regularmente con las obligacio-
nes de publicidad contempladas en el artículo 2497 bis
del Código Civil italiano;
b) tiene capacidad de negociación autónoma en sus rela-
ciones con sus clientes y proveedores;
c) mantiene actualmente con Enel SpA una relación de
tesorería centralizada que responde a los intereses so-
ciales, ya que garantiza una mayor capacidad de planifi-
cación, control y cobertura de las necesidades financie-
ras y, por tanto, supone una optimización de la gestión
de la liquidez y le permite, además, lograr condiciones
competitivas de servicio, al beneficiarse de la experien-
cia especializada y consolidada de la sociedad de con-
trol en la prestación de dichos servicios y de una eficaz
capacidad de acceso al sistema bancario y financiero,
como ha sido verificado por el Comité de Auditores;
d) dispone de un Comité de Control y Riesgos (anterior-
mente, Comité para el Control Interno), que también
lleva a cabo las funciones de un Comité para las Partes
Relacionadas y de un Comité para las Nóminas y las Re-
muneraciones (anteriormente, Comité para las Remu-
neraciones) compuestos exclusivamente por Conseje-
ros independientes (como se definen en el apartado 1
bis de dicho artículo 37 del Reglamento de Mercados).
Enel Green Power SpA, en su calidad de sociedad con-
trolada sujeta a la actividad de dirección y coordinación
de otra sociedad italiana con acciones cotizadas en un
mercado regulado, dispone además de un Consejo de
Administración compuesto en su mayoría de Conseje-
ros independientes.
89
Información sobre las partes relacionadasLas partes relacionadas se identificaron con arreglo a lo
dispuesto en los principios contables internacionales y en
el procedimiento de regulación de las operaciones con
partes relacionadas, aprobado con fecha del 1 de diciem-
bre de 2010 por el Consejo de Administración de Enel
Green Power SpA, tras el dictamen del Comité para el Con-
trol Interno del 23 de noviembre de 2010.
Este procedimiento (disponible en la dirección de internet
http://www.enelgreenpower.com/es-ES/company/go-
vernance/related_parties/) determina una serie de reglas
encaminadas a asegurar la transparencia y la corrección,
tanto en el fondo como en la forma, de las operaciones
con partes relacionadas y se adoptó en virtud de lo dis-
puesto en el artículo 2391 bis del Código Civil italiano y de
la regulación de aplicación dictada por la CONSOB.
Concretamente, a lo largo de 2012, las operaciones con las
partes relacionadas se han referido a varias actividades es-
pecíficas, entre las cuales se hallan:
> la gestión del riesgo generado por la variación de los
tipos de interés y los tipos de cambio;
> el suministro de prestaciones profesionales y servicios;
> la gestión de servicios comunes;
> la compraventa de energía;
> la compraventa de certificados verdes y de eficiencia
energética.
A las operaciones arriba descritas es necesario añadir el
ejercicio de la opción del “Consolidado Fiscal Nacional”
con la sociedad de control Enel SpA.
Con arreglo a la normativa contenida en la Ley italiana
TUIR (DPR 917/1986, artículos 117 y siguientes) relativa
al régimen fiscal de imposición de Grupo denominado
“Consolidado Fiscal Nacional”, la Sociedad matriz renovó
conjuntamente con la sociedad de control Enel la opción
para el régimen del “Consolidado Fiscal Nacional” para el
período 2010-2012, regulando consecuentemente todas
las obligaciones y responsabilidades recíprocas.
Se deja constancia de que en los meses de noviembre y
diciembre de 2012 se aprobaron algunas operaciones cali-
ficadas de ordinarias de gran relevancia, acometidas a tra-
vés de una sociedad controlada y concluidas según unas
condiciones equivalentes a las del mercado o estándar.
Dichas operaciones entran dentro de los supuestos de
exención expuestos en el artículo 13, apartado 3, letra c)
del “Reglamento referente a disposiciones en materia de
operaciones con partes relacionadas”, adoptado por la
CONSOB mediante la decisión n. 17221 del 12 de marzo
de 2010 y sus sucesivas modificaciones (“Reglamento de
Partes Relacionadas”), y en el procedimiento al respecto
adoptado por Enel Green Power en aplicación de dicho
Reglamento. De este modo, no están, por lo tanto, sujetas
a las obligaciones de publicación previstas para las opera-
ciones con partes relacionadas de mayor importancia en el
artículo 5, apartados del 1 al 7, del Reglamento de Partes
Relacionadas. En cualquier caso, dichas operaciones fue-
ron objeto de una comunicación específica a la CONSOB,
según lo previsto en el susodicho artículo 13, apartado 3,
letra c). A continuación se resumen las principales caracte-
rísticas de dichas operaciones.
Parte contraria de la operación: Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA;
Asunto: venta de la energía eléctrica que será producida
por las plantas de Valle de los Vientos y Taltal, por parte
de Enel Latin America (Chile) Ltda a Empresa Nacional de
Electricidad SA, durante un período de veinte años a partir
de la fecha de puesta en funcionamiento de cada una de
ellas;
Retribución: valor máximo teórico de la operación com-
prendido entre un mínimo de unos 870 millones de dó-
lares estadounidenses y un máximo de 1.320 millones de
dólares estadounidenses, aproximadamente.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International NV;
Asunto y Retribución: dos contratos de financiación que
contemplan dos líneas de crédito de 500 millones de euros
(en total, 1.000 millones de euros) entre Enel Green Power
International BV y Enel Finance International NV. Las con-
diciones negociadas en los contratos de financiación están
90 Informe de gestiónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
en consonancia con las condiciones disponibles en el mer-
cado de deuda con las mejores entidades financieras exis-
tentes, también para contratos de importe inferior, pero
de igual duración que los instrumentos susodichos.
Parte contraria de la operación: Enel Energie y Enel Energie
Muntenia;
Asunto: dos contratos de compraventa de certificados ver-
des relativos, respectivamente, al primer semestre de 2013
y al segundo semestre de 2013 - primer semestre de 2023
entre Enel Green Power Romania Srl y Enel Energie/Enel
Energie Muntenia;
Retribución: el valor del primer contrato ascenderá a un
importe comprendido entre un mínimo de 21,6 millones
de euros y un máximo de unos 73,2 millones de euros; el
del segundo, entre un mínimo de 656,7 millones de euros
y un máximo de 1.539 millones de euros.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International NV;
Asunto y Retribución: renovación del contrato de financia-
ción de 1.200 millones de euros entre Enel Green Power
International BV y Enel Finance International NV. Las
condiciones de renovación están en consonancia con las
condiciones disponibles en el mercado de deuda con las
mejores entidades financieras existentes, también para
contratos de importe inferior, pero de igual duración que
el instrumento antedicho.
Cabe precisar que en todas las operaciones mencionadas,
la parte contraria de la operación es una parte relacionada
de Enel Green Power, ya que comparte con esta el mismo
sujeto de control, Enel SpA.
91
Tabla de correspondencias entre el patrimonio neto y el resultado de Enel Green Power SpA y los correspondientes datos consolidadosEn virtud de la comunicación CONSOB n. DEM/6064293 del 28 de julio de 2006, se incluye a continuación la tabla de
correspondencias entre el resultado del ejercicio y el patrimonio neto del Grupo con los valores análogos de la Sociedad
matriz.
En millones de euros Cuentas de resultados Patrimonio neto
2012 2011 a 31.12.2012 a 31.12.2011
Valores de Enel Green Power SpA 236 247 6.508 6.397
Valor contable y ajustes de valor de las inversiones consolidadas y de las contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 47 46 (8.576) (6.999)
Patrimonio neto y resultado del ejercicio (determinados con arreglo a principios homogéneos) de las empresas y grupos consolidados y de los contabilizados con el método de puesta en equivalencia, una vez deducidas las cuotas de accionistas externos 225 211 8.535 6.861
Dividendos internos del Grupo (73) (29) - -
Diferencias de consolidación a nivel de consolidado del Grupo (22) (67) 631 638
Total Grupo 413 408 7.098 6.897
Total terceros 78 106 874 841
ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS 491 514 7.972 7.738
Estados contables consolidados
94 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Tablas de los Estados contables consolidadosCuentas de resultados consolidadasEn millones de euros Notas
2012 2011
de los que con
partes relacionadas
de los que con
partes relacionadas
Ingresos y ganancias
Ingresos por ventas y prestación de servicios 6.a 2.565 1.225 2.253 1.176
Otros ingresos y ganancias 6.b 131 14 286 12
2.696 2.539
Costes
Materias primas y bienes de consumo 7.a 371 34 431 34
Servicios 7.b 431 90 352 99
Costes de personal 7.c 242 213
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 7.d 706 670
Otros gastos de explotación 7.e 128 27 68 1
Trabajos realizados por la empresa para su activo (162) (120)
1.716 1.614
Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del riesgo de Commodities 8 (8) (5) (12) (9)
Resultado operativo 972 913
Ingresos/(Gastos) financieros netos 9 (230) (156) (163) (136)
Ingresos financieros 133 4 128 3
Gastos financieros (363) (160) (291) (139)
Cuota de ganancias/(pérdidas) netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 10 47 46
Resultado antes de impuestos 789 796
Impuestos 11 298 282
Resultado del ejercicio 491 514
Cuota atribuible al Grupo 413 408
Participaciones minoritarias 78 106
Beneficio por acción: básico y diluido (en euros) 0,08 0,08
95
Estados consolidados del resultado global correspondiente al ejercicio
En millones de euros Notas
2012 2011
Resultado del ejercicio contabilizado en las Cuentas de resultados 25 491 514
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales
Variación del valor razonable de los derivados de cobertura cash flow hedge (14) (18)
Ganancias/(Pérdidas) por diferencias de cambio en la conversión (86) 24
Ganancias/(Pérdidas) del ejercicio imputadas directamente a patrimonio neto (deducido el efecto fiscal) (100) 6
Resultado global obtenido en el ejercicio 391 520
Cuota atribuible:
- Grupo 325 411
- Participaciones minoritarias 66 109
96 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Estado de situación patrimonial consolidadoEn millones de euros Notas
ACTIVOS a 31.12.2012 a 31.12.2011
de los que con
partes relacionadas
de los que con
partes relacionadas
Activos no corrientes
Inmuebles, plantas y maquinaria 12 10.878 26 10.172 30
Activos intangibles 13 1.260 1.299
Fondo de comercio 14 942 858
Activos por impuestos anticipados 15 297 323
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia
16 533 488
Activos financieros no corrientes 17 328 14 335 34
Otros activos no corrientes 18 83 53
14.321 13.528
Activos corrientes
Existencias 19 64 61
Créditos comerciales 20 571 203 529 260
Créditos tributarios 21 63 6 44 18
Activos financieros corrientes 22 428 370 163 19
Otros activos corrientes 23 344 22 275 6
Efectivo y otros activos equivalentes 24 333 349
1.803 1.421
Activos disponibles para la venta - 4
TOTAL ACTIVOS 16.124 14.953
PATRIMONIO NETO Y PASIVOS
Patrimonio neto del Grupo 25
Capital social 1.000 1.000
Reservas 5.685 5.489
Resultado del ejercicio del Grupo 413 408
7.098 6.897
Participaciones minoritarias 26 874 841
- de las que resultado del ejercicio 78 106
TOTAL PATRIMONIO NETO 7.972 7.738
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo 27 4.617 2.491 3.733 2.306
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 28 46 43
Provisiones no corrientes 29 101 99
Pasivos por impuestos diferidos 15 584 600
Pasivos financieros no corrientes 30 67 34 40 14
Otros pasivos no corrientes 31 137 123
5.552 4.638
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 32 818 725 867 822
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 27 202 256
Cuotas corrientes de las provisiones a largo plazo y corto plazo 29 2 2
Deudas comerciales 33 1.070 302 1.033 267
Deudas por impuesto de sociedades 34 44 93 3
Otros pasivos corrientes 35 375 17 203 24
Pasivos financieros corrientes 36 89 71 123 84
2.600 2.577
Pasivos disponibles para la venta - -
TOTAL PASIVOS 8.152 7.215
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 16.124 14.953
97
Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado
Reservas
En millones de eurosCapital
social
Ajustes por cambio de valor CFH
Reserva de conversión
Otras reservas
Total otras reservas
Resultado del ejercicio
del Grupo
Patrimonio neto del
GrupoParticipaciones
de terceros
Total patrimonio
neto
A 31 de diciembrede 2010 1.000 (12) 54 5.128 5.170 452 6.622 722 7.344
Resultados imputados directamente a patrimonio neto - (18) 21 - 3 - 3 3 6
Resultado del ejercicio - - - - - 408 408 106 514
Resultado global - (18) 21 - 3 408 411 109 520
Distribución del resultado del ejercicio - - - 452 452 (452) - - -
Dividendos pagados - - - (136) (136) - (136) (31) (167)
Variación del área de consolidación - - - - - - - 41 41
A 31 de diciembrede 2011 1.000 (30) 75 5.444 5.489 408 6.897 841 7.738
Reservas
En millones de eurosCapital
social
Ajustes por cambio de valor CFH
Reserva de conversión
Otras reservas
Total otras reservas
Resultado del ejercicio
del Grupo
Patrimonio neto del
GrupoParticipaciones
de terceros
Total patrimonio
neto
A 31 de diciembrede 2011 1.000 (30) 75 5.444 5.489 408 6.897 841 7.738
Resultados imputados directamente a patrimonio neto - (8) (80) - (88) - (88) (12) (100)
Resultado del ejercicio - - - - - 413 413 78 491
Resultado global - (8) (80) - (88) 413 325 66 391
Distribución del resultado del ejercicio - - - 408 408 (408) - - -
Dividendos pagados - - - (124) (124) - (124) (33) (157)
A 31 de diciembrede 2012 1.000 (38) (5) 5.728 5.685 413 7.098 874 7.972
98 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Estado de flujos de efectivo consolidadosEn millones de euros Notas
2012
de los que partes
relacionadas 2011de los que partes
relacionadas
Resultado antes de impuestos 789 796
Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 7.d 706 670
Asignaciones a provisiones no corrientes e indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 4 2
Cuota de (ganancias)/pérdidas netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 10 (47) (46)
Ingresos/(Gastos) financieros netos 9 230 156 163 101
(Plusvalías)/Minusvalías y otros elementos no pecuniarios (55) (188)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital circulante neto 1.627 1.397
Aumento/(Disminución) de las provisiones no corrientes e indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (13) (37)
(Aumento)/Disminución de existencias (3) 57
(Aumento)/Disminución de los créditos y las deudas comerciales 39 (22) 218 (86)
(Aumento)/Disminución de otros activos/pasivos corrientes y no corrientes (62) (6) 16 (26)
Intereses activos/(pasivos) y otros ingresos/(gastos) financieros cobrados/(pagados) (249) (153) (177) (117)
Impuestos pagados (280) (216)
Flujo de efectivo por actividades de explotación (a) 1.059 1.258
Inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria 12 (1.226) (1.536)
Inversiones en activos intangibles 13 (31) (21)
Inversiones en empresas o grupos de empresas por comisiones de éxito (29) (99)
Inversiones en empresas o grupos de empresas, excluido el efectivo y otros activos equivalentes 4 (113) (57)
Desinversiones en empresas o grupos de empresas, excluido el efectivo y otros activos equivalentes - 21
(Aumento)/Disminución de otras actividades de inversión (58) (47)
Dividendos cobrados de sociedades asociadas 41 18
Flujo de efectivo por actividades de inversión (b) (1.416) (1.721)
Nuevas emisiones/(reembolsos) de deudas financieras a largo plazo 27 1.095 185 2.121 1.656
Reembolsos y otras variaciones netas de deudas financieras 27 (605) 242 (1.377) (678)
Dividendos y anticipos sobre dividendos pagados (147) 100 (136) (94)
Flujo de efectivo por actividades de financiación (c) 343 608
Efecto de las diferencias de cambio sobre el efectivo y otros activos equivalentes (d) (2) 5
Aumento/(Disminución) del efectivo y otros activos equivalentes (a+b+c+d) 24 (16) 150
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio 349 199
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 333 349
99
Memoria de los Estados contablesPreámbulo
La Sociedad Enel Green Power SpA, que opera en el sector
de la producción de energía eléctrica a partir de fuentes
renovables y, en concreto, de las fuentes hidroeléctrica,
eólica, geotérmica, solar y otras, tiene su domicilio en Ita-
lia, en Roma, viale Regina Margherita 125.
Los Estados contables consolidados de la Sociedad del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2012 comprenden
los Estados contables de la Sociedad, de sus controladas y
de las empresas de control conjunto (“el Grupo”), así como
la cuota de participaciones del Grupo en sociedades aso-
ciadas. La lista de las sociedades controladas, asociadas y
con control conjunto incluidas en el área de consolidación
se incluye en forma de anexo.
La publicación de los presentes Estados contables conso-
lidados fue autorizada por el Consejo de Administración
con fecha del 11 de marzo de 2013.
1Principios contables y criterios de valoración
Conformidad con las NIIF/NIC
Los Estados contables consolidados correspondientes
al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2012 han sido
preparados de conformidad con los principios contables
internacionales Normas Internacionales de Contabilidad -
NIC (International Accounting Standards - IAS) y Normas
Internacionales de Información Financiera - NIIF (Interna-
tional Financial Reporting Standards - IFRS) emitidos por el
Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (In-
ternational Accounting Standards Board - IASB), así como
con las interpretaciones emitidas por el Comité de Inter-
pretaciones de las Normas Internacionales de Información
Financiera - CINIIF (International Financial Reporting Inter-
pretations Committee - IFRIC) y el Comité Permanente de
Interpretación (Standing Interpretations Committe - SIC),
reconocidos en la Unión Europea según el reglamento
(CE) n. 1606/2002 y en vigor al cierre del ejercicio. El con-
junto de todos los principios e interpretaciones de refe-
rencia indicados anteriormente se define a continuación
como “NIIF-UE”.
Los presentes Estados contables se han preparado de con-
formidad con el apartado 3 del artículo 9 del Decreto Le-
gislativo italiano n. 38 del 28 de febrero de 2005.
Base de presentación
Los Estados contables consolidados están compuestos por
las Cuentas de resultados consolidadas, los Estados conso-
lidados del resultado global correspondiente al ejercicio,
el Estado de situación patrimonial consolidado, el Estado
de cambios en el patrimonio neto consolidado y el Estado
de flujos de efectivo consolidados, así como por la corres-
pondiente Memoria.
En el Estado de situación patrimonial consolidado, la cla-
sificación de los activos y los pasivos se efectuó según el
criterio “corriente/no corriente”, con una separación es-
pecífica de los activos disponibles para la venta y de los
pasivos asociados a activos disponibles para la venta, si los
hubiera. Los activos corrientes, que incluyen el efectivo y
otros activos equivalentes, son los destinados a ser reali-
zados, cedidos o consumidos en el ciclo operativo normal
de la Sociedad o en los doce meses siguientes al cierre del
ejercicio; los pasivos corrientes son aquellos respecto de
los que se contempla la extinción en el ciclo operativo nor-
mal de la Sociedad o en los dos doce meses siguientes al
cierre del ejercicio.
Las Cuentas de resultados consolidadas están clasificadas
con arreglo a la naturaleza de los costes, mientras que el
100 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Estado de flujos de efectivo consolidados se presenta utili-
zando el método indirecto.
La moneda utilizada por el Grupo para la presentación de
los Estados contables consolidados es el euro, moneda
funcional de la Sociedad matriz, Enel Green Power SpA;
todos los valores se expresan en millones de euros, excep-
to cuando se indique lo contrario.
Los Estados contables se han redactado con la perspectiva
de la continuidad societaria, aplicando el método del cos-
te histórico, con la excepción de los asientos de los Estados
que según las NIIF-UE se contabilizan al valor razonable,
como se indica en los criterios de valoración de cada asien-
to.
Las tablas de las Cuentas de resultados consolidadas, del
Estado de situación patrimonial consolidado y del Estado
de flujos de efectivo consolidados evidencian las transac-
ciones con partes relacionadas, para cuya definición se re-
mite a un apartado posterior.
Uso de estimaciones y opiniones de la dirección
La redacción de los Estados contables, en aplicación de las
NIIF-UE, requiere que la dirección tome decisiones, efec-
túe estimaciones y realice suposiciones que pueden tener
repercusiones sobre los valores de las ganancias, los cos-
tes, los activos y los pasivos incluidos y sobre las corres-
pondientes notas informativas, así como sobre los activos
y pasivos potenciales en la fecha de referencia. Las esti-
maciones y las decisiones adoptadas por la dirección se
basan en las experiencias previas y en otros factores consi-
derados razonables en el caso en particular, y se adoptan
cuando no se puede deducir fácilmente de otras fuentes
el valor contable de los activos y los pasivos. Los resulta-
dos logrados efectivamente podrían, por lo tanto, ser di-
ferentes a los de dichas estimaciones. Las estimaciones y
los supuestos se revisan periódicamente y los efectos de
cada variación se reflejan en las Cuentas de resultados, en
caso de que dicha variación afecte solo a ese ejercicio. En
el caso de que la revisión afecte a ejercicios corrientes o
futuros, la variación se contabiliza en el ejercicio en el que
se efectúa la revisión y en los correspondientes períodos
futuros.
Para lograr una mejor comprensión de los Estados conta-
bles, a continuación se indican los principales asientos de
dichos estados afectados por el uso de estimaciones con-
tables, así como los casos que reflejan una componente
significativa de la opinión de la dirección, poniendo de
manifiesto las principales suposiciones utilizadas en su
proceso de valoración, en relación con los anteriormente
mencionados principios contables internacionales. La im-
portancia inherente de tales valoraciones está determina-
da, en efecto, por el empleo de suposiciones y/o juicios
profesionales relativos a temáticas inciertas por su propia
naturaleza.
Los cambios de las condiciones en las que se basan las
suposiciones y los juicios adoptados podrían conllevar un
impacto significativo sobre los resultados sucesivos.
Uso de estimaciones
Pensiones y otras prestaciones para el período posterior
a la jubilación
Una parte de los empleados del Grupo goza de planes de
pensiones que ofrecen prestaciones contributivas basadas
en el historial salarial y los respectivos años de trabajo. Al-
gunos empleados se benefician, además, de la cobertura
de otros planes de prestaciones para después de la jubi-
lación.
Los cálculos de los gastos y de los pasivos asociados a tales
planes se basan en estimaciones efectuadas por consul-
tores actuariales, que usan una combinación de factores
estadístico-actuariales, entre ellos, datos estadísticos rela-
tivos a los años anteriores y previsiones de costes futuros.
Además, se consideran como componentes de estimación
los índices de mortalidad y de rescisión, las hipótesis sobre
la futura evolución de los tipos de descuento, las tasas de
crecimiento de las retribuciones y las tasas de inflación, así
como el análisis de la evolución de los costes de la asisten-
cia sanitaria.
Estas estimaciones pueden diferir sustancialmente de los
resultados efectivos, debido a la evolución de las condi-
ciones económicas y del mercado y al incremento o la
reducción de las tasas de rescisión y de la longevidad de
los participantes, además de a las variaciones de los costes
efectivos de la asistencia sanitaria.
Dichas diferencias pueden tener un impacto significativo
en la cuantificación de los gastos de la seguridad social y
de otros costes relacionados con estos.
Recuperabilidad de activos no corrientes
El valor contable de los activos no corrientes y de los ac-
tivos destinados a la desinversión está sujeto a una com-
probación periódica y a una comprobación más frecuente
cada vez que las circunstancias o los eventos lo requieran.
101
El fondo de comercio se verifica, al menos, anualmente.
Dichas comprobaciones de recuperabilidad se despliegan
según los criterios previstos en la NIC 36 y descritos más
detalladamente en la Nota n. 3 de más adelante.
En caso de activos destinados a la desinversión, las valora-
ciones no se efectúan según lógicas de determinación del
valor basadas en el uso de dichos bienes, sino en el impor-
te considerado como recuperable mediante su enajena-
ción, teniendo en cuenta también las ofertas ya recibidas
de terceros interesados en su adquisición.
Cuando se considere que el valor contable de un grupo
de activos inmovilizados ha sufrido una pérdida por de-
terioro de valor, el mismo se devaluará hasta llegar al co-
rrespondiente valor recuperable, estimado con referencia
a su uso y futura cesión, según lo establecido en los planes
empresariales más recientes.
Se considera que las estimaciones de estos valores recu-
perables son razonables; sin embargo, las posibles varia-
ciones de los factores de estimación en los que se basa
el cálculo de los susodichos valores recuperables podrían
producir evaluaciones diferentes. El análisis de cada uno
de los grupos de activos inmovilizados es único y requiere
que la dirección de la empresa use estimaciones y supues-
tos considerados prudentes y razonables con relación a las
circunstancias específicas.
Valor amortizable de algunos elementos de las plantas
del sector hidroeléctrico italiano en virtud de la Ley ita-
liana n. 134/2012
La Ley italiana del 7 de agosto de 2012, n. 134, de “Medi-
das urgentes para el crecimiento del país”, publicada en el
Boletín Oficial italiano con fecha del 11 de agosto de 2012,
innovó profundamente la regulación de las concesiones
hidroeléctricas italianas, contemplando, entre otras cosas,
que cinco años antes del vencimiento de una concesión
de una gran derivación con uso hidroeléctrico y en los ca-
sos de su extinción, renuncia o revocación, si no concurre
un interés público predominante para un uso distinto de
las aguas, incompatible con el mantenimiento del uso hi-
droeléctrico, la administración competente convoque una
licitación pública para la asignación a título oneroso de la
concesión, por un período de veinte a treinta años, como
máximo, de duración.
A efectos de garantizar la continuidad de la gestión, la Ley
susodicha estableció además las condiciones de transmi-
sión del concesionario saliente al entrante de la titularidad
del grupo de empresas, necesaria para la administración
de la concesión, incluidas todas las relaciones jurídicas
relacionadas con dicha concesión, a cambio de una retri-
bución que se habrá de determinar en un procedimiento
contradictorio entre el concesionario saliente y la admi-
nistración concedente, teniendo en consideración los ele-
mentos siguientes:
> para las obras de recogida, regulación y conducción
forzada y los canales de desagüe, considerados de re-
trocesión gratuita por la Ley refundida italiana de dis-
posiciones sobre las aguas y las centrales eléctricas (ar-
tículo 25 del Real Decreto italiano del 11 de diciembre
de 1933, n. 1775), la retribución se calculará basándose
en el coste histórico revaluado, calculado excluyendo
las subvenciones públicas a fondo perdido, también
estas revaluadas, recibidas por el concesionario para la
realización de dichas obras, y reducido en la medida del
deterioro ordinario;
> respecto de los bienes tangibles diferentes de los ante-
riores, la retribución se calculará basándose en el valor
de mercado, entendido como valor de reconstrucción a
nuevo, reducido en la medida del deterioro ordinario.
Aunque se admite que la nueva normativa introduce im-
portantes novedades en materia de transmisión de la titu-
laridad del grupo de empresas relativo a la administración
de las concesiones hidroeléctricas, resultan evidentes to-
das las dificultades vinculadas a la aplicación práctica de
dichos principios, a los que siguen asociadas incertidum-
bres que no permiten efectuar una estimación fiable del
valor que se podrá recuperar a la finalización de las conce-
siones actuales (valor residual).
Los principales motivos de incertidumbre son los siguien-
tes:
> la retribución por la transmisión del grupo de empre-
sas se habrá de convenir con la administración conce-
dente cinco años antes del vencimiento de la conce-
sión, con arreglo a parámetros técnicos y económicos,
actualmente no disponibles y que se darán a conocer
mediante un decreto del Ministerio de Desarrollo Eco-
nómico, previa opinión de la Autoridad para la Energía
Eléctrica y el Gas;
> resulta verosímil considerar que el procedimiento de
cuantificación de dicho valor pasará por un proceso de
comprobación caracterizado por elementos aleatorios
no marginales, en particular con referencia a la identifi-
cación del deterioro ordinario sufrido por los bienes en
cuestión y las actitudes que podrán asumir las diversas
partes contrarias;
> la misma Ley, al reconocer la existencia de incertidum-
bres objetivas vinculadas al cálculo de la retribución, ya
102 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
contempla que en caso de ausencia de acuerdo entre
el concesionario y la concedente, se habrá de recurrir a
tres sujetos externos cualificados e independientes (de
los cuales, dos serán nombrados por cada una de las
partes y un tercero por el Presidente del Tribunal de las
aguas públicas territorialmente competente);
> a día de hoy, no hay disponible dato histórico alguno
al que se pueda hacer referencia, ya que la norma no
ha llegado a aplicarse aún.
En razón de los susodichos elementos de indetermina-
ción, los Consejeros consideraron que no se podía proce-
der a una estimación razonable y fiable del valor residual.
Esta modificación normativa, cuya aplicación impone en
cualquier caso al concesionario entrante el pago de una
retribución al concesionario saliente, ha inducido a la di-
rección a reconsiderar el período de amortización de los
bienes definidos como de retrocesión gratuita antes de
la Ley italiana n. 134 (hasta el año pasado, habida cuenta
de dicha retrocesión gratuita, equivalía al plazo más cer-
cano entre el de la concesión y el de la vida útil del bien en
cuestión), dejándolo de asociar a la duración de la conce-
sión y vinculándolo ahora a la vida económico-técnica del
bien en particular, siempre que esta sea más prolongada.
En el momento en que se cuente con elementos adiciona-
les para efectuar una estimación fiable del valor residual,
se procederá a la modificación prospectiva de los valores
contables de los activos afectados.
Recuperación futura de impuestos anticipados
A 31 de diciembre de 2012, los Estados contables inclu-
yen activos por impuestos anticipados, vinculados a la
contabilización de pérdidas fiscales utilizables en ejerci-
cios posteriores y de componentes fiscales de deducibili-
dad tributaria diferida, por un importe cuya recuperación
en los futuros ejercicios es considerado altamente proba-
ble por los Consejeros.
La recuperabilidad de los citados impuestos anticipados
está subordinada a la obtención de bases imponibles fu-
turas con la suficiente capacidad para la absorción de las
susodichas pérdidas fiscales y la utilización de los benefi-
cios de los otros activos fiscales diferidos.
La valoración de la citada recuperabilidad tiene en cuenta
la estimación de los réditos imponibles futuros y se basa
en planificaciones fiscales prudentes; sin embargo, en el
momento en el que se constatara que la Sociedad no tu-
viese la capacidad de recuperar en los futuros ejercicios la
totalidad o una parte de los impuestos anticipados con-
tabilizados, la consiguiente rectificación se atribuiría a las
Cuentas de resultados del ejercicio en el que se produzca
dicha circunstancia.
Litigios
El Grupo Enel Green Power interviene como parte intere-
sada en diferentes litigios relacionados con la producción
de energía eléctrica. Dada la naturaleza de tales pleitos,
no siempre resulta posible prever objetivamente el resul-
tado final de los mismos, pudiendo concluir algunos de
manera desfavorable.
Se han constituido provisiones destinadas a cubrir todos
los pasivos significativos para los casos en los que los le-
trados hayan constatado la posibilidad de un resultado
no favorable y una estimación razonable del importe de
la pérdida.
Provisión para devaluación de créditos
La provisión para devaluación de créditos refleja las es-
timaciones de las pérdidas vinculadas a la cartera de
créditos del Grupo. Se realizaron asignaciones frente a
pérdidas esperadas en los créditos, estimadas con arreglo
a la experiencia pasada con referencia a créditos de un
riesgo similar, a impagos corrientes e históricos, extornos
y cobros, así como a la atenta supervisión de la calidad
de la cartera de créditos y de las condiciones corrientes
y previstas de la economía y los mercados de referencia.
Las estimaciones y los supuestos se revisan periódicamen-
te y los efectos de cualquier variación se plasman en las
Cuentas de resultados del ejercicio correspondiente.
Desmantelamiento y reacondicionamiento de emplaza-
mientos
Para el cálculo de los pasivos relativos al desmantelamien-
to y el reacondicionamiento de los emplazamientos, en
particular para el desmantelamiento de las plantas fo-
tovoltaicas y eólicas, la obligación, basada en hipótesis
financieras y de ingeniería, se calcula actualizando los
futuros flujos de efectivo previstos que la Sociedad con-
sidera que deberá pagar tras la operación de desmante-
lamiento.
El tipo de descuento utilizado para actualizar el pasivo es
el denominado libre de riesgo, antes de impuestos (risk
free rate), y se basa en los parámetros económicos del
país en que está ubicada la planta.
103
Dicho pasivo es cuantificado por parte de la dirección em-
presarial con arreglo a la tecnología existente en la fecha
de valoración y se revisa cada año teniendo en cuenta el
desarrollo de las técnicas de desmantelamiento y reacon-
dicionamiento, así como la continua evolución de las leyes
existentes.
Posteriormente, el valor de la obligación se ajusta para re-
flejar el paso del tiempo y las eventuales variaciones de la
estimación.
Otros
Además de los asientos enumerados anteriormente, el
uso de estimaciones ha concernido a la valoración de ins-
trumentos financieros y al proceso de cálculo del valor ra-
zonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos
por operaciones de combinaciones de negocios. Respecto
a dichos asientos, la estimación y los supuestos aplicados
se incluyen en los correspondientes comentarios a los
principios contables adoptados.
Opiniones de la dirección
Identificación de las unidades generadoras de efectivo
(CGU)
En aplicación de las disposiciones de la “NIC 36 – Deterioro
del valor de los activos”, el fondo de comercio apuntado en
los Estados contables consolidados del Grupo, en virtud
de operaciones de combinaciones de negocios, se asignó
a las CGU individuales o los grupos de CGU que se espera
se beneficien de dicha combinación. Una CGU representa
el grupo de activos más pequeño que genera flujos finan-
cieros en gran medida independientes.
Durante el proceso de identificación de las susodichas
CGU, la dirección tuvo en cuenta la naturaleza específica
del activo y del negocio al cual pertenece (área territorial,
áreas de negocio, normativa de referencia, etc.), verifican-
do que los flujos financieros derivados de un grupo de ac-
tivos fueran estrechamente interdependientes y en gran
medida autónomos de los derivados de otros activos (o
grupos de activos).
Los activos incluidos en cada CGU se identificaron tam-
bién con arreglo a las modalidades mediante las que la
dirección los gestiona y supervisa en el ámbito del deno-
minado modelo de negocio adoptado.
Las CGU identificadas por la dirección a las que se asignó
el fondo de comercio apuntado en los presentes Estados
contables consolidados se enumeran en el apartado rela-
tivo a los activos intangibles, al que se remite.
El número y el perímetro de las CGU se actualizan sistemá-
ticamente para reflejar los efectos de nuevas operaciones
de combinación y reorganización realizadas por el Grupo.
Valoración de la existencia de los requisitos de control
La “NIC 27 – Estados financieros consolidados y separados”
define el control como el poder de determinar las estrate-
gias empresariales de la sociedad controlada, definiendo
las políticas operativas y financieras a efectos de obtener
beneficios derivados de su actividad.
La existencia del control ignora la mera posesión de la
mayoría accionarial de la adquirida o la forma contractual
adoptada para la adquisición; por lo tanto, se necesita la
opinión de la dirección para valorar la presencia de situa-
ciones que determinen el poder de la sociedad al definir la
política estratégica y operativa de la participada.
Partes relacionadas
Como partes relacionadas se entienden principalmente
las que comparten con Enel Green Power SpA el mismo
sujeto de control, y las sociedades que directa o indirec-
tamente, a través de uno o más intermediarios, controlan,
son controladas, o están sujetas a control conjunto por
parte de Enel Green Power SpA y aquellas en las que la
misma tiene una participación tal que puede ejercer una
influencia notable. En la definición de partes relacionadas
se incluyen los Fondos de pensiones FOPEN y Fondenel,
los Auditores, los directivos con responsabilidades estra-
tégicas y sus familiares cercanos, de Enel Green Power
SpA y de las sociedades controladas por esta directa y/o
indirectamente. Los directivos con responsabilidades es-
tratégicas son aquellos que tienen el poder y la responsa-
bilidad, directa o indirecta, de la planificación, la dirección
y el control de los activos de la Sociedad e incluyen a los
correspondientes Consejeros.
Sociedades controladas
Por sociedades controladas se entienden todas aquellas
sociedades sobre las que el Grupo tiene el poder de deter-
minar, directa o indirectamente, las políticas financieras y
operativas con el fin de obtener beneficios derivados de
sus actividades. Al valorar la existencia del control se tie-
nen en consideración también los derechos de voto po-
104 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
tenciales efectivamente realizables o convertibles en la fe-
cha de los Estados contables. Los valores de las sociedades
controladas se consolidan íntegramente, línea por línea,
en las cuentas consolidadas a partir de la fecha en la que
el Grupo adquiere su control y hasta la fecha en que dicho
control deja de existir.
La adquisición de cuotas de participación adicionales en
sociedades controladas y la venta de cuotas de participa-
ción que no impliquen la pérdida del control se consideran
transacciones entre accionistas; en tal calidad, sus efectos
contables se anotan directamente en el patrimonio neto
del Grupo.
La cesión de participaciones de control conlleva, en cam-
bio, el apunte en las Cuentas de resultados de la posible
plusvalía (o minusvalía) de la enajenación y de los efectos
contables provenientes del cálculo al valor razonable, en
la fecha de la cesión, de la eventual participación residual.
Sociedades asociadas
Por participaciones en empresas asociadas se entienden
aquellas en las que el Grupo tiene una influencia notable.
Al valorar la existencia de la influencia notable se tienen
en consideración también los derechos de voto potencia-
les efectivamente realizables o convertibles.
Estas participaciones se contabilizan inicialmente al cos-
te de compra, asignando la eventual diferencia entre el
coste de la participación y la cuota de participación en
el valor razonable neto de los activos, los pasivos y los
pasivos potenciales identificables de la asociada de ma-
nera análoga a lo previsto para las combinaciones de em-
presas, y sucesivamente se contabilizan con el método
de puesta en equivalencia. Las ganancias o las pérdidas
atribuibles al Grupo se anotan en los Estados contables
consolidados de la fecha en la que se haya adquirido la
influencia notable y hasta la fecha en la que dicha in-
fluencia deje de existir.
En el caso de que la pérdida relativa al Grupo exceda el
valor contable de la participación y la participante esté
obligada a cumplir con las obligaciones legales o implíci-
tas de la empresa participada o a cubrir sus pérdidas, el
eventual exceso respecto al valor contable se contabiliza
en una provisión específica del pasivo, en el marco de las
provisiones no corrientes.
La cesión de cuotas de participación que implique la pér-
dida de la influencia notable conlleva el apunte en las
Cuentas de resultados de la posible plusvalía (o minusva-
lía) de la enajenación, así como de los efectos contables
provenientes del cálculo al valor razonable, en la fecha de
la cesión, de la eventual participación residual.
Sociedades de control conjunto
Por sociedad de control conjunto (empresa conjunta) se
entienden todas las sociedades en las que el Grupo ejerce
un control sobre la actividad económica junto con otras
entidades. Dichas participaciones se consolidan con el
método proporcional contabilizando, línea por línea, los
activos, los pasivos, los ingresos y costes en medida pro-
porcional a la cuota atribuible al Grupo, desde la fecha en
la que se inicia el control conjunto y hasta la fecha en la
que el mismo deja de existir.
Los activos, los pasivos, los costes y los ingresos de la em-
presa conjunta caracterizados por reciprocidad frente al
Grupo, tras ponerse en proporción a la cuota atribuible,
se eliminan contra los asientos contables recíprocos de las
entidades consolidadas del Grupo.
En la siguiente tabla se resumen los principales valores
de las sociedades sobre las que el Grupo ejerce un con-
trol conjunto incluidas en los presentes Estados contables
consolidados (ver Anexo de las “Empresa y participaciones
relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre
de 2012).
En millones de euros
2012
Activos no corrientes 129
Activos corrientes 17
Pasivos no corrientes 70
Pasivos corrientes 33
Ingresos de explotación 63
Gastos de explotación 92
Los valores de las sociedades de control conjunto cuyos
Estados contables no hayan sido aún aprobados por los
órganos administrativos de la Sociedad se incluyen en la
consolidación con arreglo a los datos contables enviados
formalmente por la dirección administrativa de dicha par-
ticipada.
La cesión de cuotas de participación que implique la pérdi-
da del control conjunto conlleva el apunte en las Cuentas
de resultados de la posible plusvalía (o minusvalía) de la
105
enajenación, así como de los efectos contables provenien-
tes del cálculo al valor razonable, en la fecha de la cesión,
de la eventual participación residual.
Procedimientos de consolidación
Los Estados contables de las sociedades participadas usa-
dos para la preparación de los Estados contables consoli-
dados a 31 de diciembre de 2012 se elaboran de acuerdo
con los principios contables adoptados por la Sociedad
matriz.
Todos los saldos y transacciones dentro del Grupo, inclui-
das las eventuales ganancias o pérdidas no realizadas de-
rivadas de operaciones acometidas entre sociedades del
Grupo, se eliminan deduciendo el correspondiente efecto
fiscal teórico. Las ganancias y las pérdidas no realizadas
con sociedades asociadas y empresas conjuntas se elimi-
nan respecto a la cuota atribuible al Grupo.
En ambos casos, las pérdidas no realizadas se eliminan, a
no ser que estas sean representativas de pérdidas por de-
terioro de valor.
Conversión de las partidas en divisas
Las transacciones en monedas diferentes a la divisa fun-
cional se contabilizan al tipo de cambio en vigor en la
fecha de la operación. Los activos y los pasivos moneta-
rios en moneda diferente a la divisa funcional se adecuan
posteriormente al tipo de cambio en vigor en la fecha de
cierre del ejercicio. Los activos y pasivos no monetarios
denominados en divisas y registrados al coste histórico se
convierten usando el tipo de cambio en vigor en la fecha
de contabilización inicial de la operación. Los activos y pa-
sivos no monetarios denominados en divisas e inscritos al
valor razonable se convierten usando el tipo de cambio en
vigor en la fecha de cálculo de dicho valor.
Las diferencias de cambio que eventualmente puedan
surgir se reflejan en las Cuentas de resultados.
Conversión de los Estados contables en divisas
En los Estados contables consolidados, los resultados, los
activos y los pasivos se expresan en euros, que es la mone-
da funcional de la Sociedad matriz, Enel Green Power SpA.
A efectos de la preparación de los Estados contables con-
solidados, los Estados contables de las sociedades partici-
padas con una moneda funcional distinta de la de la So-
ciedad matriz se convierten a euros aplicando a los activos
y los pasivos, incluidos el fondo de comercio y los ajustes
realizados durante la consolidación, el tipo de cambio en
vigor en la fecha de cierre del ejercicio, y en los asientos de
las Cuentas de resultados los cambios medios del ejercicio
se aproximan a los tipos de cambio en vigor en la fecha de
las respectivas operaciones.
Las diferencias de cambio que puedan surgir eventual-
mente se reflejan en el patrimonio neto y se exponen
aparte, en una reserva de dicho patrimonio; esta se re-
percute proporcionalmente en las Cuentas de resultados
en el momento de la cesión de la participación (parcial o
total).
Combinaciones de negocios
Para la primera aplicación de las NIIF-UE, el Grupo optó
por no aplicar la NIIF 3 (Combinaciones de negocios) de
forma retroactiva respecto a las adquisiciones efectuadas
con anterioridad al 1 de enero de 2004. Por tanto, el fon-
do de comercio derivado de las adquisiciones anteriores
a la fecha de transición a las NIIF-UE se mantuvo al valor
registrado en los últimos Estados contables consolidados
redactados sobre la base de los anteriores principios con-
tables (31 de diciembre de 2003).
Las combinaciones de negocios anteriores al 1 de enero
de 2010 y formalizadas antes de dicho ejercicio, se con-
tabilizaron de conformidad con lo previsto en la NIIF 3
(2004).
Concretamente, estas combinaciones de negocios se
contabilizan usando el método de adquisición (purchase
method), siempre que el coste de la compra sea igual al
valor razonable en la fecha de intercambio de los acti-
vos cedidos, de los pasivos soportados o asumidos, más
los costes directamente atribuibles a la adquisición. Este
coste se asigna contabilizando los activos, los pasivos y
los pasivos potenciales identificables de la compra a los
correspondientes valores razonables. El eventual exceso
positivo de los costes de compra respecto al valor razona-
ble de la cuota de los activos netos adquiridos atribuibles
al Grupo se contabiliza como fondo de comercio o, en
caso de que fuese negativo, se anota en las Cuentas de
resultados. En caso de que los valores razonables de los
activos, los pasivos y los pasivos potenciales se puedan
determinar solo provisionalmente, la combinación de
negocios se contabiliza utilizando dichos valores provi-
106 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
sionales. El importe de las participaciones minoritarias
se determina en proporción a la cuota de participación
poseída por terceros en los activos netos. En las combi-
naciones de negocios realizadas en varias fases, en el mo-
mento de la adquisición del control, las rectificaciones en
los valores razonables relativos a los activos netos ante-
riormente poseídos por el comprador se reflejan en el
patrimonio neto. Las posibles rectificaciones que puedan
derivarse de la finalización del proceso de valoración se
contabilizan durante los doce meses siguientes a la fecha
de adquisición.
Las combinaciones de negocios posteriores al 1 de enero
de 2010 se contabilizan de conformidad con lo previsto en
la NIIF 3 (2008).
Concretamente, estas combinaciones de negocios se con-
tabilizan usando el método de adquisición (acquisition
method), siempre que el coste de la compra (retribución
transferida) sea igual al valor razonable en la fecha de ad-
quisición de los activos cedidos, de los pasivos soportados
o asumidos, así como de los eventuales instrumentos de
capital emitidos por el comprador.
Los costes directamente atribuibles a la compra se conta-
bilizan en las Cuentas de resultados.
El coste de compra se asigna contabilizando los activos, los
pasivos y los pasivos potenciales identificables de la com-
pra a los correspondientes valores razonables en la fecha
de la compra. El eventual exceso positivo entre la suma
de la contraprestación trasferida, calculada al valor razo-
nable en la fecha de la compra, y el importe de cualquier
participación minoritaria, respecto al valor neto de los
importes de los activos y pasivos identificables en la pro-
pia adquirida calculados al valor razonable, se contabiliza
como fondo de comercio o, si es negativo, en las Cuentas
de resultados.
El valor de las participaciones minoritarias se determina en
proporción a las cuotas de participación poseídas por ter-
ceros en los activos netos identificables de la adquirida, o
a su valor razonable en la fecha de la adquisición.
En caso de que los valores razonables de los activos, los pa-
sivos y los pasivos potenciales se puedan determinar solo
provisionalmente, la combinación de negocios se contabi-
liza utilizando dichos valores provisionales. Las eventuales
rectificaciones que se deriven de la conclusión del proceso
de valoración se contabilizan a lo largo de los doce meses
siguientes a la fecha de adquisición, procediendo a una
nueva determinación de los datos comparativos.
Cuando la combinación de negocios se realice en varias
fases, en el momento de la adquisición del control, las cuo-
tas participativas poseídas anteriormente se actualizan al
valor razonable y la posible diferencia (positiva o negativa)
se contabiliza en las Cuentas de resultados.
Las combinaciones de negocios denominadas “bajo con-
trol común” son aquellas en las cuales todas las entidades
o actividades empresariales participantes son en definitiva
controladas por la misma parte o por las mismas partes,
sea antes o después de la combinación, no siendo provi-
sional dicho control.
Estas operaciones no están reguladas expresamente por
los principios contables NIIF-UE. A falta de un principio
contable de referencia, el Grupo ha adoptado los siguien-
tes criterios contables:
> el llamado “book value accounting”, es decir un criterio
de registro contable basado en los anteriores valores
contables de los activos netos adquiridos, cuando la
operación no tenga sustancia económica. Estos valores
corresponden a los de los Estados contables consolida-
dos de la sociedad de control última, Enel SpA;
> el denominado “purchase accounting”, es decir, un cri-
terio de registro contable basado, por analogía, en las
disposiciones de la NIIF 3, cuando la operación tenga
sustancia económica.
Inmuebles, plantas y maquinaria
Los inmuebles, plantas y maquinaria, que se refieren fun-
damentalmente a plantas destinadas a la producción
(dentro de las que se incluyen los terrenos, los inmuebles
y las obras civiles, las conducciones forzadas, las obras
hidráulicas fijas, las calderas y sus elementos auxiliares,
los componentes de turbinas de gas y la maquinaria), la
maquinaria de oficina y los muebles y el equipamiento de
oficina, además de los inmovilizados en curso de construc-
ción, se contabilizan al coste histórico, comprendiendo los
costes accesorios directamente imputables y necesarios
para la puesta en funcionamiento del bien para el uso
para el que ha sido adquirido y los costes internos capita-
lizados relativos al transporte de materiales de almacén y
los costes laborales. El coste se incrementa, cuando con-
curren obligaciones legales o implícitas, por el valor actual
del coste estimado para desmantelar y cesar la actividad.
El pasivo correspondiente se contabiliza en una provisión
del pasivo, en el marco de las provisiones no corrientes
futuras. El tratamiento contable de las revisiones de esti-
107
mación de estos costes, del paso del tiempo y de la tasa
de actualización se indica en el apartado “Provisiones no
corrientes”.
Los gastos financieros correspondientes a financiaciones
directamente atribuibles a la compra o la construcción de
bienes que requieran un considerable período de tiempo
antes de poder ser utilizados o vendidos (llamados “acti-
vos cualificados”), se capitalizan como parte del coste de
los propios bienes. Los gastos financieros correspondien-
tes a la adquisición/construcción de bienes que no pre-
senten dichas características se contabilizan en las Cuen-
tas de resultados del ejercicio correspondiente.
Algunos bienes objeto de revaluación en la fecha de tran-
sición a los principios contables internacionales NIIF-UE o
en períodos anteriores, se contabilizaron al valor razona-
ble, considerado como el valor sustitutivo del coste (“coste
atribuido”) en la fecha de revaluación.
Si hay partes significativas de los bienes tangibles indivi-
duales que tengan diferentes vidas útiles, los componen-
tes identificados se contabilizan y amortizan de manera
separada.
Los costes soportados con posterioridad a la adquisición
se contabilizan como incremento del valor contable del
bien al que hacen referencia, en caso de que sea probable
que los futuros beneficios derivados del coste repercutan
en la Sociedad y que el coste del elemento pueda calcular-
se de manera fiable. Todos los demás costes se contabili-
zan en las Cuentas de resultados del ejercicio en el que se
hayan soportado.
Los costes de sustitución de un activo entero o de parte
del mismo, se contabilizan como incremento del valor del
bien al que se refieren y se amortizan a lo largo de su vida
útil; el valor neto contable de la unidad sustituida se im-
puta a las Cuentas de resultados, registrando la eventual
plusvalía o minusvalía.
Los inmuebles, plantas y maquinaria se exponen una vez
deducidas las correspondientes amortizaciones acumula-
das y las eventuales pérdidas por deterioro de valor, deter-
minadas según las condiciones descritas más adelante. La
amortización se calcula en cuotas constantes con arreglo
a la vida útil estimada del bien, que se vuelve a examinar
anualmente; los eventuales cambios se reflejan prospec-
tivamente. La amortización se inicia cuando el bien está
disponible para su uso identificado y se conecta a la red de
transmisión eléctrica.
La vida útil estimada de los principales inmuebles, plantas
y maquinaria es la siguiente.
Inmuebles, plantas y maquinaria Vida útil (años)
Plantas de producción hidroeléctrica (1)
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- Conducciones forzadas 50
- Maquinaria mecánica y eléctrica 40
- Otras obras hidráulicas fijas 100
Plantas de producción geotermoeléctrica
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- Torres de refrigeración 20
- Turbinas y generadores 30
- Partes de las turbinas en contacto con el fluido 10
- Otra maquinaria mecánica 20
Plantas de producción eólica
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- Torres 25
- Turbinas y generadores 25
- Otra maquinaria mecánica 15-25
Plantas de producción solar
Edificios y obras de ingeniería civil 20-25
Plantas y maquinaria:
- Otra maquinaria mecánica 18-20
(1) Se señala que se incluyen inmuebles, plantas y maquinaria de escasa impor-tancia, cuya vida útil puede divergir de la estimada.
La vida útil de las mejoras sobre inmuebles de terceros se
determina en virtud de la duración del contrato de arren-
damiento o, si resulta inferior, de la duración de los bene-
ficios derivados de dicha mejora.
Los terrenos, ya sean los que están sin construir o los ane-
jos a edificios civiles e industriales, no se amortizan, ya que
son elementos con vida útil ilimitada.
El Grupo, en consonancia con los principales homólogos
del sector, modificó la vida útil estimada de los parques
eólicos, pasando de 20 a 25 años, con efecto a partir del 1
de enero de 2012.
La redefinición de la vida útil se efectuó con arreglo a un
estudio de un tercero independiente, que analizó la dis-
ponibilidad técnica de las instalaciones durante un perío-
do adicional de 5 años. Dicho estudio abarcó el 65% de la
capacidad eólica instalada del Grupo. El impacto estimado
de la revaluación de la vida útil en las Cuentas de resulta-
dos del ejercicio asciende aproximadamente a 44 millones
de euros.
Las plantas incluyen bienes (fundamentalmente, obras de
recogida, de regulación y de conducciones forzadas y los
108 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
canales de desagüe) que, antes de las recientes noveda-
des normativas introducidas mediante la Ley italiana n.
134 del 7 de agosto de 2012 (“Medidas urgentes para el
crecimiento del país”), publicada en el Boletín Oficial ita-
liano con fecha del 11 de agosto de 2012, se clasificaban
como bienes de retrocesión gratuita subordinados a las
concesiones de derivación de agua para uso hidroeléctri-
co. El vencimiento de dichas concesiones está fijado en el
31 de diciembre de 2029.
Tras la entrada en vigor de esta medida, dichos bienes se
habrán de transmitir, al vencimiento de la concesión y en
caso de no estipularse una prórroga, al nuevo concesio-
nario, junto con el grupo de empresas del que forman
parte, tras la percepción de un importe que, en lo relativo
específicamente a dichos bienes, se calculará a partir del
coste histórico revaluado, una vez deducidas las eventua-
les subvenciones públicas a fondo perdido, también reva-
luadas, y teniendo en cuenta su deterioro ordinario. Por lo
tanto, a partir del mes de septiembre de 2012, también se
amortizan los bienes que anteriormente se consideraban
de retrocesión gratuita, al igual que las otras categorías
de inmuebles, plantas y maquinaria, a lo largo de la vida
económico-técnica (si esta excede el vencimiento de la
concesión), como ya se ha ilustrado en los comentarios del
punto anterior “Valor amortizable de las plantas del sector
hidroeléctrico” de este mismo apartado.
La introducción de la ley susodicha conllevó una reducción
de las amortizaciones estimada en 10 millones de euros.
Los bienes contabilizados en el marco de los inmuebles,
plantas y maquinaria se eliminan contablemente en el
momento de su desinversión o cuando no se espere nin-
gún beneficio económico futuro de su uso o desinversión.
La posible ganancia o pérdida correspondiente, registrada
en las Cuentas de resultados, se calcula como la diferencia
entre la retribución neta derivada de la desinversión, si la
hay, y el valor neto contable de los bienes eliminados.
Bienes en arrendamiento
Los inmuebles, plantas y maquinaria adquiridos median-
te contratos de arrendamiento financiero, a través de los
cuales sustancialmente se transfieren a la Sociedad todos
los riesgos y los beneficios vinculados a la propiedad, se
contabilizan inicialmente como activos del Grupo a su va-
lor razonable o, si es inferior, al valor actual de los pagos
mínimos debidos por el arrendamiento, incluido el even-
tual importe por abonar al arrendador en virtud del ejerci-
cio de la opción de compra. El correspondiente pasivo con
el arrendador se contabiliza entre los pasivos financieros.
Los bienes en arrendamiento financiero se amortizan con
arreglo a su vida útil estimada; en el caso de que no exis-
ta certeza razonable de que el Grupo vaya a comprar su
propiedad al término del arrendamiento, dichos bienes se
amortizan a lo largo de un período temporal igual al me-
nor entre la duración del contrato de arrendamiento y la
vida útil estimada de dicho bien.
Los arrendamientos en los que el arrendador soporta sus-
tancialmente todos los riesgos y los beneficios vinculados
a la propiedad de los bienes se clasifican como arrenda-
mientos operativos. Los costes relativos a los arrenda-
mientos operativos se contabilizan regularmente en las
Cuentas de resultados a lo largo de la duración del arren-
damiento.
Aunque no se puedan calificar formalmente como acuer-
dos de arrendamiento, a algunos tipos de contratos se les
atribuye tal calidad, si su ejecución depende del uso de uno
o varios activos específicos o si dichos contratos confieren,
fundamentalmente, el derecho a utilizar dichos activos.
Activos intangibles
Los activos intangibles hacen referencia a los activos ca-
rentes de presencia física, identificables, que son contro-
lados por la empresa y están en disposición de producir
beneficios económicos futuros, así como el fondo de co-
mercio, si se adquiere a título oneroso. Se contabilizan al
coste de adquisición o de producción interna, cuando es
probable que de su uso se generen beneficios económicos
futuros y el coste correspondiente se pueda determinar
fiablemente.
El coste incluye los gastos subordinados de imputación di-
recta necesarios para hacer que el activo esté disponible
para su uso.
Los activos intangibles, al tener una vida útil definida, se
exponen deduciendo las amortizaciones acumuladas y las
eventuales pérdidas por deterioro de valor correspondien-
tes, determinadas según las condiciones que se describen
a continuación.
La amortización se calcula en cuotas constantes basándo-
se en la vida útil estimada, que se vuelve a examinar con
una periodicidad al menos anual; los eventuales cambios
de los criterios de amortización se aplican de forma pros-
pectiva.
La amortización da comienzo cuando el activo intangible
está disponible para su uso.
109
Los activos intangibles con vida útil indefinida no están su-
jetos a su amortización sistemática, sino que se someten
a una comprobación, al menos anual, de recuperabilidad
(prueba de deterioro).
Los activos intangibles se eliminan contablemente bien
en el momento de su desinversión o bien cuando no se
espere beneficio económico futuro alguno de su uso o su
desinversión. La posible ganancia o pérdida correspon-
diente, registrada en las Cuentas de resultados, se calcula
como la diferencia entre la retribución neta derivada de la
desinversión, si la hay, y el valor neto contable del activo
eliminado.
El fondo de comercio, derivado de la adquisición de so-
ciedades controladas o asociadas o de empresas conjun-
tas, se asigna a cada una de las unidades generadoras de
efectivo identificadas. Tras el apunte inicial, el fondo de
comercio no está sujeto a amortización, pero sí está so-
metido a una comprobación anual, como mínimo, de re-
cuperabilidad según la modalidad descrita en las notas de
la Memoria. El fondo de comercio correspondiente a par-
ticipaciones en sociedades asociadas se incluye en el valor
contable de estas sociedades.
Pérdidas por deterioro de valor de los activos
Al menos una vez al año, los activos tangibles (inmuebles,
plantas y maquinaria) e intangibles se someten a un aná-
lisis, con el fin de verificar la existencia de indicadores de
una eventual reducción del valor. En el caso de que exis-
tan, se procede, en relación con cada activo afectado, a
la estimación de su valor recuperable, representado por
el mayor importe entre el valor razonable, deducidos los
costes subordinados a su venta, y el valor de uso.
Por este último se entiende el valor actual de los flujos fi-
nancieros futuros estimados para el activo objeto de valo-
ración. Al determinar el valor de uso, los flujos financieros
futuros esperados se actualizan mediante un tipo de des-
cuento antes de impuestos que refleja las valoraciones co-
rrientes de mercado del coste del dinero, puesto en rela-
ción con el período de la inversión y los riesgos específicos
del activo. En lo que atañe a un activo que no genere flujos
financieros en buena medida independientes, el valor re-
cuperable se calcula en función de la unidad generadora
de efectivo a la que pertenezca dicho activo.
En caso de que el valor de anotación del activo, o de la
correspondiente unidad generadora de efectivo a la que
esté atribuido, sea superior a su valor recuperable, se
apunta en las Cuentas de resultados una pérdida por de-
terioro de valor.
Las pérdidas por deterioro de valor de las unidades ge-
neradoras de efectivo se imputan en primer lugar a la re-
ducción del valor contable del posible fondo de comercio
atribuido a las mismas y, a continuación, a la reducción de
los otros activos, en proporción a su valor contable.
Si desaparecen los presupuestos respecto a una devalua-
ción efectuada con anterioridad, el valor contable del acti-
vo se restituye con imputación a las Cuentas de resultados,
dentro de los límites del valor neto contable que el activo
en cuestión habría tenido si no se hubiese efectuado la
devaluación y se hubieran llevado a cabo las amortizacio-
nes pertinentes.
El valor recuperable del fondo de comercio, de los activos
intangibles con una vida útil indefinida y el de los activos
intangibles no disponibles aún para su uso se somete a
una comprobación de la recuperabilidad del valor anual-
mente o con mayor frecuencia, si concurren indicadores
que puedan dar a entender que los susodichos activos
han sufrido una reducción de su valor. El valor original del
fondo de comercio no se restablece a pesar de que, en los
ejercicios siguientes, desaparezcan las razones que hayan
conllevado su reducción de valor.
En caso de que algunos activos específicos y bien identi-
ficados poseídos por el Grupo se vean afectados por con-
diciones desfavorables, ya sean económicas u operativas,
susceptibles de perjudicar su capacidad de contribución a
la realización de los flujos de efectivo, estos se aíslan del
resto de activos de la CGU y se someten a un análisis de
recuperabilidad independiente, llegándolos a devaluar
eventualmente.
Existencias
Las existencias en almacén se contabilizan al valor menor
entre su coste y el valor neto de realización presumible, a
excepción de las destinadas a actividades de trading, que
se contabilizan al valor de mercado (valor razonable), con
su contrapartida en las Cuentas de resultados. La configu-
ración de coste que se usa es el coste medio ponderado,
que incluye los gastos subordinados correspondientes. Por
valor neto de realización presumible se entiende el precio
de venta estimado en el desarrollo normal de las activida-
des, una vez deducidos los costes estimados para realizar
la venta o, donde sea aplicable, el coste de sustitución.
110 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
En relación con las existencias disponibles para llevar a
cabo ventas ya concluidas, el valor neto de realización se
calcula con arreglo a lo establecido en el contrato de ce-
sión correspondiente.
Los materiales y los demás bienes de consumo disponibles
para su uso en el proceso productivo no son objeto de de-
valuación, siempre que se espere que el producto termina-
do en el que se incorporarán se vaya a vender a un precio
tal que permita la recuperación del coste soportado.
Instrumentos financieros
Activos financieros valorados al valor razonable im-
putados a las Cuentas de resultados
Se clasifican en esta categoría los títulos de deuda y las
participaciones en empresas distintas de las controladas,
asociadas y conjuntas poseídos a efectos de negociación o
designados al valor razonable en las Cuentas de resultados
en el momento de su apunte inicial.
Estos instrumentos se contabilizan inicialmente a su co-
rrespondiente valor razonable. Las ganancias y las pérdi-
das derivadas de las variaciones posteriores del valor razo-
nable se contabilizan en las Cuentas de resultados.
Activos financieros mantenidos hasta su vencimiento
Se incluyen en los “activos financieros mantenidos hasta su
vencimiento” los instrumentos financieros no derivados,
con pagos fijos o determinables y no representados por
participaciones, cotizados en mercados activos y respecto
de los cuales exista la intención y la capacidad por parte
del Grupo de mantenerlos hasta su vencimiento. Dichos
activos se apuntan inicialmente a su valor razonable, calcu-
lado en la “fecha de negociación”, incluidos los eventuales
costes de transacción; posteriormente, se valoran al coste
amortizado, utilizando el método del tipo de interés efec-
tivo, una vez deducidas las posibles pérdidas por deterioro
de valor.
Estas pérdidas por deterioro de valor se calculan como la
diferencia entre el valor contable y el valor actual de los
flujos de efectivo futuros, rebajados con arreglo al tipo de
interés efectivo original. En el caso de activos financieros
renegociados, las pérdidas por deterioro de valor se deter-
minan utilizando el tipo de interés efectivo original exis-
tente antes de la modificación de las condiciones.
Financiaciones y créditos
Entran en esta categoría los créditos (financieros y comer-
ciales), incluidos los títulos de deuda, no derivados, no co-
tizados en mercados activos, con pagos fijos o determina-
bles y para los que no haya intención predeterminada de
venta posterior.
Estos activos se contabilizan inicialmente al valor razona-
ble, rectificado eventualmente con arreglo a los costes de
transacción, y después se valoran al coste amortizado, en
función del tipo de interés efectivo, rectificado por even-
tuales pérdidas por deterioro de valor. Estas reducciones
de valor se calculan como la diferencia entre el valor con-
table y el valor corriente de los flujos de efectivo futuros
actualizados al tipo de interés efectivo original. En el caso
de activos financieros renegociados, las pérdidas por dete-
rioro de valor se determinan utilizando el tipo de interés
efectivo original existente antes de la modificación de las
condiciones.
Los créditos comerciales, cuyo vencimiento entre en los
plazos comerciales normales, no se actualizan.
Activos financieros disponibles para la venta
Se clasifican en los “activos financieros disponibles para la
venta” los títulos de deuda cotizados no clasificados como
mantenidos hasta su vencimiento, las participaciones en
otras empresas (si no están clasificadas como “Activos fi-
nancieros calculados al valor razonable imputados a las
Cuentas de resultados”) y los activos financieros no clasi-
ficables en otras categorías. Dichos instrumentos se valo-
ran al valor razonable, con contrapartida en el patrimonio
neto.
En el momento de la cesión, o en el momento en que un
activo financiero disponible para la venta, mediante adqui-
siciones posteriores, se convierte en una participación en
una sociedad controlada, las ganancias y las pérdidas acu-
muladas, anteriormente contabilizadas en el patrimonio
neto, se apuntan en las Cuentas de resultados.
Si concurren evidencias objetivas de que los instrumentos
susodichos han sufrido una reducción de valor, significati-
va o prolongada, las pérdidas acumuladas, anteriormente
inscritas en el patrimonio neto, se eliminan y repercuten
en las Cuentas de resultados. Dichas pérdidas por deterio-
ro de valor, no recuperables con posterioridad, se calculan
como la diferencia entre el valor contable y el valor razona-
ble, determinado con arreglo al precio de negociación es-
tablecido en la fecha de cierre del ejercicio para los activos
financieros cotizados en mercados regulados o determina-
do en función de los flujos de efectivo futuros actualizados
al tipo de interés de mercado para los activos financieros
no cotizados.
Si no se puede determinar con fiabilidad el valor razona-
111
ble, dichos activos se anotan al coste rectificado por even-
tuales pérdidas por deterioro de valor.
Pérdidas por deterioro de valor de los activos finan-
cieros
En cada fecha de referencia de los Estados contables, se
procede a analizar los activos financieros a efectos de co-
rroborar la existencia de una posible reducción de su valor.
Un activo financiero ha sufrido una reducción de valor si
existen evidencias objetivas de dicha pérdida, como con-
secuencia de uno o más eventos acaecidos tras su conta-
bilización inicial, que tengan una repercusión en los flujos
de efectivo futuros estimados con fiabilidad.
La evidencia objetiva de una reducción de valor se despren-
de de la presencia de indicadores como, por ejemplo, unas
significativas dificultades financieras del deudor; el impa-
go de los intereses o del capital; una probabilidad alta de
que el deudor se pueda ver afectado por un procedimiento
concursal u otra forma de reorganización financiera o la
presencia de datos objetivos que indiquen una disminu-
ción sensible de los flujos de efectivo futuros estimados.
Si se constata la existencia de una pérdida por deterioro
de valor, esta se determina según lo indicado anterior-
mente en relación con el tipo específico de activo finan-
ciero afectado.
Solo en el caso de que no exista una expectativa realista
de recuperar en el futuro el activo financiero, se elimina el
correspondiente valor de los Estados contables, reflejando
los posibles efectos en las Cuentas de resultados.
Efectivo y otros activos equivalentes
El efectivo y otros activos equivalentes incluyen los valores
numerarios, o sea, aquellos valores que poseen los requi-
sitos de disponibilidad a la vista o a muy breve plazo, de
buen resultado y de ausencia de gastos para el cobro.
Cabe precisar que, también a efectos del Estado de flujos
de efectivo consolidados, el efectivo no incluye los descu-
biertos bancarios en la fecha de cierre del ejercicio.
Deudas comerciales
Las deudas comerciales se anotan inicialmente al valor
razonable y después se valoran al coste amortizado. Las
deudas comerciales, cuyo vencimiento entre en los plazos
comerciales normales, no se actualizan.
Pasivos financieros
Los pasivos financieros diferentes de los instrumentos
derivados se inscriben cuando la Sociedad es una de las
partes en las cláusulas contractuales del instrumento y se
valoran inicialmente al valor razonable, rectificado con
arreglo a los costes de transacción directamente atribui-
bles. Posteriormente, los pasivos financieros se valoran
con el criterio del coste amortizado, usando el método del
tipo de interés efectivo.
Instrumentos financieros derivados
Los derivados se contabilizan al valor razonable y son de-
signados como instrumentos de cobertura cuando la re-
lación entre el derivado y el objeto de la cobertura está
documentada formalmente y la eficacia de la cobertura,
verificada periódicamente, respeta los límites previstos en
la NIC 39.
Cuando los derivados tienen por objeto la cobertura del
riesgo de variación del valor razonable de los activos o los
pasivos cubiertos (fair value hedge), las variaciones del va-
lor razonable del instrumento de cobertura se imputan a
las Cuentas de resultados; en consecuencia, las adecuacio-
nes al valor razonable de los activos o los pasivos cubiertos
también se apuntan en dicho estado contable.
Cuando los derivados tienen por objeto la cobertura del
riesgo de variación de los flujos de efectivo esperados de
los elementos cubiertos (cash flow hedge), las variacio-
nes del valor razonable se contabilizan inicialmente en
el patrimonio neto, respecto de la parte calificada como
de cobertura eficaz, y se imputan a las Cuentas de resul-
tados solo cuando, con referencia a la posición cubierta,
se constata la variación de los flujos de efectivo que hay
que compensar.
La parte de valor razonable del instrumento de cobertura
que no satisfaga las condiciones para ser calificada como
eficaz se registra en las Cuentas de resultados.
Las variaciones del valor razonable de los derivados de ne-
gociación y de aquellos que ya no cumplan las condicio-
nes para ser calificados como de cobertura en virtud de la
NIC 39 se contabilizan en las Cuentas de resultados.
La contabilización de dichos instrumentos se efectúa en la
fecha de negociación.
Los contratos financieros y no financieros (que ya no estén
valorados al valor razonable) se analizan para identificar
la existencia de derivados “implícitos” (embedded deriva-
tive), que hay que escindir y valorar al valor razonable. Los
análisis susodichos se efectúan tanto en el momento en el
que se entre a formar parte del contrato, como cuando se
lleve a cabo una renegociación del mismo que conlleve un
cambio significativo de los flujos de efectivo financieros
originales relacionados.
112 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
El valor razonable se calcula con arreglo a las cotizaciones
oficiales utilizadas para los instrumentos negociados en
mercados regulados. Para los instrumentos no negocia-
dos en mercados regulados, el valor razonable se calcula
actualizando los flujos de efectivo esperados en virtud de
la curva de los tipos de interés de mercado en la fecha de
referencia y convirtiendo los valores en divisas diferentes
del euro a los tipos de cambio de final de período.
Cabe señalar, además, que el Grupo analiza todos los con-
tratos de futuros de activos no financieros, con especial
atención a las compraventas de electricidad y Commodi-
ties energéticas, en aras de verificar si estos se deben cla-
sificar y tratar conforme a lo contemplado en la NIC 39,
o si bien se estipularon para obtener la entrega física de
acuerdo con los requisitos ordinarios de compraventa o
uso previstos por la Sociedad (own use exemption).
Si dichos contratos no se suscriben a efectos de la obten-
ción o la entrega de electricidad o Commodities energéti-
cas, se valoran al valor razonable.
Eliminación contable de activos y pasivos financie-
ros
Los activos financieros se eliminan de los Estados conta-
bles si concurre una de las condiciones siguientes:
> se extingue el derecho contractual a recibir los flujos de
efectivo del activo;
> la Sociedad ha transmitido fundamentalmente todos
los riesgos y los beneficios relacionados con el activo,
transfiriendo sus derechos de recepción de los flujos de
efectivo del activo o asumiendo una obligación con-
tractual de entregar los flujos de efectivo recibidos a
uno o más posibles beneficiarios en virtud de un con-
trato que respete los requisitos expuestos en la NIC 39
(que se denominan pass through test);
> la sociedad no ha ni transmitido ni mantenido funda-
mentalmente todos los riesgos y los beneficios relacio-
nados con el activo financiero, pero ha cedido su con-
trol.
Los pasivos financieros se eliminan de los Estados conta-
bles a su extinción, o sea, cuando la obligación contractual
ya ha sido cumplida o cancelada o si esta ha prescrito.
Jerarquía del valor razonable según la NIIF 7
Los activos y los pasivos financieros valorados al valor razo-
nable se clasifican en los tres niveles jerárquicos descritos
a continuación, según la relevancia de la información (in-
put) utilizada para el cálculo de dicho valor.
En concreto:
> Nivel 1: se clasifican en este nivel los activos/pasivos
financieros cuyo valor razonable se determine basán-
dose en los precios cotizados (no modificados) en los
mercados activos de activos o pasivos idénticos;
> Nivel 2: se clasifican en este nivel los activos/pasivos fi-
nancieros cuyo valor razonable se calcule con arreglo
a información diferente de la de los precios cotizados
mencionada en el nivel 1 pero que, respecto de dichos
activos/pasivos, se pueda observar directa o indirecta-
mente en el mercado;
> Nivel 3: se clasifican en este nivel los activos/pasivos
financieros cuyo valor razonable se calcule a tenor de
datos de mercado no observables.
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados
El pasivo correspondiente a las prestaciones reconocidas
a los empleados y abonadas simultáneamente o después
del cese de la relación laboral, con arreglo a programas de
prestaciones definidas, o relativo a otros beneficios a lar-
go plazo proporcionados durante la actividad laboral, se
calcula, de forma separada para cada plan, en función de
hipótesis actuariales, estimando el importe de las futuras
prestaciones que los empleados hayan acumulado en la
fecha de referencia (el denominado método de la unidad
de crédito proyectada). El pasivo, anotado en los Estados
contables una vez deducidos los posibles activos afectos
al plan, se contabiliza por ejercicios a lo largo del período
de acumulación del derecho. La valoración del pasivo la
realizan actuarios independientes.
En referencia al pasivo para programas con prestaciones
definidas, las ganancias o las pérdidas actuariales acumu-
ladas al final del ejercicio anterior superiores al 10%, del
valor mayor entre el valor actual de la obligación con pres-
taciones definidas y el valor razonable de los activos afec-
tos al plan en dicha fecha, se contabilizan en las Cuentas
de resultados a lo largo de la restante vida laboral media
prevista para los empleados que participen en el plan. Si
son inferiores, no se contabilizan.
Cuando exista por parte de la Sociedad un compromiso
comprobable y sin posibilidades realistas de suspensión,
con un plan formal detallado, en caso de conclusión pre-
matura de la relación laboral, o sea, antes de alcanzar los
requisitos de jubilación, las prestaciones adeudadas a los
empleados por el fin de la relación laboral se contabilizan
como coste y se calculan a partir del número de emplea-
dos que se prevé que acepten la oferta.
113
En caso de modificación de un plan de prestaciones defini-
das existente o de introducción de un nuevo plan de pres-
taciones definidas, los posibles costes sociales relativos a
los servicios cumplidos pasados (past service cost) se apun-
tan inmediatamente en las Cuentas de resultados si los
beneficios derivados de la modificación o la introducción
ya se han adquirido, o en cuotas constantes a lo largo de
un período medio hasta el momento en que se adquieran.
En caso de modificación o introducción de otras prestacio-
nes a largo plazo, los posibles costes sociales relativos a los
servicios cumplidos pasados se anotan inmediatamente
en las Cuentas de resultados, en su integridad.
Provisiones no corrientes
Las asignaciones a las provisiones no corrientes se conta-
bilizan cuando, en la fecha de referencia, en presencia de
una obligación legal o implícita respecto a terceros, deri-
vada de un evento pasado, resulte probable que para sa-
tisfacer dicha obligación sea necesario un desembolso de
recursos cuyo importe se puede estimar de modo fiable.
Si el efecto es significativo, las provisiones se determinan
actualizando los flujos de efectivo financieros futuros es-
perados a un tipo de descuento antes de impuestos que
refleje la valoración corriente del mercado del coste del
dinero en relación con el tiempo y, si procede, el riesgo
específico atribuible a la obligación. Al actualizar la pro-
visión, la adecuación periódica del valor actual debido al
factor temporal se refleja en las Cuentas de resultados
como gasto financiero.
Si el pasivo está vinculado al desmantelamiento y/o el
reacondicionamiento de activos tangibles, la provisión
se registra en contrapartida al activo al que se refiere y la
contabilización del gasto en las Cuentas de resultados se
realiza a través del proceso de amortización del susodicho
activo tangible.
Las variaciones de estimación de las asignaciones a las
provisiones se reflejan en las Cuentas de resultados del
ejercicio en el que se realiza la variación, a excepción de
aquellas relativas a los costes previstos por desmantela-
miento y/o reacondicionamiento que provengan de cam-
bios en los plazos y los usos de los recursos económicos
necesarios para extinguir la obligación o que provengan
de una variación del tipo de descuento. Dichas variaciones
se incluyen como aumento o reducción de los activos co-
rrespondientes y se imputan a las Cuentas de resultados
mediante el proceso de amortización. Si se contabilizan
como aumento del activo, se valora, además, si el nuevo
valor contable del activo se va a poder recuperar comple-
tamente. Si no se pudiese, se apunta una pérdida igual al
importe considerado no recuperable en las Cuentas de
resultados.
Las variaciones de estimación a la baja se reflejan en con-
trapartida al activo hasta coincidir con su valor contable; la
parte excedente se refleja inmediatamente en las Cuentas
de resultados.
En lo que se refiere a los criterios de estimación adopta-
dos para la determinación de la provisión para desman-
telamiento y reacondicionamiento de activos tangibles,
se hace referencia al apartado correspondiente al uso de
estimaciones.
Subvenciones e incentivos
Las subvenciones se contabilizan en los Estados contables
al valor razonable cuando existe el convencimiento sufi-
ciente de que se recibirán o de que se satisfacen las condi-
ciones previstas para su obtención, según las disposiciones
de los gobiernos, entidades gubernamentales y organis-
mos locales, nacionales o internacionales análogos.
Las subvenciones recibidas en relación, ya sea con gastos
específicos o con bienes específicos cuyos valores se inscri-
ben en los activos tangibles e intangibles, se contabilizan
entre los otros pasivos y se anotan en las Cuentas de resul-
tados a lo largo del período en el que también se apunten
los costes vinculados a estas.
Las subvenciones a la explotación se anotan íntegramente
en las Cuentas de resultados en el momento en que se sa-
tisfagan las condiciones para ello. Entran dentro de dichas
subvenciones los incentivos para certificados verdes con-
cedidos al Grupo por la producción de energía provenien-
te de plantas que utilicen fuentes renovables. Los certifica-
dos verdes se contabilizan en los ingresos por venta, como
contrapartida de los créditos con arreglo a la producción
efectuada, calculados al valor razonable según lo contem-
plado en la NIC 20.
Los incentivos relativos a certificados verdes, contabiliza-
dos “a posteriori”, se refieren a las cantidades de energía
producidas en el ejercicio y relevantes a efectos de la asig-
nación de los certificados verdes.
Ingresos
Los ingresos se contabilizan si resulta probable que la So-
ciedad disfrute de los beneficios económicos futuros y si
114 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
se pueden medir con fiabilidad.
En concreto, según el tipo de operación, los ingresos se
contabilizan con arreglo a los criterios específicos expues-
tos a continuación:
> los ingresos de las ventas de bienes se contabilizan
cuando los riesgos y los beneficios derivados de la pro-
piedad de los bienes se transmiten al comprador y su
importe se puede determinar de forma fiable;
> los ingresos por la venta y el transporte de energía eléc-
trica hacen referencia a las cantidades vendidas en el
período, aunque no facturadas, y se calculan en función
de las lecturas de los contadores de las plantas de pro-
ducción y de los datos intercambiados con los demás
posibles operadores del mercado;
> los ingresos por las prestaciones de servicios se conta-
bilizan con referencia a la fase de finalización de los ac-
tivos. En aquellos casos en que sea posible determinar
de forma fiable el valor de los ingresos, estos últimos se
contabilizan hasta coincidir con los costes soportados
cuya recuperación se espera;
> los ingresos acumulados en el período relativos a obras
en curso bajo pedido se apuntan con arreglo a las retri-
buciones pactadas en relación con el estado de avance
de las obras, determinado utilizando el método del cos-
te soportado (coste a coste), con arreglo al cual los cos-
tes, los ingresos y el margen correspondiente se contabi-
lizan a tenor del progreso de la actividad productiva. El
estado de progreso de las obras se calcula en función de
la relación entre los costes soportados en la fecha de va-
loración y los costes totales esperados del pedido. Los in-
gresos del pedido, además de las retribuciones contrac-
tuales, incluyen las variables, las revisiones de los precios
y el reconocimiento de los incentivos en la medida en
que resulte probable que lleguen a ser ingresos reales,
siempre que se puedan calcular con fiabilidad. Además,
se rectifican con arreglo al efecto de las penalizaciones
derivadas de retrasos atribuibles a la Sociedad.
Ingresos y gastos financieros
Los ingresos y gastos financieros se contabilizan por ejer-
cicio con arreglo a los intereses devengados sobre el valor
neto de los correspondientes activos y pasivos financieros
usando el tipo de interés efectivo, e incluyen las variacio-
nes de valor razonable de los instrumentos financieros
calculados al valor razonable en las Cuentas de resultados
y las variaciones de valor razonable de los derivados vincu-
lados a operaciones financieras.
Impuestos
Los impuestos corrientes sobre el resultado del ejercicio,
contabilizados en las “deudas por impuesto de socieda-
des”, deducidos los pagos a cuenta efectuados, o bien en
el asiento “créditos por impuesto de sociedades” cuando el
saldo neto resulte a devolver, se calculan basándose en la
estimación de la base imponible y de conformidad con las
disposiciones en vigor.
Los impuestos de sociedades diferidos y anticipados se
calculan a partir de las diferencias temporales entre los
valores patrimoniales inscritos en los Estados contables y
los correspondientes valores reconocidos a efectos fiscales,
aplicando el tipo impositivo en vigor en la fecha en la que
la diferencia temporal se devuelva, calculada con arreglo a
los tipos impositivos previstos por medidas en vigor o sus-
tancialmente en vigor en la fecha de referencia.
Los activos por impuestos anticipados se contabilizan
cuando su recuperación es probable, o sea, cuando se pre-
vé que puedan estar disponibles en el futuro bases impo-
nibles suficientes para recuperar el activo.
La recuperabilidad de los activos por impuestos anticipa-
dos se reexamina en cada cierre de un período.
Los impuestos diferidos y anticipados, aplicados por la mis-
ma autoridad fiscal, se compensan si la Sociedad reclama
un derecho legalmente ejercitable para compensar los ac-
tivos fiscales corrientes con los pasivos fiscales corrientes
que se generen en el momento de su devolución.
Los impuestos corrientes y diferidos se contabilizan en las
Cuentas de resultados, exceptuando aquellos referidos a
asientos directamente adeudados o abonados en el patri-
monio neto, que se reconocen directamente en el patri-
monio neto.
Dividendos
Los dividendos se contabilizan cuando se establece el de-
recho de los accionistas a recibir el pago.
Los dividendos y los anticipos sobre los dividendos pagade-
ros a terceros se representan como movimiento del patrimo-
nio neto en la fecha en la que los aprueben la Junta de Ac-
cionistas y el Consejo de Administración, respectivamente.
Actividades interrumpidas y activos no corrientes disponibles para la venta
Los activos no corrientes (o grupos enajenables de ele-
mentos), cuyo valor contable se recuperará principalmente
115
a través de la venta, así como mediante su uso continua-
do, se clasifican como disponibles para la venta y se repre-
sentan aparte del resto de activos y pasivos del Estado de
situación patrimonial. Dicha circunstancia se da solo cuan-
do la venta es muy probable y los activos no corrientes (o
grupos enajenables de elementos) están disponibles, en
su actual condición, para la venta inmediata.
Los activos no corrientes (o grupos enajenables de ele-
mentos), clasificados como disponibles para la venta,
primero se inscriben de acuerdo con la NIIF-UE específica
de referencia aplicable a cada activo o pasivo y, posterior-
mente, se apuntan al menor entre el valor contable y el
correspondiente valor razonable, deducidos los costes de
venta. Las eventuales pérdidas por deterioro de valor pos-
teriores se contabilizan directamente como rectificación
de los activos no corrientes (o grupos enajenables de ele-
mentos) clasificados como disponibles para la venta con
contrapartida en las Cuentas de resultados. Los valores
patrimoniales correspondientes del ejercicio anterior no
se clasifican de nuevo.
Una actividad operativa interrumpida representa una par-
te de la empresa que fue enajenada o clasificada como
disponible para la venta, y:
> representa un importante sector o área geográfica de
actividad;
> forma parte de un plan coordinado de enajenación de
un importante sector o área geográfica de actividad; o
> es una sociedad controlada adquirida exclusivamente
con el fin de ser revendida.
Los resultados de las actividades operativas interrumpidas
–ya sean enajenadas o clasificadas como disponibles para
la venta y en vías de enajenación– se exponen aparte en
las Cuentas de resultados, una vez deducidos los efectos
fiscales. Los valores correspondientes relativos al ejercicio
anterior, si los hay, se clasifican y exponen aparte en las
Cuentas de resultados, una vez deducidos los efectos fis-
cales, a efectos comparativos.
Los activos no corrientes que no reúnan los requisitos para
su clasificación como disponibles para la venta o que de-
jen de formar parte de un grupo enajenable de elementos
clasificado como disponible para la venta, se valoran al
menor entre:
> el valor contable antes de que el activo (o el grupo ena-
jenable de elementos) se clasificara como disponible
para la venta, rectificado según todas las amortizacio-
nes, devaluaciones o recuperaciones de valor que se
hubieran contabilizado si el activo (o el grupo enaje-
nable de elementos) no se hubiese clasificado como
disponible para la venta; y
> el valor recuperable, igual al mayor entre su valor razo-
nable, deducidos los costes de venta, y su valor de uso,
calculado en la fecha en que se adoptó la decisión de
no vender.
2Principios contables recientes
Principios de primera adopción y aplicables
El Grupo adoptó la siguiente modificación de los princi-
pios contables internacionales de primera adopción a 1 de
enero de 2012:
> “Enmiendas a la NIIF 7 – Instrumentos financieros: in-
formación a revelar”; la modificación introdujo nue-
vas obligaciones de información para permitir que los
usuarios de los Estados contables sopesen la exposición
a los riesgos vinculados a la transmisión de activos fi-
nancieros y el efecto de dichos riesgos en la posición
financiera de la Sociedad. En particular, la nueva ver-
sión del principio requiere información específica, que
se ha de introducir en una única nota de la memoria de
los Estados contables, con referencia a las actividades
financieras transmitidas que no hayan sido objeto de
eliminación de la contabilidad y a actividades financie-
ras transmitidas en las que se mantenga cierto grado
de implicación, en la fecha de los Estados contables. La
aplicación prospectiva de dicha modificación no tuvo
repercusiones significativas.
Principios aún no aplicables y no adoptados
A lo largo del ejercicio 2012, la Comisión Europea homolo-
gó los siguientes principios aplicables por el Grupo en los
ejercicios siguientes:
> “Enmiendas a la NIC 1 – Exposición en los estados finan-
cieros de los asientos de los otros componentes de las
Cuentas de resultados globales”, emitidas en junio de
2011. La nueva versión del principio dispone que, en
la sección de los otros componentes de las Cuentas de
116 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
resultados globales (OCI), se han de distinguir los ele-
mentos que en el futuro se clasificarán en las Cuentas
de resultados (lo que se denomina “reciclaje”) de los
que no. Los cambios serán aplicables retroactivamente
a partir del 1 de enero de 2013. No se prevén impactos
significativos derivados de la aplicación futura de las
nuevas disposiciones.
> “NIC 19 – Prestaciones para los empleados”, emitida en
junio de 2011, sustituye la versión vigente de la NIC 19.
La modificación más significativa aportada al principio
hace referencia a la obligación de contabilizar todas las
ganancias/pérdidas actuariales de los OCI, con la con-
secuente eliminación del llamado enfoque de la banda
de fluctuación. La nueva versión del principio, además,
introduce reglas más estrictas para la presentación de
los datos en los Estados contables, descomponiendo el
coste en tres componentes; elimina el rendimiento es-
perado sobre activos afectos al plan; ya no contempla
la posibilidad de diferir la contabilización del coste por
servicios cumplidos pasados; amplía la información que
se ha de presentar en los estados e introduce reglas
más detalladas para la contabilización de las indemni-
zaciones por fin de contrato. El principio será aplicable
retroactivamente a partir del 1 de enero de 2013. La
Sociedad está valorando las repercusiones derivadas
de la aplicación futura de las nuevas disposiciones; sin
embargo, se considera que dichos impactos se des-
prenderán principalmente del cambio de tratamiento
contable del coste por servicios cumplidos pasados y de
las ganancias/pérdidas actuariales cuya contabilización
ya no se pueda diferir, como se ha indicado anterior-
mente. Para más detalles, se remite a la Nota n. 28, en
la que se expone el importe de las ganancias y pérdi-
das actuariales no reconocidas en los presentes Estados
contables a 31 de diciembre de 2012.
> “NIIF 13 – Cálculo del valor razonable”, emitida en mayo
de 2011; representa un marco de trabajo transversal
al que referirse cada vez que otros principios conta-
bles requieran o permitan aplicar el criterio del valor
razonable. El principio representa una guía que indica
cómo determinar el valor razonable, introduciendo, en-
tre otras cosas, requisitos específicos de presentación
de información. El principio será aplicable prospectiva-
mente a partir del 1 de enero de 2013. No se prevén im-
pactos significativos derivados de la aplicación futura
de las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 7 – Compensación de activos y pa-
sivos financieros”, emitidas en diciembre de 2011, de
forma paralela a las enmiendas a la NIC 32, descritas
más adelante. Las enmiendas disponen la ampliación
de la información en materia de compensación de ac-
tivos y pasivos financieros, con el propósito de lograr
que los usuarios de los Estados contables puedan va-
lorar los efectos, incluso los potenciales, sobre la posi-
ción financiera de la Sociedad de los contratos de com-
pensación, incluidos los derechos de compensación
asociados a los activos o los pasivos contabilizados en
los estados.
Los cambios del principio serán aplicables retroactiva-
mente a partir del 1 de enero de 2013. No se prevén
impactos significativos derivados de la aplicación futu-
ra de las nuevas disposiciones.
> “CINIIF 20 – Costes de desbroce en la fase de producción
de una mina de superficie”, emitida en octubre de 2011;
la interpretación dispone el tratamiento contable apli-
cable a los costes soportados por la retirada, en la fase
de producción, de materiales de desecho en la minería,
aclarando cuándo pueden ser contabilizados como un
activo. La interpretación será aplicable a los costes so-
portados a partir del 1 de enero de 2013. No se prevén
impactos derivados de la aplicación futura de las nue-
vas disposiciones.
> “NIIF 10 – Estados financieros consolidados”, emitida en
mayo de 2011; sustituye a la “SIC 12 – Consolidación de
entidades con cometido especial (sociedades vehículo)”
y, limitándose a la parte relativa a los Estados contables
consolidados, a la “NIC 27– Estados financieros consoli-
dados y separados”, cuya denominación fue modificada
por “Estados financieros separados”. El estándar intro-
duce un nuevo modelo de valoración de la existencia
del control (presupuesto indispensable para consolidar
una “participada”), sin modificar las técnicas de conso-
lidación previstas en la vigente NIC 27. Dicho modelo
debe ser aplicado indistintamente a todas las participa-
das, incluyendo las sociedades vehículo denominadas
según el nuevo principio de “entidades estructuradas”.
Mientras que en los vigentes principios contables se
da más importancia, allí donde el control no se deriva
del hecho de tener la mayoría de los derechos de voto
reales o potenciales, al análisis de los riesgos/beneficios
derivados de la propia cuota en la participada, el nuevo
principio se centra en el juicio sobre tres elementos que
considerar en cada valoración: el poder (power); la ex-
posición a la variabilidad de los rendimientos derivados
de la relación participativa; el vínculo entre el poder y
los rendimientos, es decir, la capacidad de influir en los
117
rendimientos de la participada ejerciendo sobre esta
última el poder de decisión propio. Los efectos conta-
bles que se derivan de la pérdida del control o de la mo-
dificación de la cuota de participación en una participa-
da (sin pérdida de control) no experimentan variación
respecto a lo previsto en la vigente NIC 27.
A consecuencia de la aplicación del nuevo modelo de
análisis de las condiciones de control, sociedades ante-
riormente consolidadas podrían quedar excluidas del
área de consolidación y viceversa.
El nuevo principio será aplicable retroactivamente a
partir del 1 de enero de 2014. El Grupo está valorando
las repercusiones derivadas de la aplicación futura de
las nuevas disposiciones.
> “NIC 27 – Estados financieros separados”, emitida en
mayo de 2011. Simultáneamente a la emisión de la NIIF
10 y la NIIF 12, la vigente NIC 27 ha sido modificada
tanto en su denominación como en su contenido, eli-
minando todas las disposiciones relativas a la redacción
de los Estados contables consolidados (el resto de las
disposiciones permanecen sin cambios). A consecuen-
cia de dicha modificación, por tanto, el principio solo
indica los criterios de contabilización y cálculo conta-
ble, así como las características de la información que
se ha de presentar en los estados financieros separados
en materia de sociedades controladas, empresas con-
juntas y sociedades asociadas. El nuevo principio será
aplicable retroactivamente a partir del 1 de enero de
2014. La Sociedad no prevé impactos derivados de la
aplicación futura de las nuevas disposiciones.
> “NIIF 11 – Acuerdos conjuntos”, emitida en mayo de
2011; sustituye a la “NIC 31 – Participaciones en nego-
cios conjuntos” y a la “SIC 13 – Entidades controladas
conjuntamente – Aportaciones no monetarias de los
partícipes”. A diferencia de la NIC 31, que valora los
acuerdos de control conjunto (denominados “acuerdo
conjunto”) sobre la base de la forma contractual preele-
gida, el nuevo principio valora dichos acuerdos con
arreglo a la forma en que los derechos y las obligacio-
nes relativas son atribuidos a las partes. Concretamen-
te, la nueva norma contable identifica dos tipologías
de acuerdo conjunto: la operación conjunta, cuando
las partes del acuerdo tienen un derecho proporcional
sobre los activos y son responsables de manera propor-
cional de los pasivos derivados de dicho acuerdo; y la
empresa conjunta, cuando las partes tienen derecho a
una cuota de los activos netos o del resultado económi-
co que se deriva del acuerdo.
En los Estados contables consolidados, la participación
en una operación conjunta comporta la contabiliza-
ción de los activos/pasivos y de los costes/ingresos re-
lacionados con el acuerdo con arreglo a los derechos/
obligaciones atribuidos, sin tener en cuenta la cuota
participativa poseída; la participación en una empresa
conjunta, en cambio, conlleva la contabilización de una
participación valorada mediante el método de la parti-
cipación (y no se permite ya la aplicación de la consoli-
dación proporcional).
El nuevo principio será aplicable retroactivamente a
partir del 1 de enero de 2014. El Grupo está valorando
las repercusiones derivadas de la aplicación futura de
las nuevas disposiciones.
> “NIC 28 – Inversiones en entidades asociadas”, emitida
en mayo de 2011. Simultáneamente a la emisión de la
NIIF 11 y la NIIF 12, la vigente NIC 28 fue modificada
tanto en su denominación como en su contenido. Con-
cretamente, el nuevo principio, que también incluye las
disposiciones de la “SIC 13 – Entidades controladas con-
juntamente – Aportaciones no monetarias de los partí-
cipes”, describe la aplicación del método de puesta en
equivalencia, que constituye, en el ámbito de unos Es-
tados contables consolidados, el criterio de valoración
de las sociedades asociadas y las empresas conjuntas. El
nuevo principio será aplicable retroactivamente a par-
tir del 1 de enero de 2014. El Grupo está valorando las
repercusiones derivadas de la aplicación futura de las
nuevas disposiciones.
> “NIIF 12 – Información a revelar sobre participaciones en
otras entidades”, emitida en mayo de 2011: contiene en
una única norma contable la información a presentar
en materia de participaciones poseídas en sociedades
controladas, operaciones conjuntas y empresas conjun-
tas, sociedades asociadas y en entidades estructuradas.
Concretamente, el principio contiene la nota informa-
tiva ya prevista en las vigentes NIC 27, NIC 28 y NIC 31,
que han sido modificadas en consecuencia, introdu-
ciendo nuevas obligaciones informativas.
El nuevo principio será aplicable retroactivamente a
partir de los ejercicios que comiencen el 1 de enero de
2014. El Grupo está valorando las repercusiones deri-
vadas de la aplicación futura de las nuevas disposicio-
nes.
> “Enmiendas a la NIC 32 – Compensación de activos fi-
nancieros y pasivos financieros”, emitidas en diciembre
de 2011. La NIC 32 dispone que un activo y un pasivo
financiero deben ser compensados y el correspondien-
118 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
te saldo neto expuesto en el Estado de situación patri-
monial, solo cuando una sociedad:
a) tenga normalmente un derecho legal a compensar
los importes apuntados contablemente; y
b) pretenda extinguir el importante restante neto, o rea-
lizar el activo y al mismo tiempo extinguir el pasivo.
La modificación de la NIC 32 aclara las condiciones que
deben concurrir para que se satisfagan ambos requi-
sitos. Con referencia al primer requisito, la modifica-
ción amplía la ilustración de los casos en los que una
sociedad dispone “normalmente de un derecho legal a
compensar”; en lo que respecta al segundo, precisa que
cuando la sociedad regula separadamente los activos y
los pasivos financieros, a efectos de la compensación,
resulta necesario que el riesgo de crédito o el riesgo de
liquidez no sean significativos y a este respecto, ilustra
las características que debe tener el denominado “siste-
ma de liquidación bruta”.
Los cambios del principio serán aplicables retroactiva-
mente a partir del 1 de enero de 2014. El Grupo está
valorando las repercusiones derivadas de la aplicación
futura de las nuevas disposiciones.
A lo largo de los años 2009-2012, el Consejo de Normas
Internacionales de Contabilidad (International Accounting
Standard Board - IASB) y el Comité de Interpretaciones de
las Normas Internacionales de Información Financiera -
CINIIF (International Financial Reporting Interpretations
Committee - IFRIC) publicaron nuevos principios e inter-
pretaciones que, a 31 de diciembre de 2012, aún no han
sido homologados por la Comisión Europea. Entre estos,
se indican a continuación aquellos que pueden tener efec-
tos sobre los Estados contables consolidados del Grupo.
> “NIIF 9 – Instrumentos financieros”, emitida en noviem-
bre de 2009 y revisada después en octubre de 2010,
constituye la primera de las tres fases del proyecto de
sustitución de la NIC 39. La nueva norma define los cri-
terios para la clasificación de los activos y de los pasivos
financieros. Los activos financieros deben ser clasifica-
dos con arreglo al llamado modelo de negocio de la
empresa y a las características de los respectivos flujos
de efectivo contractuales asociados. En lo que se refiere
a los criterios de valoración, la nueva norma prevé que,
en principio, los activos y pasivos financieros se deben
evaluar al valor razonable, incluidos los eventuales cos-
tes de transacción que son atribuibles directamente a
la asunción o la emisión de los mismos. Posteriormente,
los activos y pasivos financieros pueden ser valorados al
valor razonable o al coste de amortización, sin perjuicio
del ejercicio de la llamada opción del valor razonable.
En lo que respecta a los criterios de valoración de las in-
versiones en instrumentos de capital no poseídos para
fines de negociación, puede optarse irrevocablemente
por la presentación de las variaciones del valor razo-
nable entre el resto de ingresos totales; los dividendos
correspondientes deberán contabilizarse, en todo caso,
en las Cuentas de resultados. El nuevo principio, modi-
ficado con respecto a la fecha de la primera adopción
en el mes de diciembre de 2011, será aplicable, previa
homologación, a partir de los ejercicios que se inicien el
1 de enero de 2015. El Grupo está valorando las reper-
cusiones derivadas de la aplicación futura de las nuevas
disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 9 y la NIIF 7 – Fecha efectiva obliga-
toria y revelación de transición”, emitidas en diciembre
de 2011. Dichas enmiendas modifican la “NIIF 9 – Ins-
trumentos financieros”, postergando la fecha de la pri-
mera adopción obligatoria del principio del 1 de enero
de 2013 al 1 de enero de 2015 y estipulando nuevas
reglas para la transición de la aplicación de la NIC 39
a la aplicación de la NIIF 9. Modifican, además, la “NIIF
7 – Instrumentos financieros: información a revelar”, in-
troduciendo una nueva nota informativa comparativa,
obligatoria o facultativa según la fecha de transición a
la NIIF 9.
Concretamente, las modificaciones sometidas a exa-
men disponen que las sociedades que apliquen la NIIF
9 por vez primera en sus propios Estados contables,
tengan siempre la posibilidad de no preparar la rees-
critura de los ejercicios anteriores. Más en particular: las
sociedades que han adoptado la NIIF 9 con anteriori-
dad al 1 de enero de 2012 no tienen la obligación de
reescritura ni la de elaborar notas informativas adicio-
nales respecto a las ya previstas en cumplimiento de las
modificaciones aportadas a la NIIF 7 por la emisión de
la NIIF 9; aquellas sociedades que hayan adoptado la
NIIF 9 en un período comprendido entre el 1 de enero
de 2012 y el 31 de diciembre de 2012 pueden escoger
si optan por preparar la reescritura de los ejercicios an-
teriores o escogen la posibilidad de suministrar una
nota informativa comparativa adicional siguiendo las
modificaciones aportadas a la NIIF 7; las sociedades
que adopten la NIIF 9 del 1 de enero de 2013 al 1 de
enero de 2015, están obligadas a suministrar la nota in-
formativa comparativa adicional según las modificacio-
nes aportadas a la NIIF 7, prescindiendo de la necesidad
de escoger en lo que respecta a la reescritura, ya que
119
tienen la posibilidad pero no la obligación de llevar a
cabo dicho proceso.
Las modificaciones serán aplicables, previa homologa-
ción, a partir de los ejercicios que se inicien con poste-
rioridad al 1 de enero de 2015. El Grupo está valorando
las repercusiones derivadas de la aplicación futura de
las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12 – Guía de
transición”, emitidas en junio de 2012. Las enmiendas
tienen el objetivo de dilucidar algunos aspectos relati-
vos a la fase de primera aplicación de las normas NIIF
10, NIIF 11 y NIIF 12. En particular, la NIIF 10 fue modi-
ficada para aclarar que por fecha de aplicación inicial
del principio se debe entender el inicio del ejercicio
en que este se aplique por primera vez (es decir, 1 de
enero de 2013); además, se limitó la nota informativa
comparativa que hay que facilitar en el primer ejercicio
de aplicación. La NIIF 11 y la NIIF 12 se modificaron de
un modo análogo, limitando los efectos, tanto en tér-
minos de rectificación de los datos de los Estados con-
tables como en lo referente a las notas informativas,
derivados de la primera aplicación de la NIIF 11.
Las modificaciones serán aplicables retroactivamente,
previa homologación, a partir de los ejercicios que se
inicien con posterioridad al 1 de enero de 2013. Cabe
señalar, sin embargo, que la Comisión Europea está va-
lorando si diferir la primera aplicación al 1 de enero de
2014. El Grupo está valorando las repercusiones deriva-
das de la aplicación futura de las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 10, NIIF 12 y NIC 27 – Entidades
de inversión”, emitidas en octubre de 2012. Estas mo-
dificaciones introducen una excepción a la obliga-
ción, contenida en la NIIF 10, de consolidar todas las
sociedades controladas, en caso de que la sociedad de
control se califique como entidad de inversión. En con-
creto, las entidades de inversión, según la definición de
estas enmiendas, no deben consolidar sus sociedades
controladas, a excepción del caso en que estas presten
servicios relacionados con la actividad de inversión de
la sociedad de control. Las sociedades controladas no
consolidadas se han de valorar con arreglo a la NIIF 9
o la NIC 39. La sociedad de control de una entidad de
inversión debe, en cambio, consolidar todas sus contro-
ladas (incluidas las poseídas mediante dicha entidad
de inversión), excepto en el caso en que también ella
se califique como tal. La modificación será aplicable
retroactivamente, previa homologación, a partir de los
ejercicios que se inicien con posterioridad al 1 de ene-
ro de 2014. El Grupo está valorando las repercusiones
derivadas de la aplicación futura de las nuevas dispo-
siciones.
> “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2009-2011”, emitidas
en mayo de 2012; contienen modificaciones formales
y aclaraciones a principios ya existentes. Las modifica-
ciones serán aplicables, previa homologación, a partir
de los ejercicios que se inicien con posterioridad al 1 de
enero de 2013. La Sociedad está valorando las repercu-
siones derivadas de la aplicación futura de las nuevas
disposiciones. En concreto, se modificaron los princi-
pios siguientes:
- “NIIF 1 – Adopción por primera vez de las normas in-
ternacionales de información financiera”; la modifica-
ción dispone que una sociedad que haya interrum-
pido la aplicación en sus Estados contables de los
principios contables internacionales puede, si decide
redactarlos de nuevo de acuerdo con las NIIF/NIC,
volver a aplicar la NIIF 1 o aplicar la NIC 8, como si no
hubiese efectuado la susodicha interrupción.
La NIIF 1 fue modificada, además, en relación con la
capitalización de los gastos financieros: una sociedad
que la adopte por primera vez puede elegir entre
aplicar las disposiciones de la NIC 23 a partir de la fe-
cha de primera adopción de las NIIF/NIC o desde una
fecha anterior, según lo indicado en el apartado 28
de la NIC 23. Finalmente, en la modificación se dis-
pone que la sociedad que aplique por primera vez las
NIIF/NIC no debe rectificar los gastos financieros ca-
pitalizados según los principios contables aplicados
precedentemente, sino que debe aplicar las disposi-
ciones de la NIC 23 solo en relación con los gastos fi-
nancieros soportados a partir de la fecha preelegida,
según lo indicado anteriormente.
- “NIC 1 – Presentación de los estados financieros”; la
modificación aclara cómo se debe presentar la infor-
mación comparativa en los estados y especifica que
la sociedad puede decidir voluntariamente presentar
la información comparativa complementaria.
- “NIC 16 – Inmuebles, plantas y maquinaria”; la modi-
ficación dilucida que si las piezas de repuesto y los
equipos satisfacen los requisitos para ser clasificados
como “inmuebles, plantas y maquinaria”, se han de
contabilizar y valorar según la NIC 16, en caso contra-
rio se han de clasificar como existencias.
- “NIC 32 – Instrumentos financieros: presentación e in-
formación a revelar”; la modificación estipula que el
impuesto de sociedades relacionado con las distribu-
120 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
ciones a los poseedores de instrumentos representati-
vos de capital y el relacionado con los costes de tran-
sacción relativos a operaciones sobre el capital se han
de contabilizar según las disposiciones de la NIC 12.
- “NIC 34 – Información financiera intermedia”; en la
modificación se dispone que en los informes financie-
ros intermedios se ha de indicar el total de los activos
y los pasivos de un sector específico solo si dicho dato
se facilita regularmente al nivel directivo más alto y si
ha sufrido una variación significativa en comparación
con los últimos Estados contables presentados.
3Gestión de los riesgos financieros
El Grupo, en el ejercicio de su propia actividad industrial,
está expuesto a varios riesgos de mercado y, concretamen-
te, al riesgo de oscilación de los tipos de interés, de los ti-
pos de cambio y de los precios de las Commodities.
La estrategia de gestión de riesgos del Grupo tiene como
objetivo minimizar los potenciales efectos negativos sobre
el rendimiento financiero del Grupo de dichas oscilaciones.
Algunos tipos de riesgo se mitigan recurriendo a instru-
mentos derivados. La supervisión y el control de las expo-
siciones a riesgos y de las correspondientes estrategias de
cobertura están centralizados en Enel Green Power SpA.
A continuación se describen brevemente las políticas de
gestión y el análisis de sensibilidad establecidos por el Gru-
po con relación a los riesgos mencionados.
Para contener estas exposiciones dentro de los límites defini-
dos al inicio del ejercicio en el ámbito de las políticas de ges-
tión del riesgo, las sociedades del Grupo estipulan contratos
derivados over the counter (OTC) con respecto al mercado
y dentro del Grupo Enel; en particular, la contrapartida in-
terna para las operaciones en derivados sobre Commodities
y energía es principalmente Enel Trade SpA, mientras que
para las operaciones en derivados sobre el tipo de interés y
de cambio es la Sociedad de control Enel SpA.
El Grupo no estipula contratos derivados con fines espe-
culativos.
Las operaciones de derivados pueden ser designadas
como de cash flow hedge (cobertura de flujos de efectivo),
cuando se encuentre la oportunidad y se cumplan los re-
quisitos formales previstos por la NIC 39; en caso contrario
se clasifican como de trading.
El valor razonable de un contrato derivado se determina
utilizando las cotizaciones oficiales de los instrumentos ne-
gociados en los mercados regulados. El valor razonable de
los instrumentos que no cotizan en mercados regulados
se determina mediante modelos de valoración apropiados
para cada categoría de instrumento financiero y utilizando
los datos de mercado correspondientes a la fecha de cierre
del ejercicio contable (como los tipos de interés, los tipos
de cambio, la volatilidad), actualizando los flujos de efecti-
vo previstos según la curva de los tipos de interés de mer-
cado en la fecha de referencia y convirtiendo los valores en
divisas distintas del euro a los cambios de fin de ejercicio
proporcionados por el Banco Central Europeo.
El valor teórico de un derivado es el importe contractual
con arreglo al que se intercambian los diferenciales; dicha
cantidad puede expresarse según un valor o según una
cantidad (por ejemplo, toneladas, convertidas en euros
al multiplicar la cantidad teórica por el precio fijado). Las
cantidades expresadas en monedas distintas del euro se
convierten a euros aplicando el tipo de cambio en vigor en
la fecha de los Estados contables.
No se constatan modificaciones en los criterios de valora-
ción de los derivados en vigor al término del ejercicio en
relación con los adoptados al final del ejercicio anterior.
Riesgo de tipo de interés
El total del endeudamiento de tipo variable no cubierto
por el riesgo del tipo de interés representa el principal ele-
mento de riesgo por el impacto que podría producirse en
las Cuentas de resultados tras un aumento de los tipos de
interés de mercado.
El doble objetivo de reducción del importe de endeuda-
miento financiero sujeto a la variación de los tipos de inte-
rés y de reducción del coste de las provisiones se consigue
principalmente mediante el establecimiento de contratos
de permuta de tipos de interés.
Estos son instrumentos que prevén el intercambio periódi-
co de flujos de interés a tipo variable por flujos de interés
a un tipo fijo, calculados ambos sobre un mismo capital
teórico de referencia.
El vencimiento de dichos contratos no excede del venci-
miento de los pasivos financieros subyacentes, de manera
que cada variación del valor razonable y/o de los flujos de
efectivo esperados de dichos contratos se equilibra con la
121
correspondiente variación del valor razonable y/o de los
flujos de efectivo esperados de la posición subyacente.
A 31 de diciembre de 2012 hay en vigor contratos de per-
muta de tipos de interés por un importe teórico global de
881 millones de euros (490 millones de euros a 31 de di-
ciembre de 2011).
En la siguiente tabla se proporcionan, a fecha de 31 de
diciembre de 2012 y de 31 de diciembre de 2011, el valor
teórico y el valor razonable de los contratos derivados so-
bre tipo de interés, con la indicación del tipo de contrato y
el tratamiento contable adoptado.
En millones de euros Valor teóricoValor
razonableActivo a valor
razonablePasivo a valor
razonable
a 31.12.2012
Derivados de cobertura cash flow hedge 870 (67) - (67)
Permutas de tipos de interés 870 (67) - (67)
Derivados de trading 11 (1) - (1)
Permutas de tipos de interés 11 (1) - (1)
Total derivados sobre tipos de interés 881 (68) - (68)
En millones de euros Valor teóricoValor
razonableActivo a valor
razonablePasivo a valor
razonable
a 31.12.2011
Derivados de cobertura cash flow hedge 490 (40) - (40)
Permutas de tipos de interés 490 (40) - (40)
Total derivados sobre tipos de interés 490 (40) - (40)
En la siguiente tabla se indican los flujos de efectivo previstos en los próximos ejercicios con relación a los mencionados
instrumentos financieros derivados.
En millones de euros Valor razonable Desglose de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2012 2013 2014 2015 2016 2017 En adelante
Derivados de cobertura cash flow hedge
Derivados pasivos netos (valor razonable negativo) (67) (21) (18) (14) (10) (6) (1)
Derivados de trading
Derivados pasivos netos (valor razonable negativo) (1) (1) - - - - -
De acuerdo con el análisis del endeudamiento financiero
total del Grupo, queda evidenciado que está en un 35%
indexado a interés variable (55% a 31 de diciembre de
2011), sin tener en cuenta las coberturas de derivados.
Tomando como referencia el endeudamiento neto a lar-
go plazo, la cuota indexada a tipo variable resulta igual al
31% (47% a 31 de diciembre de 2011); dicha exposición
se reduce al 12% (22% a 31 de diciembre de 2011), consi-
derando las coberturas efectuadas mediante operaciones
con derivados cash flow hedge y derivados estimados de
cobertura bajo el perfil de gestión, pero que no cumplen
con los requisitos necesarios para ser contabilizados se-
gún las reglas de la contabilidad de cobertura.
A 31 de diciembre de 2012, si los tipos de interés en esa
fecha hubieran sido 25 puntos básicos más altos, a la par
de cualquier otra variable, el patrimonio neto hubiera sido
superior en 12,8 millones de euros, debido al incremento
del valor razonable de los derivados sobre tipos de cash
flow hedge. Al contrario, si los tipos de interés en esa fe-
cha hubieran sido 25 puntos básicos más bajos, a la par
de cualquier otra variable, el patrimonio neto hubiera sido
inferior en 12,8 millones de euros, debido a la disminución
del valor razonable de los derivados sobre tipos de cash
flow hedge. El impacto negativo (o positivo) en términos
de mayores (o menores) gastos financieros anuales proce-
dentes del importe no cubierto de la deuda a largo plazo
se estima en unos 1,4 millones de euros.
Riesgo de tipo de cambio
Con el objeto de reducir el riesgo de cambio derivado de
los activos, los pasivos y los flujos de efectivo previstos en
122 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
divisa extranjera, las Sociedades del Grupo estipulan con
Enel SpA contratos derivados con el objeto de cubrir los
flujos de efectivo en monedas distintas a la moneda con-
table de cada país.
Cabe señalar que el endeudamiento financiero total del
Grupo está expresado en euros en un 87% (85% a 31 de
diciembre de 2011), estando el 13% restante denomina-
do en la moneda contable del país en el que opera la so-
ciedad del Grupo detentora de la posición deudora, por
lo que no concurre ninguna exposición al riesgo de tipo
de cambio relacionado con el endeudamiento del Grupo.
Fundamentalmente, en 2012 se estipularon “contratos a
plazo de divisas”, o sea, contratos derivados en los que sus
partes convienen el intercambio de dos flujos de capital
denominados en monedas distintas, en una determinada
fecha futura a un cierto tipo de cambio (denominado “de
ejercicio”); dichos contratos pueden contemplar la en-
trega efectiva de los dos flujos (deliverable forward) o el
abono del diferencial entre el tipo de cambio de ejercicio
y el cambio en vigor en el mercado al vencimiento (non
deliverable forward).
El vencimiento de dichos contratos no excede del venci-
miento de los pasivos financieros subyacentes, de manera
que cada variación del valor razonable y/o de los flujos de
efectivo esperados de dichos contratos se equilibra con la
correspondiente variación del valor razonable y/o de los
flujos de efectivo esperados de la posición subyacente.
A 31 de diciembre de 2012 hay en vigor contratos a plazo
por un importe teórico total de 14 millones de euros (49
millones de euros a 31 de diciembre de 2011), utilizados
sobre todo para cubrir el riesgo de tipo de cambio relacio-
nado con los flujos comerciales en dólares estadouniden-
ses y leus rumanos.
En la siguiente tabla se proporcionan, a fecha de 31 de
diciembre de 2012 y de 31 de diciembre de 2011, el valor
teórico y el valor razonable de los contratos derivados de
tipo de cambio, desglosados según el tratamiento conta-
ble adoptado y la tipología.
En millones de euros Valor teóricoValor
razonableActivo a valor
razonablePasivo a valor
razonable
a 31.12.2012
Derivados de trading 14 - - -
A plazo 14 - - -
Total a plazo 14 - - -
Total derivados de tipo de cambio 14 - - -
En millones de euros Valor teóricoValor
razonableActivo a valor
razonablePasivo a valor
razonable
a 31.12.2011
Derivados de trading 49 (4) - (4)
A plazo 49 (4) - (4)
Total a plazo 49 (4) - (4)
Total derivados de tipo de cambio 49 (4) - (4)
A 31 de diciembre de 2012, si el tipo de cambio del euro
frente al dólar se hubiera revalorizado un 10%, a la par de
cualquier otra variable, las Cuentas de resultados habrían
sido inferiores en unos 1,23 millones de euros, en razón
del incremento del valor razonable de los derivados de
tipo de cambio de trading.
A 31 de diciembre de 2012, si el tipo de cambio del euro
frente al dólar se hubiera devaluado un 10%, a la par de
cualquier otra variable, las Cuentas de resultados habrían
sido superiores en unos 1,51 millones de euros, en razón
de la disminución del valor razonable de los derivados de
tipo de cambio de trading.
Riesgo de precio de la energía
En el ejercicio de su actividad, el Grupo está expuesto al
riesgo de oscilaciones en el precio de la energía. La expo-
sición a este riesgo proviene sobre todo de la actividad de
venta en los mercados de entrega inmediata (bolsa) de la
energía producida y que no es objeto de contratos bilate-
rales físicos.
Para contener dicha exposición, las sociedades del Grupo
recurren a la estipulación de “contratos por diferencias”,
en los cuales las diferencias se regulan a favor de la parte
contraria en los casos en los que el precio de entrega in-
123
mediata supere el precio de ejercicio y a favor de las socie-
dades del Grupo en caso contrario. Para dichos contratos
no se contempla una prima fija. Los contratos por diferen-
cias (CFD) se estipulan esencialmente con Enel Trade SpA
y, a partir de 2010 en relación con 2012, con Endesa Gene-
ración SL en la Península Ibérica.
El valor razonable a 31 de diciembre de 2012 de estos
contratos se calcula utilizando las cotizaciones a plazo de
la energía eléctrica, teniendo en cuenta la mayor liquidez
del mercado de referencia.
La exposición residual proviene principalmente de la in-
certidumbre sobre los volúmenes de producción, caracte-
rística de la producción con fuentes renovables, y es obje-
to de una supervisión, control y medición constantes.
En la siguiente tabla se proporcionan el valor teórico y el
valor razonable de los contratos derivados sobre Commo-
dities a 31 de diciembre de 2012 y a 31 de diciembre de
2011.
En millones de euros Valor teórico Valor
razonable Activo a valor
razonable Pasivo a valor
razonable
a 31.12.2012
Derivados de cobertura cash flow hedge 174 10 10 -
Contratos por diferencias 144 2 2 -
Otros derivados sobre energía 30 8 8 -
Total derivados sobre Commodities 174 10 10 -
En millones de euros Valor teórico Valor
razonable Activo a valor
razonable Pasivo a valor
razonable
a 31.12.2011
Derivados de cobertura cash flow hedge 381 (1) 13 (14)
Contratos por diferencias 350 (11) - (11)
Otros derivados sobre energía 31 10 13 (3)
Total derivados sobre Commodities 381 (1) 13 (14)
Se precisa que el Grupo analiza los contratos de compra-
venta de energía eléctrica cerrados, con el fin de identi-
ficar si los mismos pueden calificarse como un contrato
derivado para valorar según la NIC 39 o si, aunque no se
configuren como un contrato derivado, contienen posi-
bles derivados implícitos que deban valorarse con arreglo
a la NIC 39. Por el momento no han surgido derivados im-
plícitos que escindir, mientras que los contratos que se ca-
lifican como derivados se han valorado en consecuencia.
En la siguiente tabla se indican los flujos de efectivo previs-
tos en los próximos ejercicios con relación a los menciona-
dos instrumentos financieros derivados.
En millones de euros Valor razonable Desglose de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2012 2013 2014 2015 2016 2017 En adelante
Derivados de cobertura cash flow hedge 10 4 2 2 2 1 -
Derivados activos (valor razonable positivo) 10 4 2 2 1 1 -
Derivados pasivos (valor razonable negativo) - - - - - - -
En la tabla siguiente se indican el valor razonable de los
derivados y el impacto consiguiente en el patrimonio neto
a 31 de diciembre de 2012 (antes de los impuestos corres-
pondientes) que, a igualdad de las demás condiciones,
se habría obtenido en caso de una variación de +10% o
-10% de los precios de las Commodities subyacentes en el
modelo de valoración, considerados en la situación en la
misma fecha.
En millones de euros -10% Valor razonable 10%
Contratos por diferencias 16 2 (12)
Otros derivados sobre energía 11 8 7
124 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Riesgo de liquidez
La volatilidad del mercado de capitales puede obstaculi-
zar o impedir que las empresas industriales obtengan la
financiación necesaria para realizar sus actividades.
Las políticas de control y gestión del riesgo de liquidez en
vigor en el Grupo Enel Green Power garantizan el man-
tenimiento de efectivo suficiente para hacer frente a los
compromisos esperados durante un horizonte temporal
determinado, sin tener que recurrir a otras fuentes de fi-
nanciación, así como para el mantenimiento de una re-
serva de liquidez suficiente para hacer frente a posibles
compromisos inesperados.
El Grupo Enel Green Power, indirectamente a través de la
sociedad de control Enel SpA y directamente mediante su
financiera, Enel Green Power International BV, goza de la
capacidad de tesorería centralizada, asegurándose un fá-
cil acceso al mercado monetario y de capitales, así como la
gestión oportuna de los posibles excedentes de liquidez.
Para garantizar los planes de desarrollo de las sociedades
del Grupo, se recurre a diversas fuentes de financiación,
equilibradas y diversificadas en términos de tipología y
perfil de vencimientos, tanto entre las partes relacionadas
(que representan el 57% del endeudamiento), como con
terceras partes (que representan el 43% restante).
A 31 de diciembre de 2012, el Grupo Enel Green Power
dispone de un total de aproximadamente 5.700 millones
de euros en líneas de crédito comprometidas (3.200 millo-
nes utilizados, aproximadamente), así como de unos 700
millones de euros en efectivo o equivalente de efectivo.
Riesgo de crédito
El Grupo se caracteriza por concentraciones significati-
vas de riesgo de crédito hacia entidades del Grupo Enel
y hacia entidades públicas o institucionales. A efectos de
minimizar el riesgo de crédito, el Grupo se vale de una po-
lítica específica de control y gestión, que contempla la va-
loración de la confianza de crédito de las partes contrarias
–con arreglo a datos proporcionados por sociedades ex-
ternas y modelos de valoración internos– y la supervisión
constante y estructurada de las exposiciones al riesgo, con
el fin de identificar rápidamente los fenómenos degenera-
tivos de la calidad de los créditos en vigor.
Además, a efectos de mitigar la exposición al riesgo de
crédito, el Grupo recurre a la adquisición de garantías ban-
carias y/o al factoraje.
A lo largo de 2012, con el propósito de una mejor gestión
del riesgo de crédito y de otros factores menores, en parte
considerando el empeoramiento de la situación macroeco-
nómica, el Grupo efectuó algunas operaciones de cesión sin
compensación de activos por certificados verdes mediante
las que se deshizo de la mayoría de sus riesgos asociados,
siendo, por lo tanto, objeto de eliminación contable.
Un indicador cuantitativo que resume la exposición máxi-
ma al riesgo de crédito se infiere del valor contable de los
activos financieros expresados antes de tener en cuenta la
correspondiente provisión de devaluación. A fecha del 31
de diciembre de 2012, la exposición máxima al riesgo de
crédito asciende a 1.425 millones de euros (1.080 millones
de euros a 31 de diciembre de 2011) y se desglosa del si-
guiente modo (para más información se remite a las corres-
pondientes notas de la Memoria de los Estados contables).
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Créditos financieros y títulos a medio y largo plazo 269 279 (10)
Activos financieros no corrientes 74 56 18
Otros activos no corrientes 83 53 30
Créditos comerciales 571 529 42
Créditos financieros y títulos a corto plazo 421 153 268
Otros activos financieros corrientes 7 10 (3)
Total 1.425 1.080 345
125
4Principales variaciones del área de consolidación
El área de consolidación a 31 de diciembre de 2012, con
relación al ejercicio anterior, sufrió algunas modificaciones
a consecuencia de las siguientes operaciones principales.
2011
Adquisiciones de terceros - Extranjero
Sociedad Eólica de Andalucía (SEA)
El Grupo incrementó su participación en SEA, pasando del
46,67% (anteriormente contabilizada con el método de
puesta en equivalencia) al 63,34%.
Sociedade Térmica Portuguesa (TP)
Enel Green Power España, a través de su controlada Finer-
ge, procedió a la adquisición de una participación adicio-
nal del 50% en Sociedade Térmica Portuguesa, convirtién-
dose así en el único accionista de la compañía lusa. Con
esta adquisición, el Grupo incrementó su participación en
TP, pasando del 50% (anteriormente contabilizada con el
método proporcional) al 100%.
Enel Unión Fenosa Renovables (EUFER)
Con fecha del 30 de mayo de 2011, Enel Green Power
SpA (EGP) y su controlada Enel Green Power España SL
(EGPE) concluyeron el acuerdo firmado con Gas Natural
SDG SA (GN) para la segregación de los activos de EUFER
SA (EUFER), empresa conjunta entre EGPE y Gas Natural
Fenosa, al concurrir una serie de condiciones suspensivas
contempladas en el acuerdo estipulado el 30 de julio de
2010.
La segregación de EUFER se realizó mediante la reducción
de una participación del 50% del capital de EUFER, efec-
tuada mediante la cesión a GN de una parte de los activos
de dicha sociedad. En particular, los activos de EUFER se
separaron en dos partes valoradas como sustancialmen-
te equivalentes en términos de valor, EBITDA, capacidad
instalada y combinación de riesgo y tecnología. Una parte
se asignó a GN (en lo sucesivo, Lote 2), mientras que EGPE
conservó la otra parte (en lo sucesivo, Lote 1), convirtién-
dose en accionista único de EUFER.
De conformidad con el acuerdo susodicho, EGPE y GN re-
cibieron cada una más de 500 MW de capacidad instalada
(formada en parte por instalaciones eólicas, hidroeléctri-
cas de pequeño tamaño y de cogeneración) y una carte-
ra de proyectos eólicos, solares térmicos y de biomasa de
unos 800 MW. La deuda financiera neta de EUFER se re-
partió de un modo equilibrado entre EGPE y GN.
El acuerdo se establece como la compra de EGPE a GN
de una participación adicional del 50% de EUFER, con la
consiguiente obtención del control de la Sociedad y, por
lo tanto, de una adquisición escalonada a cambio de la
transferencia de una retribución no pecuniaria, es decir,
del 50% del Lote 2 asignado a GN.
Otras menores
En el transcurso de 2011, Enel Green Power adquirió par-
ticipaciones en Italia, en Tecnoservice, por un importe de
1,4 millones de euros (con un impacto en el fondo de co-
mercio de 1 millón de euros), y en Iris 2006, por un valor de
9 millones de euros (con una repercusión en el fondo de
comercio de 3 millones de euros). Además, el Grupo cedió
en España la participación en Aldehuelas (21 millones de
euros).
Por otra parte, Enel Green Power pagó comisiones de éxi-
to relativas a los proyectos bajo la responsabilidad de Enel
Green Power Hellas (61 millones de euros) y de Enel Green
Power Romania (38 millones de euros).
Finalmente, se adquirieron en Estados Unidos los proyec-
tos eólicos de Caney River y Rocky Ridge, por un importe
total de 15 millones de euros. El sobrecoste constatado se
anotó en los inmovilizados intangibles y tangibles.
2012
Adquisiciones
A continuación se ofrecen los principales datos sobre las
operaciones de combinación de empresas acaecidas en
2012. Cabe precisar que, respecto a cada una de ellas, el
Grupo procederá a la identificación del valor razonable de
los activos y los pasivos adquiridos, así como de los pasivos
potenciales asumidos, en el plazo de doce meses a partir
de la fecha de adquisición.
126 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Cartera Kafireas
En millones de euros
Inmuebles, plantas y maquinaria -
Efectivo y activos equivalentes 32
Otros activos corrientes y no corrientes -
Pasivos corrientes (31)
Total activos netos adquiridos 1
Fondo de comercio 57
Valor de la operación (1) 58
Líquido (32)
Efecto del efectivo (22) (2)
Por ingresar -
(1) Incluidos los gastos subordinados.(2) Excluyendo el precio pagado para la adquisición del 30% del capital en 2008,
los anticipos ya abonados en 2011 (por un total de 34 millones de euros) y la cuota aún por ingresar (14 millones de euros).
En el transcurso del primer semestre de 2012, tras la conse-
cución de los hitos técnicos establecidos contractualmen-
te y en virtud de una modificación contractual estipulada
con el socio griego, promotor de las iniciativas relativas al
proyecto Elica II, el Grupo adquirió –mediante su contro-
lada Enel Green Power Hellas– un paquete accionarial del
50% en las ocho sociedades de la iniciativa eólica Kafireas.
A través de la compra de dicha cuota del capital social, que
se suma a la parte ya poseída anteriormente, igual al 30%,
el Grupo adquirió también el control total de dichas so-
ciedades, realizando así una adquisición escalonada con
arreglo a la NIIF 3.
En virtud de dichos eventos, y a partir del 29 de junio de
2012, fecha del nuevo acuerdo, dichas sociedades, por
lo tanto, fueron consolidadas totalmente en los casos en
que estuvieran inscritas entre las Participaciones valoradas
con el método de puesta en equivalencia hasta el 31 de
diciembre de 2011.
Los efectos de dicha operación condujeron a la contabili-
zación, de forma provisional, de un fondo de comercio de
57 millones de euros, calculado como la diferencia entre:
(i) la suma del importe de la operación (igual a 39 millo-
nes de euros), el valor razonable de la participación del
30% ya poseída anteriormente (igual a 19 millones de
euros) y la valoración de las participaciones minorita-
rias (iguales a cero) y
(ii) el valor razonable provisional de los activos netos ad-
quiridos (iguales a 1 millón de euros).
Cabe constatar, por otra parte, que la actualización al va-
lor razonable de la participación ya poseída anteriormen-
te a la estipulación de la operación, tal y como contempla
la NIIF 3, no tuvo repercusiones económicas significativas.
Finalmente, se indica que, en dicha operación, la valora-
ción de las participaciones minoritarias se efectuó en pro-
porción al valor de los activos netos adquiridos.
Stipa Nayaa
En millones de euros
Inmuebles, plantas y maquinaria 113
Efectivo y activos equivalentes -
Otros activos corrientes y no corrientes 18
Pasivos corrientes (6)
Total activos netos adquiridos 125
Fondo de comercio 14
Valor de la operación (1) 139
Líquido -
Efecto del efectivo 120 (2)
Por ingresar -
(1) Incluidos los gastos subordinados.(2) Excluyendo los anticipos ya abonados en 2011 (19 millones de euros) y los
efectos de los tipos de cambio.
A finales de junio se concluyó el acuerdo para la adquisi-
ción del primer parque eólico en México, Bii Nee Stipa II.
El parque, que goza de los excelentes recursos eólicos del
istmo de Tehuantepec (en el Estado mexicano de Oaxaca),
tiene un factor de productividad de alrededor del 40%,
logrando generar, a pleno rendimiento, más de 250 mi-
llones de kWh al año, evitando así la emisión anual a la
atmósfera de más de 100.000 toneladas de CO2.
Diseñado y construido por Gamesa, el parque está com-
puesto por 37 turbinas eólicas de 2 MW cada una, con una
capacidad instalada total de 74 MW.
A través de la operación, el Grupo Enel Green Power se
hizo con la totalidad del capital social de Stipa Nayaa, so-
ciedad titular del parque, adquiriendo, en consecuencia,
su control. La operación se establece como una combina-
ción de empresas y se trató de conformidad con las dispo-
siciones de la NIIF 3.
127
Eólica Zopiloapan
En millones de euros
Inmuebles, plantas y maquinaria 105
Efectivo y activos equivalentes -
Otros activos corrientes y no corrientes 15
Pasivos corrientes (8)
Total activos netos adquiridos 112
Fondo de comercio 14
Valor de la operación (1) 126
Líquido -
Efecto del efectivo -
Por ingresar 126
(1) Incluidos los gastos subordinados.
Con fecha del 14 de diciembre de 2012 se concluyó el
acuerdo para la adquisición del segundo parque eólico en
México, Bii Nee Stipa III, también en Oaxaca. Diseñado y
construido por Gamesa, el parque está compuesto por 35
turbinas eólicas de 2 MW cada una.
A través de la operación, el Grupo Enel Green Power se
hizo con la totalidad del capital social de Eólica Zopiloa-
pan, sociedad titular del parque, adquiriendo, en conse-
cuencia, su control. La operación se establece como una
combinación de empresas y se trató de conformidad con
las disposiciones de la NIIF 3.
Trade Wind Energy (TWE)
El Grupo incrementó su participación en TWE, pasando
del 41,2% (anteriormente consolidada con el método de
puesta en equivalencia) al 100%.
En la tabla siguiente se constata la actualización al valor
razonable, en la fecha de adquisición efectuada de for-
ma definitiva, del valor del activo neto adquirido (igual al
58,8%) de TWE.
En millones de euros Valor contableAjustes al valor
razonable Valor razonable
Activos no corrientes 6 28 34
Efectivo y activos equivalentes 17 - 17
Otros activos corrientes 8 - 8
Pasivos corrientes (1) - (1)
Total activos netos adquiridos 30 28 58
Patrimonio neto de terceros (41,2%) 12 12 24
ACTIVO NETO CONSOLIDADO (58,8%) 18 16 34
del que fondo de comercio negativo (11)
Valor de la operación 23
Líquido 17
Efecto del efectivo 6
- del que pagado 1
- del que aún por ingresar 5
Dicha operación conllevó pues la actualización proporcio-
nal (41,2%) al valor razonable de los activos netos poseí-
dos en TWE con anterioridad a la adquisición del control
de dicha sociedad por 12 millones de euros, efecto conta-
bilizado en las Cuentas de resultados de conformidad con
lo previsto en la NIIF 3/Revisada.
Tras dicha operación, se rescindió el acuerdo con los socios
de la sociedad TWE, lo que acarreó la cancelación de la
deuda por comisiones de éxito, apuntada en el ejercicio
anterior en el ámbito de la adquisición del proyecto Caney
River, igual a 31 millones de euros.
Adquisiciones menores
En el transcurso de 2012, el Grupo adquirió una cuota
adicional de control en las participaciones en la Península
Ibérica, en Sociedad Eólica Los Lances, por un importe de
5 millones de euros (con una repercusión en el fondo de
comercio de 4 millones de euros), y en SEA por un 1 millón
de euros (con una repercusión en el fondo de comercio de
1 millón de euros).
Cabe constatar, además, que se abonaron comisiones de
éxito, por un valor de 29 millones de euros, en relación con
la obtención de proyectos fotovoltaicos en Italia y Grecia.
128 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
5Información por área de actividad
Cabe evidenciar que con fecha del 8 marzo de 2010, el
Grupo Enel Green Power se dotó de una nueva estructura
organizativa, que contempla, entre otras cosas, la reorga-
nización de las áreas geográficas en:
> Italia y Europa;
> Península Ibérica y Latinoamérica;
> Norteamérica.
Además hay una estructura dedicada a Minoristas, con
responsabilidades autónomas respecto al área Italia y Eu-
ropa.
Los criterios para identificar los sectores de actividad en
los que opera el Grupo se inspiran, entre otros, en las mo-
dalidades a través de las cuales se revisan periódicamente,
al nivel de decisión operativo más alto, los resultados del
Grupo con el fin de adoptar decisiones en cuanto a los re-
cursos a asignar a cada sector y a efectos de valorar dichos
resultados.
En particular, en las tablas siguientes se identifican los sec-
tores operativos en los que trabaja el Grupo tanto en Italia
como en el extranjero y los indicadores empleados por la
dirección del Grupo en los respectivos procesos de análisis
de los resultados de los sectores en el ejercicio cerrado el
31 de diciembre de 2012 y en el cerrado el 31 de diciem-
bre de 2011 tras su clasificación.
Para una mayor información sobre los detalles económi-
cos y patrimoniales que han caracterizado el ejercicio ac-
tual, se remite a la sección correspondiente del Informe
de gestión.
Resultados por área de actividad de 2012
En millones de euros
Italia y
Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.381 792 300 215 - 2.688
Ingresos intersectoriales 52 5 - - (57) -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.433 797 300 215 (57) 2.688
Total costes 462 300 103 202 (57) 1.010
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 390 225 81 10 - 706
de las que pérdidas por deterioro y recuperaciones de valor 8 43 - 9 - 60
Resultado operativo 581 272 116 3 - 972
Inversiones 773 339 145 - - 1.257
129
Resultados por área de actividad de 2011
En millones de euros
Italia y
Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.216 880 183 248 - 2.527
Ingresos intersectoriales 34 1 - 79 (114) -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 1.250 881 183 327 (114) 2.527
Total costes 381 308 76 293 (114) 944
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 424 197 52 (3) - 670
de las que pérdidas por deterioro y recuperaciones de valor - 3 6 (3) - 6
Resultado operativo 445 376 55 37 - 913
Inversiones 970 280 307 - - 1.557
Variación
En millones de euros
Italia y
Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 165 (88) 117 (33) - 161
Ingresos intersectoriales 18 4 - (79) 57 -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities 183 (84) 117 (112) 57 161
Total costes 81 (8) 27 (91) 57 66
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (34) 28 29 13 - 36
de las que pérdidas por deterioro y recuperaciones de valor 8 40 (6) 12 - 54
Resultado operativo 136 (104) 61 (34) - 59
Inversiones (197) 59 (162) - - (300)
130 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Las siguientes tablas representan la conciliación entre activos y pasivos por área de actividad y los expuestos en la tabla
del Estado de situación patrimonial consolidado.
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Total activos 16.124 14.953 1.171
Activos de carácter financiero y activos líquidos (1.104) (847) (257)
Activos de carácter fiscal (360) (367) 7
Otros activos (1.461) (1.346) (115)
Activos operativos (1) 13.199 12.393 806
Total pasivos 8.152 7.215 937
Pasivos de carácter financiero y financiaciones (5.793) (5.019) (774)
Pasivos de carácter fiscal (628) (692) 64
Otros pasivos (46) (43) (3)
Pasivos operativos 1.685 1.461 224
(1) Los activos operativos correspondientes al perímetro clasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 4 millones de euros a 31 de diciembre de 2011 (inexistentes a 31 de diciembre de 2012).
A 31 de diciembre de 2012
En millones de eurosItalia y
Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Inmuebles, plantas y maquinaria 6.551 3.032 1.295 - - 10.878
Activos intangibles 150 982 127 1 - 1.260
Créditos comerciales 459 176 22 42 (128) 571
Otros 273 152 39 34 (8) 490
Activos operativos 7.433 4.342 1.483 77 (136) 13.199
Deudas comerciales 620 447 42 73 (112) 1.070
Provisiones varias 58 32 11 2 - 103
Otros 306 171 53 3 (21) 512
Pasivos operativos 984 650 106 78 (133) 1.685
A 31 de diciembre de 2011
En millones de eurosItalia y
Europa
Península Ibérica y
Latinoamérica Norteamérica MinoristasEliminaciones y rectificaciones Total
Inmuebles, plantas y maquinaria (1) 6.197 2.723 1.252 - - 10.172
Activos intangibles 142 1.045 111 1 - 1.299
Créditos comerciales 369 135 18 71 (64) 529
Otros 207 125 22 42 (3) 393
Activos operativos 6.915 4.028 1.403 114 (67) 12.393
Deudas comerciales 650 294 56 89 (56) 1.033
Provisiones varias 54 36 8 3 - 101
Otros 164 72 85 12 (6) 327
Pasivos operativos 868 402 149 104 (62) 1.461
(1) Los activos operativos correspondientes al perímetro clasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 4 millones de euros a 31 de diciembre de 2011 y se refieren a los inmuebles, plantas y maquinaria del área Península Ibérica y Latinoamérica.
131
Información sobre las Cuentas de resultados consolidadas
Ingresos y ganancias
6.a Ingresos por ventas y prestación de servicios - 2.565 millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Energía 2.308 1.179 1.995 1.130 313
Otras ventas y servicios 257 46 258 46 (1)
Total 2.565 2.253 312
Los ingresos por “Energía” se refieren, hasta 1.642 millo-
nes de euros, a la venta de energía (1.509 millones de eu-
ros en 2011), y por 666 millones de euros, a certificados
verdes y otras formas de incentivos (486 millones de euros
en 2011).
La variación positiva de los ingresos relativos a la venta de
energía con relación al ejercicio anterior, igual a 313 mi-
llones de euros, se puede atribuir principalmente al creci-
miento de la producción y de los ingresos medios de venta
(133 millones de euros) y al aumento de los ingresos de
certificados verdes y otras formas de incentivos (180 mi-
llones de euros).
La variación positiva de los ingresos relativos a certificados
verdes y otras formas de incentivos con relación al ejerci-
cio anterior, igual a 180 millones de euros, se debe princi-
palmente a la mayor producción incentivada en Italia (31
millones de euros), en el resto de Europa (59 millones de
euros) y en la Península Ibérica (53 millones de euros) y a
los ingresos de asociaciones tributarias en Norteamérica
(38 millones de euros).
La cuota de la partida analizada referida a las partes rela-
cionadas en 2012 proviene principalmente de la venta de
energía al GME, por 471 millones de euros (469 millones
de euros en 2011), al GSE, por 259 millones de euros (85
millones de euros en 2011) y a Enel Produzione, por 117
millones de euros (1 millón de euros en 2011), de contra-
tos bilaterales con Enel Trade, por 254 millones de euros
(538 millones de euros en 2011), y de la venta de títulos de
eficiencia energética a Enel Distribuzione, por 40 millones
de euros (39 millones de euros en 2011).
Los ingresos por “Otras ventas y servicios” están fundamen-
talmente en consonancia con el ejercicio anterior. El asiento
se refiere principalmente a los ingresos derivados de la ac-
tividad minorista de Enel.si, iguales a 215 millones de euros
(248 millones de euros en 2011), que se reducen en razón
de la disminución de los precios de los paneles y el mate-
rial fotovoltaicos, y a los ingresos derivados del inicio de la
venta de los paneles fotovoltaicos producidos por 3SUN,
iguales a 33 millones de euros (1 millón de euros en 2011).
6.b Otros ingresos y ganancias - 131 millones de eurosLos “Otros ingresos y ganancias”, equivalentes a 131 millo-
nes de euros (286 millones de euros en 2011), son referibles
principalmente al área Norteamérica por 75 millones de eu-
ros, a la Sociedad matriz por 23 millones de euros y al área
Península Ibérica y Latinoamérica por 22 millones de euros.
Los otros ingresos relativos al área Norteamérica se refieren
principalmente a la cancelación de la deuda por comisio-
nes de éxito apuntada en el ejercicio anterior en razón de la
adquisición del proyecto Caney River (31 millones de euros)
tras acuerdos con los socios, a la actualización al valor razo-
nable de los activos y los pasivos de la sociedad Trade Wind
Energy (21 millones de euros), respecto de la cual se modi-
ficaron los requisitos relativos al control, y a la desinversión
de los inmovilizados tangibles (10 millones de euros).
132 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
La reducción de 155 millones se debe al efecto de la con-
tabilización, en el primer semestre de 2011, de los ingre-
sos realizados en la Península Ibérica y Norteamérica, de
181 millones de euros en total. Si se deduce tal efecto, los
otros ingresos registran un incremento de 26 millones de
euros.
Costes
7.a Materias primas y bienes de consumo - 371 millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Materiales 242 22 310 (68)
Energía eléctrica 74 12 71 30 3
Combustibles y gas 55 50 4 5
Total 371 431 (60)
- de los que capitalizados (73) (95) 22
Los costes por adquisición de “Materiales”, que acusan
una reducción de 68 millones de euros, incluyen principal-
mente las adquisiciones de material fotovoltaico por parte
de Enel.si para su reventa (133 millones de euros, una dis-
minución de 123 millones de euros en comparación con
2011), de materiales para la fabricación de paneles foto-
voltaicos producidos por 3SUN (30 millones de euros, no
operativa en 2011) y de materiales varios destinados esen-
cialmente al mantenimiento de las plantas de producción
por parte de la Sociedad matriz (iguales a 70 millones de
euros, un aumento de 26 millones de euros).
Los costes por compra de “Energía eléctrica”, en consonan-
cia con el ejercicio anterior, se refieren principalmente a la
energía comprada en Panamá en el ámbito del contrato de
venta de energía (40 millones de euros, 9 millones menos
que en 2011) y a la energía eléctrica comprada para el fun-
cionamiento de los servicios auxiliares de central, directa
o indirectamente vinculados a la producción de energía
eléctrica y a los servicios de iluminación y de fuerza motriz
(18 millones de euros, lo que representa un aumento de
2 millones de euros respecto al mismo período de 2011).
Los costes por compra de “Combustibles y gas” se refieren
principalmente a las plantas de cogeneración de las socie-
dades españolas y presentan una variación de 5 millones
de euros en comparación con 2011.
Cabe señalar que el asiento constata una reducción de los
costes por materias primas y bienes de consumo capitali-
zados (22 millones de euros), atribuible sobre todo a cos-
tes para la construcción de nuevas plantas.
7.b Servicios - 431 millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Mantenimiento y reparaciones 92 87 5
Costes por consumo de bienes de terceros 83 9 64 6 19
Costes de transmisión 25 22 3
Otros costes por servicios 231 81 179 93 52
Total 431 352 79
133
Los costes por “Mantenimiento y reparaciones” se incre-
mentan en 5 millones de euros como consecuencia de la
mayor capacidad instalada con respecto a 2011, en parti-
cular en Rumanía (+229 MW), Norteamérica (+229 MW) e
Italia (+127 MW).
Los “Costes por consumo de bienes de terceros”, que au-
mentan 19 millones de euros, hacen referencia principal-
mente a las tasas de derivación de aguas de la Sociedad
matriz (42 millones de euros, un incremento de 9 millones
con relación a 2011) y a los costes por alquileres y arrenda-
mientos de terrenos relativos a nuevos parques eólicos en
España (19 millones de euros, un aumento de 6 millones
de euros en comparación con 2011).
Los “Otros costes por servicios” acogen principalmente:
> los costes generales vinculados indirectamente a la
producción, regulados en parte por contratos con el
Grupo Enel (por un valor de 76 millones de euros, una
reducción de 2 millones de euros respecto al ejercicio
precedente);
> las primas de seguros de pólizas de distinta naturaleza
vinculadas a la cobertura de riesgos (34 millones de eu-
ros, con un aumento de 10 millones de euros en com-
paración con 2011);
> los pagos por servicios profesionales y técnicos y por
asesoramiento estratégico, de dirección y organización
empresarial (28 millones de euros, incrementándose en
4 millones de euros respecto a 2011);
> los costes por servicios relativos al personal, principal-
mente gastos de viaje y traslados (22 millones de euros,
con un ascenso de 6 millones de euros en relación con
2011);
> los costes de transporte, almacenamiento y depósito
(11 millones de euros, un aumento de 4 millones de eu-
ros con relación a 2011).
7.c Costes de personal - 242 millones de euros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Sueldos y salarios 178 160 18
Gastos sociales 42 38 4
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 8 7 1
Otros costes 14 8 6
Total 242 213 29
- de los que capitalizados (61) (25) (36)
El incremento de los costes de personal refleja principal-
mente los mayores costes medios y composición media
del ejercicio, en razón del aumento de la plantilla en Italia
y Europa (147 unidades más que en 2011) y en la Penínsu-
la Ibérica y Latinoamérica (88 empleados más en compa-
ración con 2011).
El asiento evidencia un aumento de las capitalizaciones,
por 36 millones de euros, debido principalmente a los
empleados encargados del diseño y la realización de las
plantas.
En concreto, cabe señalar que el Grupo ha acometido una
actividad de reorganización, en aras de mejorar la integra-
ción y la eficiencia, relativa a las funciones de personal y al
Grupo en general, como se describe en la sección “Recur-
sos humanos y organización” del Informe de gestión.
En la siguiente tabla se destaca la composición media de
empleados por la categoría a la que pertenecen, en com-
paración con la del período anterior, así como la composi-
ción efectiva a 31 de diciembre de 2012.
134 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Composición media Composición
2012 2011 2012-2011 a 31.12.2012
Directivos 88 80 8 79
Ejecutivos 525 494 31 557
Empleados 1.621 1.506 115 1.687
Operarios 1.124 1.045 79 1.189
Total 3.358 3.125 233 3.512
7.d Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor - 706 millones de euros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Amortización de inmuebles, plantas y maquinaria 549 526 23
Amortización de activos intangibles 84 58 26
Deterioro de valor del fondo de comercio 13 70 (57)
Pérdidas por deterioro de valor 60 16 44
Total 706 670 36
El asiento “Amortización de inmuebles, plantas y maqui-
naria” se incrementa en 23 millones de euros en razón
de la puesta en funcionamiento de la fábrica de paneles
fotovoltaicos de la controlada 3SUN (31 millones de eu-
ros) y de nuevas plantas (36 millones de euros), efecto
contrarrestado parcialmente por la repercusión positiva
de la revaluación de la vida útil de los parques eólicos (44
millones de euros) y la introducción de la Ley italiana n.
134/2012 sobre las centrales hidroeléctricas en Italia (10
millones de euros), como ya se expuso en la Nota n. 1 “In-
muebles, plantas y maquinaria”.
El incremento del asiento “Amortización de activos intan-
gibles”, igual a 26 millones de euros, refleja sobre todo el
aumento de las amortizaciones de los activos intangibles
de las sociedades españolas (17 millones de euros).
El asiento “Deterioro de valor del fondo de comercio”, que
experimenta una reducción de 57 millones de euros en
comparación con 2011, incluye la devaluación (13 millo-
nes de euros) de un activo específico, adquirido en 2010,
localizado en Norteamérica y dedicado al desarrollo de
proyectos para la producción de energía a partir de fuen-
tes renovables, afectado por incertidumbres que limitan
su capacidad para contribuir a la realización de los flujos
de efectivo de la CGU y que, por lo tanto, fue objeto de
una devaluación aparte. Cabe evidenciar, entre otras co-
sas, que en el transcurso del ejercicio dejaron de concurrir
las condiciones para el reconocimiento de comisiones de
éxito acordadas en el momento de la adquisición y que,
por lo tanto, el correspondiente pasivo quedó cancelado;
las ganancias correspondientes, iguales a 4 millones de
euros, se apuntaron en “Otros ingresos y ganancias”.
La variación del asiento “Pérdidas por deterioro de valor”,
igual a 44 millones de euros, se refiere hasta 25 millones
de euros a pérdidas por deterioro de valor sobre activos
tangibles e intangibles, referidas sobre todo a costes de
desarrollo de proyectos abandonados, y hasta 19 millones
de euros a devaluaciones de créditos.
135
7.e Otros gastos de explotación - 128 millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Impuestos y tasas 36 31 5
Contribuciones 27 26 1
Otros gastos derivados de la gestión 65 27 11 1 54
Total 128 68 60
El asiento “Impuestos y tasas” incluye los gastos del Im-
puesto Municipal Único (IMU), así como otros impuestos y
tasas menores relacionados con la operatividad en el sec-
tor de la energía eléctrica.
El asiento “Contribuciones” incluye las contribuciones re-
conocidas a ayuntamientos, provincias y regiones donde
hay centrales, con arreglo a los acuerdos específicos entre
las partes.
El asiento “Otros gastos derivados de la gestión” registra
un aumento de 54 millones de euros, principalmente por
la adquisición de certificados de eficiencia energética para
la reventa (35 millones de euros) y la contabilización de
minusvalías por la enajenación de activos tangibles (6 mi-
llones de euros).
8. Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del riesgo de Commodities - (8) millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Ingresos procedentes de derivados 11 7 4
CFH - cobertura del precio de Commodities 11 11 7 7 4
Ganancias de valoración 2 - 2
De trading - no cobertura del precio de Commodities 2 - 2
Total ganancias de la gestión del riesgo de Commodities 13 7 6
Gastos realizados sobre derivados (16) (17) 1
CFH - cobertura del precio de Commodities (16) (16) (17) (16) 1
Gastos de valoración (5) (2) (3)
CFH - cobertura del precio de Commodities (5) (2) (3)
Total gastos de la gestión del riesgo de Commodities (21) (19) (2)
Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del riesgo de Commodities (8) (12) 4
Las “Ganancias/(Pérdidas) netas por la gestión del riesgo
de Commodities” se refieren, por valor de 5 millones de
euros, a gastos netos realizados en posiciones cerradas en
el transcurso del ejercicio (10 millones de euros en 2011),
y por 3 millones de euros, a gastos netos de valoración (2
millones de euros en 2011).
Los contratos en Italia se pusieron en circulación básica-
mente con la relacionada Enel Trade SpA para la parte
correspondiente a Commodities y con Enel SpA para la
cobertura del riesgo vinculado a la diferencia de cambio,
debido a que los contratos de cobertura con Enel Trade
SpA están estipulados en dólares.
136 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
9. Ingresos/(Gastos) financieros netos - (230) millones de euros
En millones de euros
2012de los que con
partes relacionadas 2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Diferencias positivas de cambio 104 94 10
Intereses y otros ingresos de activos financieros 27 4 33 2 (6)
Ingresos de instrumentos financieros derivados 2 1 1 1
Total Ingresos financieros 133 128 5
Diferencias negativas de cambio 104 93 11
Intereses y otros gastos de pasivos financieros 247 177 70
- financiaciones a largo plazo 207 117 148 90 59
- financiaciones a corto plazo 39 35 48 35 (9)
- otros gastos financieros 25 16 9
- gastos financieros capitalizados (24) (35) 11
Gastos de instrumentos financieros derivados 12 8 21 14 (9)
Total Gastos financieros 363 291 72
Ingresos/(Gastos) financieros netos (230) (163) (67)
El asiento “Intereses y otros gastos de pasivos financieros”
registra un incremento de 70 millones de euros, debido
principalmente a:
> la consolidación de las líneas de crédito concedidas a fi-
nales de 2011 y las posteriores nuevas aprobaciones en
2012 de líneas de crédito de tipo fijo, principalmente
concedidas por parte de Enel Finance International NV
a Enel Green Power International BV;
> el aumento, a lo largo de 2012, de los diferenciales de
las financiaciones concedidas a tipo variable a 3 y 6 me-
ses, parámetros a los que están referenciadas dichas
financiaciones;
> la constitución de nuevos préstamos a medio y largo
plazo relativos al plan de desarrollo.
La reducción del asiento “Intereses y otros ingresos de ac-
tivos financieros” (equivalente a 6 millones de euros) es
reflejo esencialmente de la disminución del efectivo dis-
ponible en el transcurso de 2012, así como de la reduc-
ción del tipo básico (Euríbor, Líbor), en consonancia con
las condiciones del mercado.
137
10. Cuota de ganancias/(pérdidas) netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia - 47 millones de euros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Ganancias por inversiones en sociedades asociadas 74 55 19
Pérdidas por inversiones en sociedades asociadas (27) (9) (18)
Total 47 46 1
Las “Ganancias por inversiones en sociedades asociadas”
se refieren principalmente a las cuotas de ganancias de
la asociada LaGeo, por 34 millones de euros (18 millones
de euros en 2011), y de las sociedades asociadas de la Pe-
nínsula Ibérica, por 33 millones de euros (27 millones de
euros en 2011).
Las “Pérdidas por inversiones en sociedades asociadas”
acogen fundamentalmente las pérdidas de las sociedades
asociadas en Norteamérica, iguales a 23 millones de euros
(8 millones de euros en 2011).
11. Impuestos - 298 millones de euros
En millones de euros
2012 2011 2012-2011
Impuestos corrientes 296 336 (40)
Impuestos diferidos/(anticipados) 7 (48) 55
Rectificaciones relativas a ejercicios anteriores (5) (6) 1
Total 298 282 16
Los “Impuestos”, equivalentes a 298 millones de euros, ex-
perimentan un ascenso de 16 millones de euros, en razón
sobre todo de la parte relativa a las sociedades italianas.
En la tabla siguiente se presenta la conciliación del tipo
impositivo teórico con la incidencia efectiva en el resul-
tado.
En millones de euros
2012 2011
Resultado antes de impuestos 789 - 796 -
Impuestos teóricos 217 27,5% 219 27,5%
Ires complementario 49 6,2% 52 6,5%
Impuesto regional sobre las actividades productivas (Irap) 30 3,8% 30 3,8%
Efecto relativo a los tipos impositivos locales 4 0,5% (11) -1,4%
Diferencias permanentes y partidas menores (2) -0,3% (8) -1,0%
Impuestos efectivos 298 37,8% 282 35,4%
138 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Información sobre el Estado de situación patrimonial consolidado
Activos
Activos no corrientes
12. Inmuebles, plantas y maquinaria - 10.878 millones de euros A continuación se exponen los detalles y los movimientos de los activos tangibles en los ejercicios 2011 y 2012.
En millones de euros
Terrenos e inmuebles
Instalaciones y maquinaria
Bienes en arrendamiento
financieroOtros
bienes
Activos tangibles
en curso y anticipos Total
Coste histórico 1.322 9.735 52 112 1.556 12.777
Provisión de amortización (333) (3.783) (6) (84) - (4.206)
Composición a 01.01.2011 989 5.952 46 28 1.556 8.571
Inversiones 12 252 4 16 1.252 1.536
Cambios en el ejercicio 28 833 172 11 (1.044) -
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (31) (490) (9) (10) - (540)
Gastos financieros capitalizados - - - - 35 35
Provisión para desmantelamiento 5 6 - - 7 18
Diferencias de cambio 2 43 - - 16 61
Reclasificación de inmuebles disponibles para la venta - 50 - - - 50
Variación del perímetro de consolidación 16 350 - 5 81 452
Desinversiones y otros movimientos 3 (4) (1) 1 (10) (11)
Total variaciones 35 1.040 166 23 337 1.601
Coste histórico 1.384 11.339 228 144 1.897 14.992
Provisión de amortización (361) (4.351) (16) (92) - (4.820)
Composición a 31.12.2011 1.023 6.988 212 52 1.897 10.172
Inversiones 26 141 2 9 1.048 1.226
Cambios en el ejercicio 37 1.097 3 1 (1.138) -
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (40) (503) (9) (14) (12) (578)
Gastos financieros capitalizados - - - - 24 24
Provisión para desmantelamiento - 9 - - 2 11
Diferencias de cambio (4) (53) - (1) (15) (73)
Variación del perímetro de consolidación 1 215 - - 8 224
Desinversiones (3) (38) - - (63) (104)
Otros movimientos 109 (79) 14 (1) (67) (24)
Total variaciones 126 789 10 (6) (213) 706
Coste histórico 1.576 12.523 245 152 1.682 16.178
Provisión de amortización (426) (4.730) (23) (104) - (5.283)
Deterioro de valor (1) (16) - - - (17)
Composición a 31.12.2012 1.149 7.777 222 48 1.682 10.878
139
El incremento del asiento, igual a 706 millones de euros,
se refiere principalmente al efecto combinado de las in-
versiones del período (iguales a 1.226 millones de euros)
y de la variación del perímetro (igual a 224 millones de
euros), parcialmente compensado por las amortizaciones
(iguales a 549 millones de euros) y pérdidas por deterioro
de valor (iguales a 29 millones de euros), las desinversio-
nes (equivalentes a 104 millones de euros) realizadas prin-
cipalmente por la Sociedad matriz y el efecto negativo de
los tipos de cambio (igual a 73 millones de euros).
A continuación se resumen por tecnología las inversiones
efectuadas en el transcurso de 2012 y 2011. Estas inver-
siones, que conjuntamente ascienden a 1.226 millones de
euros en 2012, han experimentado una disminución res-
pecto a 2011 de 310 millones de euros.
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Plantas de producción
- Hidroeléctricas 127 146 (19)
- Eólicas 686 948 (262)
- Geotérmicas 214 113 101
- Solares 188 235 (47)
- Biomasa 1 2 (1)
- Otras 3 89 (86)
Total plantas de producción 1.219 1.533 (314)
Otras inversiones en inmovilizados tangibles 7 3 4
Total plantas de producción 1.226 1.536 (310)
Las inversiones se refieren principalmente a parques eóli-
cos en Italia y Europa, la Península Ibérica y Latinoamérica
y Norteamérica (iguales a 686 millones de euros), a centra-
les geotérmicas en Italia y Norteamérica (equivalentes a
214 millones de euros), a plantas solares en Italia, Grecia y
Rumanía (por valor de 188 millones de euros) y a centrales
hidroeléctricas en Italia, Guatemala, Costa Rica y Nortea-
mérica (iguales a 127 millones de euros).
En concreto, el asiento “Variación del perímetro de conso-
lidación” se puede atribuir principalmente a la adquisición
de las sociedades mexicanas Stipa Nayaa (113 millones de
euros) y Zopiloapan (105 millones de euros).
El asiento “Terrenos e inmuebles” se refiere a terrenos por
61 millones de euros y a inmuebles por 1.088 millones de
euros.
Las “Plantas y maquinaria” a 31 de diciembre de 2011 in-
cluían bienes de retrocesión gratuita por un valor neto de
749 millones de euros, asociados a las plantas hidroeléc-
tricas ubicadas en Italia, con expiración de la concesión
en 2029. En razón de la introducción de la Ley italiana n.
134/2012, ya comentada en la Nota n. 1 “Valor amortiza-
ble del sector hidroeléctrico italiano”, dichos bienes ya no
se clasifican como de retrocesión gratuita.
El asiento “Bienes en arrendamiento financiero” incluye
bienes en arrendamiento financiero asociados a parques
eólicos que el Grupo explota en Francia (con concesión
de 15 años), en Grecia (con concesión de 10 años) y en
Italia (con concesión de 18 años) por un total de 222 mi-
llones de euros (212 millones de euros a 31 de diciembre
de 2011). La variación anual se debe al desarrollo de las
plantas eólicas en Italia por un importe de 10 millones de
euros.
En la tabla siguiente se exponen los pagos mínimos fu-
turos debidos por el arrendamiento financiero y su valor
actual correspondiente.
140 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
En millones de euros a 31.12.2012
Pagos mínimos
previstos Valor actual
2013 23 46
2014-2017 82 52
Después de 2017 156 124
Total 261 222
- de los que gastos financieros 39
En millones de euros a 31.12.2011
Pagos mínimos
previstos Valor actual
2012 25 43
2013-2016 73 44
Después de 2016 157 125
Total 255 212
- de los que gastos financieros 43
13. Activos intangibles - 1.260 millones de euros
En millones de euros
Concesiones, licencias, marcas y derechos similares
Otros inmovilizados intangibles en curso y contratos de venta Total
Coste histórico 234 810 1.044
Provisión de amortización (87) (47) (134)
Composición a 01.01.2011 147 763 910
Inversiones 13 8 21
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (54) (8) (62)
Variación del perímetro de consolidación 19 3 22
Cambios en el ejercicio 12 (12) -
Reclasificación de activos intangibles disponibles para la venta 4 - 4
Diferencias de cambio (3) 6 3
Asignación de sobrecoste 389 51 440
Desinversiones y otros movimientos 12 (51) (39)
Total variaciones 392 (3) 389
Coste histórico 615 892 1.507
Provisión de amortización (76) (132) (208)
Composición a 31.12.2011 539 760 1.299
Inversiones 12 19 31
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (50) (48) (98)
Variación del perímetro de consolidación 7 2 9
Diferencias de cambio (4) (4) (8)
Asignación de sobrecoste/actualización al valor razonable 5 30 35
Desinversiones y otros movimientos (1) (7) (8)
Total variaciones (31) (8) (39)
Coste histórico 621 934 1.555
Provisión de amortización (102) (178) (280)
Deterioro de valor (13) (2) (15)
Composición a 31.12.2012 506 754 1.260
La reducción del asiento “Activos intangibles”, igual a 39
millones de euros, se refiere esencialmente a las amortiza-
ciones (iguales a 84 millones de euros) y las pérdidas por
deterioro de valor (equivalentes a 14 millones de euros),
parcialmente compensadas por las inversiones efectuadas
en Italia y Europa y la Península Ibérica y Latinoamérica
(31 millones de euros) y por la adquisición del control al
100% de la sociedad Trade Wind Energy (28 millones de
euros), participada anteriormente al 41,2% y consolidada
con el método de puesta en equivalencia.
Cabe señalar que no existen inmovilizados intangibles de
vida útil indefinida.
141
14. Fondo de comercio - 942 millones de euros
En millones de euros a 31.12.2011 a 31.12.2012
Coste
histórico
Deterioro de valor
acumuladoValor neto
Comisiones de éxito por
adquisiciones y desarrollos
Efecto de los
tipos de cambio
Asignación del precio
de compra
Pérdidas por deterioro de valor y otras variaciones
Coste histórico
Deterioro de valor
acumuladoValor neto
Latinoamérica 266 - 266 28 (6) - - 288 - 288
Enel Green Power España 407 (1) 406 6 - (5) - 408 (1) 407
Enel Green Power Hellas 70 (70) - 73 - - - 143 (70) 73
Enel Green Power Romania 13 - 13 - - - - 13 - 13
Enel Green Power Bulgaria 5 - 5 - - - - 5 - 5
Enel Green Power France 25 - 25 - - (1) - 24 - 24
Enel Green Power North America 124 (1) 123 - (3) - (13) 121 (14) 107
Enel Green Power Sharp & Solar Energy - - - 5 - - - 5 - 5
Adquisiciones Italia 20 - 20 - - - - 20 - 20
Total 930 (72) 858 112 (9) (6) (13) 1.027 (85) 942
El asiento “Fondo de comercio”, igual a 942 millones de
euros, presenta un incremento de 84 millones de euros
con relación al 31 de diciembre de 2011, referible prin-
cipalmente a la variación del perímetro de consolidación
consiguiente a la adquisición del control en las sociedades
griegas incluidas en el proyecto Kafireas, contabilizadas
anteriormente con el método de puesta en equivalencia
(57 millones de euros), a la adquisición de las sociedades
mexicanas Stipa Nayaa (14 millones de euros) y Zopiloa-
pan (14 millones de euros) y a otras adquisiciones meno-
res en Grecia e Italia (20 millones de euros).
Los criterios aplicados para la identificación de las unida-
des generadoras de efectivo (cash generating units, CGU)
se basan, de acuerdo con la visión estratégica y operativa
de la dirección, en la naturaleza específica del negocio de
referencia, en las reglas de funcionamiento y las normati-
vas de los mercados en los que se opera y en la organiza-
ción empresarial definida también en función de motiva-
ciones de carácter técnico-administrativo, así como en el
ámbito de la información examinada por la dirección.
La estimación del valor recuperable de los fondos de co-
mercio registrados en los Estados contables se efectuó
determinando el valor de uso de las CGU examinadas me-
diante la aplicación de modelos de flujo de efectivo des-
contado que prevén la estimación de los flujos de efectivo
futuros y la aplicación de un tipo de actualización ade-
cuado, determinado a partir de datos de mercado como
tipos, riesgo cero, coeficiente beta y primas de riesgo de
mercado.
Los flujos de efectivo se determinan a partir de la mejor
información disponible en el momento de la estimación y
son deducibles:
(i) durante el período indicado en el plan industrial dece-
nal aprobado por el Consejo de Administración de Enel
Green Power, que contiene las previsiones en cuanto a
los volúmenes, ingresos, gastos de explotación, inver-
siones en activos industriales y comerciales, así como a
la evolución de las principales variables macroeconó-
micas (inflación, tipos de interés nominales y tipos de
cambio) y de las Commodities;
(ii) durante los años sucesivos, tomando en consideración
las hipótesis sobre la evolución a largo plazo de las prin-
cipales variables que determinan los flujos de efectivo,
la vida útil media residual de los activos o la duración de
las concesiones.
En particular, el valor final se estima como anualidad con
un tipo de crecimiento nominal igual al crecimiento a lar-
go plazo de la demanda eléctrica y/o de la inflación (en
función del país de radicación y del negocio) y, en cual-
quier caso, no excedente del tipo medio de crecimiento
a largo plazo del mercado de referencia. El valor de uso
determinado según las modalidades descritas más arriba
142 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
resultó superior al registrado en los Estados contables res-
pecto de cada CGU identificada, con excepción de lo indi-
cado con posterioridad.
Con el fin de verificar la solidez del valor de uso de las
CGU, se realizaron análisis de sensibilidad a los principales
factores que influyen en él, en particular el WACC (coste
medio ponderado del capital, por sus siglas en inglés) y los
tipos de crecimiento a largo plazo, cuyos resultados apo-
yan íntegramente dicho valor.
A continuación se indica la composición del saldo de los
fondos de comercio para cada sociedad a la que pertene-
ce la unidad generadora de efectivo, los tipos de descuen-
to aplicados y el horizonte temporal en el cual se actuali-
zan los flujos previstos.
En millones de euros
a 31.12.2012
Tipo de crecimiento
(1)
Tipo de descuento
WACC antes de
impuestos (2)
Período indicado de flujos
de efectivoValor
final (3)
a 31.12.2011
Tipo de crecimiento
(1)
Tipo de descuento
WACC antes de
impuestos (2)
Período indicado de flujos
de efectivoValor
final (3)
Latinoamérica 288 3,40% 9,90% 5 años 21 años 266 3,50% 9,20% 5 años 30 años
Enel Green Power Hellas 73 2,00% 16,80% 5 años 20 años - 2,20% 15,80% 10 años 26 años
Enel Green Power España 407 2,00% 8,40% 5 años 17 años 406 2,00% 8,30% 5 años 16 años
Enel Green Power Romania 13 2,40% 11,50% 5 años 20 años 13 2,90% 11,10% 5 años 20 años
Enel Green Power Bulgaria 5 3,00% 9,30% 10 años 12 años 5 2,50% 9,20% 10 años 14 años
Enel Green Power France 24 1,90% 7,80% 5 años 18 años 25 2,00% 7,90% 5 años 20 años
Enel Green Power North America 107 2,20% 7,70% 5 años 20 años 123 2,10% 7,80% 5 años 21 años
Adquisiciones Italia 25 2,00% 9,30% 10 años
14-15 años 20 2,00% 10,90% 10 años
15-16 años
(1) Tipo de crecimiento perpetuo del flujo de efectivo del período indicado.(2) WACC antes de impuestos calculado mediante el método iterativo: el tipo de descuento que permite que el valor de uso calculado con los flujos antes de impue-
stos sea equivalente al calculado con flujos después de impuestos descontados mediante el WACC después de impuestos.(3) El importe del valor final se estimó mediante la renta anual esperada con rendimiento creciente, respecto de los años indicados en la columna. Dichos años esti-
mados a 2011 fueron objeto de una revaluación puntual en el transcurso de 2012.
A 31 de diciembre de 2012, a partir de las pruebas de dete-
rioro efectuadas, surgieron unas pruebas por deterioro de
valor relativas a un activo específico localizado en Nortea-
mérica, dedicado al desarrollo de proyectos para la produc-
ción de energía a partir de fuentes renovables, afectado
por incertidumbres que limitan su capacidad para contri-
buir a la realización de los flujos de efectivo de la CGU.
De forma análoga, a 31 de diciembre de 2011, se había
identificado una pérdida por deterioro de valor vinculada
a la eliminación del fondo de comercio relativo a la CGU
Enel Green Power Hellas (70 millones de euros), a conse-
cuencia de un incremento del riesgo de país factorizado
en el tipo de descuento.
143
15. Activos por impuestos anticipados y Pasivos por impuestos diferidos - 297 millones de euros y (584) millones de eurosA continuación se detallan los movimientos de los “Activos
por impuestos anticipados” y de los “Pasivos por impues-
tos diferidos” por tipo de diferencias temporales, calcula-
dos con arreglo a los tipos impositivos contemplados en la
normativa en vigor.
En millones de euros
a 31.12.2011
Incr./(Dism.) con imputac. a las Cuentas
de resultados
Efecto de los tipos de cambio/
Otros mov. a 31.12.2012
Activos por impuestos anticipados:
- diferencias de valor de inmovilizados y activos financieros 86 13 24 123
- valoración de instrumentos financieros 22 1 (6) 17
- provisiones no corrientes de deducción diferida 14 2 (1) 15
- créditos fiscales (Norteamérica) 71 2 - 73
- pérdidas trasladables fiscalmente 49 4 (33) 20
- otras partidas 81 4 (36) 49
Total 323 26 (52) 297
Pasivos por impuestos diferidos:
- diferencias de inmovilizados y activos financieros 179 34 (4) 209
- asignación de sobrecoste a elementos del activo 374 - (2) 372
- valoración de instrumentos financieros (2) - 2 -
- otras partidas 49 (1) (45) 3
Total 600 33 (49) 584
Los “Activos por impuestos anticipados” a 31 de diciembre
de 2012 ascienden a 297 millones de euros, lo que supone
una disminución de 26 millones de euros respecto al 31 de
diciembre de 2011.
Se pone de manifiesto que la partida no incluye impuestos
anticipados sobre pérdidas fiscales pasadas iguales a 61
millones de euros, ya que, con arreglo a las actuales esti-
maciones de las bases imponibles futuras, no se considera
segura su recuperabilidad.
Los “Pasivos por impuestos diferidos” a 31 de diciembre
de 2012 ascienden a 584 millones de euros, lo que supone
una disminución de 16 millones de euros respecto al 31 de
diciembre de 2011.
144 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
16. Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia - 533 millones de euros
En millones de euros a 31.12.2011 a 31.12.2012
Valor %Adquisiciones/
(Desinversiones)Otras
variaciones
Impacto en las Cuentas de
resultados Valor %
LaGeo SA de Cv 91 36,2% - (22) 34 103 36,2%
Terrae 11 15,0% - - - 11 15,0%
Chisholm View Wind Project LLC - 60 - - 60 49,0%
Prairie Rose Wind LLC - 48 - - 48 49,0%
Otras Norteamérica (1) 36 - (14) (17) 5
Asociadas Enel Green Power Hellas (1) 168 30,0% - (34) - 134 30,0%
Asociadas Enel Green Power España (1) 171 - (40) 30 161
Otras menores 11 - - - 11
Total 488 108 (110) 47 533
(1) Para el detalle de las 42 sociedades participadas, todas al 30%, que tienen sede en Grecia, y de las 34 sociedades pertenecientes al Grupo Enel Green Power España, así como de las 2 sociedades domiciliadas en Norteamérica, se remite al anexo “Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2012”.
Las “Inversiones contabilizadas con el método de pues-
ta en equivalencia” ascienden a 533 millones de euros y
constatan un incremento de 45 millones de euros respec-
to al 31 de diciembre de 2011. Las adquisiciones/desin-
versiones del período acogen el coste de adquisición de
las participaciones minoritarias en Chisholm View y Prairie
Rose (108 millones de euros) en Norteamérica. Las otras
variaciones acogen el efecto del cambio del método de
consolidación de la puesta en equivalencia al de integra-
ción global de las sociedades incluidas en el proyecto Kafi-
reas en Grecia (34 millones de euros), de la sociedad Trade
Wind Energy en Norteamérica (14 millones de euros) y de
algunas asociadas de Enel Green Power España (3 millo-
nes de euros), respecto de las cuales Enel Green Power ad-
quirió el control durante 2012. Las otras variaciones inclu-
yen además la distribución de los dividendos deliberados
por LaGeo (18 millones de euros) y las otras sociedades
asociadas de Enel Green Power España (23 millones de
euros), así como el efecto negativo de los tipos de cambio.
Cabe precisar, por otra parte, que el asiento acoge –en
el caso de las sociedades asociadas de Enel Green Power
Hellas– también los pagos ya abonados en concepto de
comisiones de éxito, por 41 millones de euros, en relación
con las iniciativas en curso de desarrollo Mani y Cícladas,
con la perspectiva de la futura adquisición de un paquete
adicional del 50% en dichas sociedades, encaminada a la
obtención del control y a la eventual consecución de los
hitos técnicos establecidos contractualmente.
A continuación se facilitan los datos económicos y patri-
moniales de las principales participaciones en empresas
asociadas.
En millones de euros a 31.12.2012 2012
Activo no corriente
Activo corriente
Pasivos no corrientes
Pasivos corrientes Ingresos
Ganancias/(Pérdidas)
Asociadas Enel Green Power España 1.976 433 1.937 277 408 70
Asociadas Enel Green Power Hellas 9 2 - 1 - -
LaGeo SA de Cv 243 170 18 49 197 94
Chisholm View 278 9 61 111 1 1
Prairie Rose 225 6 47 82 1 1
145
17. Activos financieros no corrientes - 328 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Créditos financieros a largo plazo a terceros y asociadas 269 14 279 34 (10)
Contratos derivados 6 10 (4)
Otros activos financieros 53 46 7
Total 328 335 (7)
Los “Créditos financieros a largo plazo a terceros y asocia-
das”, iguales a 269 millones de euros, registran una reduc-
ción de 10 millones de euros, atribuible principalmente
al efecto de la disminución de las financiaciones concedi-
das a sociedades asociadas de Enel Green Power España
(iguales a 24 millones de euros), contrarrestado en parte
por el aumento de los créditos de la Sociedad matriz por
la concesión de una financiación a la empresa conjunta
3SUN (equivalente a 14 millones de euros).
El incremento del asiento “Otros activos financieros”, igual
a 7 millones de euros, se puede atribuir principalmente al
abono del anticipo para la compra de una participación en
el proyecto Talinay en Chile (igual a 27 millones de euros)
y al aumento de los anticipos para adquisición de partici-
paciones por parte de la Sociedad matriz (equivalente a 7
millones de euros) en relación con el proyecto PowerCrop.
Dicho incremento fue parcialmente compensado por el
efecto asociado a la compra, con la consiguiente conso-
lidación total, de la participación Stipa Nayaa en México
(como se describe en la Nota n. 4 “Principales variaciones
del área de consolidación”), con referencia a la cual en
ejercicios anteriores se había abonado un anticipo igual a
19 millones de euros.
El asiento “Contratos derivados” acoge el valor razonable
activo de los contratos derivados en vigor en la fecha de
los Estados contables con vencimiento después del ejerci-
cio posterior. En la tabla siguiente se indica el valor teóri-
co y el valor razonable de los derivados de cobertura cash
flow hedge en vigor, desglosados por tipo de contrato.
En millones de euros Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2012 a 31.12.2011 a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Derivados de cobertura cash flow hedge
Commodities 33 31 6 10 (4)
Total 33 31 6 10 (4)
Los derivados sobre Commodities se refieren a un contrato
derivado sobre energía estipulado en Norteamérica, con
un valor razonable de 6 millones de euros.
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que dichos derivados están clasificados
todos en el nivel 2.
18. Otros activos no corrientes - 83 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Créditos tributarios 64 34 30
Depósitos de caución activos de naturaleza operativa 2 2 -
Otros créditos varios 17 17 -
Total 83 53 30
146 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
El asiento “Otros activos no corrientes”, igual a 83 millones
de euros, experimenta un incremento de 30 millones de
euros, en razón del aumento de los créditos tributarios.
El asiento acoge créditos por IVA, principalmente de las
controladas 3SUN, Enel Latin America (Chile) y Enel de
Guatemala.
Activos corrientes
19. Existencias - 64 millones de eurosLas “Existencias”, equivalentes a 64 millones de euros, están
fundamentalmente en consonancia en relación con el 31
de diciembre de 2011 (cuando fueron iguales a 61 millones
de euros). El asiento acoge el valor de los paneles referidos
a las actividades minoristas, por 21 millones de euros (29
millones de euros a 31 de diciembre de 2011), y materiales
y otras existencias de la Sociedad matriz, por 15 millones de
euros (14 millones de euros a 31 de diciembre de 2011), y
de la controlada Enel Green Power España, por 16 millones
de euros (7 millones de euros a 31 de diciembre de 2011).
20. Créditos comerciales - 571 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Venta y transporte de energía 474 203 409 260 65
Otros créditos 97 120 (23)
Total 571 529 42
Los “Créditos comerciales”, iguales a 571 millones de eu-
ros, aumentan en 42 millones de euros por el efecto de un
aumento de los créditos por venta de energía, en conso-
nancia con el aumento de los ingresos correspondientes, y
de una reducción de los otros créditos.
En relación con los créditos por certificados verdes, cabe
señalar que en 2012 se cedieron créditos relativos a certi-
ficados verdes por energía producida en el ejercicio por un
total de 247 millones de euros, de los que 52 millones de
euros no fueron objeto de la verificación de requisitos en
aras de la correspondiente eliminación contable.
A continuación, la tabla sobre los plazos de cobro de los
créditos comerciales.
En millones de euros
a 31.12.2012 Créditos comerciales con terceros de los que con administraciones públicas
No vencidos/por emitir 180 13
Vencidos:
- desde hace 0 a 6 meses 103 21
- desde hace 6 a 12 meses 72 3
- desde hace 12 a 24 meses 11 -
- más de 24 meses 2 -
Total 368 37
147
21. Créditos tributarios - 63 millones de eurosLos “Créditos tributarios”, iguales a 63 millones de euros, aumentan en 19 millones de euros, principalmente por el au-
mento de los créditos de las controladas en la Península Ibérica y Panamá (26 millones de euros).
22. Activos financieros corrientes - 428 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Títulos 39 51 (12)
Contratos derivados 4 3 3 1
Cobros diferidos y gastos anticipados corrientes 2 1 7 (5)
Otros créditos financieros 383 366 102 19 281
Total 428 163 265
El asiento “Títulos”, igual a 39 millones de euros, eviden-
cia una reducción de 12 millones de euros con relación a
2011, por la variación de las inversiones temporales en tí-
tulos a corto plazo, sobre todo en certificados de depósito.
El asiento “Contratos derivados” acoge el valor razonable
positivo de los contratos derivados en vigor en la fecha de
los Estados contables y con vencimiento hasta el término
del ejercicio posterior.
En la tabla siguiente se exponen el valor teórico y el valor
razonable de los derivados existentes, desglosados por
tipo de contrato y designación.
En millones de euros Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2012 a 31.12.2011 a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Derivados de cobertura cash flow hedge 141 7 4 3 1
Commodities 141 7 4 3 1
Derivados de trading - 6 - - -
Tipo de cambio - 6 - - -
Total 141 13 4 3 1
El valor teórico de los contratos derivados clasificados en-
tre los activos financieros corrientes, relativos a cash flow
hedge, resulta equivaler a 31 de diciembre de 2012 a 141
millones de euros, siendo su valor razonable correspon-
diente igual a 4 millones de euros.
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que dichos derivados están clasificados
todos en el nivel 2.
El asiento “Otros créditos financieros” evidencia un au-
mento de 281 millones de euros, derivado principalmen-
te del efecto del aumento del crédito de la financiera del
Grupo (Enel Green Power International BV) frente a la fi-
nanciera del Grupo Enel (igual a 320 millones de euros)
por los susodichos nuevos proyectos en Norteamérica y en
México y el aumento de los créditos de la Sociedad matriz
por la concesión de una financiación a la empresa conjun-
ta 3SUN (igual a 20 millones de euros).
Dicho efecto fue parcialmente compensado por la reduc-
ción de los créditos financieros de la sociedad controlada
Enel Green Power North America a sus propias asociadas
(57 millones de euros).
148 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
23. Otros activos corrientes - 344 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Créditos tributarios 194 145 49
Anticipos a proveedores 29 17 12
Gastos anticipados operativos corrientes 49 38 11
Otros créditos varios 72 22 75 6 (3)
Total 344 275 69
El incremento del asiento “Créditos tributarios” se refiere
sobre todo a la posición acreedora por IVA de Rumanía (98
millones de euros) y de México (30 millones de euros), en
razón de inversiones realizadas durante el ejercicio 2012.
24. Efectivo y otros activos equivalentes - 333 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Depósitos bancarios y postales libres 145 201 (56)
Depósitos bancarios y postales vinculados 188 148 40
Total 333 349 (16)
Los “Depósitos bancarios y postales vinculados” se refieren
principalmente a depósitos de garantía de operaciones
acometidas que, por su especial tipología, contemplan
la asignación de provisiones como garantía del pago de
la deuda (como en el caso de financiación de proyectos o
asociaciones tributarias).
Las variaciones en el efectivo vinculado (40 millones de eu-
ros) son atribuibles principales al cobro de subvenciones
facilitadas por la puesta en marcha de nuevos proyectos.
149
Pasivos
25. Patrimonio neto del Grupo - 7.098 millones de euros
Capital social - 1.000 millones de euros
El capital social está representado por 5.000.000.000 de
acciones ordinarias (5.000.000.000 de acciones ordinarias
a 31 de diciembre de 2011) con un valor nominal de 0,20
euros, y está íntegramente desembolsado.
A 31 de diciembre de 2012, de acuerdo con lo reflejado
en los libros de las sociedades y con la información dis-
ponible, no resultan, aparte de Enel SpA, accionistas que
posean una participación superior al 2% del capital social.
Reservas - 5.685 millones de euros
A continuación, la composición de los principales asientos.
Reserva legal - 200 millones de euros
La reserva legal es igual al 20% del capital social, por lo
que ha alcanzado los límites previstos en el artículo 2430
del Código Civil italiano.
Ajustes por cambio de valor CFH - (38) millones de
euros
Incluyen los gastos netos anotados directamente en el pa-
trimonio neto por efecto de valoraciones sobre los deriva-
dos de cobertura (cash flow hedge).
Reserva de conversión - (5) millones de euros
En dicho asiento se incluyen los efectos de conversión de
los Estados contables de las controladas con una mone-
da local diferente de la funcional. A 31 de diciembre de
2012, la reserva es negativa por 5 millones de euros, una
disminución de 80 millones de euros, habida cuenta de la
revalorización neta de la divisa funcional frente a las divi-
sas extranjeras de las sociedades controladas.
Otras reservas (excepto la reserva legal) - 5.528 mi-
llones de euros
Hacen referencia, por un importe igual a 3.700 millones
de euros, a las reservas de la Sociedad matriz que se es-
cindió de Enel Produzione SpA e incluyen, en concreto, la
reserva de revaloración que representa el importe de la
revaloración realizada en el ejercicio de 2003, de confor-
midad con la Ley italiana n. 350/2003. Dicha reserva está
exenta de impuestos (en caso de distribución, el importe
bruto de la reserva está sujeto al impuesto ordinario con
reconocimiento de un crédito de impuestos del 19%). Ac-
tualmente la distribución de esta reserva está diferida por
tiempo indefinido.
En la siguiente tabla se representa la movilización de las
ganancias y las pérdidas contabilizadas directamente en
el patrimonio neto, incluidas las cuotas de terceros, des-
tacando el efecto fiscal correspondiente a cada asiento
individual.
a 31.12.2011 Variaciones a 31.12.2012
En millones de euros Total
de los que
Grupo
de los que
participa-ciones de
terceros
Ganancias/ (Pérdidas)
imputadas a patrimonio
neto en el período
Emitidos en las
Cuentas de resul-
tados Impuestos Total
de los que
Grupo
de los que
participa-ciones de
terceros Total
de los que
Grupo
de los que participa-ciones de
terceros
Ajustes por cambio de valor (34) (30) (4) (26) 12 - (14) (8) (6) (48) (38) (10)
Reserva de conversión de Estados contables en moneda extranjera 82 75 7 (80) - (6) (86) (80) (6) (4) (5) 1
Total ganancias/ (pérdidas) apuntadas en el patrimonio neto 48 45 3 (106) 12 (6) (100) (88) (12) (52) (43) (9)
150 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
26. Participaciones minoritarias - 874 millones de eurosLas participaciones minoritarias registran un incremento
de 33 millones de euros, principalmente debido al resul-
tado del ejercicio atribuible a terceros (78 millones de
euros), compensado por la distribución de dividendos (33
millones de euros).
Pasivos no corrientes
27. Financiaciones - 4.819 millones de euros (de los cuales, 202 millones de euros corresponden a cuota corriente)Este asiento refleja la deuda a largo plazo correspondien-
te a empréstitos de obligaciones, a financiaciones ban-
carias y a otras financiaciones en euros y otras monedas,
incluidas las cuotas con vencimiento a 12 meses.
En la siguiente tabla se expone la situación del endeuda-
miento a largo plazo y el plan de amortizaciones a 31 de
diciembre de 2012, con distinción por tipo de financiación
y por tipo de interés.
En millones de euros Valor
teórico Saldo
contableValor
razonable Valor
teórico Saldo
contableValor
razonable Cuota corrienteCuota con vencimiento
superior a 12 meses Cuota con vencimiento en el
a 31.12.2011 a 31.12.2012 2014 2015 2016 2017 En adelante
Empréstitos de obligaciones:
- tipo fijo cotizados 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -
Total 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -
Deudas con entidades bancarias:
- tipo fijo 388 388 388 411 411 411 1 410 7 16 31 27 329
- tipo variable 728 725 728 1.353 1.346 1.347 111 1.235 103 117 149 110 756
Total 1.116 1.113 1.116 1.764 1.757 1.758 112 1.645 110 133 180 137 1.085
Deudas con otras entidades financieras:
- tipo fijo 359 360 359 344 344 344 50 294 39 52 71 29 103
- tipo variable 174 173 174 208 208 208 21 187 14 10 10 30 123
Total 533 533 533 552 552 552 71 481 53 62 81 59 226
Financiaciones de sociedades relacionadas:
- tipo fijo 2.306 2.306 2.306 2.357 2.354 2.357 - 2.354 2 2 2 2 2.346
- tipo variable - - - 137 137 137 - 137 - - - - 137
Total 2.306 2.306 2.306 2.494 2.491 2.494 - 2.491 2 2 2 2 2.483
TOTAL 3.992 3.989 3.992 4.829 4.819 4.823 202 4.617 165 197 263 198 3.794
El asiento “Empréstitos de obligaciones”, equivalente a 19
millones de euros (37 millones de euros a 31 de diciembre
de 2011), se refiere a la emisión de obligaciones de la so-
ciedad panameña Enel Fortuna, al tipo fijo del 10,125%
con vencimiento en 2013.
El asiento “Deudas con entidades bancarias”, igual a 1.757
millones de euros (incluida la cuota con vencimiento a
12 meses equivalente a 112 millones de euros), se refiere
principalmente a:
> financiaciones concedidas por el BEI a la Sociedad ma-
triz, iguales a 709 millones de euros (436 millones de
euros a 31 de diciembre de 2011), en relación con un
programa de inversiones en el sector de la producción
de energía a partir de fuentes renovables. El plan del
empréstito prevé el reembolso en 52 cuotas constantes
semestrales;
> financiaciones bancarias, concedidas mediante la fór-
mula de la financiación de proyectos, equivalentes a
322 millones de euros (344 millones de euros a 31 de
diciembre de 2011), estipuladas por Enel Green Power
España con más de 20 entidades bancarias españolas,
entre las que se pueden mencionar La Caixa por 178
151
mala, y que contempla una bonificación de intereses
facilitada por Simest;
> el segundo tramo de 44 millones de euros de la finan-
ciación bancaria concedida en 2010 por la entidad In-
tesa Sanpaolo SpA para la financiación del proyecto
Palo Viejo en Guatemala. Dicha financiación contempla
una bonificación de intereses facilitada por Simest;
> una financiación otorgada en el mes de diciembre de
2011 por BBVA a Enel Green Power Partecipazioni Spe-
ciali Srl (100% Enel Green Power SpA), igual a 44 millo-
nes de euros, para el desarrollo del proyecto Bee Nee
Stipa II en México. Dicha financiación, de una duración
de 8 años, contempla el pago de cuotas semestrales a
partir de diciembre de 2015. Se contempla además una
bonificación de intereses facilitada por Simest;
> una financiación concedida en el mes de febrero de
2012 por Intesa Sanpaolo SpA a Enel Green Power SpA
igual a 44 millones de euros, encaminada al desarrollo
de proyectos en Costa Rica. Dicha financiación, de una
duración de 8 años, contempla el pago de cuotas se-
millones de euros, Sabadell por 59 millones de euros,
Montepío por 21 millones de euros, Banesto por 17
millones de euros, Cajastur por 18 millones de euros y
BBVA por 16 millones de euros;
> una financiación concedida en el mes de abril de 2012
por parte de Citibank International PLC a Enel Green
Power International BV igual a 180 millones de euros,
que contempla una duración de 12 años, para el de-
sarrollo de proyectos eólicos en Brasil, Norteamérica y
Rumanía;
> una financiación concedida en el mes de octubre de
2011 por parte de Citibank International PLC a Enel
Green Power International BV igual a 103 millones
de euros (112 millones de euros a 31 de diciembre de
2011), que contempla una duración de 12 años, para el
desarrollo de proyectos eólicos en Rumanía;
> una financiación concedida en el mes de diciembre de
2012 a la controlada Impulsora Nacional de Electricidad
Srl de Cv, igual a 58 millones de euros, para el desarrollo
del proyecto Bee Nee Stipa II en México. La financiación
prevé una duración de 10 años, con pago semestral de
las cuotas a partir de febrero de 2014;
> una financiación, mediante la fórmula de la financia-
ción de proyectos, a favor de 3SUN Srl (33% Enel Green
Power SpA) e igual a 55 millones de euros, concedida
por una agrupación de entidades bancarias (Unicredit
SpA, Banca Imi SpA y Centrobanca SpA) para la realiza-
ción de proyectos renovables en Catania;
> el primer tramo de la financiación bancaria por un im-
porte de 44 millones de euros (44 millones de euros
a 31 de diciembre de 2011) con Intesa Sanpaolo SpA
para la financiación del proyecto Palo Viejo en Guate-
En millones de euros Valor
teórico Saldo
contableValor
razonable Valor
teórico Saldo
contableValor
razonable Cuota corrienteCuota con vencimiento
superior a 12 meses Cuota con vencimiento en el
a 31.12.2011 a 31.12.2012 2014 2015 2016 2017 En adelante
Empréstitos de obligaciones:
- tipo fijo cotizados 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -
Total 37 37 37 19 19 19 19 - - - - - -
Deudas con entidades bancarias:
- tipo fijo 388 388 388 411 411 411 1 410 7 16 31 27 329
- tipo variable 728 725 728 1.353 1.346 1.347 111 1.235 103 117 149 110 756
Total 1.116 1.113 1.116 1.764 1.757 1.758 112 1.645 110 133 180 137 1.085
Deudas con otras entidades financieras:
- tipo fijo 359 360 359 344 344 344 50 294 39 52 71 29 103
- tipo variable 174 173 174 208 208 208 21 187 14 10 10 30 123
Total 533 533 533 552 552 552 71 481 53 62 81 59 226
Financiaciones de sociedades relacionadas:
- tipo fijo 2.306 2.306 2.306 2.357 2.354 2.357 - 2.354 2 2 2 2 2.346
- tipo variable - - - 137 137 137 - 137 - - - - 137
Total 2.306 2.306 2.306 2.494 2.491 2.494 - 2.491 2 2 2 2 2.483
TOTAL 3.992 3.989 3.992 4.829 4.819 4.823 202 4.617 165 197 263 198 3.794
152 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
mestrales a partir de agosto de 2015. Se prevé además
una bonificación de intereses facilitada por Simest;
> una financiación otorgada en el mes de diciembre de
2012 por BBVA a Enel Green Power Partecipazioni Spe-
ciali Srl (100% Enel Green Power SpA), igual a 44 millo-
nes de euros, para el desarrollo del proyecto Bee Nee
Stipa III Wind Project en México. Dicha financiación, de
una duración de 8 años, contempla el pago de cuotas
semestrales a partir de junio de 2016. Se contempla ade-
más una bonificación de intereses facilitada por Simest;
> una financiación concedida en el mes de diciembre de
2012 por Intesa Sanpaolo SpA a Enel Green Power SpA
igual a 44 millones de euros, encaminada al desarrollo
de proyectos en Chile. Dicha financiación, de una du-
ración de 8 años, contempla el pago de cuotas semes-
trales a partir de junio de 2016. Se prevé además una
bonificación de intereses facilitada por Simest;
> financiaciones bancarias equivalentes a 31 millones de
euros (17 millones de euros a 31 de diciembre de 2011)
con dos entidades bancarias griegas, NBG Bank y Em-
poriki Bank;
> una financiación concedida en el mes de noviembre
de 2012 por parte de Citibank International PLC a Enel
Green Power International BV igual a 25 millones de
euros, que contempla una duración de 12 años, para el
desarrollo de proyectos eólicos en Chile;
> una financiación bancaria de 9 millones de euros (10
millones de euros a 31 de diciembre de 2011) con el
Banco Industrial de Guatemala, con una cuota a corto
plazo igual a 1 millón de euros.
El asiento “Deudas con otras entidades financieras” es
igual, a 31 de diciembre de 2012, a 552 millones de euros
(incluida la cuota con vencimiento a 12 meses, equivalen-
te a 71 millones de euros), y se refiere principalmente a:
> financiaciones para la asociación tributaria, por un
importe de 297 millones de euros (302 millones de
euros a 31 de diciembre de 2011), para los proyectos
norteamericanos de Snyder Wind Farm, Smoky Hills I y
Smoky Hills II, ya existentes, y de Caney River;
> financiaciones con la fórmula de la financiación de pro-
yectos en Norteamérica por valor de 62 millones de eu-
ros (68 millones de euros a 31 de diciembre de 2011);
> contratos de arrendamiento financiero iguales a 150
millones de euros, estipulados por siete sociedades ita-
lianas controladas por Enel Green Power SpA para el
desarrollo de proyectos eólicos y fotovoltaicos en Italia;
> financiaciones bancarias por valor de 24 millones de
euros, concedidas a las controladas de Enel Green
Power España para el desarrollo de proyectos en el sec-
tor de las fuentes renovables;
> financiaciones de socios iguales a 14 millones de euros,
concedidas a 3SUN Srl para el desarrollo de proyectos
eólicos en Catania;
> contratos de arrendamiento financiero por 5 millones
de euros, en relación con un proyecto del sector eólico
en Grecia.
El asiento “Financiaciones a sociedades relacionadas” re-
coge principalmente la financiación concedida por Enel Fi-
nance International NV a Enel Green Power International
BV por valor de 2.463 millones de euros (2.275 millones
de euros a 31 de diciembre de 2011) y la deuda financiera
de Enel Green Power France con Enel Lease Sarl por valor
de 30 millones de euros (31 millones de euros a 31 de di-
ciembre de 2011).
La variación del ejercicio del valor teórico del endeuda-
miento a largo plazo se resume en la siguiente tabla.
En millones de euros Valor teórico ReembolsosNuevas
emisionesDiferencias de cambio Valor teórico
a 31.12.2011 a 31.12.2012
Empréstitos de obligaciones 37 (18) - - 19
Deudas con entidades bancarias 1.116 (97) 745 - 1.764
Financiaciones de otras entidades financieras 533 (135) 163 (8) 553
Financiaciones de sociedades relacionadas 2.306 - 187 - 2.493
Total endeudamiento financiero 3.992 (250) 1.095 (8) 4.829
153
En la siguiente tabla se indica el endeudamiento financiero a largo plazo por monedas y por tipos de interés.
En millones de euros Saldo contable Valor teóricoTipo medio de interés vigente
Tipo de interés efectivo vigente
a 31.12.2011 a 31.12.2012
En euros 3.398 4.198 4,71% 4,69%
Dólar estadounidense 541 615 6,55% 6,55%
Peso chileno/UF 34 - - -
Otras monedas 16 16 8,09% 8,09%
Total monedas no euro 591 631 - -
Total 3.989 4.829
A continuación se muestra la composición del endeudamiento financiero neto.
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Depósitos bancarios y postales 333 349 (16)
Títulos 39 51 (12)
Efectivo 372 400 (28)
Otros créditos financieros a corto plazo 382 346 102 19 280
Deudas con entidades bancarias a corto plazo (70) (39) (31)
Cuota corriente de deudas con entidades bancarias (112) (100) (12)
Cuota corriente de empréstitos de obligaciones (19) (18) (1)
Cuota corriente de deudas con otras entidades financieras (71) (138) 67
Otras deudas financieras a corto plazo (748) (725) (828) (822) 80
Endeudamiento financiero corriente (1.020) (1.123) 103
Endeudamiento financiero corriente neto (266) (621) 355
Deudas con entidades bancarias (1.645) (1.013) (632)
Deudas con otras entidades financieras y sociedades relacionadas (2.972) (2.491) (2.701) (2.306) (271)
Empréstitos de obligaciones - (19) 19
Endeudamiento financiero no corriente (4.617) (3.733) (884)
Endeudamiento financiero neto descrito en la Comunicación CONSOB (4.883) (4.354) (529)
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo 269 1 279 34 (10)
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO (4.614) (4.075) (539)
Cabe señalar que las financiaciones concedidas a través de
la fórmula de financiación de proyectos, iguales a un total
de 439 millones de euros a 31 de diciembre de 2012, se
refieren principalmente a sociedades de una sola planta,
en las que el Grupo generalmente posee la mayoría de las
acciones. Estas financiaciones obligan a los socios, junto a
las sociedades vehiculares, al respeto de algunos paráme-
tros societarios y financieros.
En concreto, los parámetros societarios facultan a las en-
tidades financieras para solicitar el reembolso anticipado
de las financiaciones en cuestión en caso de variaciones
en el accionariado de referencia de las sociedades finan-
ciadas y de las sociedades vehiculares.
Los parámetros financieros, en cambio, habitualmente
disponen:
> la obligación para las sociedades vehiculares de respetar
determinadas relaciones –generalmente 15%/85% (en
algunos casos la relación es del 10%/90% o 20%/80%)–
de patrimonio neto/endeudamiento financiero;
> la posibilidad para las sociedades vehiculares de distri-
buir dividendos: i) condicionada al respeto de una re-
lación de cobertura para el pago de la deuda (o sea,
la relación entre a) los flujos de efectivo esperados del
proyecto financiado en un determinado año y b) los in-
tereses y la cuota capital de la deuda con vencimiento
en ese mismo año) generalmente superior a 1,10 (en
154 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
algunos casos, a 1,05 y 1,15); y ii) limitada al importe del
efectivo resultante de la situación contable sometida a
auditoría contable;
> la facultad para las entidades financieras de solicitar el
reembolso anticipado en caso de una relación de co-
bertura para el pago de la deuda generalmente inferior
a 1,05 (en algunos casos, inferior a 1,00 y a 1,10);
> la disminución o el aumento de los tipos de interés apli-
cables a las financiaciones en cuestión en relación con
el nivel de respeto de una relación de cobertura para
el pago de la deuda. En concreto, el diferencial sobre
el tipo de interés de referencia aumenta en el caso de
una relación de cobertura para el pago de la deuda ge-
neralmente superior a 1,25 (en algunos casos, a 1,40) y
disminuye en el caso opuesto.
En la fecha de los presentes Estados contables, estos pará-
metros han sido respetados y no se han producido incum-
plimientos ni limitaciones en el uso de las financiaciones
en cuestión.
28. Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados - 46 millones de eurosEl Grupo concede a los empleados diversas formas de
prestaciones que se concretan en prestaciones ligadas a la
indemnización por fin de contrato, pagas extraordinarias
e indemnizaciones en sustitución del preaviso, primas de
fidelidad, asistencia sanitaria y descuentos en la energía
(modificados por los acuerdos sindicales recientes para los
empleados en servicio).
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones relativas al personal 25 25 -
Descuentos en la energía 3 3 -
Pagas extraordinarias e indemnización en sustitución del preaviso 5 5 -
Prima de fidelidad 3 2 1
Asistencia sanitaria ASEM 3 3 -
Otras prestaciones a empleados 7 5 2
Total 46 43 3
A continuación, se constata la variación experimentada de los pasivos actuariales en los dos ejercicios.
En millones de euros 2012 2011
Prestaciones
por jubilaciónDescuentos
en la energía
Otras presta-ciones Total
Prestaciones por jubilación
Descuentos en la energía
Otras presta-ciones Total
Variación en el pasivo actuarial
Pasivo actuarial al comienzo del ejercicio 32 3 8 43 32 8 6 46
Coste normal - - - - 1 - - 1
Gastos financieros 1 - 1 2 2 - - 2
Abonos (2) - - (2) (4) - - (4)
Reducciones/Liquidaciones - - - - - (6) - (6)
Otros movimientos - - - - 2 - 2 4
(Ganancias)/Pérdidas actuariales 3 - 2 5 (1) 1 - -
Costes por prestaciones laborales pasadas 41 - - 41 - - - -
Pasivo actuarial al final del ejercicio 75 3 11 89 32 3 8 43
Variación de los activos afectos a los planes
Pasivo actuarial neto 75 3 11 89 32 3 8 43
Pérdidas/(Ganancias) netas no reconocidas (42) (2) 1 (43) - - - -
Pasivo reconocido en los Estados contables 33 1 12 46 32 3 8 43
155
El asiento “Prestaciones por jubilación” acoge, en lo rela-
tivo a Italia, la estimación de las provisiones destinadas a
cubrir prestaciones relativas al sistema de previsión com-
plementaria de los directivos inactivos, mientras en lo que
atañe a las sociedades extranjeras, dicho asiento se refiere
a las prestaciones debidas tras la conclusión de la relación
laboral.
El asiento “Descuentos en la energía” incluye ciertos des-
cuentos relativos al suministro de energía eléctrica para
uso doméstico, que, asignados hasta el pasado ejercicio
a los empleados en activo y a aquellos en estado de in-
actividad, han sido transformados –a consecuencia de la
firma de acuerdos específicos con los sindicatos– en otro
procedimiento a favor de los empleados en activo y, por
tanto, hoy solo se encuentra en vigor para los empleados
en estado de inactividad.
El asiento “Otras prestaciones” acoge los pasivos relativos
a prestaciones definidas no incluidos en los asientos an-
teriores.
En la tabla siguiente se evidencia el impacto de las pres-
taciones a los empleados en las Cuentas de resultados del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2012.
En millones de euros 2012 2011
Prestaciones
por jubilaciónDescuentos
en la energía
Otras presta-ciones Total
Prestaciones por jubilación
Descuentos en la energía
Otras presta-ciones Total
Coste normal - - - - 1 - - 1
Gastos financieros 1 - - 1 2 - - 2
Amortización de (ganancias)/pérdidas actuariales - - 1 1 - - - -
Otros movimientos 2 - - 2 - - - -
Total 3 - 1 4 3 - - 3
Los costes de las prestaciones a empleados contabilizados
en 2012 ascienden a 3 millones de euros, de los que 2 mi-
llones de euros son de gastos netos de actualización con-
tabilizados en el asiento de gastos financieros.
Los principales supuestos, en coherencia con el ejercicio
anterior, utilizados en la estimación actuarial de los pasi-
vos por prestaciones a empleados y de los activos afectos
a los planes son los siguientes:
2012 2011
Tipo de actualización 3,20% 4,70%
Tipo de incremento del coste del trabajo 2,00% 2,00%
Tipo de incremento del coste de los gastos sanitarios 3,00% 3,00%
29. Provisiones no corrientes - 103 millones de euros (de las cuales, cuota a corto plazo de 2 millones de euros)
En millones de euros Antic.Usos/
Liberaciones
Otros mov./ Efecto de los
tipos de cambio de los que cuota
corriente
a 31.12.2011 a 31.12.2012
Litigios legales 22 2 (1) (1) 22 -
Gastos en plantas de producción 64 14 (7) (1) 70 1
Impuestos 6 - - (2) 4 -
Otros 9 - - (2) 7 1
Total 101 16 (8) (6) 103 2
A continuación se indica la composición principal del asiento “Provisiones no corrientes”.
156 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Provisiones para litigios legales - 22 millones de euros
Las “Provisiones para litigios legales” están destinadas a
cubrir los pasivos que podrían derivarse de procesos judi-
ciales y otros litigios. Incluyen la estimación de los gastos
debidos a litigios entablados en el ejercicio, además de la
actualización de las estimaciones sobre posiciones surgi-
das en los ejercicios precedentes, con arreglo a las indi-
caciones de los especialistas jurídicos internos y externos.
Provisiones para gastos en plantas de producción - 70 millones de euros
El asiento “Provisiones para gastos en plantas de produc-
ción” incluye principalmente la estimación de los futuros
gastos que se habrán de soportar por el desmantelamien-
to y el reacondicionamiento de las plantas, en cumpli-
miento de obligaciones legales, contractuales o implícitas,
así como por la descontaminación o la restitución de las
condiciones ambientales originales en aquellos casos en
los que la actividad haya producido daños al medio am-
biente, y gastos de diversa índole y por litigios con enti-
dades locales en relación con impuestos y tasas. El incre-
mento del asiento se puede imputar, por 11 millones de
euros, a la actualización de la estimación de la provisión
para desmantelamiento y reacondicionamiento.
30. Pasivos financieros no corrientes - 67 millones de eurosLos “Pasivos financieros no corrientes” recogen exclusivamente el valor razonable de los contratos derivados. En la tabla
siguiente se exponen el valor teórico y el valor razonable de los derivados existentes, desglosados por tipo de contrato
y designación.
En millones de euros Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2012 a 31.12.2011 a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Derivados de cobertura cash flow hedge 870 476 67 40 27
Intereses 870 476 67 40 27
Total 870 476 67 40 27
El valor teórico de los contratos derivados clasificados en-
tre los pasivos financieros no corrientes, relativos a cash
flow hedge, resulta equivaler en total a 31 de diciembre
de 2012 a 870 millones de euros, siendo su valor razona-
ble correspondiente igual a 67 millones de euros.
La variación positiva del valor razonable, igual a 27 mi-
llones de euros, se puede atribuir principalmente al in-
cremento de los derivados de cobertura cash flow hedge
sobre intereses de la sociedad de control (20 millones de
euros) y de terceros (7 millones de euros).
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que dichos derivados están clasificados
todos en el nivel 2.
31. Otros pasivos no corrientes - 137 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Deudas por tasas de ocupación y contribuciones de urbanización 37 18 19
Deudas por adquisición de participaciones 21 21 -
Otras deudas diversas 79 84 (5)
Total 137 123 14
157
Las “Deudas por tasas de ocupación y contribuciones de
urbanización” incluyen 36 millones de euros de contribu-
ciones por satisfacer a los ayuntamientos de la región de
Toscana, sedes de centrales geotérmicas, según lo previsto
en el artículo 4 del Acuerdo Voluntario de Implementa-
ción del Protocolo de Entendimiento estipulado el 20 de
diciembre de 2007 (18 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2011); concretamente, dicho Acuerdo, firmado en
el mes de abril de 2010, prevé que Enel Green Power SpA
abone a las entidades locales, a título de compensación
medioambiental y territorial, un importe definido por
cada MW autorizado. Acoge, además, 1 millón de euros
correspondiente a las subvenciones a instalaciones ya co-
bradas concedidas por el Ministerio de Actividades Pro-
ductivas en el marco de lo establecido en la Ley italiana
n. 488/1992, y relativas a proyectos aún no concluidos (7
millones de euros a 31 de diciembre de 2011).
Las “Deudas por adquisición de participaciones” se refie-
ren primordialmente a la contabilización del derecho de
opción para la adquisición de la cuota accionarial de la
participada adquirida en 2010 Maicor Wind (40%), por un
importe de 9 millones de euros, y de la cuota accionarial
de Renovables de Guatemala poseída por Simest (8,8%),
por un valor de 12 millones de euros (a 31 de diciembre de
2011, igual a 13 millones de euros). La Sociedad matriz se
comprometió, de hecho, a adquirir a Simest toda su cuota
de participación accionarial en Renovables de Guatemala
con fecha del 30 de junio de 2017 (el ejercicio del derecho
de dicha opción podrá efectuarse a partir del 30 de junio
de 2015).
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable de
las opciones susodichas, para ambas se deja constancia de
que el derivado asociado está clasificado en el nivel 3; el
valor teórico corresponde al valor razonable respectivo y
en el transcurso del ejercicio no produjo efectos significa-
tivos en las Cuentas de resultados.
Pasivos corrientes
32. Financiaciones a corto plazo - 818 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Deudas con entidades bancarias 70 33 37
Deudas con otras entidades financieras 748 725 834 822 (86)
Total 818 725 867 822 (49)
El asiento “Deudas con otras entidades financieras” se refiere principalmente a la exposición a corto plazo a Enel SpA
(612 millones de euros) y Enel Finance International NV (110 millones de euros).
33. Deudas comerciales - 1.070 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Deudas comerciales 1.070 302 1.032 267 38
Deudas por trabajos en curso por encargo - 1 (1)
Total 1.070 1.033 37
158 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
El asiento “Deudas comerciales”, igual a 1.070 millones de
euros, presenta un incremento de 38 millones de euros,
referido principalmente a deudas con la sociedad de con-
trol.
El asiento acoge deudas con partes relacionadas por un
importe de 302 millones de euros (267 millones de euros a
31 de diciembre de 2011), principalmente con la sociedad
de control Enel SpA.
A continuación, el desglose por fecha de vencimiento de
las deudas comerciales con terceros.
En millones de euros
Hasta el 30 de junio de 2013 627
Entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2013 81
En 2014 60
En adelante -
Total a 31 de diciembre de 2012 768
34. Deudas por impuesto de sociedades - 44 millones de euros
La reducción del asiento “Deudas por impuesto de sociedades”, igual a 49 millones de euros, se refiere principalmente
a la disminución de las deudas por impuesto de sociedades de Enel Green Power España (35 millones de euros) y de la
Sociedad matriz (19 millones de euros).
35. Otros pasivos corrientes - 375 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Deudas por tasas varias y contribuciones de urbanización 30 23 7
Deudas con el personal y los organismos de la seguridad social 27 26 1
Anticipos pasivos y pagos diferidos 56 1 46 1 10
Deudas por adquisición de participaciones 126 - 126
Deudas tributarias diversas 38 29 9
Otras deudas diversas 98 16 79 23 19
Total 375 203 172
El asiento “Deudas por tasas varias y contribuciones de
urbanización” recoge las deudas con las entidades locales
que sean sedes de centrales eléctricas, por tasas relativas
a obras de urbanización e intervenciones varias en el terri-
torio afectado por la construcción de las instalaciones, y
las deudas por tasas de ocupación, sobretasas por uso de
cuencas hidrográficas y fluviales y otras tasas, debidas por
concesiones de uso de aguas públicas con fines hidroeléc-
tricos.
El asiento “Deudas por adquisición de participaciones”
acoge la deuda generada por la compra del segundo par-
que eólico en México, como se describe con anterioridad
en la Nota n. 4.
159
36. Pasivos financieros corrientes - 89 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2012 de los que con
partes relacionadas a 31.12.2011 de los que con
partes relacionadas 2012-2011
Pagos diferidos financieros corrientes 88 71 105 70 (17)
Contratos derivados 1 18 14 (17)
Total 89 123 (34)
El asiento “Pagos diferidos financieros corrientes” registra
una reducción de 17 millones de euros, atribuible princi-
palmente a la clasificación de algunos pasivos en la Penín-
sula Ibérica y Rumanía.
En la tabla siguiente se exponen el valor teórico y el valor
razonable de los derivados existentes, desglosados por
tipo de contrato y designación.
En millones de euros Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2012 a 31.12.2011 a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Derivados de cobertura cash flow hedge - 364 - 14 (14)
Commodities - 350 - 14 (14)
Intereses - 14 - - -
Derivados de trading 25 43 1 4 (3)
Tipos de cambio 14 43 - 4 (4)
Intereses 11 - 1 - 1
Total 25 407 1 18 (17)
El valor teórico de los contratos derivados de trading clasi-
ficados entre los pasivos financieros corrientes resulta ser
a 31 de diciembre de 2012 igual a 25 millones de euros,
siendo su valor razonable correspondiente equivalente a
1 millón de euros.
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que dichos derivados están clasificados
todos en el nivel 2.
160 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
37. Compromisos contractuales y garantíasEn millones de euros
a 31.12.2012 a 31.12.2011 2012-2011
Garantías prestadas:
- avales y garantías otorgados a favor de terceros 1.145 528 618
Compromisos asumidos con proveedores por:
- suministros varios 1.126 1.620 (494)
Total 2.272 2.148 124
Los avales otorgados a favor de sociedades controladas
son relativos a la cobertura de los compromisos asumidos,
atribuibles principalmente a garantizar la seriedad de la
participación en concursos encaminados al desarrollo de
nuevos proyectos, el pago de contratos de construcción
de instalaciones, la conexión a la red eléctrica de las ins-
talaciones en construcción y/o en funcionamiento y los
servicios derivados de los contratos plurianuales de venta
de energía.
El Grupo, además, tiene en vigor acuerdos marco para
la compra de turbinas con las sociedades Siemens Wind
Power A/S (Siemens) y Vestas Italia Srl (Vestas). Concreta-
mente, el primer acuerdo marco tiene como objeto el su-
ministro, el transporte, la instalación y el mantenimiento
por parte de Siemens, en varios de los países en los que
opera el Grupo y para el período 2011-2014, de turbinas
eólicas con una potencia total de 600 MW, con la opción a
favor de Enel Green Power SpA de aumentar dicha poten-
cia en otros 600 MW en el mismo período de validez; el se-
gundo acuerdo marco tiene como objeto el suministro, el
transporte, la instalación y el mantenimiento por parte de
Vestas, en los países en los que el Grupo opera y durante el
período 2011-2014, de turbinas eólicas con una potencia
total de 700 MW, con opción a favor de Enel Green Power
de aumentar dicha potencia en otros 700 MW en el mis-
mo período de validez.
El Grupo también mantiene en vigor compromisos para
comprar paneles fotovoltaicos.
Además, cabe destacar que la Sociedad matriz posee com-
promisos con la región Toscana en lo que respecta al Pro-
tocolo de Colaboración, firmado en 2007, en el que Enel
se compromete a realizar actividades de investigación y de
innovación tecnológica en el campo de las energías reno-
vables. Los compromisos que se refieren específicamente
a la sociedad Enel Green Power no se definirán hasta que
no se acuerde con la región la lista detallada de las activi-
dades que se consideran idóneas para los objetivos arriba
mencionados.
38. Información sobre las partes relacionadas
Las partes relacionadas se identificaron con arreglo a lo
dispuesto en los principios contables internacionales y
en el procedimiento de regulación de las operaciones
con partes relacionadas, aprobado con fecha del 1 de
diciembre de 2010 por el Consejo de Administración de
Enel Green Power SpA, tras el dictamen del Comité para el
Control Interno del 23 de noviembre de 2010.
Este procedimiento (disponible en la dirección de internet
http://www.enelgreenpower.com/es-ES/company/go-
vernance/related_parties/) determina una serie de reglas
encaminadas a asegurar la transparencia y la corrección,
tanto en el fondo como en la forma, de las operaciones
con partes relacionadas y se adoptó en virtud de lo dis-
puesto en el artículo 2391 bis del Código Civil italiano y de
la regulación de aplicación dictada por la CONSOB.
Concretamente, a lo largo de 2012, las operaciones con
las partes relacionadas se han referido a varias actividades
específicas, entre las cuales se hallan:
> la gestión del riesgo generado por la variación de los
tipos de interés y los tipos de cambio;
> el suministro de prestaciones profesionales y servicios;
> la gestión de servicios comunes;
161
> la compraventa de energía;
> la compraventa de certificados verdes y de eficiencia
energética.
A las operaciones arriba descritas es necesario añadir el
ejercicio de la opción del “Consolidado Fiscal Nacional”
con la sociedad de control Enel SpA.
Con arreglo a la normativa contenida en la Ley italiana
TUIR (DPR 917/1986, artículos 117 y siguientes) relativa
al régimen fiscal de imposición de Grupo denominado
“Consolidado Fiscal Nacional”, la Sociedad matriz renovó
conjuntamente con la sociedad de control Enel la opción
para el régimen del “Consolidado Fiscal Nacional” para el
período 2010-2012, regulando consecuentemente todas
las obligaciones y responsabilidades recíprocas.
Se deja constancia de que en los meses de noviembre y
diciembre de 2012 se aprobaron algunas operaciones cali-
ficadas de ordinarias de gran relevancia, acometidas a tra-
vés de una sociedad controlada y concluidas según unas
condiciones equivalentes a las del mercado o estándar.
Dichas operaciones entran dentro de los supuestos de
exención expuestos en el artículo 13, apartado 3, letra c)
del “Reglamento referente a disposiciones en materia de
operaciones con partes relacionadas”, adoptado por la
CONSOB mediante la decisión n. 17221 del 12 de marzo
de 2010 y sus sucesivas modificaciones (“Reglamento de
Partes Relacionadas”), y en el procedimiento al respecto
adoptado por Enel Green Power en aplicación de dicho
reglamento. De este modo, no están, por lo tanto, sujetas
a las obligaciones de publicación previstas para las opera-
ciones con partes relacionadas de mayor importancia en el
artículo 5, apartados del 1 al 7, del Reglamento de Partes
Relacionadas. En cualquier caso, dichas operaciones fue-
ron objeto de una comunicación específica a la CONSOB,
según lo previsto en el susodicho artículo 13, apartado 3,
letra c). A continuación se resumen las principales caracte-
rísticas de dichas operaciones.
Parte contraria de la operación: Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA;
Asunto: venta de la energía eléctrica que será producida
por las plantas de Valle de los Vientos y Taltal, por parte
de Enel Latin America (Chile) Ltda a Empresa Nacional de
Electricidad SA, durante un período de veinte años a partir
de la fecha de puesta en funcionamiento de cada una de
ellas;
Retribución: valor máximo teórico de la operación com-
prendido entre un mínimo de unos 870 millones de dó-
lares estadounidenses y un máximo de 1.320 millones de
dólares estadounidenses, aproximadamente.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV;
Asunto y Retribución: dos contratos de financiación que
contemplan dos líneas de crédito de 500 millones de eu-
ros (en total, 1.000 millones de euros) entre Enel Green
Power International BV y Enel Finance International NV.
Las condiciones negociadas en los contratos de financia-
ción están en consonancia con las condiciones disponi-
bles en el mercado de deuda con las mejores entidades
financieras existentes, también para contratos de importe
inferior, pero de igual duración que los instrumentos su-
sodichos.
Parte contraria de la operación: Enel Energie y Enel Energie
Muntenia;
Asunto: dos contratos de compraventa de certificados
verdes relativos, respectivamente, al primer semestre de
2013 y al segundo semestre de 2013 - primer semestre de
2023 entre Enel Green Power Romania Srl y Enel Energie/
Enel Energie Muntenia;
Retribución: el valor del primer contrato ascenderá a un
importe comprendido entre un mínimo de 21,6 millones
de euros y un máximo de unos 73,2 millones de euros; el
del segundo, entre un mínimo de 656,7 millones de euros
y un máximo de 1.539 millones de euros.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV;
Asunto y Retribución: renovación del contrato de financia-
ción de 1.200 millones de euros entre Enel Green Power
International BV y Enel Finance International NV. Las
condiciones de renovación están en consonancia con las
condiciones disponibles en el mercado de deuda con las
mejores entidades financieras existentes, también para
contratos de importe inferior, pero de igual duración que
el instrumento antedicho.
Cabe precisar que en todas las operaciones mencionadas,
la parte contraria de la operación es una parte relacionada
de Enel Green Power, ya que comparte con esta el mismo
sujeto de control, Enel SpA.
La siguiente tabla ilustra las relaciones de carácter econó-
mico-financiero y patrimonial mantenidas por el Grupo
con sus partes relacionadas durante 2012.
162 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
En millones de euros Partes relacionadas Partes relacionadas
Enel SpAEnel
Servizi Srl
Enel Produzione
SpAEnel
Trade SpA
Enel Finance International
NVEnel Lease
Eurl Enel.FactorGSESpA
GMESpA
AUSpA
TernaSpA
Enel Distribuzione
SpA
Enel Ingegneria e Ricerca SpA Endesa
Otras menores
TOTAL GENERAL
Total Asiento de los Estados Incidencia%
Relaciones patrimoniales
Créditos comerciales 2 3 134 19 - - - 21 - - - 1 - - 23 203 571 36%
Otros activos corrientes 13 - - 3 - - - - - - - - - - 6 22 344 6%
Activos financieros corrientes - - - 2 347 - - - - - - - - - 21 370 428 86%
Deudas comerciales 135 87 19 - - - 28 - - - - - 12 1 20 302 1.070 28%
Otros pasivos corrientes 12 1 - 3 - - - - - - - - - - 1 17 375 5%
Pasivos financieros corrientes 15 - - - 56 - - - - - - - - - - 71 89 80%
Financiaciones a largo plazo - - - - 2.461 29 - - - - - - - 1 - 2.491 4.617 54%
Financiaciones a corto plazo 612 - - - 110 2 - - - - - - - - 1 725 818 89%
Relaciones económicas
Ingresos por ventas y prestación de servicios - - 117 254 - - - 259 471 - 13 40 - - 71 1.225 2.565 48%
Otros ingresos - 1 1 - - - - - - - 1 - - - 11 14 131 11%
Materias primas y bienes de consumo - - - - - - - - - - - 2 - - 32 34 371 9%
Servicios 31 32 9 - - - - - - - - - 3 2 13 90 431 21%
Otros gastos de explotación - - - - - - - - 15 - 10 - - - 2 27 128 21%
Ingresos financieros - - - - 3 - - - - - - - - - 1 4 133 3%
Gastos financieros 21 - - - 136 2 - - - - - - - 1 - 160 363 44%
La sociedad de control Enel SpA
Las relaciones con la sociedad de control Enel SpA se re-
fieren principalmente a i) la centralización en la Sociedad
matriz de algunas funciones de apoyo inherentes a las
áreas legal, personal, secretaría general, administración,
planificación y control relativas a Enel Green Power; ii) los
servicios de dirección y coordinación llevados a cabo por
Enel SpA respecto a Enel Green Power.
Partes relacionadas internas del Grupo Enel
Las operaciones más significativas con las sociedades con-
troladas por Enel SpA conciernen a:
> Enel Trade SpA: venta de energía y de certificados ver-
des por parte de Enel Green Power SpA a Enel Trade
SpA y gestión del riesgo de Commodities por parte
de Enel Trade SpA para las sociedades del Grupo Enel
Green Power;
> Enel Distribuzione SpA: venta de certificados de eficien-
cia energética de Enel.si a Enel Distribuzione SpA;
> Enel Produzione SpA: venta de energía por parte de
Enel Green Power SpA a Enel Produzione SpA y presta-
ción de servicios de gestión remota de las centrales hi-
droeléctricas y eólicas, mantenimiento de seguridad de
las presas y mantenimiento de las centrales hidroeléc-
tricas, llevados a cabo por Enel Produzione SpA para
Enel Green Power SpA;
163
> Enel Servizi Srl: gestión de los servicios de aprovisiona-
miento, gestión de los espacios, servicios administrati-
vos, de restauración y de gestión del parque de máqui-
nas llevados a cabo por Enel Servizi Srl para Enel Green
Power SpA;
> Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servicios de consultoría y
gestión técnica de los proyectos relativos a la construc-
ción de nuevas plantas llevados a cabo por Enel Ingeg-
neria e Ricerca SpA para Enel Green Power SpA y las
sociedades del Grupo;
> Enel Finance International NV: concesión de financia-
ciones a Enel Green Power SpA y a las sociedades del
Grupo;
> Sociedades pertenecientes al subgrupo Endesa: ges-
tión de servicios administrativos, de suministro de soft-
ware y hardware y de compraventa de energía para el
subgrupo Enel Green Power España.
Partes relacionadas externas al Grupo Enel
Como operador en el campo de la producción de ener-
gía eléctrica a partir de fuentes renovables, Enel Green
Power vende energía eléctrica y disfruta de servicios de
distribución y transporte de un cierto número de socie-
dades controladas por el Estado (accionista del Grupo
Enel SpA).
Las relaciones con las empresas que el Estado posee o con-
trola, atañen principalmente a:
> Gestore dei Mercati Energetici SpA;
> Gestore dei Servizi Energetici SpA;
> Acquirente Unico SpA;
> Terna SpA.
En millones de euros Partes relacionadas Partes relacionadas
Enel SpAEnel
Servizi Srl
Enel Produzione
SpAEnel
Trade SpA
Enel Finance International
NVEnel Lease
Eurl Enel.FactorGSESpA
GMESpA
AUSpA
TernaSpA
Enel Distribuzione
SpA
Enel Ingegneria e Ricerca SpA Endesa
Otras menores
TOTAL GENERAL
Total Asiento de los Estados Incidencia%
Relaciones patrimoniales
Créditos comerciales 2 3 134 19 - - - 21 - - - 1 - - 23 203 571 36%
Otros activos corrientes 13 - - 3 - - - - - - - - - - 6 22 344 6%
Activos financieros corrientes - - - 2 347 - - - - - - - - - 21 370 428 86%
Deudas comerciales 135 87 19 - - - 28 - - - - - 12 1 20 302 1.070 28%
Otros pasivos corrientes 12 1 - 3 - - - - - - - - - - 1 17 375 5%
Pasivos financieros corrientes 15 - - - 56 - - - - - - - - - - 71 89 80%
Financiaciones a largo plazo - - - - 2.461 29 - - - - - - - 1 - 2.491 4.617 54%
Financiaciones a corto plazo 612 - - - 110 2 - - - - - - - - 1 725 818 89%
Relaciones económicas
Ingresos por ventas y prestación de servicios - - 117 254 - - - 259 471 - 13 40 - - 71 1.225 2.565 48%
Otros ingresos - 1 1 - - - - - - - 1 - - - 11 14 131 11%
Materias primas y bienes de consumo - - - - - - - - - - - 2 - - 32 34 371 9%
Servicios 31 32 9 - - - - - - - - - 3 2 13 90 431 21%
Otros gastos de explotación - - - - - - - - 15 - 10 - - - 2 27 128 21%
Ingresos financieros - - - - 3 - - - - - - - - - 1 4 133 3%
Gastos financieros 21 - - - 136 2 - - - - - - - 1 - 160 363 44%
164 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
39. Activos y pasivos potenciales
Arbitraje LaGeo
En octubre de 2008, Enel Produzione entabló un proce-
dimiento arbitral, con arreglo a las normas de la Cámara
de Comercio Internacional de París, contra la Comisión
Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), totalmente
controlada por la República de El Salvador, e Inversiones
Energéticas SA de Cv (INE), totalmente controlada por
CEL, para hacer valer su incumplimiento de ciertas dispo-
siciones contenidas en el pacto parasocial suscrito entre
Enel Produzione e INE el 4 de junio de 2002, y que tiene
por objeto la gestión de la sociedad LaGeo.
Concretamente, dicho pacto parasocial suscrito con mo-
tivo de las reformas del sector eléctrico por parte de El
Salvador establecía el derecho de Enel Produzione (a la
que Enel Green Power sucedió por efecto de la escritura
de escisión de 2008) a financiar las inversiones de LaGeo
mediante la imputación de los pagos efectuados a una
ampliación de capital. El mismo pacto contemplaba ade-
más el deber de LaGeo de distribuir todos los beneficios
de la sociedad.
Tras haber cumplido con el pacto en las primeras fases de
construcción de las centrales geotérmicas en El Salvador
hasta aumentar la participación de Enel Produzione en
LaGeo al 36,20%, LaGeo dejó de permitir a Enel Produzio-
ne (y, por consiguiente, a Enel Green Power) financiar las
inversiones decididas y, por lo tanto, suscribir posibles am-
pliaciones de capital.
Por ello, Enel Produzione solicitó al colegio arbitral que
condenara a INE y CEL (i) a la ejecución, de manera es-
pecífica, de las obligaciones previstas en el pacto, con la
distribución de los beneficios netos como dividendos,
permitiendo financiar las inversiones en LaGeo y suscribir
la correspondiente ampliación de capital, así como a una
indemnización por daños y perjuicios por un importe de
30 millones de dólares estadounidenses más intereses, ta-
sas y gastos legales o, como alternativa, (ii) a pagar una
indemnización por los daños cuantificados en un total de
264,2 millones de dólares estadounidenses más intereses,
tasas y gastos legales.
En el juicio, INE se constituyó en parte y solicitó la exclu-
sión de CEL y una indemnización por daños y perjuicios a
cargo de Enel Green Power por un valor total de 100,3 mi-
llones de dólares estadounidenses por los daños causados
por la incorrecta ejecución de los trabajos realizados hasta
la fecha de la demanda a partir de las inversiones finan-
cieras realizadas hasta aquel momento por el Grupo Enel.
Concluida la fase de instrucción, en enero de 2010, el co-
legio arbitral celebró las vistas finales en la última semana
de febrero y en la primera de marzo de 2010 en Panamá.
Los escritos de réplica finales de las partes se presentaron
el 22 de mayo de 2010. El colegio arbitral emitió final-
mente su laudo, que se notificó a las partes el 5 de julio
de 2011. En dicha decisión se confirmó el derecho de Enel
Green Power a financiar las inversiones de LaGeo, capi-
talizando los correspondientes importes. En consecuen-
cia, el colegio arbitral condenó a INE a tomar las medidas
oportunas para que, en el plazo de 30 días a partir de la
notificación del laudo, Enel Green Power pudiera partici-
par en una ampliación de capital de la sociedad, suscri-
biendo unos 9 millones de acciones, con un contravalor
de 127 millones de dólares estadounidenses, aproxima-
damente. Como consecuencia de dicha decisión, Enel
Green Power debería contar con el 53% del capital social
de la sociedad.
Además, el colegio arbitral condenó a INE a permitir que
LaGeo distribuyese los beneficios logrados en 2008 y 2009
y rechazó íntegramente las demandas de indemnización
por daños y perjuicios presentadas contra Enel Green
Power.
Inversiones Energéticas SA de Cv impugnó la decisión ante
el Tribunal de Arbitraje de París, que mediante su dicta-
men del 8 de enero de 2013, confirmó el laudo emitido
por los árbitros.
Litigio Energia XXI Energias Renováveis e Consultoria Limitada contra Enel Green Power España
En 1999, Energia XXI entabló un procedimiento arbitral
contra MADE (hoy Enel Green Power) por unos presuntos
daños y perjuicios sufridos por la rescisión prematura de
un contrato de agencia en exclusiva para la venta de ae-
rogeneradores y parques eólicos en Portugal y Brasil. El 21
de noviembre de 2000, el colegio arbitral determinó que
165
la rescisión prematura por parte de MADE era ilegal, por
lo que le ordenó a esta última que abonara los importes
siguientes: (i) costas judiciales, (ii) la parte fija de la retribu-
ción mensual del período incluido entre la fecha del 21 de
julio de 1999 (fecha de rescisión del contrato) y el 9 de oc-
tubre de 2000 (fecha de vencimiento del contrato), igual
a unos 50.000 euros, (iii) el lucro cesante, que se habría de
calcular con referencia a la no conclusión de contratos de
al menos 15 MW de capacidad. Tras el laudo arbitral, se
entablaron dos procesos civiles diferentes:
1) el primer recurso fue presentado en el Tribunal Judicial
de Primera Instancia por MADE, mediante el que solici-
taba la anulación del laudo. El juicio sigue aún hoy pen-
diente;
2) el segundo recurso fue presentado el 9 de mayo de
2006 ante el Tribunal Civil de Lisboa por Energia XXI,
solicitando la condena de Enel Green Power España al
pago de lo dispuesto en el laudo arbitral (la actual valo-
ración de los daños y perjuicios establecidos en el laudo
de 2000 es, según la cuantificación de Energia XXI, de
546 millones de euros). Enel Green Power España con-
sidera la causa infundada. A petición de MADE, el juez
suspendió el presente juicio a la espera de la resolución
del primero.
Liquidación complementaria del IVA para Enel.si
Enel.si efectuó a través de la aduana de Piacenza, de 2007
a 2012, importaciones de paneles fotovoltaicos, liquidan-
do el IVA mediante la aplicación del tipo reducido del 10%
previsto para las plantas de producción de energía eléctri-
ca fotovoltaica en el n. 127 quinquies de la Tabla A - Parte
Tercera, adjunta al Decreto del Presidente de la República
italiana n. 633/1972.
La aduana de Piacenza, tras revisar los resguardos adua-
neros de importación de paneles fotovoltaicos, actividad
desplegada con arreglo a los artículos 78, apartado II, del
Reg. CEE n. 2973/1992 y 11 del Decreto Legislativo italia-
no n. 374/1990, notificó a Enel.si tres actas de imposición
de sanciones por IVA contra el consignatario Bertola, pero
atribuyendo la responsabilidad contractual a Enel.si, por
un valor total de unos 7,9 millones de euros, oponiéndose
a la aplicación del tipo de IVA reducido del 10%, basán-
dose en que el panel fotovoltaico no se puede considerar
una planta de producción de energía eléctrica fotovoltai-
ca, sino un bien terminado. Las actas se impugnaron opor-
tunamente.
166 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
La aplicación del tipo de IVA al 10% está plenamente le-
gitimada por la respuesta favorable dada a Enel.si en el
transcurso de 2008 por la Agencia Tributaria italiana, Di-
rección Regional de Lacio, tras la consulta planteada por
la Sociedad. De hecho, dicha Dirección Regional confirmó
expresamente la aplicabilidad del tipo de IVA al 10%, con
arreglo a un examen técnico realizado por el Politécnico
de Milán, adjunto a dicha consulta, mediante el que se
reconoció al módulo fotovoltaico la naturaleza de planta
de generación de energía eléctrica de pequeña potencia
y baja tensión. Otra confirmación de la corrección del
comportamiento de la Sociedad vino dada por las sen-
tencias favorables de la Comisión Tributaria Provincial de
Piacenza n. 63/01/2012 y n. 2/01/2013, que acogieron
respectivamente el recurso presentado por Enel.si contra
las dos primeras actas de sanción notificadas. Con refe-
rencia a la tercera acta, se presentó recurso dentro de los
plazos legales y se está a la espera del emplazamiento de
la audiencia.
En el mes de abril de 2012, la Guardia de Finanzas, Gru-
po de Policía Tributaria de Roma (Sección Aduanas e IVA
intracomunitario), entabló un examen fiscal contra la So-
ciedad, que tenía principalmente por objeto el respeto
de la normativa en materia aduanera con referencia a las
compras, cesiones, importaciones y exportaciones en ám-
bito nacional, comunitario y extracomunitario durante los
ejercicios 2007-2012 (mes de abril). El examen concluyó
con la notificación de un acta de comprobación cuyo va-
lor, en términos de sanciones referidas a las operaciones
de adquisiciones, internas e intracomunitarias, realizadas
por la sociedad en los años 2007-2012, no es fácil de cuan-
tificar. La mejor estimación asciende a unos 27,7 millones
de euros. La sociedad puede presentar un recurso en el
plazo de 60 días a partir de la notificación de la correspon-
diente acta de impugnación de las sanciones. En el mes
de diciembre de 2012, la Agencia Tributaria, Dirección
Regional del Lacio, notificó a Enel.si la primera acta de im-
pugnación de sanciones referida solo al año 2007, de un
importe de unos 4,3 millones de euros, contra la que la so-
ciedad presentó un recurso en el mes de enero 2013, aún
pendiente ante la Comisión Tributaria Provincial de Roma.
Dicho lo anterior, a la luz de la consulta y de los primeros
fallos favorables de la Comisión Tributaria Provincial de
Piacenza, actualmente el riesgo de que la Sociedad pierda
este litigio debe considerarse remoto.
Litigio relativo a los parques eólicos de EGPE en España
Las autorizaciones relativas a los parques eólicos de Valde-
samario, Peña del Gato y Espina, así como los correspon-
dientes a las líneas eléctricas de alta tensión de Villameca
y las subestaciones (SET) de Ponjos en Villameca, fueron
impugnadas por SEO, una asociación ecologista.
El 25 de octubre de 2012, el juez de primera instancia aco-
gió el recurso relativo a las SET de Villameca. Enel Green
Power recurrió dicha sentencia y el juicio está ahora pen-
diente en apelación.
Los otros procedimientos están aún pendientes en prime-
ra instancia.
Enelpower do Brasil
Enelpower do Brasil mantiene un contencioso en materia
de PIS y COFINS (impuestos sobre el beneficio bruto) por
un importe total de aproximadamente 54 millones de rea-
les brasileños (iguales a unos 21 millones de euros).
Enelpower do Brasil impugnó el documento de liquida-
ción (tax assessment), obteniendo una reducción provi-
sional de los impuestos a 23 millones de reales brasileños
(iguales a unos 9 millones de euros).
El juicio está actualmente pendiente, a la espera de la sen-
tencia de la autoridad administrativa de segunda instan-
cia. Una posible sentencia desfavorable podrá ser objetivo
de un gravamen adicional.
LDK
En septiembre de 2011, Enel.si demandó a la sociedad
LDK Solar, proveedora de paneles fotovoltaicos, para re-
cuperar un importe de 7,2 millones de dólares a título de
penalizaciones contractuales debidas por la inobservancia
de las entregas.
LDK, en el transcurso del juicio, reclamó a su vez una indem-
nización de 35 millones de dólares a Enel.si, alegando que
esta rescindió ilegítimamente el contrato de suministro.
167
Durante el juicio, dicha demanda reconvencional fue re-
ducida por la misma LDK a 11,2 millones de dólares.
Enel.si confía en que la demanda reconvencional de la
parte contraria sea rechazada, ya que la rescisión se pro-
dujo de un modo legítimo y los presuntos daños reclama-
dos por la parte contraria son inexistentes.
El Juez, en la vista del 5 de febrero de 2013, concedió a las
partes los plazos del 7 de marzo, 6 de abril y 24 de abril de
2013 para presentar sus escritos, manteniendo la causa a
la espera de la admisión de las pruebas.
Resit Srl
En 2010, la sociedad Resit transmitió a la sociedad Enel
Green Power el 100% de las acciones de la sociedad Alto-
monte FV Srl, titular de un proyecto fotovoltaico en el mu-
nicipio de Altomonte, con una potencia de 20 MW.
El precio convenido entre las partes fue calculado tenien-
do en cuenta como base variable las diferentes capacida-
des cuya autorización podría haber obtenido la planta.
Como el proyecto se autorizó con una capacidad inferior
a la esperada en total, Enel Green Power procedió al pago
del importe correspondiente a la capacidad efectiva de la
planta.
Tras proceder Resit a impugnar la denegación de la auto-
rización, solicitando una nueva simultáneamente, la par-
te restante de la planta fue autorizada. Por dicho motivo,
Resit solicitó a Enel Green Power el pago de lo pactado
originalmente en caso de que se realizara la planta com-
pleta. Enel Green Power, aunque manifestó su disponibili-
dad para abonar parte de dicho importe, hizo constar que
durante el período de obtención de la autorización el ré-
gimen tarifario había cambiado y que la planta realizada
con arreglo a la nueva autorización era más pequeña de la
diseñada originalmente. La sociedad, por lo tanto, solicitó
acordar un precio definitivo de compra más bajo.
Resit, oponiéndose a los argumentos de Enel Green
Power, presentó una instancia ante el Tribunal de Roma,
obteniendo una orden conminatoria para el pago de un
importe de 1,7 millones de euros más las costas judiciales.
Enel Green Power recurrió dicha orden del Tribunal de
Roma, oponiéndose además por excesivo al importe de
1,7 millones solicitado.
Mat B Eole contra Enel Green Power France (Francia)
MAT B Eole (anteriormente, socio de Enel Green Power
France) citó a Enel Green Power France ante el Tribunal
de lo Mercantil de Lyon en razón de la presunta rescisión
ilegal de un acuerdo de cooperación relativo a las instala-
ciones de Haut de Conges Wind Farm (28 MW) y reclamó
una indemnización por daños y perjuicios de unos 2,5 mi-
llones de euros. Mediante la sentencia emitida en el pasa-
do mes de mayo de 2012, dicho Tribunal de lo Mercantil
rechazó la demanda del actor, ordenando a MAT B Eole
la transmisión a Enel Green Power France de la autoriza-
ción (power purchase certificate) retenida ilegalmente, así
como el pago a Enel Green Power France de un importe
igual a 435.000 euros como indemnización. En el mes de
septiembre de 2012, Mat B Eole recurrió la susodicha de-
cisión en primera instancia ante el Tribunal de Apelación
de lo Mercantil competente. Se encuentra en curso la fase
de instrucción, que se cerrará con fecha del 14 de mayo
de 2013.
Ministério Público do Estado de Mato Grosso (“MP”) contra Primavera Energia SA
El 18 de enero de 2011, el Ministério Público do Estado
de Mato Grosso entabló una acción civil pública contra
Primavera Energia en razón de unos presuntos daños al
medio ambiente derivados de la no instalación de estruc-
turas destinadas (fish ladder) a proteger la fauna presente
en el río cuyas aguas deriva la central hidroeléctrica de Pri-
mavera Energia.
El Ministerio Público solicitó una orden inaudita altera par-
te (“protección cautelar”) para la construcción inmediata
de una escalera para peces u otra instalación similar sus-
ceptible de proteger su supervivencia.
El 1 de febrero de 2011, el Tribunal competente dispuso
que no se podía establecer protección cautelar alguna an-
tes de la instauración del necesario proceso contradictorio
entre las partes.
168 Estados contables consolidadosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Una vez instaurado dicho proceso, acogiendo las objecio-
nes formuladas por Primavera Energia, el juicio fue remiti-
do a la jurisdicción del Tribunal Federal, que, mediante su
decisión del 16 de enero de 2013, rechazó la solicitud de
emisión de la orden de construcción de la escalera para
peces. Primavera Energia confía en una conclusión posi-
tiva del juicio, que en la actualidad tiene un valor de 2,5
millones de dólares.
Ex socios de Prius Enerolica contra Enel Green Power España
Con fecha del 25 de agosto de 2006, los ex socios de Prius
Enerolica y EUFER (hoy Enel Green Power España) suscri-
bieron un contrato de compraventa del 100% de las ac-
ciones poseídas por los vendedores del capital social de
Prius Enerolica. Posteriormente, con fecha del 14 de no-
viembre de 2011, los ex socios de Prius Enerolica entabla-
ron un procedimiento arbitral para la indemnización de
los daños y perjuicios que habrían sufrido en relación con
el pago con retraso de parte del precio de la compraventa.
El acuerdo contemplaba, de hecho, que el saldo del precio
se determinase con arreglo a lo previsto contractualmente
una vez recibida la documentación también prevista. En
el contrato se disponía, además, el pago de una penaliza-
ción igual a 300.000 euros al mes por el retraso en la en-
trega de dicha documentación (necesaria para el cálculo
del precio del contrato).
Se espera que el laudo arbitral sea emitido en el primer
trimestre de 2013.
Enel Green Power España confía en una conclusión positi-
va del procedimiento y, en cualquier caso, considera que
la suma solicitada por la parte contraria, que asciende a
17,5 millones de euros, es desproporcionada.
Arbitraje CIS contra Enel Green Power
Con fecha del 4 de agosto de 2010, Enel Green Power SpA
estipuló un contrato de servidumbre que tenía por obje-
to los tejados de las naves industriales sitas en el Centro
Ingrosso Sviluppo Campano Gianni Nappi SpA (en lo su-
cesivo, CIS), a efectos de realizar y gestionar una planta
fotovoltaica.
Con fecha del 22 de abril de 2011, durante la fase de rea-
lización de la susodicha planta, se originó un incendio en
una de las naves en que la empresa subcontratista de Enel
Green Power, General Membrane SpA, estaba realizando
la planta.
El CIS, para dilucidar las causas del incendio y para la valo-
ración de los daños, solicitó un examen pericial preventivo
ante el Tribunal de Nola.
El perito designado por el Tribunal presentó su informe fi-
nal, en el que indicó que las causas del incendio se habían
de atribuir probablemente a un hecho fortuito provocado
por los operarios que estaban trabajando sobre la nave
afectada por el incendio. En dicho peritaje se cuantifica-
ban, además, los daños directos sufridos por el CIS en 3
millones de euros en total.
Con fecha del 3 de noviembre de 2012, el CIS entabló
el procedimiento arbitral contemplado en el artículo 21
del contrato de servidumbre estipulado con Enel Green
Power. Mediante el acta de adhesión al arbitraje, el CIS so-
licitó la condena de Enel Green Power SpA al pago de la
suma de 5,2 millones de euros.
Enel Green Power considera que no tiene responsabilidad
alguna por el incendio del 22 de abril de 2011 y sostiene
que también sufrió daños por dicho evento, que están en
vías de cuantificación y respecto de los cuales se está pre-
parando una demanda reconvencional.
Enel Green Power considera, además, que sufrió daños
adicionales en razón de un segundo incendio acaecido
con fecha del 26 de marzo de 2012 en otra nave del CIS,
que están en vías de cuantificación y respecto de los cua-
les se está preparando una demanda reconvencional.
169
40. Hechos relevantes acaecidos tras el cierre del ejercicio
Puesta en marcha de una nueva planta eólica en España
9 de enero de 2013 - Enel Green Power España, sociedad
controlada española de Enel Green Power, conectó a la
red el parque eólico de Ágreda en España, en la Comuni-
dad Autónoma de Castilla y León.
El nuevo parque está compuesto de 12 turbinas con una
capacidad instalada de 18 MW y podrá producir, a pleno
rendimiento, unos 48 millones de kWh al año, evitando la
emisión a la atmósfera de 35.000 toneladas de CO2.
El Tribunal de Apelación de París confirma el laudo de la Corte Internacional de Arbitraje a favor de Enel Green Power
9 de enero de 2013 - El Tribunal de Apelación de París
confirmó el laudo emitido por la Corte Internacional de
Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (ICC,
por sus siglas en inglés) en relación con el procedimien-
to arbitral internacional entablado por Enel Green Power
contra Inversiones Energéticas (INE), su socio en LaGeo, la
empresa conjunta para el desarrollo del sector geotérmico
en El Salvador.
Los jueces parisinos han rechazado la apelación de INE
para la anulación de la decisión favorable a Enel Green
Power, confirmando que esta había sido emitida a la fina-
lización de un proceso justo.
El dictamen del Tribunal de Apelación confirma el derecho
de Enel Green Power a imputar a capital las inversiones
efectuadas en LaGeo, mediante la suscripción de acciones
de nueva emisión de dicha empresa conjunta.
Puesta en funcionamiento de nuevas plantas fotovoltaicas en Grecia
30 de enero de 2013 - Enel Green Power Hellas puso en
marcha trece nuevas instalaciones fotovoltaicas con una
capacidad instalada de 42 MW, capaces de producir a ple-
no funcionamiento unos 55 millones de kWh al año. Están
localizadas en Macedonia (15 MW), Tracia (14 MW), Tesa-
lia (10 MW) y el sur de Grecia (3 MW).
Simultáneamente, ESSE, la empresa conjunta con Sharp,
puso en servicio seis nuevas plantas fotovoltaicas con una
capacidad instalada de 15 MW, capaces de producir a ple-
no rendimiento unos 21 millones de kWh al año. Están
ubicadas en Tracia (9,8 MW), Macedonia (3,5 MW) y Epiro
(2,5 MW).
Con estas instalaciones, la capacidad solar instalada a día
de hoy por la empresa conjunta italo-japonesa asciende a
38 MW, aproximadamente.
La puesta en marcha de las nuevas plantas de ambas so-
ciedades permitirá, a pleno funcionamiento, la genera-
ción de 76 millones de kWh “limpios”, evitando así la emi-
sión de más de 50.000 toneladas de CO2 a la atmósfera
cada año.
Puesta en marcha de una nueva planta eólica en Italia
7 de febrero de 2013 - Enel Green Power conectó a la red
el nuevo parque eólico de Bagaladi, en la provincia de
Reggio Calabria. El parque, constituido por 33 turbinas
eólicas de 0,85 MW cada una, que conllevan una capaci-
dad instalada total de 28 MW, será capaz de producir a
pleno funcionamiento más de 50 millones de kWh al año.
Gobierno corporativo
172 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Relación sobre el gobierno de la sociedad y la estructura de la propiedadSección I: estructura de gobierno corporativo y de la propiedad
Premisa
El sistema de gobierno corporativo de Enel Green Power
SpA (en adelante también “Enel Green Power” o la “Socie-
dad”) y del grupo societario del que depende (en adelan-
te, por brevedad, el “Grupo Enel Green Power” o, de forma
más sencilla, el “Grupo”) es conforme a los principios con-
tenidos en el Código de Autodisciplina de las sociedades
cotizadas (1) (en adelante, por brevedad, el “Código de
Autodisciplina”) al que la sociedad se adhiere. El ya men-
cionado sistema de gobierno corporativo se ha inspirado,
además, en las recomendaciones formuladas por CONSOB
sobre la materia y, más generalmente, en las mejores prác-
ticas internacionales.
Durante el mes de diciembre de 2012, el Consejo de Ad-
ministración de Enel Green Power ha dispuesto la acogida
de las recomendaciones contenidas en la edición del Có-
digo de Autodisciplina publicado en el mes de diciembre
de 2011 (y elaborado por el Comité para el gobierno cor-
porativo, promovido por Abi, Ania, Assogestioni, Assoni-
me, Borsa Italiana y Confindustria), de conformidad con la
fecha indicada en la correspondiente disciplina transitoria.
Hasta dicho momento, durante 2012 el sistema de gobier-
no corporativo de la Sociedad y del Grupo se ha alinea-
do con las recomendaciones contenidas en la edición del
Código de Autodisciplina publicado en el mes de marzo
del año 2006 (y elaborado por el Comité para el gobierno
corporativo, promovido por Borsa Italiana), así como a las
modificaciones en materia de remuneración de los conse-
jeros, realizadas según el artículo 7 del mismo Código en
marzo de 2010.
Dicho sistema de gobierno de la sociedad está orientado
al objetivo de la creación de valor para los accionistas a
medio y largo plazo, conscientes de la relevancia social de
las actividades en las que la Sociedad está comprometida
y de la consiguiente necesidad de considerar adecuada-
mente, en su desarrollo, todos los intereses implicados.
Estructura accionaria
Estructura del capital social
El capital social de la Sociedad está constituido exclusiva-
mente por acciones ordinarias, nominativas, íntegramen-
te liberadas y asistidas por derecho de voto en las Asam-
bleas tanto ordinarias como extraordinarias. Con fecha de
31 de diciembre de 2012 (y todavía en la fecha de este
informe) el capital social de Enel Green Power suscrito y
depositado es de 1.000.000.000 de euros subdividido en
5.000.000.000 de acciones con un valor nominal de 0,20
euros cada una.
Desde el 4 de noviembre de 2010 las acciones de la So-
ciedad se negocian en el Mercado Telemático Accionario,
organizado y gestionado por Borsa Italiana SpA y en los
mercados regulados españoles (Madrid, Barcelona, Bilbao
y Valencia) además de en el sistema SIBE.
(1) Disponible en sus varias ediciones en el sitio internet di Bolsa Italiana (http://www.borsaitaliana.it).
173
Participaciones relevantes en el capital social y acuerdos de socios Sobre la base de las conclusiones del libro de socios de Enel
Green Power, las comunicaciones efectuadas en CONSOB
y las informaciones a disposición de la Sociedad, en la fe-
cha del presente informe, ningún sujeto –a excepción de
Enel SpA, en posesión del 68,29% del capital social– parti-
cipa en el capital de Enel Green Power con un porcentaje
superior al 2%, ni se tiene conocimiento de la existencia
de pactos acuerdos de socios en los términos del artículo
122 del Decreto Legislativo 24 de febrero de 1998, n. 58
(Texto Único de las Finanzas) que tengan por objeto las
acciones de la Sociedad.
La Sociedad está, por lo tanto, sujeta al control de derecho
de Enel SpA, la cual ejerce sobre la Sociedad actividades
de dirección y de coordinación conforme a los artículos
2497 y siguientes del Código Civil.
Límites a la trasferencia de los títulosLos Estatutos de la Sociedad (“Los Estatutos”) no prevén
límites a la trasferencia de las acciones de la Sociedad.
Títulos que otorgan derechos especiales de control
La Sociedad no emitió títulos que confieren derechos es-
peciales de control.
Participación accionaria de los empleados: mecanismos de ejercicio de los derechos de votoEl Texto Único de las Finanzas prevé reglas específicas en
materia de delegaciones de voto, que derogan en parte
para las sociedades con acciones cotizadas respecto a lo
dispuesto en relación a ello en el Código Civil y que re-
sultan significativamente modificadas con motivo de
la adaptación al ordenamiento italiano de la Directiva
2007/36/CE –relativa al ejercicio de algunos derechos de
los accionistas de sociedades con acciones cotizadas– lle-
vada a cabo con el Decreto Legislativo n. 27, de 27 de ene-
ro de 2010 (“Decreto Legislativo 27/2010”).
En este contexto, se ha elaborado una disciplina específi-
ca para la solicitación de las delegaciones de voto, enten-
diéndose como tal la solicitud de otorgamiento de delega-
ciones de voto (i) dirigida a más de doscientos accionistas
sobre propuestas específicas de voto, o (ii) acompañada
de recomendaciones, declaraciones u otras indicaciones
idóneas para influenciar el voto.
No constituye apremio, a efectos del Texto Único de las
Finanzas, la solicitud de otorgamiento de delegación de
voto acompañada de recomendaciones, declaraciones u
otras indicaciones idóneas para influenciar el voto dirigi-
da a los propios asociados por parte de asociaciones de
accionistas, incluidas las que reúnen a accionistas emplea-
dos, que (i) estén constituidas con escritura privada auten-
ticada, que (ii) no ejerzan actividades de empresa, salvo
las directamente instrumentales para el logro del objeti-
vo asociativo, y que (iii) estén compuestas por al menos
cincuenta personas físicas cada una de las cuales sea pro-
pietaria de una cantidad de acciones no superior al 0,1%
del capital social representado por acciones con derecho
a voto.
Al mismo tiempo, el Texto Único de las Finanzas continúa
deseando que los Estatutos de las sociedades con accio-
nes cotizadas contemplen disposiciones encaminadas a
facilitar la expresión del voto a través de delegación por
parte de los accionistas empleados, favoreciendo así su
participación en los procesos de toma de decisiones asam-
blearios.
A este respecto, en los Estatutos de la Sociedad se intro-
dujo una disposición específica (artículo 10.1) que, con
el fin de facilitar la recogida de delegaciones de los ac-
cionistas empleados de la Sociedad y de sus controladas
que resulten asociados a asociaciones de accionistas que
respondan a los requisitos previstos por la normativa vi-
gente en la materia, prevé que se pongan a disposición
de dichas asociaciones, según los términos y modalidades
acordados con sus representantes, espacios a utilizar para
la comunicación y el desarrollo de la actividad de recogida
de delegaciones.
Hasta la fecha de este informe no se le notificó a la Socie-
dad la constitución de ninguna asociación de accionistas
empleados.
Restricciones al derecho de votoLos Estatutos sociales de Enel Green Power no prevén res-
tricciones al derecho de voto.
174 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Delegaciones para aumentar el capital social y autorizaciones para la emisión de instrumentos financieros participativos o para la compra de acciones propias En la fecha de este informe no se atribuyeron en el Con-
sejo de Administración delegaciones dirigidas a aumentar
el capital social conforme al artículo 2443 del Código Civil,
ni se expidieron autorizaciones para emitir instrumentos
financieros participativos ni para la compra de acciones
propias de la Sociedad conforme a los artículos 2357 y si-
guientes del Código Civil.
Cláusulas de cambio de control y disposiciones estatutarias en materia de OPA
A) La Financiación BEI
Con fecha de 9 de diciembre de 2010, con el fin de desa-
rrollar las propias inversiones en Italia para las tecnologías
eólica y solar, la Sociedad celebró con el Banco Europeo
de Inversiones (en adelante “BEI”) un contrato de financia-
ción por un importe total de 440 millones de euros, con la
posibilidad de firmar un contrato posterior de financiación
por otros 160 millones de euros para el desarrollo de los
mismos proyectos.
En el mes de noviembre de 2012 se celebró el segundo
contrato de financiación por 160 millones de euros.
A 31 de diciembre de 2012 el importe total de las finan-
ciaciones BEI, equivalentes a 600 millones de euros, está
distribuido en su totalidad.
Ambos contratos prevén, por lo que respecta a Enel Green
Power, la obligación de comunicar al BEI eventuales cam-
bios de la propia estructura de control. En caso de que se
considere que dichos cambios puedan tener consecuen-
cias negativas en la fiabilidad bajo el perfil financiero de
Enel Green Power, el BEI podrá solicitar la constitución de
garantías adicionales, o modificaciones del contrato o me-
didas alternativas que éste considere satisfactorias.
En el caso en el que las soluciones propuestas por éste no
sean aceptadas por Enel Green Power, el mismo BEI tendrá
la facultad de rescindir unilateralmente el contrato de fi-
nanciación en cuestión.
B) La Financiación del BEI derivada de la escisión de Enel Produzione
La Sociedad forma parte de un contrato de financiación con
el BEI por un importe inicial de 300 millones de euros, suscri-
to por Enel Produzione en 2002 y posteriormente transferi-
do a la Sociedad por efecto de la escisión de Enel Produzio-
ne SpA, ocurrida en diciembre de 2008. La fecha de fin de
contrato está fijada para el 15 de diciembre de 2016.
Dicho contrato prevé la obligación de Enel Green Power
de comunicar al BEI eventuales cambios en la propia es-
tructura de control. En caso de que se considere que di-
chos cambios puedan tener consecuencias negativas en la
fiabilidad bajo el perfil financiero de Enel Green Power, el
BEI podrá solicitar la constitución de garantías adicionales,
o modificaciones del contrato o medidas alternativas que
éste considere satisfactorias.
En el caso en el que las soluciones propuestas por éste no
sean aceptadas por Enel Green Power, el mismo BEI tendrá
la facultad de rescindir unilateralmente el contrato de fi-
nanciación en cuestión.
C) Contrato con EKF para la financiación de proyectos eólicos en Rumanía
Con fecha de 19 de octubre de 2011, Enel Green Power,
a través de la controlada Enel Green Power International
BV (en adelante “EGPI BV”), suscribió con la Export Credit
Agency del Gobierno danés (en adelante “EKF”) y Citi-
group, esta última en calidad de “agente” y “arranger”, un
contrato de financiación con una duración de 12 años por
un importe de 112 millones de euros, garantizado por la
propia Enel Green Power.
El contrato prevé que, en caso de pérdida de control por
parte de Enel SpA sobre Enel Green Power o EGPI BV o en
caso de pérdida de control por parte del Ministerio de Eco-
nomía y Finanzas sobre Enel SpA, EGPI BV (una vez termi-
nadas las consultas con EKF que en todo caso no pueden
durar más de 45 días) deberá proceder al reembolso inme-
diato del débito.
D) Contrato con EKF para la financiación de proyectos eólicos en Brasil, Norteamérica y Rumanía
A finales del mes de abril de 2012, Enel Green Power, a
través de la controlada EGPI BV, suscribió con EKF y Citi-
group, esta última en calidad de “agente” y “arranger”, un
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contrato de financiación con una duración de 12 años por
un importe de 180 millones de euros, garantizado por la
propia Enel Green Power.
El contrato prevé que, en caso de pérdida de control por
parte de Enel SpA sobre Enel Green Power o EGPI BV o en
caso de pérdida de control por parte del Ministerio de Eco-
nomía y Finanzas sobre Enel SpA, el prestamista, una vez
terminadas las consultas con EGPI BV, que pueden durar
un máximo de 45 días, puede solicitar durante los cinco
días sucesivos y por escrito, el reembolso inmediato del dé-
bito, los intereses y cualesquiera otros gastos devengados.
E) Contrato con EKF para la financiación de proyectos eólicos en Chile
En el mes de noviembre de 2012, Enel Green Power, a tra-
vés de la controlada EGPI BV, suscribió con EKF y Citigroup,
esta última en calidad de “agente” y “arranger”, un contra-
to de financiación con una duración de 12 años por un im-
porte de 110 millones de euros, garantizado por la propia
Enel Green Power.
El contrato prevé que, en caso de pérdida de control por
parte de Enel SpA sobre Enel Green Power o EGPI BV o en
caso de pérdida de control por parte del Ministerio de Eco-
nomía y Finanzas sobre Enel SpA, el prestamista, una vez
terminadas las consultas con EGPI BV, que pueden durar
un máximo de 45 días, puede solicitar durante los cinco
días sucesivos y por escrito, el reembolso inmediato del dé-
bito, los intereses y cualesquiera otros gastos devengados.
F) Contrato de revolving credit facility con Enel SpA
La Sociedad firmó, con validez a partir del 1 de enero de
2009, un contrato con Enel SpA para la concesión de una
línea de crédito por un importe total –a 31 de diciembre
de 2012– igual a 2.000 millones de euros.
El contrato tiene validez anual y está sujeto a renovación
tácita salvo cancelación en un plazo de tres meses antes
del fin de la validez del mismo. Enel SpA puede cancelar el
contrato y solicitar el reembolso anticipado de dicha línea
de crédito en caso de pérdida de control sobre la Sociedad.
G) Contrato de loan facility agreement de EGPI BV
Con fecha de 13 de julio de 2010, EGPI BV firmó un con-
trato con la sociedad Enel Finance International NV para la
concesión por parte de esta última de una línea de crédito
a largo plazo multicurrency y multirate por un importe de
2.500 millones de euros con validez hasta el 31 de marzo
de 2018.
El contrato prevé que, en caso de pérdida de control por
parte de Enel SpA sobre EGPI BV o en el caso en que se
efectúen fusiones o cesiones por las que Enel Finance In-
ternational NV considere que el mérito de crédito de EGPI
BV se redujo materialmente, EGPI BV deberá proceder al
reembolso inmediato del débito.
H) Contrato de revolving facility agreement de EGPI BV
Con fecha de 1 de julio de 2010, la sociedad EGPI BV firmó
un contrato con la sociedad Enel Finance International NV
para la concesión por parte de esta última de una línea
de crédito a corto plazo multicurrency y multirate por un
importe de 1.200 millones de euros con validez anual, re-
novable a solicitud de EGPI BV.
El contrato prevé que en caso de pérdida de control por
parte de Enel SpA sobre EGPI BV esta última deberá proce-
der al reembolso inmediato del débito.
En lo que respecta a las disposiciones estatutarias en ma-
teria de OPA, se indica que los Estatutos de Enel Green
Power no contienen derogaciones en la passivity rule con-
forme al artículo 104, apartados 1 y 1 bis del Texto Único
de las Finanzas y no prevén la aplicación de las reglas de
neutralización conforme al artículo 104 bis, apartados 2 y
3, del Texto Único de las Finanzas.
Actividades de dirección y coordinación
Enel Green Power está sujeta a la actividad de dirección y
coordinación de Enel SpA conforme a los artículos 2497 y
siguientes del Código Civil.
Nombramiento y sustitución de los Consejeros y modificaciones estatutariasLas normas que regulan el nombramiento y la sustitución
de Consejeros se examinan en la segunda sección del do-
cumento (en el apartado “Consejo de Administración -
176 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Nombramiento, sustitución, composición y duración del
cargo”).
En lo que respecta a las normas aplicables a las modifica-
ciones de los Estatutos, la Junta General extraordinaria de-
cide sobre ello con las mayorías previstas en la ley.
Conforme a la ley, los Estatutos de la Sociedad atribuyen,
no obstante, a la competencia del Consejo de Administra-
ción las decisiones que tengan por objeto:
> la fusión y la escisión en los casos previstos por la ley;
> la institución o la supresión de sedes secundarias;
> la indicación de cuáles de los Consejeros tienen repre-
sentación de la Sociedad;
> la reducción del capital social en caso de retirada de
uno o más socios;
> la adecuación de los Estatutos a disposiciones norma-
tivas;
> el traslado de la sede social en el territorio nacional.
Indemnización de los Consejeros en caso de disolución anticipada de la relación, incluido el cese de la relación con motivo de una oferta pública de adquisiciónEl tratamiento económico que corresponde al Consejero
Delegado (y Director General) de Enel Green Power, prevé
una indemnización en caso de disolución anticipada de la
relación consiguiente de dimisiones por causa justificada,
o retirada anticipada o revocación del cargo de Consejero
Delegado sin causa justificada.
Para obtener una descripción pormenorizada de la disci-
plina de dicha indemnización, consúltese lo indicado en
la Sección I del Informe sobre la Remuneración aprobado
por el Consejo de Administración de la Sociedad con fecha
2 de abril de 2013 y disponible en la sede social y la página
web de la Sociedad (www.enelgreenpower.com).
Se señala, sin embargo, que no existen acuerdos con la So-
ciedad que prevean:
> la asignación o el mantenimiento de beneficios no mo-
netarios en favor de los Consejeros que han cesado su
encargo, o
> la firma de contratos de asesoría por un período poste-
rior al cese de la relación de administración.
Tampoco se prevén indemnizaciones específicas en caso
de cese de la relación de trabajo de algunos de los compo-
nentes del Consejo de Administración, incluso en el caso
de una oferta pública de adquisición.
Se aporta una descripción del tratamiento económico glo-
bal reconocido a los componentes del Consejo de Admi-
nistración, a los miembros de los Comités correspondien-
tes, además de al Presidente y al Consejero Delegado/
Director General en la primera sección del citado informe
sobre las retribuciones de la Sociedad.
Organización de la Sociedad
De conformidad con lo previsto en la legislación italiana
en materia de sociedades con acciones cotizadas, la orga-
nización de la Sociedad se caracteriza por la presencia:
> de un Consejo de Administración encargado de la ges-
tión empresarial;
> de un Comité de Auditores con el objetivo de vigilar
(i) el cumplimiento de la ley y de los Estatutos, además
del respeto de los principios de correcta administración
en el desarrollo de las actividades sociales, (ii) la ade-
cuación de la estructura organizativa, del sistema de
control interno y del sistema administrativo-contable
de la Sociedad, además de la fiabilidad de este último
a la hora de representar correctamente los hechos de
gestión, (iii) sobre el proceso de información financie-
ra, la eficacia de los sistemas de control interno, de re-
visión interna y, cuando sea aplicable, de gestión del
riesgo, sobre la revisión legal de las cuentas anuales y
de las cuentas consolidadas y la independencia de la
sociedad de revisión legal, (iv) sobre las modalidades de
actuación adecuada de las normas de gobierno de la
sociedad previstas en el Código de Autodisciplina; (v)
sobre la adecuación de las disposiciones impartidas por
la sociedad a las sociedades controladas conforme a la
disciplina en tema de comunicación al público;
> de la Junta General de socios, que tiene competencias
para decidir, entre otros aspectos –en sesión ordinaria
o extraordinaria– sobre (i) el nombramiento y la revoca-
ción de los componentes del Consejo de Administración
y el Comité de Auditores y sobre las correspondientes
compensaciones y responsabilidades, (ii) la aprobación
del balance y del destino de los beneficios, (iii) la com-
pra y enajenación de las acciones propias, (iv) los planes
de accionariado, (v) las modificaciones de los Estatutos
sociales y (vi) la emisión de obligaciones convertibles.
177
El encargo de revisión legal de las cuentas fue otorgado
por la Junta General de los socios, a propuesta motivada
del Comité de Auditores, a una sociedad de revisión legal
inscrita en el registro correspondiente, de conformidad
con las disposiciones vigentes.
Sección II: ejecución de las recomendaciones del Código de Autodisciplina e informaciones adicionales
Consejo de Administración
Papel y funcionesEl Consejo de Administración de la Sociedad tiene un pa-
pel central en el ámbito de la organización empresarial.
Teniendo en cuenta su propio papel, el Consejo de Admi-
nistración se reúne con regularidad y opera con el fin de
garantizar un desarrollo eficaz de sus funciones.
En este contexto, el Consejo de Administración, confor-
me a lo establecido por la ley y a lo previsto en las propias
resoluciones (y, en particular, en la adoptada el 19 de di-
ciembre de 2012):
> define el sistema de gobierno corporativo en el ámbito
de la Sociedad y del Grupo Enel Green Power y se en-
carga de la constitución y definición de las funciones de
los Comités internos del Consejo, del nombramiento de
sus componentes y de la aprobación de los reglamen-
tos relativos;
> atribuye y revoca las delegaciones al Consejero Delega-
do, definiendo su contenido, límites y eventuales mo-
dalidades de ejercicio. Sobre la base de las delegacio-
nes vigentes, el Consejero Delegado disfruta de los más
amplios poderes para la administración de la Sociedad,
a excepción de los atribuidos de otra forma por la ley y
los Estatutos sociales o reservados al Consejo de Admi-
nistración sobre la base de las deliberaciones de este
último órgano y descritos a continuación;
> recibe, al igual que el Comité de Auditores, una infor-
mación constante y detallada del Consejero Delegado
sobre la actividad desarrollada en el ejercicio de las
delegaciones, plasmada cada trimestre en un informe,
además de sobre las operaciones de mayor relieve efec-
tuadas por la Sociedad y por las sociedades del Grupo
Enel Green Power, incluidas eventuales operaciones
atípicas, inusuales o con partes vinculadas;
> con la opinión previa del Comité correspondiente,
- define las líneas directivas del sistema de control in-
terno y de gestión de los riesgos de la Sociedad y del
Grupo Enel Green Power, determinando el grado de
compatibilidad de tales riesgos con una gestión de
la empresa coherente con los objetivos estratégicos
identificados, asegurándose asimismo de que los
principales riesgos empresariales se detecten, midan
y gestionen de modo adecuado y que existan los con-
troles necesarios para supervisar la marcha de la So-
ciedad y del Grupo Enel Green Power;
- valora periódicamente la adecuación de dicho siste-
ma de control interno y de gestión de los riesgos con
respecto a las características de la empresa y al perfil
de riesgo asumido, así como su eficacia;
- aprueba con periodicidad al menos anual el plan de
trabajo presentado por el Responsable de la función
Auditoría, oídos el Comité de Auditores y el Conse-
jero encargado del sistema de control interno y de
gestión de los riesgos;
- oído el Comité de Auditores, valora los resultados ex-
puestos por el revisor legal en la eventual carta de
sugerencias y en el informe sobre las cuestiones fun-
damentales surgidas durante la revisión legal;
> identifica en su interior uno o más consejeros encarga-
dos del sistema de control interno y de gestión de los
riesgos, conforme al Código de Autodisciplina para las
sociedades cotizadas;
178 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
> a propuesta del Consejero encargado del sistema de
control interno y de gestión de los riesgos, de enten-
dimiento con el Presidente del Consejo de Administra-
ción, previa opinión favorable del Comité correspon-
diente, oído el Comité de Auditores, nombra y revoca
al Responsable de la función Auditoría y define su re-
muneración de forma coherente con las políticas em-
presariales;
> a propuesta del Consejero encargado del sistema de
control interno y de gestión de los riesgos, previo conse-
jo favorable del Comité correspondiente, oído el Comité
de Auditores, asegura que el Responsable de la función
Auditoría esté dotado de los recursos adecuados para el
cumplimiento de sus responsabilidades;
> define, a propuesta del Comité correspondiente, una
política para la remuneración de los consejeros, del Di-
rector General y de los dirigentes con responsabilidades
estratégicas. En ejecución de ésta:
- determina, sobre la base de las propuestas formula-
das por el Comité y oído el Comité de Auditores, la
remuneración del Consejero Delegado/Director Ge-
neral y de los demás consejeros que ocupan cargos
particulares;
- aprueba los planes de incentivación a largo plazo
para la otra parte del management;
> evalúa la adecuación de la estructura organizativa, ad-
ministrativa y contable de la Sociedad y del Grupo Enel
Green Power; a propuesta del Consejero Delegado aprue-
ba y modifica la estructura organizativa de base de la So-
ciedad y delibera sobre las modificaciones de la estructura
organizativa general del Grupo Enel Green Power;
> evalúa, sobre la base de las informaciones recibidas por
el Consejero Delegado, la marcha general de la gestión
de la Sociedad y del Grupo Enel Green Power, con parti-
cular hincapié en las situaciones de conflicto de intere-
ses, y comprueba periódicamente la consecución de los
resultados programados;
> procede al nombramiento del Director General y a la
atribución de los poderes correspondientes;
> define la estructura societaria del Grupo Enel Green
Power, verificando su adecuación;
> a propuesta del Consejero Delegado:
- define los objetivos estratégicos de la Sociedad y del
Grupo Enel Green Power;
- examina y aprueba el Plan industrial, dotado del Plan
de las inversiones y el Budget anual de la Sociedad y
del Grupo Enel Green Power, de los que procede a
supervisar periódicamente la ejecución; y define los
riesgos compatibles con los objetivos estratégicos
contemplados en el Plan industrial;
> examina y aprueba anticipadamente las operaciones de
la Sociedad y del Grupo Enel Green Power que tengan
una importancia estratégica significativa, o a nivel eco-
nómico, patrimonial y financiero, especialmente si se
efectúan con partes vinculadas. En particular, el Consejo
de Administración delibera:
- sobre la emisión de obligaciones;
- sobre la firma de contratos de financiación para la So-
ciedad a medio y largo plazo por un importe superior
a 25 millones de euros;
- sobre la emisión de garantías y la erogación de finan-
ciación en interés de sociedades del Grupo Enel Green
Power controladas o participadas de importe superior
a 25 millones de euros;
- sobre acuerdos de carácter estratégico;
- sobre los convenios (con Ministerios, entidades loca-
les, etc.) que conlleven compromisos superiores a 10
millones de euros;
- sobre operaciones de constitución de sociedades,
además de adquisición o enajenación (incluso a tra-
vés de atribución) de participaciones societarias o de
ramas de empresa, siempre que se trate de operacio-
nes de importe superior a 10 millones de euros;
> formula las propuestas a someter a la Junta General
de socios e informa en Junta General sobre la actividad
desarrollada y programada, procurando asegurarles a
los accionistas una adecuada información sobre los ele-
mentos necesarios para que puedan participar conscien-
temente en las decisiones que sean competencia de la
Junta General;
> desempeña un papel de dirección y evaluación de la
adecuación del sistema de control interno y de gestión
de los riesgos, ejercitando las prerrogativas identifica-
das en el Código de Autodisciplina (según lo indicado
con más detalle en la sección actual del documento, en
el apartado “Sistema de control interno y de gestión de
los riesgos”);
> aprueba las propuestas relacionadas con el ejercicio del
derecho de voto en las Junta Generales de las principa-
les sociedades controladas y con la designación de los
miembros de los órganos administrativos y de control.
Se señala, por último, que la Junta General de accionistas
no ha autorizado por vía general y preventiva derogacio-
nes a la prohibición de competencia prevista en el artículo
2390 del Código Civil.
179
Nombramiento, sustitución, composición y duración del cargo
Según las previsiones de los Estatutos de la Sociedad, el
Consejo de Administración se compone de siete a trece
miembros, nombrados por la Junta General ordinaria de
socios (que determina su número en dichos límites) por
un período no superior a tres ejercicios y reelegibles al fi-
nalizar el mandato.
Según la legislación vigente, todos los Consejeros deben
estar en posesión de los requisitos de honorabilidad pre-
vistos para los auditores internos de sociedades con accio-
nes cotizadas.
Los Estatutos prevén además, según lo dispuesto en el
Texto Único de las Finanzas, que el nombramiento de
todo el Consejo de Administración tenga lugar según el
mecanismo del “voto de lista”, con el fin de garantizar una
presencia en el órgano de gestión de componentes desig-
nados por las minorías accionarias en una medida igual
a tres décimos de los Consejeros a elegir con redondeo,
en caso de un número decimal inferior a la unidad, a la
unidad superior.
Cada lista debe incluir al menos dos candidatos que estén
en posesión de los requisitos de independencia estable-
cidos por la ley, mencionando distintamente dichos can-
didatos e indicando uno de ellos en el primer lugar de la
lista.
Además –en actuación a las modificaciones de julio de
2011 al Texto Único de las Finanzas con el fin de asegu-
rar el equilibrio entre los géneros en la composición de los
órganos de administración y de control de las sociedades
cotizadas, y por las disposiciones de actuación según el
reglamento CONSOB, y según las modificaciones de los
Estatutos sociales deliberadas por la Junta General ex-
traordinaria de 27 de abril de 2012– en ocasión de los pri-
meros tres renuevos del Consejo de Administración sub-
secuentes al 12 de agosto de 2012, las listas que indiquen
un número de candidatos igual o superior a tres tendrán
que incluir también candidatos de género distinto, según
lo que se indicará específicamente en la convocatoria de
la Junta General.
En tema de nombramiento del Consejo de Administra-
ción, las modificaciones estatutarias por último indicadas,
contemplan un mecanismo correspondiente de “fluencia”
interna en las listas a las que se pueda recurrir en caso de
que, después de las votaciones, no resulte respetado el
equilibrio entre los géneros requerido por la normativa
aplicable.
Las listas, en las que los candidatos deben estar organiza-
dos según un número progresivo, pueden ser presentadas
por el Consejo de Administración saliente o por accionis-
tas que, solos o junto a otros accionistas, sean titulares de
la cuota de participación mínima en el capital social esta-
blecida por la CONSOB con reglamento (en concreto, en
función de la capitalización de Bolsa de las acciones Enel
Green Power, actualmente la cuota de participación solici-
tada es igual al 1% del capital social).
Las listas deben depositarse en la sede social con al menos
25 días de antelación a la fecha de la Junta General en la
que se decidirá sobre el nombramiento de los componen-
tes del Consejo de Administración y deben publicarse por
parte de la Sociedad en la sede social y en la página web
de la Sociedad al menos 21 días antes de la fecha de la
Junta General, garantizando de esta manera un procedi-
miento transparente para el nombramiento del Consejo
de Administración.
Debe depositarse en la sede social una información de-
tallada de las características personales y profesionales
de los candidatos –acompañada de la indicación de la
eventual idoneidad de los mismos para calificarse como
independientes conforme a la ley y/o al Código de Auto-
disciplina–, además de publicarla en la página web de la
Sociedad.
Para el reparto de los Consejeros a elegir no se tienen en
cuenta los candidatos indicados en las listas que hayan ob-
tenido un número de votos inferior a la mitad porcentual
exigida para la presentación de las mismas listas (es decir,
a la fecha de este informe, el 0,50% del capital social).
Para el nombramiento de Consejeros que por cualquier
razón no sean elegidos según el procedimiento del “voto
de lista”, la Junta General delibera con las mayorías estipu-
ladas por ley y de modo que se asegure:
> la presencia del número necesario de Consejeros en
posesión de los requisitos de independencia estableci-
dos por la normativa aplicable (es decir, la mayoría de
los consejeros, considerando el estatus de Enel Green
Power de sociedad cotizada sujeta a dirección y coordi-
nación de otra sociedad cotizada);
> la conformidad con la legislación vigente sobre igual-
dad de género; así como
> el principio de una representación proporcional de las
minorías de acciones en el Consejo de Administración.
La sustitución de los Consejeros se regula por las dispo-
siciones legales. Como integración de lo establecido por
180 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
estas últimas, los Estatutos establecen que:
> si uno o más de los Consejeros cesados habían sido sa-
cados de una lista que contenía también candidatos no
elegidos, la sustitución se efectúa nombrando, según
un orden progresivo, a personas sacadas de la lista a
la que pertenecía el Consejero a sustituir que todavía
sean elegibles y estén dispuestas a aceptar el cargo;
> en todo caso, la sustitución de los Consejeros cesados
la efectúa el Consejo de Administración asegurando la
presencia del número necesario de Consejeros en po-
sesión de los requisitos de independencia establecidos
por la ley y asegurando el respeto de la legislación vi-
gente sobre igualdad de género;
> si falta la mayoría de los Consejeros nombrados por la
Junta General, se considera dimisionario todo el Conse-
jo y la Junta General debe convocarse sin demora por
parte de los Consejeros que queden en el cargo para la
reconstrucción del mismo.
En lo que se refiere a la adopción de un plan de sucesión
para el único Consejero ejecutivo, se señala que, el Con-
sejo de Administración todavía no procedió a evaluar la
oportunidad de la adopción de dicho plan a la luz de la
inminente finalización del mandato, incluso el del Conse-
jero Delegado.
En virtud de lo arriba expuesto, se indica que, con fecha
del Informe, la Sociedad no ha adoptado un plan específi-
co para la sucesión del Consejero Delegado.
Se precisa que los Estatutos no contienen disposiciones
diferentes de las previstas en la normativa legal vigente en
lo que se refiere a modificaciones estatutarias.
Se aclara además que los Estatutos sociales, conforme a lo
dispuesto en el artículo 2365 del Código Civil, otorgan al
Consejo de Administración de la Sociedad la competencia
de deliberar sobre la adecuación de los Estatutos mismos
a disposiciones normativas.
Por la resolución de la Junta General ordinaria de la Socie-
dad del 27 de abril de 2011, el Consejo de Administración
en cargo se compone de 10 miembros.
En particular, el 5 de octubre de 2010, con fecha anterior
a la admisión a cotización de las acciones de la Sociedad
en el Mercado Telemático Accionario organizado y ges-
tionado por Borsa Italiana y en las bolsas españolas, la
Junta General ordinaria había decidido que el Consejo de
Administración estuviese compuesto por siete miembros,
para una duración del cargo de tres ejercicios y, por tanto,
con fin de mandato con ocasión de la aprobación del ba-
lance del ejercicio de 2012. En esta ocasión, se eligieron
Consejeros a: Luigi Ferraris, Francesco Starace, Carlo An-
gelici, Andrea Brentan, Giovanni Battista Lombardo, Carlo
Tamburi y Luciana Tarozzi. Los nombramientos efectuados
en dicha Junta General tuvieron lugar sin aplicación del
mecanismo del “voto de lista” arriba indicado. En relación
a esto se señala que Luigi Ferraris, Francesco Starace, An-
drea Brentan y Carlo Tamburi han sido consejeros de ad-
ministración de la Sociedad desde su constitución tras la
escisión parcial de Enel Produzione SpA, con validez desde
el 1 de diciembre de 2008.
Sucesivamente, de conformidad con las obligaciones asu-
midas en la cotización, la Sociedad y la controlante Enel
SpA, por sus propias competencias, hicieron que el Con-
sejo de Administración de la Sociedad estuviese integrado
por tres Consejeros independientes más, designados por
las minorías accionarias con ocasión de la primera Junta
General ordinaria a celebrar después de la cotización.
Por lo tanto, el 27 de abril de 2011, la Junta General or-
dinaria decidió aumentar de siete a diez el número de
miembros del Consejo de Administración y nombró tres
nuevos componentes, como expresión de las minorías ac-
cionarias, con vencimiento junto a los consejeros que es-
tán ya en cargo en tal fecha. En esta ocasión, se eligieron
Consejeros a: Luca Anderlini, Giovanni Pietro Malagnino y
Daniele Umberto Santuosso. El nombramiento de dichos
consejeros tuvo lugar sin aplicar el “voto de lista” arriba
indicado, ya que éste, según lo previsto en el artículo 13.3,
apartado d), encuentra aplicación sólo en el caso de reno-
vación de todo el Consejo de Administración.
A continuación se indica un breve perfil profesional de los
componentes del Consejo de Administración, junto con la
procedencia de las candidaturas de los consejeros nom-
brados por la Junta General del 27 de abril de 2011. Estas
últimas fueron presentadas por una agrupación de 5 in-
versores institucionales y por la Fundación ENPAM.
Luigi Ferraris, Presidente - Licenciado en Economía y Co-
mercio, entró en Enel en 1999 como Chief Financial Officer
de Eurogen, Elettrogen e Interpower, sociedades de gene-
ración destinadas a la venta en el ámbito del proceso de
liberalización del mercado eléctrico italiano.
Posteriormente, ocupó el cargo de Responsable de Planifi-
cación, Control, Administración y Servicios de los departa-
mentos de “Infraestructuras y Redes” y “Mercado”, Group
Controller y Director de la función de Administración, Pla-
nificación y Control. Actualmente ocupa el cargo de Direc-
tor de la función de Administración, Finanzas y Control del
Grupo Enel. Luigi Ferraris inició su carrera profesional en
Price Waterhouse en 1988. Posteriormente ocupó diver-
181
sos puestos de gestión en empresas primarias industriales
como Agusta, Piaggio VE y Sasib Beverage. Entre 1996 y
1999 fue Area Controller Europa de Elsag Bailey Process
Automation, empresa perteneciente al Grupo Finmecca-
nica y cotizada en el NYSE.
Actualmente, es además Presidente de Enel Servizi y
Enel.Factor SpA, Consejero de las sociedades Endesa SA,
Enel Distribuzione SpA, Enel Produzione SpA, Enel Inves-
tment Holding BV y Fondazione Enel SpA. Anteriormente
fue Consejero de las sociedades WIND, Weather Inves-
tments, Avisio Energia SpA, Enel Viesgo Generación SL,
Electra di Viesgo Distribución SL, Enel Energia SpA, Enel
Energy Europe Srl, Enel Rete Gas SpA, Enel.si Srl, Enel Trade
SpA, Deval SpA, CISE, Enel Capital Srl, Sfera, OGK5, Enel
Ingegneria e Ricerca SpA y miembro del Supervisory board
de Slovenké elektrárne AS.
Entre las actividades que desarrolla, es docente en el de-
partamento de Economía de la Universidad Luiss, titular
del curso de “Estrategias de Empresas”.
Francesco Starace, Consejero Delegado y Director Ge-
neral - Licenciado en Ingeniería nuclear en el Politécnico
de Milán. Ocupó, desde 1982 a 1987, numerosos cargos
directivos en Italia, Estados Unidos, Arabia Saudí, Egipto
y Emiratos Árabes en la sociedad Sae Sadelmi, parte del
grupo General Electric. Desde 1987 al año 2000 trabajó en
ABB y después en Alstom Powers Corporation, donde fue
también Consejero Delegado de la sociedad ABB Com-
bustion Engineering Italia y posteriormente en Zúrich fue
director de ventas globales e instalaciones llave en mano
para el departamento de turbinas de gas. Entró a formar
parte del Grupo Enel en 2000 como responsable de Ener-
gy Management de Enel Produzione SpA. Fue Director del
Departamento de Mercado desde 2005 a 2008.
Luca Anderlini, Consejero (candidatura presentada por
inversores institucionales) - Licenciado en Ciencias Esta-
dísticas y Demográficas con itinerario económico en la
Universidad “La Sapienza” de Roma, logró un doctorado
y un máster en economía en la University of Cambridge,
Faculty of Economics and Politics. Desde 2001 es profe-
sor ordinario de Economía en la Georgetown University.
Desde 1999 a 2001 fue profesor ordinario de economía
en la Southampton University y desde 1990 a 1999, Profe-
sor Asociado de Economía en la University of Cambridge,
Faculty of Economics and Politics. Desde 1986 a 1999 fue
profesor asociado de economía en la University of Cam-
bridge, St. John’s College, desde 1986 a 1988, investigador
en la University of Cambridge, departamento de econo-
mía aplicada. Desde 2009, ocupa el cargo de Director del
programa PhD in Economics en la Georgetown University.
De 1988 a 1989 fue miembro del “College Council” del St.
John’s College, Cambridge. Además, ocupó diversos car-
gos académicos, en particular en el Einaudi Institute for
Economics and Finance, el International University College,
el Colegio Carlo Alberto, la Universidad LUISS Guido Carli,
la London School of Economics, la Georgetown University,
la University of Pennsylvania y Yale University, además de
la Harvard University. Es autor de numerosas publicaciones
científicas y ha participado en diversos proyectos de inves-
tigación de ámbito internacional. En el trienio 2008-2010
fue Consejero independiente de Saipem SpA.
Carlo Angelici, Consejero - Se licenció en Derecho en la
Universidad “La Sapienza” de Roma en el curso académico
1966/67. Desde 1974 ocupó, en varios Ateneos italianos,
diversos puestos de enseñanza (Derecho Bancario, Dere-
cho de Quiebra, Derecho Industrial, Derecho Comercial y
Derecho de los Seguros). Ordinario en Derecho Comercial
desde 1983. Actualmente es titular de la cátedra de Dere-
cho Comercial en la Facultad de Derecho de la Universidad
“La Sapienza” de Roma. Nombrado Decano de la Facultad
de Derecho de la Universidad “La Sapienza” de Roma en
1995, ocupó el cargo hasta 2009. Autor de numerosas
publicaciones científicas en materia societaria, comercial
y de seguros. Fue también encargado de la enseñanza
de Historiografía de la Revolución francesa en la Facultad
de Ciencias Humanísticas de la Universidad “La Sapienza”
de Roma. Colaboró con la reforma del derecho societario
italiano, formando parte de las diversas comisiones de
gobierno (comisión “Mirone” en 1998, comisión “Vietti”
en 2001 y comisión de coordinación en 2003) que se ocu-
paron de la materia. Fue asesor jurídico del Ministerio del
Tesoro en el período 1999-2000. Ocupó cargos de Conse-
jero de Administración de Enel SpA desde 1999 a 2002, de
secretario del Consejo de Administración de Alitalia SpA
desde 2001 a 2003, de Consejero de Administración de
Telecom Italia Mobile SpA desde 2004 a 2005, de Conse-
jero de Administración de Stretto di Messina SpA desde
2005 a 2008, además de Consejero de Administración de
SACE BT desde 2007 a 2010 y Consejero de Administra-
ción de Pirelli & Co SpA desde el 2004 al 2010.
Andrea Brentan, Consejero - Licenciado en Ingeniería
Mecánica en el Politécnico de Milán y máster en Applied
Science en la New York University. Fue Director Finan-
182 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
ciero, Director General y Consejero Delegado de Sae Sa-
delmi, sociedad milanesa perteneciente al Grupo ABB
(1991-1999) y responsable del business internacional de
las centrales convencionales - ALSTOM (2000-2002). En-
tró a formar parte del Grupo Enel en noviembre de 2002
como responsable de las Actividades Internacionales y del
Business Development en el Departamento Generación y
Gestión Energética. En la actualidad es Consejero Delega-
do de Endesa SA, Vicepresidente de Enersis SA, Consejero
Delegado de Enel Energy Europe, Srl, director de la Divi-
sión Península Ibérica y Latinoamérica y Consejero de Enel
Investment Holding BV.
Giovanni Battista Lombardo, Consejero - Licenciado
en Derecho en la Universidad de Trieste. Fue Director de
Sección del Ministerio de Finanzas, Dirección General de
Impuestos Directos - Renta de Empresa. Tras las primeras
experiencias en una oficina Distrital y después en un Ins-
pectorado Compartimental, fue colaborador directo del
Director General pro tempore, Dr. Monacchi, ocupándose
de la redacción de textos legislativos, circulares y resolu-
ciones (1969-1983). Desempeñó la función de responsa-
ble de la Oficina Tributaria de Ania (Asociación Nacional
de Empresas de Seguros), directamente dependiente del
Director General (1983-1985). Fue además responsable
del Servicio Tributario del IRI, después Codirector Cen-
tral jefe de la “Unidad Asuntos Fiscales” de Grupo; par-
ticipó activamente en la realización de las operaciones
extraordinarias encaminadas a las privatizaciones de las
sociedades controladas (1985-1998). Ocupó el cargo de
Responsable Tributario de Enel a partir de la fase de la
societarización y de la posterior cotización en Bolsa de las
acciones de la Cabezara de Grupo Enel SpA (1998-2003).
A lo largo de los años, fue Consejero de Administración
de relevantes sociedades por acciones, como Finmeccani-
ca (sociedad cotizada), Cementir (sociedad cotizada), Fin-
mare, Lloyd Triestino di Navigazione, Terni Acciai Speciali
y Sogei. En 1997, bajo designación del entonces Ministro
de las Finanzas, fue miembro de la Comisión Ministerial
encargada de formular los decretos de actuación de la ley
n. 662, de 23 de diciembre de 1996, en materia de modi-
ficación orgánica de los impuestos sobre las rentas. Fue
varias veces docente de la Escuela Central Tributaria “E.
Vanoni”. Fue miembro de los comités fiscales de Confin-
dustria y Assonime.
Giovanni Pietro Malagnino, Consejero (candidatura
presentada por la Fundación ENPAM) - Licenciado en
Medicina y Cirugía en 1978 en la Universidad de Perugia
y especializado en estomatología y dental en 1980 en la
Universidad “La Sapienza” de Roma. Desde 1980 ejerce
la profesión liberal de dentista con prácticas limitadas a
la endodoncia. Desde 1983 es socio activo de la Sociedad
Italiana de Endodoncia y desde 1985 de la American Asso-
ciation of Endodontics. Además es socio honorario desde
1987 de la Société Française d’Endedontie. Fue miembro
de la Directiva de la SIE (1984-1986), miembro del Consejo
de Presidencia de la Asociación Nacional de Dentistas Ita-
lianos (1986-1988), además de Secretario General (1989-
1991) y Presidente Nacional (1992-1995) de la ANDI. Ocu-
pó el cargo de Vicepresidente del Comité de Coordinación
de las Sociedades Científicas Odontológicas (1996-2000) y
fue miembro del Comité Central de la Federación Nacional
de Colegios de Médicos y Odontólogos (1998-2000).
Desde 1997 es miembro de la Comisión de expertos para
los estudios de sector en el SOSE y desde 2002 es coordi-
nador de las profesiones sanitarias en la comisión de los
expertos del SOSE. Del 2000 al 2012 ha sido Vicepresiden-
te del Ente Nacional de previsión y Asistencia de médicos y
odontólogos y desde 2012 es Vicepresidente en funciones
de la misma Fundación. Desde 2010 es Vicepresidente en
funciones de la Asociación de las Cajas de Previsión Priva-
tizada (ADEPP).
Daniele Umberto Santosuosso, Consejero (candidatura
presentada por inversores institucionales) - Licenciado en
Derecho en la Universidad “La Sapienza” de Roma en el
curso académico 1986/87. Desde 1993 a 1998 fue inves-
tigador universitario en la Universidad de los Estudios de
Perugia y en 1998 pasó a ser profesor asociado de Derecho
Comercial en la Universidad “La Sapienza” de Roma. Des-
de 2000 es profesor ordinario en la cátedra de Derecho
Comercial en la Universidad “La Sapienza” de Roma, Facul-
tad de Economía, donde lleva dos cursos de enseñanza, de
Derecho Comercial y de Derecho Comercial Internacional.
Además es coordinador del Máster Universitario de II ni-
vel de Derecho Comercial Internacional y componente del
colegio de docentes del Doctorado de investigación en-
tre varias universidades que tienen consorcio en Derecho
Comercial. Llevó a cabo numerosas actividades de visiting
scholar y professor en diferentes universidades extranjeras
entre las que se encuentran la London School of Econo-
mics, la Universidad de Heidelberg y la School of Law of
U.C., Berkeley. Es autor de volúmenes y ensayos, además
de relaciones en convenios internacionales y miembro y
colaborador de revistas científicas. Es fundador y director
183
responsable de la Revista de Derecho Societario. Colabo-
ra con el periódico “Sole 24Ore”. Es componente y asesor
de asociaciones de categoría y centro de estudios, inves-
tigación y formación de ámbito nacional e internacional.
Es componente de la Comisión de Estudios de Empresa
para el Consejo Nacional del Notariado; de la Comisión
de derecho societario y comercial del Consejo del Colegio
de Abogados de Roma, para el que coordina los “Semina-
rios de derecho societario”; y de la Escuela del notariado
“Anselmo Anselmi” de Roma, donde enseña “operaciones
societarias extraordinarias”. Miembro desde 1999 a 2002
del Consejo de Administración de la Unidad Organizativa
Interfacultades de la Universidad “La Sapienza” de Roma y
actualmente miembro del Comité científico de la “Sapien-
za”, el llamado Comité Spin-off, prepuesto a la constitu-
ción de sociedades de capitales que tienen como objetivo
la utilización empresarial, en contextos innovadores, de
los resultados de la investigación universitaria y el desarro-
llo de nuevos productos y servicios. Asesor desde 1995 a
1996 del Ministro de Correos y Telecomunicaciones. Com-
ponente efectivo de la I y de la II Comisión Gubernativa
“Vietti” (2001-2004); del grupo de estudio en el comité mi-
nisterial permanente para la reforma del Microcrédito y de
la Microfinanza (desde 2005). Por encargo de la CONSOB,
miembro de la mesa de trabajo para la “Reglamentación
de la disciplina sobre las partes vinculadas” (2010), y para
la “Simplificación reglamentaria del mercado financiero”
(2011). Fue Consejero de Administración independiente,
Presidente del Comité de control interno y del Comité de
remuneraciones de la sociedad cotizada Kinexia SpA. De-
sarrolla la actividad profesional con su estudio legal en el
sector del derecho comercial y societario, de quiebra, de
los contratos y del arbitraje.
Carlo Tamburi, Consejero - Licenciado en Ciencias Esta-
dísticas en la Universidad “La Sapienza” de Roma en 1982.
Ocupó diversos cargos en los últimos 30 años en Citibank
NA, el IRI y el Ministerio de Economía y Finanzas. Fue presi-
dente de Tirrenia di Navigazione SpA y miembro del Con-
sejo de Administración de diversas sociedades italianas,
entre las que se encuentran Finmeccanica, Enel, Wind y
Alitalia. Entró a formar parte del Grupo Enel a nivel opera-
tivo en 2002 y actualmente es el Responsable del Depar-
tamento Internacional.
Luciana Tarozzi, Consejera - Desarrolló actividades de ca-
rácter administrativo en Enel en los diferentes niveles de la
estructura desde 1965 a 2005. En particular, fue Directo-
ra - Responsable de Administración Corporate desde 1997
a 2005; Responsable del control de Grupo y Reporting
desde 1996 a 1997; Responsable del Sector de Planifica-
ción Económico-Financiera de la Dirección Administrativa
desde 1994 a 1996; Jefa del Servicio Balance Preventivo
y Presupuesto del Sector de Planificación Económico-Fi-
nanciera desde 1990 a 1994; y Dirigente en la Dirección
Central Administrativa desde 1988 a 1990. En el período
2000-2005 fue Consejera de Administración, sin delega-
ciones, de algunas sociedades del Grupo Enel.
Los Consejeros son conscientes de las tareas y responsa-
bilidades inherentes al cargo ocupado; están informados
constantemente de las funciones empresariales compe-
tentes sobre las principales novedades legislativas y re-
glamentarias que afectan a la sociedad y al ejercicio de
sus propias funciones, y participan además en iniciativas
destinadas al conocimiento de la realidad y de las diná-
micas empresariales, con el fin de poder desempeñar
con mayor eficacia aún su papel. En particular, durante
el año 2012 y los primeros meses de 2013 los consejeros
no ejecutivos y los auditores internos han participado en
un programa de formación organizado por Assogestio-
ni y Assonime sobre los deberes y las responsabilidades
inherentes al cargo de componente de órganos de admi-
nistración y control de sociedades con acciones cotizadas
a la luz de las novedades introducidas en la edición de
2011 del Código de Autodisciplina. La Sociedad ha orga-
nizado, por otra parte, durante el mes de diciembre de
2012, una cumbre estratégica, dedicada al análisis y la
profundización por parte de los componentes del Con-
sejo de Administración de las estrategias en los distintos
sectores de actividad del Grupo.
Los Consejeros desarrollan sus tareas con conocimiento
de causa y de manera autónoma, persiguiendo el objetivo
prioritario de la creación de valor para los accionistas en
un horizonte de medio-largo plazo.
Compensaciones
La compensación de los componentes del Consejo de Ad-
ministración la determina la Junta General de socios; la
adicional para los componentes de los Comités con fun-
ciones consultivas y propositivas constituidos en el seno
del Consejo de Administración lo fija el propio Consejo,
oído el parecer del Comité de Auditores; el tratamiento
184 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
económico global al Consejero Delegado/Director Gene-
ral es determinado también éste por el Consejo de Admi-
nistración, a propuesta del Comité para el nombramiento
y las remuneraciones y oído el parecer del Comité de Au-
ditores.
Para una descripción detallada de la política de remunera-
ción en cuestión para el ejercicio 2012, véase la segunda
sección del Informe sobre la Remuneración, aprobado por
el Consejo de Administración como propuesta por el Co-
mité para el nombramiento y las remuneraciones en fecha
2 de abril de 2013 y disponible en la sede social y en la
página web de la Sociedad.
Límites a la acumulación de cargos de los Consejeros
Los Consejeros aceptan el cargo y lo mantienen mientras
consideran poder dedicar al desarrollo diligente de sus
tareas el tiempo necesario, teniendo en cuenta tanto el
número como la calidad de los encargos realizados en los
órganos de administración y de control de otras socieda-
des de dimensiones relevantes, como el compromiso exi-
gido por las demás actividades laborales y profesionales
desempeñadas y los cargos asociativos ocupados.
A tal efecto, se indica que en el mes de junio de 2010 el
Consejo de Administración aprobó (y formalizó median-
te el documento correspondiente, que ha sido objeto de
modificación y actualización en el mes de diciembre de
2012) una política sobre el número máximo de cargos que
los componentes pueden ocupar en los órganos de admi-
nistración y de control de otras sociedades de relevantes
dimensiones, con el fin de asegurar que los interesados
tienen una disposición de tiempo idónea para garanti-
zar un eficaz cumplimiento del papel desempeñado en
el Consejo de Administración de Enel Green Power, que
tenga en cuenta la participación relativa en los Comités
constituidos en el ámbito del mismo Consejo.
Siguiendo las indicaciones proporcionadas por el Código
de Autodisciplina, la mencionada política considera a tales
fines relevantes sólo los cargos ocupados en los órganos
de administración y de control de las siguientes tipologías
de sociedad:
a) sociedades con acciones cotizadas en mercados regla-
mentados, incluso extranjeros;
b) sociedades, italianas o extranjeras, con acciones no co-
tizadas en mercados regulados y que operan en los sec-
tores de seguros, bancario, de la intermediación mobi-
liaria y del ahorro gestionado o financiero;
c) otras sociedades, italianas o extranjeras, con acciones
no cotizadas en mercados regulados y que, incluso
operando en sectores diferentes de los indicados en el
apartado anterior b), tengan un activo patrimonial su-
perior a 1.000 millones de euros o ingresos superiores a
1.700 millones de euros sobre la base del último balan-
ce aprobado.
Respecto a lo recomendado en el Código de Autodiscipli-
na, la política elaborada por el Consejo de Administración
señala, pues, límites diferenciados de acumulación de car-
gos (medibles a través de un sistema de “pesos” específi-
cos para cada tipo de cargo) en función (i) del compromiso
relacionado con el papel desempeñado por cada conse-
jero tanto en el órgano de gestión de Enel Green Power
(incluida la eventual participación en los Comités consti-
tuidos internamente) como en los órganos de administra-
ción y de control de otras sociedades de relevantes dimen-
siones, además (ii) de la naturaleza de las sociedades en
las que se desempeñan los otros cargos, excluyendo del
cómputo relativo los ocupados en sociedades controladas
o participadas por Enel Green Power, en sociedades que
controlan Enel Green Power o que ejercen sobre la misma
la actividad de dirección y coordinación o en sociedades
que comparten con Enel Green Power el mismo sujeto
controlante.
Con ocasión de las modificaciones aportadas a la política
en cuestión en el mes de diciembre de 2012, se ha pre-
visto expresamente –en línea con las recomendaciones
introducidas en la edición de 2011 del Código de Autodis-
ciplina– que, salvo evaluación expresa distinta y motivada
por parte del Consejo de Administración, el Consejero De-
legado de Enel Green Power no puede ocupar el cargo de
consejero en otra sociedad de dimensiones relevantes que
no pertenezca al Grupo Enel Green Power y de la que el
responsable principal de la gestión (chief executive officer)
sea un consejero de Enel Green Power.
Sobre la base de las comunicaciones efectuadas por los
Consejeros de la Sociedad además de las comprobaciones
llevadas a cabo por el Consejo de Administración, en últi-
mo lugar, en el mes de febrero de 2013, resultó que cada
uno de los Consejeros de Enel Green Power ocupa actual-
mente un número de cargos en los órganos de adminis-
tración y de control de otras sociedades de relevantes di-
mensiones que es compatible con los límites estipulados
por la política.
185
Reuniones del Consejo de Administración y papel del PresidenteA lo largo del ejercicio de 2012 el Consejo de Administra-
ción celebró 16 reuniones, de una duración media de unas
dos horas y quince minutos cada una, en las que participa-
ron de manera regular los diversos Consejeros y el Comité
de Auditores. En lo que se refiere al ejercicio de 2013, se
programaron 13 reuniones de las que 4 ya se celebraron.
A las reuniones del Consejo de Administración se invita
con frecuencia a los responsables de las funciones empre-
sariales competentes en las distintas materias del orden
del día, que ofrecen las profundizaciones oportunas sobre
los argumentos a debate.
Las actividades del Consejo de Administración están coor-
dinadas por el Presidente, que desempeña un papel de
impulsor del funcionamiento de dicho órgano. Este últi-
mo convoca las reuniones del consejo, fija su orden del
día y guía su desarrollo, esforzándose con el fin de que se
proporcione a tiempo a los Consejeros –salvo en casos de
necesidad y urgencia– la documentación y las informa-
ciones necesarias para que el Consejo pueda expresarse
conscientemente sobre las materias sometidas a examen.
Al Presidente le corresponden los poderes previstos por la
ley y los Estatutos, en lo que se refiere al funcionamiento
de los órganos sociales (Junta General y Consejo de Admi-
nistración), así como la representación legal de la Socie-
dad y la firma social. Además, según la deliberación del
Consejo del 5 de octubre de 2010 (modificada el 19 de
diciembre de 2012), el Presidente comprueba el cumpli-
miento de las resoluciones del Consejo de Administración.
Evaluación del funcionamiento del Consejo de Administración y de los ComitésDurante los meses de enero y febrero de 2013, en línea
con las prácticas más evolucionadas de gobierno corpo-
rativo difundidas en Italia y el extranjero y recogidas en
el Código de Autodisciplina, el Consejo de Administra-
ción, con la asistencia de una sociedad especializada en
el sector y sin más relaciones profesionales con Enel Green
Power o con otras sociedades del Grupo, ha efectuado
una evaluación del funcionamiento del Consejo y sus Co-
mités, así como de su dimensión y composición, tenien-
do también en cuenta elementos como las características
profesionales, de experiencia, también de gestión, y de
género de sus componentes, así como su antigüedad en
el cargo (Board review).
El análisis, hecho mediante la compilación de un cuestio-
nario de parte de cada consejero durante las entrevistas
individuales con el asesor, se ha concentrado en los perfi-
les más importantes del Consejo mismo, como: (i) la com-
posición, el rol, y las responsabilidades de este órgano; (ii)
la organización y el desarrollo de las reuniones del Conse-
jo, y los relativos flujos de información y los procedimien-
tos para adoptar las decisiones; (iii) la composición y el
funcionamiento de los Comités constituidos en el Consejo
de Administración; (iv) la adecuación de las estructuras de
organización que dan apoyo a los trabajos del Consejo de
Administración y de sus Comités; y (v) las reuniones de in-
duction sobre los aspectos estratégicos y operativos más
relevantes.
Entre los méritos que emergieron a la Board review referi-
da al ejercicio 2012 se señalan, sobre todo, una atmósfe-
ra positiva de colaboración y un clima de cooperación; la
composición y la dimensión del Consejo de Administración
se consideran sustancialmente adecuadas a las exigencias
de la Sociedad, así como la frecuencia y la duración de las
juntas; se han apreciado de forma especial tanto las se-
siones de profundización en torno a temáticas como los
riesgos, las estrategias, las necesidades financieras y la sos-
tenibilidad empresarial, como la transparencia y las moda-
lidades mediante las que se procede a la elaboración y el
análisis de las estrategia, en el interés de todos los accio-
nistas. El apoyo y los ahondamientos sobre los temas más
importantes relacionados por parte de los top managers,
llamados a intervenir en las juntas del Consejo de Admi-
nistración, se han considerado de gran calidad. Por lo que
concierne a los Comités del Consejo de Administración
se ha expresado un gran consenso por la estructura y sus
responsabilidades. El cuadro de la gestión del Consejo de
Administración en su conjunto ha resultado satisfactorio y
se evidencia que las modalidades de funcionamiento del
Consejo han mejorado. Un mejor conocimiento y toma de
conciencia del negocio ha fomentado el nivel de participa-
ción de los consejeros y ha mejorado la calidad del debate.
El Presidente ejerce su papel con eficacia y ha cosechado
la estima de los consejeros.
Entre los campos en que se puede mejorar según las in-
dicaciones de algunos consejeros, se ha evidenciado la
conveniencia de asegurar una más tempestiva entrega de
la documentación objeto del examen de parte del Conse-
186 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
jo de Administración, y una redacción más rápida de las
actas de las reuniones; la necesidad de analizar y profun-
dizar aún más en la evolución normativa y reglamentaria
del sector, así como el análisis de la gestión de los riesgos
y la necesidad de mejorar la comprensión de los factores
clave del negocio.
Por otro lado, habida cuenta de los resultados del Board
review, el Consejo de Administración, a la luz de la inmi-
nente finalización de su mandato y en vista de la Junta Ge-
neral de los accionistas convocada para la aprobación de
las cuentas de 2012 y la renovación del mismo Consejo, ha
expresado, sobre la base de las recomendaciones formu-
ladas por el Comité para el nombramiento y las remune-
raciones, sus orientaciones sobre las figuras profesionales
que considera oportunas en el interior del mismo Consejo.
Dichas orientaciones han confluido en el informe del Con-
sejo de Administración dedicado al punto del orden del
día de la Junta General relativo a la renovación del órgano
de administración.
Consejeros ejecutivos y no ejecutivos
El Consejo de Administración se compone de Consejeros
ejecutivos y no ejecutivos. Conforme a lo indicado en el
Código de Autodisciplina, se consideran Consejeros ejecu-
tivos:
> el Consejero Delegado de la Sociedad (o de sociedades
del Grupo Enel Green Power con relevancia estratégi-
ca) además del correspondiente Presidente al que se le
atribuyan delegaciones individuales de gestión o que
tenga un papel específico en la elaboración de estrate-
gias empresariales;
> los Consejeros que ocupan cargos directivos en la So-
ciedad (o en sociedades del Grupo Enel Green Power
con relevancia estratégica) o en el sujeto controlante,
cuando el cargo atañe también a la Sociedad.
Los Consejeros que no entran en ninguno de los casos an-
teriores se califican como no ejecutivos.
Sobre la base del análisis llevado a cabo por el Consejo de
Administración en el mes de octubre de 2010 y por últi-
mo en el mes de febrero de 2013, teniendo en cuenta la
estructura de los poderes descrita anteriormente, sólo el
Consejero Delegado resulta calificable como Consejero
ejecutivo. Por lo tanto, el Presidente (Luigi Ferraris) y los
restantes 8 Consejeros actualmente en el cargo (Luca An-
derlini, Carlo Angelici, Andrea Brentan, Giovanni Battista
Lombardo, Giovanni Pietro Malagnino, Carlo Tamburi,
Daniele Umberto Santosuosso y Luciana Tarozzi) resultan
calificables como no ejecutivos.
En cuanto se refiere al Consejero Delegado, a éste se con-
fieren todos los poderes para la administración de la So-
ciedad, a excepción de aquellos que se atribuyan de otra
forma según las disposiciones legislativas y de reglamen-
tación, por los Estatutos sociales o del conjunto de los po-
deres enmendado, por última vez, en el mes de diciembre
de 2012 con el fin de acoger las nuevas recomendaciones
del Código de Autodisciplina, edición de 2011 (en lo refe-
rente a las materias que, según dicho conjunto, resultan
reservadas al Consejo de Administración, véase lo indica-
do en la presente sección del documento, en el apartado
“Consejo de Administración - Papel y funciones”).
El número, la competencia, la profesionalidad, el prestigio
y la disponibilidad de tiempo de los Consejeros no ejecuti-
vos resultan, pues, idóneos para garantizar que su parecer
pueda tener un peso significativo en la asunción de las de-
cisiones del Consejo.
Los Consejeros no ejecutivos aportan sus competencias
específicas en los debates del Consejo, de modo que se
favorezca un examen de los argumentos discutidos según
perspectivas diferentes y la consiguiente asunción de de-
liberaciones meditadas, conscientes y en línea con el inte-
rés social.
Consejeros independientesSobre la base de las informaciones proporcionadas por los
interesados o a disposición de la Sociedad, justo después
del nombramiento de cada consejero (octubre de 2010,
mayo de 2011 y enero de 2012) y por último en el mes de
febrero de 2013, el Consejo de Administración comprobó
la subsistencia de los requisitos de independencia con-
templados por el Código de Autodisciplina para los Con-
sejeros Luca Anderlini, Carlo Angelici, Giovanni Battista
Lombardo, Giovanni Pietro Malagnino, Daniele Umberto
Santosuosso y Luciana Tarozzi.
En particular, se consideraron independientes los Conseje-
ros que no mantienen ni mantuvieron recientemente con
la Sociedad o con sujetos vinculados con la Sociedad, rela-
ciones que pudiesen condicionar su autonomía de juicio.
El procedimiento seguido al respecto por parte del Con-
sejo de Administración tomó los pasos del examen de un
documento informativo, en el que se indicaron los cargos
ocupados y las relaciones mantenidas por los componen-
tes del Consejo de Administración susceptibles de asumir
187
importancia para la evaluación de la correspondiente in-
dependencia; tras dicha fase se llevó a cabo una autoeva-
luación de cada uno de los Consejeros interesados sobre
la propia posición personal, seguida de la evaluación final
realizada conjuntamente por el Consejo de Administra-
ción con la abstención, de manera rotativa, de los compo-
nentes cuya posición se estaba examinando.
Al formular la propia evaluación sobre la independencia
de los Consejeros no ejecutivos, el Consejo de Administra-
ción tuvo en cuenta los casos en los que, según el Código
de Autodisciplina, deben considerarse carentes los requi-
sitos de independencia, y aplicó para ello el principio de la
prevalencia de la sustancia sobre la forma indicada en el
mismo Código.
Con ocasión de las evaluaciones efectuadas en el mes de
octubre de 2010, de mayo de 2011, de enero de 2012 y,
por último, en el mes de febrero de 2013, el Consejo de
Administración tuvo la oportunidad de comprobar los seis
Consejeros arriba indicados –es decir, Luca Anderlini, Carlo
Angelici, Giovanni Battista Lombardo, Giovanni Pietro Ma-
lagnino, Daniele Umberto Santosuosso y Luciana Tarozzi–
también en posesión de los requisitos de independencia
previstos por la ley (en particular por el Texto Único de las
Finanzas y reglamentos ejecutivos) para los auditores inter-
nos de sociedades con acciones cotizadas (tales requisitos
se indican claramente en la Tabla 1 adjunta).
A lo largo del mes de diciembre de 2010, de mayo de
2011, de febrero de 2012 y además, por último, en el mes
de febrero de 2013, el Comité de Auditores pudo verifi-
car que el Consejo de Administración, en la realización de
las evaluaciones indicadas sobre la independencia de los
propios componentes no ejecutivos, aplicó correctamen-
te los criterios indicados en el Código de Autodisciplina,
siguiendo para ello un procedimiento de averiguación
transparente, que permitió al propio Consejo tomar con-
ciencia de las relaciones potencialmente relevantes para la
evaluación de independencia.
Los consejeros independientes se reunieron, en ausencia
de los demás consejeros, en el mes de octubre de 2012;
en esta ocasión, pudieron evaluar, entre otras cosas, la es-
tructura organizativa de la Sociedad y algunos aspectos
de la acogida del Código de Autodisciplina, incluidos los
tiempos de los informes previos al consejo y el papel del
Consejo de Administración sobre la adopción de un plan
de sucesión del consejero ejecutivo.
Considerando el hecho de que el Presidente del Consejo
de Administración de la Sociedad no ocupa el papel de
principal responsable de la gestión de la empresa (chief
executive officer) ni dispone de una participación de con-
trol en la Sociedad, no se dan los presupuestos previstos
por el Código de Autodisciplina para el nombramiento de
un lead independent director. Además, se señala que, con
fecha del presente informe, los consejeros independientes
no se han valido de la facultad de solicitar el nombramien-
to de un lead independent director, según lo previsto en el
Código de Autodisciplina para los emisores pertenecien-
tes al FTSE-MIB.
Se señala que la Sociedad, como emisor sujeto a dirección
y coordinación de otra sociedad cotizada, está dotada de
un Consejo de Administración compuesto en su mayoría
por Consejeros calificables como independientes según
la acepción arriba indicada, conforme a lo previsto en la
normativa vigente. El papel de tales Consejeros asume re-
levancia tanto en el interior del Consejo de Administración
como en el ámbito de los Comités.
Sin perjuicio de lo anterior, la independencia de juicio ca-
racteriza la actividad de todos los Consejeros, también de
aquellos que no sean calificables como tales.
Comités
En el mes de junio de 2010 el Consejo de Administración,
con el fin de garantizar un eficaz desarrollo de sus propias
funciones, instituyó en su ámbito un Comité para las remu-
neraciones y un Comité para el control interno, dotados de
funciones consultivas y propositivas y encargados de tratar
temas delicados y fuentes de posibles conflictos de inte-
rés. El Comité para el control interno, como se precisa más
abajo en el apartado correspondiente, actúa también en
calidad de Comité para las partes vinculadas. En línea con
las recomendaciones introducidas en la edición de 2011
del Código de Autodisciplina, en el mes de diciembre de
2012 el Consejo de Administración modificó las competen-
cias de ambos Comités, así como su denominación respec-
tivamente a Comité para el nombramiento y las remune-
raciones y Comité de control y riesgos; en este contexto,
además, por lo que respecta a este último, ha mantenido
las funciones de Comité para las partes vinculadas.
De conformidad con lo previsto en la normativa vigente,
dichos Comités están compuestos exclusivamente por
Consejeros independientes nombrados por parte del
Consejo de Administración, que nombra entre ellos un
presidente y además determina las tareas de los propios
Comités.
188 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
En el mes de junio de 2010, el Consejo de Administración
aprobó reglamentos organizativos que estipulan la com-
posición, las tareas y las modalidades de funcionamiento
de cada Comité. Posteriormente, en el mes de diciembre
de 2011, el Consejo de Administración aprobó algunas
modificaciones al Reglamento organizativo del Comité
para las remuneraciones (actual Comité para el nombra-
miento y las remuneraciones), con el fin de adecuar este
último a las modificaciones del artículo 7 del Código de
Autodisciplina introducidas en marzo de 2010. Por último,
en el mes de diciembre de 2012, el Consejo de Administra-
ción introdujo a los reglamentos de ambos Comités nue-
vas modificaciones con el objetivo, entre otros, de acoger
las recomendaciones introducidas en la edición de 2011
del Código de Autodisciplina.
En el desarrollo de las propias funciones, los Comités en
cuestión tienen facultades de acceso a las informaciones
y a las funciones empresariales necesarias para el desa-
rrollo de las respectivas tareas y pueden valerse de aseso-
res externos pagados por la Sociedad, en los límites del
presupuesto aprobado por el Consejo de Administración.
Con respeto a este tema se refiere que el Comité para las
remuneraciones (actual Comité para el nombramiento y
las remuneraciones), si necesita acogerse a los servicios
de un asesor externo con el fin de obtener informaciones
sobre las prácticas de mercado en el tema de políticas de
remuneración, verifica anteriormente que el asesor no se
encuentre en situaciones susceptibles de comprometer en
concreto la independencia del juicio.
Cada Comité lleva a cabo el nombramiento de un secre-
tario, elegido incluso fuera de los propios componentes,
al que se le confía la tarea de redactar el acta de las reu-
niones.
En las reuniones de cada comité participa el Presidente del
Comité de Auditores, u otro auditor designado por éste
(se señala al respecto que, a partir del mes de diciembre
de 2012 y en línea con las recomendaciones introducidas
en la edición de 2011 del Código de Autodisciplina, tam-
bién los demás auditores titulares tienen facultad para
intervenir), y pueden participar otros componentes del
Consejo de Administración, exponentes de las funciones
empresariales, o sujetos cuya presencia pueda resultar po-
sitiva para el mejor desarrollo de las funciones del propio
Comité, invitados expresamente por el correspondiente
Presidente. En las reuniones del Comité para las remune-
raciones (actual Comité para el nombramiento y las remu-
neraciones) participa también, por lo general, el responsa-
ble de la función Personal y Organización así como en las
reuniones del Comité para el control interno (actual Comi-
té de control y riesgos) participa también, por lo general,
el responsable de la función Auditoría.
Comité para el nombramiento y las remuneraciones El Comité para el nombramiento y remuneraciones (que,
hasta el mes de diciembre 2012 desarrollaba su actividad
con la denominación y las funciones de Comité de remu-
neraciones) tiene el deber de asistir al Consejo de Admi-
nistración con funciones de instrucción, de naturaleza
propositiva y consultiva, en las evaluaciones y decisiones
relativas a la dimensión y composición del mismo Consejo,
así como a la remuneración de los Consejeros y de aque-
llos Dirigentes con responsabilidades estratégicas.
La compensación de los Consejeros y los Dirigentes con
responsabilidades estratégicas se establece suficiente-
mente para atraer, retener y motivar personas dotadas de
las cualidades profesionales necesarias para gestionar con
éxito la Sociedad.
En dicho ámbito, el Comité es quien debe esforzarse con
el fin de que las remuneraciones de los consejeros ejecu-
tivos y los dirigentes con responsabilidades estratégicas
queden definidas de modo que alinee sus intereses con la
consecución del objetivo prioritario de la creación de va-
lor para los accionistas en un horizonte de medio a largo
plazo. En particular, una parte significativa de las remune-
raciones del Consejero ejecutivo y los Dirigentes con res-
ponsabilidades estratégicas está ligada a la consecución
de objetivos específicos de rendimiento, también de natu-
raleza no económica, indicados y determinados anticipa-
damente y en coherencia con las directrices contenidas en
la política sobre remuneraciones.
Las remuneraciones de los Consejeros no ejecutivos resul-
ta proporcional al empeño solicitado a cada uno de éstos,
teniendo en cuenta su participación en los Comités. Se se-
ñala en relación a esto que, de acuerdo con lo recomenda-
do en el Código de Autodisciplina, dicha remuneración no
está de ningún modo ligada a los resultados económicos
conseguidos por la Sociedad y el Grupo, y los Consejeros
no ejecutivos no son destinatarios de planes de incentiva-
ción de base accionarial.
Ningún Consejero puede participar en las reuniones de
dicho Comité para el nombramiento y remuneraciones
donde se formulen propuestas al Consejo de Administra-
ción relativas a los propios honorarios, salvo que se trate
189
de propuestas relacionadas con todos los componentes de
los Comités constituidos en el ámbito del mismo Consejo.
Al Comité, según el Reglamento organizativo aplicable
hasta el 19 de diciembre de 2012, han sido atribuidas las
siguientes tareas propositivas y consultivas:
> formular en el Consejo de Administración propuestas
sobre la política general para la remuneración de los
Consejeros ejecutivos, de los demás Consejeros con
cargos particulares y de los Dirigentes con responsabi-
lidades estratégicas, valorando periódicamente su ade-
cuación, la coherencia global y la concreta aplicación de
la política adoptada y valiéndose de las informaciones
proporcionadas por el Consejero Delegado en lo que
respecta a la actuación de dicha política con respecto a
los Dirigentes con responsabilidades estratégicas;
> presentar al Consejo de Administración propuestas o
pareceres sobre la remuneración de los Consejeros eje-
cutivos y de los demás Consejeros que ocupan cargos
particulares, además de sobre la fijación de objetivos
de prestación relativos al componente variable de di-
cha remuneración, supervisando la aplicación de las
decisiones adoptadas por el Consejo mismo y compro-
bando, en particular, la consecución efectiva de los ob-
jetivos de prestación;
> examinar anticipadamente la relación anual sobre la
remuneración a poner a disposición del público en vis-
tas de la Junta General anual de balance.
En el ámbito de la acogida de las nuevas recomendacio-
nes de la edición de 2011 del Código de Autodisciplina,
según se ha expuesto, el Consejo de Administración ha
asignado al Comité nuevas funciones y ha modificado su
denominación a Comité para el nombramiento y las remu-
neraciones. Concretamente, el Comité, además de haber
mantenido en esencia las competencias asignadas ante-
riormente:
> formula pareceres al Consejo de Administración en re-
lación con la dimensión y composición del mismo Con-
sejo y realiza recomendaciones en relación con las figu-
ras profesionales cuya presencia en el mismo Consejo
se considere oportuna;
> formula recomendaciones al Consejo de Administra-
ción en relación al número máximo de cargos en los
órganos de administración o de control de otras socie-
dades cotizadas en mercados regulados, de sociedades
financieras, bancarias y aseguradoras o, de otro modo,
de dimensiones relevantes que pueda considerarse
compatible con el desarrollo eficaz del cargo de Conse-
jero de la Sociedad;
> formula recomendaciones al Consejo de Administra-
ción en relación a eventuales casos problemáticos
relacionados con la aplicación de la prohibición de
competencia prevista a cargo de los Consejeros según
el artículo 2390 del Código Civil, siempre que la Junta
General, por exigencias de carácter organizativo, haya
autorizado por vía general y preventiva derogaciones
de dicha prohibición;
> propone al Consejo de Administración candidatos al
cargo de Consejero, teniendo en cuenta las observacio-
nes que los accionistas pudieran realizar:
- en caso de cooptación, siempre que sea necesario
sustituir Consejeros independientes;
- siempre que, en caso de renovación del Consejo de
Administración, sea previsible que no existe la po-
sibilidad de extraer de las listas presentadas por los
accionistas el número de Consejeros necesario, con el
fin de que el Consejo saliente pueda, por tanto, pre-
sentar candidaturas que someter a la Junta General;
- siempre que, en caso de renovación del Consejo de
Administración, el Consejo saliente decida valerse de
la facultad de presentar una lista propia, prevista en
el artículo 13.3 de los Estatutos.
El Comité para el nombramiento y remuneraciones, en el
ámbito de las propias competencias, desarrolla además un
papel principal en la elaboración y la comprobación de la
marcha de los sistemas de incentivación a largo plazo di-
rigidos a la dirección, entendidos como instrumentos que
tienen la finalidad de atraer y motivar recursos de nivel y
experiencia adecuados, desarrollando el sentido de perte-
nencia y asegurando en el tiempo una constante tensión
a la creación de valor.
El Comité para el nombramiento y remuneraciones está
compuesto actualmente por los Consejeros independien-
tes Carlo Angelici (con funciones de presidente), Daniele
Umberto Santosuosso y Luca Anderlini, nombrados por
el Consejo de Administración del 10 mayo de 2011. El
Consejero Luca Anderlini cuenta con un conocimiento y
experiencia adecuados en materia financiera, según indi-
có el Consejo de Administración en el momento del nom-
bramiento. Anteriormente, el Comité estaba compuesto
por los Consejeros Carlo Angelici (siempre con funciones
de presidente), Giovanni Battista Lombardo y Luciana Ta-
rozzi.
A lo largo de 2012, el Comité celebró 5 reuniones, con sus
actas correspondientes, caracterizadas por la participa-
ción regular de sus componentes (además del Presidente
del Comité de Auditores) y con una duración media de
190 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
dos horas y treinta minutos cada una; el Comité también
recurrió a un asesor externo independiente, con gastos a
cargo de la Sociedad.
A lo largo de 2012, el Comité –además de elaborar los
contenidos de los planes de incentivación a largo plazo–
se ocupó de definir los aspectos aplicables de la com-
ponente variable de la remuneración del Consejero De-
legado, señalando en particular los objetivos anuales a
asignar al interesado y comprobando la consecución de
los objetivos del ejercicio anterior. Durante 2012, además,
el Comité para las remuneraciones definió en los primeros
meses del año los contenidos de la política sobre la remu-
neración de los consejeros y los dirigentes con responsa-
bilidades estratégicas referida al mismo 2012; el Consejo
de Administración aprobó dicha política con fecha de 2
de abril de 2012 y se sometió, por tanto, al voto consultivo
de la Junta General ordinaria del 27 de abril de 2012, que
emitió en relación a ello un voto favorable. El Comité, ade-
más de elaborar los contenidos del plan de incentivación
a largo plazo relativo al ejercicio 2012 y de efectuar un
reconocimiento general del funcionamiento de los planes
de incentivación estipulados, se ha ocupado también de
los aspectos aplicativos de la componente variable de la
remuneración del Consejero Delegado/Director General,
identificando en particular los objetivos económicos y de
gestión anuales que asignarle y comprobando la consecu-
ción de los objetivos del ejercicio anterior. El Comité, por
último, ha analizado la evolución de la política retributiva
relacionada con la gestión y ha puesto en marcha, durante
el último período del año, la elaboración de la política so-
bre la remuneración de los Consejeros y los Dirigentes con
responsabilidades estratégicas referida al 2013, que tras la
definición por parte del Comité de Administración, ha sido
aprobada con fecha 2 de abril de 2013.
Comité para el control y los riesgos
El Comité para el control y los riesgos (que hasta el mes de
diciembre 2012 ha funcionado con la denominación de
Comité para el control interno, en el respecto de las activi-
dades, de acuerdo con las recomendaciones introducidas
en la edición del Código de Autodisciplina publicado en
el mes de marzo de 2006), tiene el deber de apoyar, con
una actividad instructora adecuada, las evaluaciones y de-
cisiones del Consejo de Administración relativas al sistema
de control interno y de gestión de los riesgos, así como
las relativas a la aprobación de las relaciones financieras
periódicas.
En particular, se atribuyen al Comité para el control y los
riesgos las siguientes tareas consultivas y propositivas (se-
gún lo definido la última vez por el Consejo de Administra-
ción en el mes de diciembre de 2012) que han ampliados
las tareas propias del Comité de control interno:
> apoyar al Consejo de Administración, mediante la for-
mulación de pareceres específicos, en el cumplimiento
de las tareas solicitadas a este último asignados por el
Código de Autodisciplina en tema de control interno y
gestión de riesgos (se señala que dichas tareas forman
el objeto de análisis de esta sección del documento, en
el apartado “Sistema de control interno y de gestión de
los riesgos”);
> evaluar, junto con el Dirigente designado para la redac-
ción de los documentos contables societarios y oídos
los revisores legales y el Comité de Auditores, la correc-
ta utilización de los principios contables y su homoge-
neidad a fines de la redacción de las relaciones finan-
cieras periódicas;
> expresar pareceres sobre aspectos específicos inheren-
tes a la identificación de los principales riesgos empre-
sariales;
> examinar las relaciones periódicas que tengan por ob-
jeto la evaluación del sistema de control interno y de
gestión de los riesgos, y aquéllas de especial relevancia
predispuestas por la función Auditoría;
> supervisar la autonomía, adecuación, eficacia y eficien-
cia de la función Auditoría;
> desarrollar las tareas adicionales que se le atribuyen
por parte del Consejo de Administración, con especial
referencia al examen de las principales reglas y proce-
dimientos empresariales relacionados con el sistema
de control interno y de gestión de los riesgos y que
tienen relevancia en relación con los grupos de interés
(stakeholders) –con especial referencia al Modelo orga-
nizativo y de gestión presentado conforme al Decreto
Legislativo n. 231/2001, al Código Ético y al Plan “To-
lerancia Cero con la Corrupción”– sometiendo dichos
documentos a la aprobación del Consejo de Adminis-
tración y evaluando sus posibles modificaciones o inte-
graciones adicionales;
> informar al Consejo de Administración, al menos se-
mestralmente, con ocasión de la aprobación de los es-
tados financieros y del informe semestral, sobre la acti-
vidad desarrollada además de sobre la adecuación del
sistema de control interno y de gestión de los riesgos.
191
El Comité en cuestión puede, además, solicitar a la función
Auditoría que lleve a cabo comprobaciones en áreas ope-
rativas concretas, comunicando contextualmente dichas
comprobaciones al Presidente del Comité de Auditores,
al Presidente del Consejo de Administración y al Conseje-
ro encargado del sistema de control interno y de gestión
de los riesgos, salvo en los casos en que el objeto de la
solicitud de comprobación verse específicamente sobre la
actividad de dichos sujetos.
En diciembre de 2010, tras la adopción por parte de la So-
ciedad de un nuevo procedimiento para la disciplina de
las operaciones con partes vinculadas conforme al artículo
2391 bis del Código Civil, del reglamento adoptado por
la CONSOB con resolución n. 17221/2010 y posteriores
modificaciones e integraciones (en adelante, el “Procedi-
miento”), se atribuyeron al Comité en cuestión las funcio-
nes de Comité de partes vinculadas, cuya tarea es la de
expresar parecer preventivo sobre las operaciones entre la
Sociedad y una o más partes vinculadas (como se indica en
el Procedimiento) en los términos y condiciones previstas
por el Procedimiento mismo.
El Procedimiento fue adoptado en diciembre de 2010, en-
tró en vigor a partir del 1 de enero de 2011 y se ha modifi-
cado en diciembre de 2012.
El Comité está actualmente compuesto por los Conseje-
ros independientes Giovanni Battista Lombardo (con fun-
ciones de presidente), Luciana Tarozzi y Giovanni Pietro
Malagnino, nombrados por el Consejo de Administración
del 10 de mayo de 2011. Anteriormente, el Comité estaba
constituido por los Consejeros Giovanni Battista Lombar-
do (siempre con funciones de presidente), Luciana Tarozzi
y Carlo Angelici, nombrados por el Consejo de Administra-
ción del 5 de octubre de 2010, que además reconoció a los
Consejeros Giovanni Battista Lombardo y Luciana Tarozzi
el requisito de poseer una experiencia adecuada en mate-
ria contable y financiera.
A lo largo de 2012, el Comité celebró 13 reuniones, con
sus actas correspondientes, con una duración de dos ho-
ras y treinta minutos, caracterizadas por la participación
regular de sus componentes, además del Presidente del
Comité de Auditores. Tres de las reuniones del Comité se
celebraron en su calidad de Comité de partes vinculadas
conforme al Procedimiento para la disciplina de las opera-
ciones con partes vinculadas.
A lo largo de 2012 la actividad del Comité en cuestión se
concentró, sobre todo, en la evaluación (i) del plan de tra-
bajo elaborado por el responsable interno de la función
Auditoría y de los resultados de las acciones de auditoría
desarrolladas en el año anterior; (ii) efectuó una evalua-
ción de los activos organizativos, contables y administra-
tivos, así como del control interno de algunas sociedades
del Grupo Enel Green Power consideradas especialmente
significativas; y (iii) monitorizó la observancia del modelo
organizativo y de gestión adoptado conforme al Decre-
to Legislativo n. 231 de 8 de junio de 2001, ocupándose
también de la actualización de éste; (iv) analizó los conte-
nidos de la edición del Código de Autodisciplina del mes
de diciembre de 2011, individuando las modalidades de
implantación de parte de la Sociedad de las recomenda-
ciones del dicho documento, que han sido presentadas a
la aprobación por el Consejo de Administracion en el di-
ciembre 2012, con las relativa propuestas de modificación
de los poderes y de algunos procedimientos empresariales
en materia de gobierno corporativo.
Durante el período de referencia, el Comité expresó ade-
más su parecer favorable, dentro de sus competencias,
sobre la atribución de algunos encargos específicos adi-
cionales al revisor principal de Grupo en aplicación del
procedimiento correspondiente, adoptado a lo largo del
mes de junio de 2010, sobre la asignación de encargos
a las sociedades de revisión que operan en el ámbito del
Grupo; en relación a esto se señala que dicho procedi-
miento ha sido sustituido por un nuevo procedimiento
adoptado por el Consejo de Administración en la reunión
del 19 de diciembre de 2012 que ya no asigna competen-
cias específicas al Comité.
El Comité evaluó las señalizaciones llevadas a cabo a lo
largo del ejercicio de 2012 sobre la base de las previsio-
nes del Código Ético, examinó algunas operaciones con
partes vinculadas y formuló, dentro de sus competencias,
una evaluación positiva sobre la adecuación, la eficacia y
el efectivo funcionamiento del sistema de control interno
a lo largo del ejercicio anterior.
A lo largo de 2012, el Comité, en el desarrollo de sus pro-
pias funciones, mantuvo algunos encuentros con los res-
ponsables de algunas funciones empresariales.
El Comité monitorizó después el respeto permanente en
el ámbito del Grupo Enel Green Power de la normativa en
materia de transparencia contable, de adecuación de la es-
tructura organizativa y del sistema de controles internos de
las sociedades controladas, constituidas y reguladas por la
ley de Estados no pertenecientes a la Unión Europea.
Por último, durante las reuniones en su calidad de Comité
de partes vinculadas, el Comité (i) compartió algunas pro-
puestas de modificación del procedimiento empresarial
para la disciplina de las operaciones con partes vinculadas
192 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
y del reglamento organizativo del Comité, básicamente
con el fin de actualizar los contenidos conforme a la aco-
gida de las recomendaciones contenidas en la edición del
Código de Autodisciplina publicado en el mes de diciem-
bre de 2011, y (ii) expresó su parecer motivado sobre tales
operaciones con partes vinculadas, evaluando, para cada
una de ellas, el interés de Enel Green Power en el cumpli-
miento de la operación, así como la conveniencia y correc-
ción sustancial de las condiciones relativas.
Comité de Auditores
Según lo previsto en la ley y en los Estatutos de la Socie-
dad, el Comité de Auditores se compone de tres auditores
titulares y dos suplentes, nombrados por la Junta Gene-
ral ordinaria de socios por un período de tres ejercicios y
reelegibles al finalizar su mandato.
Además de ejercer las tareas indicadas según la legislación
vigente (y especificados en la primera sección de este do-
cumento, en el apartado “Organización de la Sociedad”),
conformemente a lo que prevé el Código de Autodiscipli-
na, el Comité de Auditores dispone:
> del poder, ejercible por parte de los auditores singular-
mente, de solicitar a la función Auditoría de la Sociedad
que lleve a cabo comprobaciones sobre específicos te-
mas u operaciones empresariales;
> el poder de comunicar prontamente con el Comité de
control y riesgos las informaciones relevantes para sus
propias tareas.
Según la ley aplicable, los miembros del Comité de Au-
ditores deben poseer los requisitos de honorabilidad, de
profesionalidad e independencia previstos para los Au-
ditores de sociedades con acciones cotizadas, integrados
por los requisitos de profesionalidad mediante las corres-
pondientes previsiones estatutarias.
Sobre la base de lo previsto en el Texto Único de las Fi-
nanzas, los límites a la acumulación de cargos de admi-
nistración y control que los componentes del Comité de
Auditores pueden asumir en sociedades de capitales ita-
lianas están indicados por CONSOB con un reglamento
correspondiente.
Análogamente a lo dispuesto por el Consejo de Adminis-
tración, y en cumplimiento de lo establecido por el Texto
Único de las Finanzas, los Estatutos prevén que el nombra-
miento de todo el Comité de Auditores tenga lugar según
el mecanismo del “voto de lista”, con el fin de garantizar
la presencia en el órgano de control de un auditor titular
(que ocupará el cargo de presidente) y de un auditor su-
plente (destinado a ocupar el cargo de presidente en caso
de cese anticipado del titular) designados por las minorías
accionarias.
Dicho sistema electivo prevé que las listas, en las que los
candidatos deben aparecer según un número progresi-
vo, puedan ser presentadas por accionistas que, solos o
junto con otros accionistas, sean titulares de la cuota de
participación mínima en el capital social establecida por
CONSOB con reglamento para la presentación de las lis-
tas de candidatos al nombramiento del Consejo de Ad-
ministración (en concreto, en función de la capitalización
de Bolsa de las acciones Enel Green Power, actualmente
la cuota de participación exigida es del 1% del capital so-
cial). Además –en actuación a las modificaciones de julio
de 2011 al Texto Único de las Finanzas con el fin de ase-
gurar el equilibrio entre los géneros en la composición de
los órganos de administración y de control de las socieda-
des cotizadas, así como por las disposiciones de actuación
según el reglamento CONSOB, y según las modificaciones
de los Estatutos sociales deliberadas por la Junta General
extraordinaria del 27 de abril de 2012– en ocasión de las
primeras tres renovaciones del Comité de Auditores sub-
secuentes al 12 de agosto de 2012, las listas que indiquen
un número total de candidatos (entre auditores titulares y
suplentes) igual o superior a tres tendrán que incluir tanto
en los primeros dos puestos de la sección de la lista relativa
a los auditores titulares, como a los primeros dos puestos
de la sección de la lista relativa a los auditores suplentes,
candidatos de género distinto.
Las listas deben depositarlas quienes las presenten en la
sede social por lo menos 25 días antes de la fecha de la
Junta General que tendrá que decidir sobre el nombra-
miento de los auditores del Comité de Auditores, y de-
ben de ser publicadas por la Sociedad en su página web
y puestas a disposición del público en la sede social, por
lo menos 21 días antes de la fecha de la misma Junta Ge-
neral, con un informe explicativo sobre las características
personales y profesionales de los candidatos, garantizan-
do de esta manera un procedimiento transparente para el
nombramiento del órgano de control.
Para el nombramiento de los auditores que ocurra en hi-
pótesis distintas de la indicada arriba sobre la renovación
del Comité de Auditores, la Junta General decide con las
mayorías de ley y sin observar el procedimiento indicado
arriba, pero de todas formas en manera de asegurar (i) el
respeto del principio de representación de las minorías
193
accionariales en el Comité de Auditores; y (ii) el respeto
de la normativa vigente en materia de equilibrio entre los
géneros.
En todo caso, los auditores internos actúan con autono-
mía e independencia también frente a los accionistas que
los eligieron.
El Comité de Auditores actual fue nombrado por la Junta
General ordinaria del 27 de abril de 2011 y se mantendrá
en el cargo hasta la fecha de la Junta General ordinaria que
se convocará para aprobar los Estados contables del ejer-
cicio con fecha de 31 de diciembre de 2013. Dicho Comité
está compuesto por los auditores titulares Franco Fontana
(Presidente), Giuseppe Ascoli y Leonardo Perrone. Los audi-
tores suplentes nombrados por la Junta General ordinaria
del 27 de abril de 2011 son Giulio Monti y Pierpaolo Singer.
Se indica a continuación un breve perfil profesional de los
auditores titulares actuales, junto con la indicación de las
listas de procedencia correspondientes. Estas últimas se
presentaron por parte de Enel SpA (que en la fecha de pre-
sentación era titular del 69,17% del capital de la Sociedad)
y, conjuntamente, por la Fundación ENPAM e INARCASSA
(que en la fecha de presentación eran titulares, en su con-
junto, del 1,50% del capital de la Sociedad).
Franco Fontana, Presidente (indicado por la lista presen-
tada por Fundación ENPAM e INARCASSA) - Licenciado en
Economía y Comercio en la Universidad Católica de Milán,
está inscrito en el registro de Doctores Comercialistas y
Expertos Contables y en el registro de Revisores Oficiales
de Cuentas. Doctor Comercialista, desde 1986 desarrolla
la actividad de Profesor ordinario de Economía y Gestión
de empresas en la facultad de Economía de la LUISS Gui-
do Carli. Es Director de la LUISS Business School y, desde
1995 a 2010, ocupó el cargo de Decano de la Facultad de
Economía de la LUISS Guido Carli. Desde 1994 a 1997 fue
Presidente de la “Cassa di Risparmio” de Aquila. Ocupó el
cargo de auditor y de Presidente del Comité de Auditores
en diversas sociedades italianas, algunas de ellas pertene-
cientes a grupos internacionales. Desde 2001 a 2010 fue
auditor y posteriormente Presidente del Comité de Audi-
tores de Enel SpA. Es autor de numerosas publicaciones
sobre temas de Gestión y Estrategias de empresas y Orga-
nización Empresarial.
Giuseppe Ascoli, auditor titular (indicado por la lista pre-
sentada por Enel SpA) - Nacido en Roma en 1954. Doc-
tor Comercialista y revisor contable. Socio del Estudio
Legal - Tributario “Adonnino Ascoli & Cavasola Scamoni”,
asociación interprofesional que forma parte de la alian-
za internacional CMS. Ocupa el cargo de Presidente de la
Comisión Consultiva para la Fiscalidad Internacional del
Consejo del Colegio de Doctores Comercialistas de Roma.
Como asesor técnico del Tribunal de Roma, desempeñó
tareas de evaluación de empresas. Desarrolló y desarrolla
importantes tareas, confiadas por Entidades públicas y
privadas, en el sector de las evaluaciones empresariales,
además de en el campo del asesoramiento y asistencia
empresarial, contractual y tributaria. Ocupa el cargo de
auditor interno, con la cualificación también de Presiden-
te del Comité de Auditores, en sociedades pertenecientes
a grupos nacionales e internacionales como: Grupo Enel,
Grupo Ford, Groupama, Grupo PPG, Grupo Alliance, Gru-
po Linde, Grupo Allergan, Grupo Fideuram. Ocupó el car-
go de consejero en el MEDIOCREDITO de Roma, también
como componente del Comité Ejecutivo. Colabora con re-
vistas especializadas en materia tributaria con publicacio-
nes de artículos. Es docente en cursos de especialización
organizados por universidades o colegios profesionales.
Participa como relator en numerosos convenios naciona-
les e internacionales.
Leonardo Perrone, auditor titular (indicado por la lista
presentada por Enel SpA) - Licenciado en Derecho en la
Universidad “La Sapienza” de Roma en 1965, es abogado
de casación especializado en materia tributaria y empre-
sarial, y está inscrito en el registro de Revisores Oficiales de
cuentas. Desde 1970 enseña como profesor de Derecho
Tributario en la Universidad de Macerata. Profesor ordi-
nario de Derecho Tributario desde el 1 de enero de 1976,
en la Universidad de Catania, después de Perugia y, por
último, desde el 1 de noviembre de 1982 en la Facultad
de Economía de la Universidad “La Sapienza” de Roma. Ha
formado parte del Comité de Auditores y del Consejo de
Administración de distintas sociedades y entidades, a nivel
nacional, donde ha desempeñado actividades financieras
e industriales. Ha sido miembro del “Comité Técnico para
la ejecución de la Reforma tributaria” y del “Consejo Su-
perior de las Finanzas”. Relator en numerosos convenios
nacionales e internacionales en Italia y el extranjero. Do-
cente durante más de 20 años en la Escuela superior de
Policía Tributaria de la Guardia de Finanzas y docente du-
rante muchos años del Máster de Derecho Tributario en
la Escuela Superior de Economía y Finanzas. Autor de nu-
merosas publicaciones, sobre todo en materia tributaria y
194 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
de sociedades, asiste, en sede judicial y extrajudicial, a nu-
merosos e importantes clientes nacionales y extranjeros.
La remuneración de los componentes efectivos del Comité
de Auditores fue fijada por la Junta General ordinaria de
Accionistas, con ocasión de su nombramiento, en 60.000
euros brutos anuales para el Presidente del Comité de Au-
ditores y en 45.000 euros brutos anuales para cada uno
de los demás auditores titulares, además del reembolso
de los gastos necesarios para el desarrollo de sus tareas.
Durante el ejercicio 2012, el Comité de Auditores celebró
15 reuniones. Las reuniones duraron una media de 2 ho-
ras y 30 minutos cada una y contaron con la participación
regular de los auditores titulares.
A lo largo del mes de febrero de 2013, el Comité de Au-
ditores comprobó para cada uno de los auditores la po-
sesión de los requisitos de independencia previstos por el
Código de Autodisciplina con referencia a los Consejeros
y según el artículo 148, apartado 3, del Texto Único de las
Finanzas.
El Comité de Auditores, entro otros, vigiló sobre la inde-
pendencia de la sociedad de revisión, comprobando tanto
el respeto de las disposiciones normativas en la materia,
como la naturaleza y la entidad de los servicios diferentes
de los servicios de revisión prestados a la Sociedad y a sus
controladas por parte de la misma sociedad de revisión y
de las entidades pertenecientes a la red de la misma. Ade-
más, el Comité de Auditores se coordinó con el Comité
para el control interno (actual Comité para el control y los
riesgos), mediante el desarrollo de reuniones conjuntas
en el ámbito de las cuales se aseguró el intercambio en
tiempo de informaciones relevantes para el cumplimien-
to de las correspondientes tareas. El Comité de Auditores
recibió además por parte de la función Auditoría, actuali-
zaciones acerca del desarrollo de comprobaciones sobre
áreas operativas específicas.
Sociedad de revisión legal de las cuentas
La revisión legal de los Estados contables de Enel Green
Power y de los Estados contables consolidados del Grupo
se confía a Reconta Ernst & Young SpA. El encargo a dicha
sociedad de revisión legal fue atribuido, a propuesta del
Comité de Auditores, por la Junta General de socios del
27 de abril de 2011, para los ejercicios de 2011 a 2019 por
una remuneración total de aproximadamente 1,86 millo-
nes de euros.
Desde junio de 2010, con el fin de preservar la indepen-
dencia de las sociedades de revisión que operan en el
ámbito del Grupo, se ha formalizado un procedimiento
expreso que estipula la atribución de tareas a las socie-
dades mismas o a las entidades de las relativas redes por
parte de sociedades del Grupo. Según las modificaciones
aportadas a dicho procedimiento en el mes de diciem-
bre de 2012, el Comité de Auditores expresa su parecer
vinculante preventivo (es decir, en los casos en que no
pongan de ninguna forma en riesgo la independencia
del revisor, recibe información periódica) sobre la atribu-
ción de encargos adicionales por parte de las sociedades
del Grupo –diferentes, por tanto del encargo principal de
revisión y para los que no incurran incompatibilidades
previstas por ley– a favor del revisor principal de Grupo
o de entidades pertenecientes a la red correspondiente;
la atribución de dichos encargos adicionales se permite
sólo en determinadas condiciones de necesidad compro-
bada (según el perfil legal y económico o de la calidad
del servicio).
Dirigente responsable de la redacción de documentos contables de la sociedad
El Consejo de Administración, previo parecer del Comité
de Auditores, procedió en el mes de junio de 2010, con
efectos a partir de la fecha de inicio de las negociaciones
de las acciones de la Sociedad en el Mercado Telemático
Accionario organizado y gestionado por Borsa Italiana
SpA y sobre los mercados regulados españoles (Madrid,
Barcelona, Bilbao y Valencia), así como en el sistema SIBE,
el 4 de noviembre de 2010, al nombramiento del Dirigen-
te responsable de la redacción de documentos contables
de la sociedad, que recayó en el responsable de la función
Administración de las Finanzas y Control de la Sociedad
(en la persona de Alberto de Paoli). Desde el 1 de mayo
de 2012 desempeña dicho cargo Giulio Antonio Carone,
quien también ha ocupado el papel de Responsable de la
función Administración de las Finanzas y Control de Enel
Green Power. Según comprobó el Consejo de Administra-
ción, Alberto de Paoli, para el período en que ocupó dicho
cargo, estuvo en posesión de los requisitos de profesiona-
195
lidad previstos por los Estatutos de la Sociedad; del mismo
modo, el Consejo de Administración pudo comprobar que
también Giulio Antonio Carone poseía dichos requisitos.
La tarea del Dirigente encargado de la redacción de los
documentos contables societarios es la de proporcionar
procedimientos administrativos y contables adecuados
para la elaboración de los Estados contables y de los Es-
tados contables consolidados, además de cualquier otra
comunicación de carácter financiero.
El Consejo de Administración comprueba que dicho diri-
gente disponga de poderes y medios adecuados y vigila
además el respeto de los procedimientos administrativos
y contables predispuestos por éste.
El dirigente en cuestión expide una declaración que acom-
paña a los actos y comunicaciones de la sociedad difundi-
dos en el mercado y relativos a la información contable,
también en el curso de cada año, y que prueba su corres-
pondencia con los resultados documentales, libros y escri-
turas contables.
El mismo dirigente, junto con el Consejero Delegado,
atestigua además, con una relación sobre los Estados con-
tables, los Estados contables consolidados y el Informe
semestral de resultados: (i) la adecuación y la efectiva apli-
cación de los procedimientos administrativos y contables
arriba indicados a lo largo del período al que se refieren
tales documentos contables; (ii) la conformidad del con-
tenido de dichos documentos con los principios contables
internacionales aplicables en el ámbito de la Unión Euro-
pea; (iii) la correspondencia de los documentos con los re-
sultados de los libros y escrituras contables y su idoneidad
para proporcionar una representación veraz y correcta de
la situación patrimonial, económica y financiera de la So-
ciedad y del Grupo Enel Green Power; (iv) que el Informe
de gestión en los Estados contables del ejercicio y en el
los Estados contables consolidados contiene un análisis
fidedigno de la marcha y del resultado de la gestión, ade-
más de la situación de la Sociedad y del Grupo Enel Green
Power, junto con la descripción de los principales riesgos
e incertidumbres a los que estos últimos están expuestos;
(v) que el Informe intermedio de gestión en los Estados
contables semestrales abreviados contiene un análisis fi-
dedigno sobre los eventos de mayor importancia ocurri-
dos durante los primeros seis meses del ejercicio y su inci-
dencia en el balance semestral abreviado, junto con una
descripción de los principales riesgos e incertidumbres
para los seis meses restantes del ejercicio y una informa-
ción detallada sobre las operaciones relevantes con partes
vinculadas.
Los contenidos de dicha declaración se indican en un re-
glamento expresamente elaborado por CONSOB.
Sistema de control interno y de gestión de los riesgos
En materia de control interno y de gestión de los riegos, el
Grupo está dotado de un sistema expreso, constituido por
el conjunto de las reglas, los procedimientos y las estruc-
turas organizativas dirigida a permitir la identificación,
medición, gestión y supervisión de los principales riesgos
empresariales. A dicho sistema se le confía la misión (i) de
comprobar la adecuación de los diferentes procesos em-
presariales en términos de eficacia, eficiencia y ahorro,
además (ii) de garantizar la fiabilidad y corrección de las
escrituras contables y la salvaguarda del patrimonio em-
presarial y (iii) de asegurar la conformidad de los logros
operativos a las normativas internas y externas y a las di-
rectivas e itinerarios empresariales con la finalidad de ga-
rantizar una gestión saneada y eficiente.
El sistema de control interno y de gestión de los riesgos se
articula en el ámbito del Grupo Enel Green Power en tres
tipologías distintas de actividades:
> el “control de línea” (o de “primer nivel”), constituido
por el conjunto de las actividades de control que cada
unidad operativa o sociedad del Grupo Enel Green
Power desarrollan sobre los propios procesos. Dichas
actividades de control se exigen a la responsabilidad
primaria de la Gestión operativa y se consideran parte
integrante de todo proceso empresarial;
> los controles de “segundo nivel” que son demandados
(i) al control de gestión (que está colocado interna-
mente a la función de Administración de las Finanzas
y Control de Enel Green Power) con respeto a la mo-
nitorización de la marcha económica y financiera de
la Sociedad y del Grupo, y (ii) a la función de Gestión
de Riesgos de la Sociedad por lo que concierne a la
elaboración de políticas y procedimientos de organi-
zación dirigidas a la gestión de los principales riesgos
(conexos, por ejemplo, con la tasa de interés, el tipo de
cambio y el riesgo Commodities);
> la auditoría interna, entendida como actividad de veri-
ficación general de la estructura y la funcionalidad de
los controles internos, se solicita a la función Auditoría
de la Sociedad; el fin de dicha actividad es, básicamen-
te, la identificación y la contención de los riesgos em-
196 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
presariales de todo tipo mediante una acción de moni-
torización de los controles de línea, tanto en cuanto a
la adecuación de los propios controles como en cuanto
a los resultados efectivamente conseguidos por la co-
rrespondiente aplicación. La actividad en cuestión se
extiende por lo tanto a todos los procesos empresaria-
les de la Sociedad y de otras sociedades del Grupo Enel
Green Power y a los responsables correspondientes se
les entrega tanto la indicación de las acciones correcti-
vas consideradas necesarias como la ejecución de acti-
vidades de seguimiento encaminadas a comprobar los
resultados de las acciones sugeridas.
La responsabilidad de la adopción de un sistema de con-
trol interno y de gestión de los riesgos adecuado, cohe-
rente con los modelos de referencia y las mejores prácticas
existentes en el ámbito nacional e internacional, es com-
petencia del Consejo de Administración.
Según lo dispuesto en el mes de diciembre de 2012 a la
acogida en ámbito empresarial de las notables novedades
en relación con el sistema de control interno y de gestión
de los riesgos contenidas en la edición del Código de Au-
todisciplina publicado en el mes de diciembre de 2011, el
Consejo de Administración nombra, sobre todo, dentro
del propio Consejo, a uno o más consejeros encargados de
la institución y el mantenimiento de un sistema eficaz de
control interno y gestión de los riesgos. Concretamente,
en el mes de diciembre de 2012, el Consejo de Administra-
ción confirmó la atribución de dicho encargo al Conseje-
ro Delegado (que ya desempeñaba el papel de consejero
único ejecutivo encargado de supervisar la funcionalidad
del sistema de control interno).
Además, el Consejo de Administración, previo parecer del
Comité de control y riesgos:
> define las directrices del sistema de control interno y
de gestión de los riesgos de la Sociedad y del Grupo
Enel Green Power, determinando el grado de compa-
tibilidad de dichos riesgos con una gestión empresarial
coherente con los objetivos estratégicos identificados,
y asegurándose de que los principales riesgos empresa-
riales se identifican, miden y gestionan de forma ade-
cuada y que existen los controles necesarios para su-
pervisar el funcionamiento de la Sociedad y del Grupo
Enel Green Power. Se señala en relación a esto que en el
mes de febrero de 2013, el Consejo de Administración,
tras haber examinado los contenidos de un documento
de análisis presentado por la función Administración de
las Finanzas y Control de la Sociedad con el apoyo de la
función de Gestión de Riesgos y tras haber reconocido
el parecer expreso concerniente por el Comité de con-
trol y riesgos, ha definido el grado de compatibilidad
de los principales riesgos relativos a la Sociedad y sus
controladas y relacionados con los objetivos estratégi-
cos identificados en las líneas directrices del plan indus-
trial 2013-2022 con una gestión empresarial coherente
con los mismos objetivos;
> evalúa, al menos con periodicidad anual, la adecuación
del sistema de control interno y de gestión de los ries-
gos con respecto a las características de la empresa y al
perfil de riesgo asumido, así como su eficacia. Se evi-
dencia que, en el mes de febrero de 2012 y, por último,
en el mes de febrero de 2013, el Consejo de Adminis-
tración expresó una evaluación positiva al respecto;
> aprueba, con periodicidad al menos anual, el plan de
trabajo presentado por el Responsable de la función
Auditoría, oídos el Comité de Auditores y el Consejero
encargado del sistema de control interno y de gestión
de los riesgos. Se señala en relación a esto que en el mes
de febrero de 2013, el Consejo de Administración ha
aprobado el plan de auditoría del mismo ejercicio; por
lo que respecta al 2012, el Comité para el control interno
examinó en cambio el plan de auditoría, de forma cohe-
rente con lo recomendado en la edición del Código de
Autodisciplina publicado en el mes de marzo de 2006;
> evalúa, oído el Comité de Auditores, los resultados ex-
puestos por la sociedad revisora en la eventual carta de
sugerencias (la denominada carta de gestión) y en el
informe sobre las cuestiones fundamentales surgidas
durante la revisión legal. En relación a esto se señala
que en el transcurso de 2012 la carta de gestión de la
sociedad de revisión referida a los balances de la Socie-
dad y del Grupo para el ejercicio 2011 ha sido objeto de
evaluación por parte del Comité para el control interno,
de forma coherente con lo recomendado en la edición
del Código de Autodisciplina publicado en el mes de
marzo de 2006; a partir de 2013 tanto la carta de ges-
tión como el informe sobre las cuestiones fundamenta-
les surgidas de la revisión legal serán, en cambio, objeto
de evaluación por parte del Consejo de Administración,
previo parecer del Comité de control y riesgos y oído el
Comité de Auditores.
El Consejo de Administración nombra y revoca, por últi-
mo, al responsable de la función Auditoría, a propuesta
del Consejero encargado del sistema de control interno
y de gestión de los riesgos, de acuerdo con el Presidente
del Consejo de Administración y previo parecer favorable
del Comité de control y riesgos, y oído el Comité de Au-
197
ditores. Además, a propuesta del Consejero encargado
del sistema de control interno y de gestión de los riesgos,
previo consejo favorable del Comité de control y riesgos,
y oído el Comité de Auditores, el Consejo asegura que el
responsable de la función Auditoría esté dotado de los
recursos adecuados para el cumplimiento de sus respon-
sabilidades.
El Consejero ejecutivo encargado del sistema de control
interno y de gestión de los riesgos procede a su vez:
> a identificar los principales riesgos empresariales, te-
niendo en cuenta las características de las actividades
desarrolladas por la Sociedad y por sus controladas, y
a someterlos periódicamente a examen del Consejo de
Administración;
> a ejecutar las líneas directrices definidas por el Consejo
de Administración, llevando a cabo el diseño, la realiza-
ción y la gestión del sistema de control interno y de ges-
tión de los riesgos, y comprobando constantemente su
adecuación general, eficacia y eficiencia;
> se ocupa de la adaptación del sistema de control in-
terno y de gestión de los riesgos a la dinámica de las
condiciones operativas y del panorama legislativo y re-
glamentario;
> puede solicitar al responsable de la función Auditoría
que lleve a cabo comprobaciones en áreas operativas
concretas y de respeto de las reglas y los procedimien-
tos internos en la ejecución de operaciones empresa-
riales, comunicando contextualmente dichas compro-
baciones al Presidente del Consejo de Administración,
al Presidente del Comité de control y riesgos y al Presi-
dente del Comité de Auditores;
> informa con celeridad al Consejo de Administración so-
bre cualesquiera problemas y puntos críticos derivados
del desarrollo de sus actividades o de los que se le haya
informado, con el fin de que el Consejo mismo pueda
emprender las iniciativas oportunas.
El responsable de la función Auditoría (que, en el transcur-
so de 2012, fue Silvia Fiori) por su parte:
> tiene la obligación de comprobar, tanto de forma con-
tinuada como en relación con necesidades específicas
y respetando los estándares internacionales, la opera-
tividad e idoneidad del sistema de control interno y de
gestión de los riesgos, mediante un plan de auditoría
aprobado por el Consejo de Administración y basado
en un proceso estructurado de análisis e identificación
de las prioridades de los riesgos principales;
> no es responsable de ningún área operativa y depen-
de jerárquicamente del Consejo de Administración. Sin
perjuicio de esta dependencia jerárquica, el Consejo
de Administración ha confiado al Consejero encarga-
do del sistema de control interno y de gestión de los
riesgos la tarea de gestionar la relación funcional del
responsable de la función Auditoría;
> tiene acceso directo a todas las informaciones útiles
para el desarrollo de su tarea;
> presenta informes periódicos que contienen informa-
ciones adecuadas sobre su actividad, las modalidades
con que se lleva a cabo la gestión de los riesgos y el
respeto de los planes definidos para su contención. Los
informes periódicos contienen una evaluación sobre la
idoneidad del sistema de control interno y de gestión
de los riesgos;
> presenta con celeridad informes sobre acontecimien-
tos de especial importancia;
> transmite sus propios los informes periódicamente y in-
formes referidos a acontecimientos de especial impor-
tancia a los Presidentes del Comité de Auditores, del
Comité de control y riesgos y del Consejo de Adminis-
tración, así como al Consejero encargado del sistema
de control interno y de gestión de los riesgos;
> comprueba, en el ámbito del plan de auditoría, la fia-
bilidad de los sistemas informativos, incluidos los siste-
mas de reconocimiento contable.
En línea con las prácticas más evolucionadas de gerencia
internacional, desde diciembre de 2011 Enel Green Power
adoptó una función específica de Gestión de Riesgos con
el fin de asegurar una eficaz gestión a nivel de Grupo de
todos los riesgos con impacto relevante de carácter finan-
ciero, operativo, estratégico y de negocio, además de los
principales riesgos que puedan a cualquier título incidir en
los resultados económicos, financieros y patrimoniales del
Grupo Enel Green Power.
Entre las tareas más significativas atribuidas a la función
se señalan:
> identificar, analizar, supervisar y evaluar la exposición
a los riesgos y las posibles acciones de mitigación para
todo el Grupo Enel Green Power;
> gestionar el proceso de seguros y siniestros para todas
las áreas del Grupo.
Durante 2012 la función ha implantado la estructura de
control de la exposición al riesgo creando una unidad de-
dicada al análisis y supervisión de los riesgos industriales
y reforzando la infraestructura para la supervisión de los
riesgos de naturaleza financiera.
En la cúspide de la estructura de gerencia de Gestión del
198 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Riesgo se sitúa el Comité de riesgos Enel Green Power que,
con encuentros periódicos, proporciona a la alta dirección
una visión integrada de la exposición al riesgo del Grupo y
garantiza una definición y gestión óptimas de los riesgos
relevantes con un escenario tanto actual como futuro.
El sistema de gestión de los riesgos y de control interno sobre la información financiera El Grupo Enel Green Power ya hace años que se dotó de
un sistema expreso de control interno sobre información
financiera que supervisa la redacción de los estados fi-
nancieros y que tiene por objetivo asegurar la fiabilidad
de la información financiera y la capacidad del proceso de
redacción de los estados financieros de producir la infor-
mación de acuerdo con los principios contables común-
mente aceptados (en el presente apartado indicado uni-
tariamente, por brevedad, como “Sistema”).
Dicho Sistema, en su conjunto, se define como el total de
las actividades encaminadas a identificar y a evaluar las
acciones o los eventos cuya presencia o ausencia pueda
comprometer, parcial o totalmente, el logro de los obje-
tivos del sistema de control (en adelante “Sistema de ges-
tión de riesgos”), integrado por las posteriores actividades
de detección de los controles y definición de los procedi-
mientos que aseguran el cumplimiento de los objetivos
de fiabilidad (2), esmero y cumplimiento de plazos de la
información financiera (en adelante “Sistema de control
interno”).
El Dirigente responsable de la redacción de los documen-
tos contables de la Sociedad adoptó un cuerpo procesal
específico –que se comunicó a todo el personal implica-
do– en el cual se indican las metodologías adoptadas y las
responsabilidades del personal en el ámbito de las activi-
dades de mantenimiento y monitorización del Sistema en
cuestión. En particular, el Grupo Enel Green Power adoptó
un procedimiento descriptivo del proceso de evaluación
del sistema de control interno sobre la información finan-
ciera, que define los papeles y responsabilidades en el
ámbito organizativo empresarial previendo asimismo un
flujo específico de comprobaciones internas.
Los controles instituidos fueron objeto de monitorización
para verificar tanto su “diseño” (o que el control esté po-
tencialmente estructurado para mitigar de manera acep-
table el riesgo identificado) como la efectiva “operativi-
dad”.
Al responsable de gestión de los procesos y los controles
se le confía la responsabilidad de comprobación periódica
del Sistema.
La articulación del Sistema se define coherentemente con
el modelo “Internal Controls - Integrated Framework” emi-
tido por el Committee of Sponsoring Organizations of the
Treadway Commission (“COSO Report”), que prevé cinco
componentes (ambiente de control, evaluación de ries-
gos, actividades de control, sistemas informativos y flujos
de comunicación, y actividades de monitorización) que,
en relación a sus características, operan a nivel de enti-
dad organizativa y de procedimiento operativo. El COSO
Report está formado para los aspectos informáticos del
modelo “Control Objectives for Information and related Te-
chnology” (“COBIT”).
El procedimiento de control interno sobre la información
financiera, que se extiende progresivamente a las socieda-
des de relevancia significativa que entran a formar parte
del Grupo, se articula en las siguientes fases:
> definición del perímetro y detección de riesgos;
> evaluación del diseño y de la operatividad de los con-
troles (monitorización “de línea”);
> monitorización “independiente”;
> informes, averiguaciones internas, consolidación y sín-
tesis de las evaluaciones;
> certificación del Consejero Delegado y del Dirigente
responsable de la redacción de documentos conta-
bles de la sociedad sobre a los Estados contables, los
Estados contables consolidados y los Estados contables
abreviados.
El perímetro de las sociedades del Grupo Enel Green Power
a incluir en la evaluación se determina en relación al nivel
específico de riesgo tanto en términos cuantitativos (para
los niveles de materialidad del potencial impacto sobre los
Estados contables consolidados) como en términos cuali-
tativos (teniendo en cuenta los riesgos específicos vincula-
dos al negocio o al proceso).
Para la definición del Sistema se llevó a cabo, por tanto,
una evaluación de riesgos a nivel de Grupo, para detec-
tar y evaluar las acciones o los sucesos cuya presencia o
ausencia pudiesen comprometer el cumplimiento de los
objetivos de control (por ejemplo, aserciones de los esta-
(2) Por fiabilidad (de la información) se entiende la información que tiene las características de corrección y conformidad con los principios contables generalmente aceptados y los requisitos exigidos por las leyes y los reglamentos aplicados.
199
dos financieros y otros objetivos de control vinculados a la
información financiera). La evaluación de riesgos se llevó a
cabo también con referencia a los riesgos de fraude.
Los riesgos se identifican tanto a nivel de sociedades o gru-
pos de sociedades (“entity level”) como a nivel de proceso
(“process level”). En el primer caso los riesgos detectados
se consideran con un impacto relevante en la información
financiera, a pesar de probabilidad de averiguarse. Los
riesgos a nivel de proceso, sin embargo, se evalúan asu-
miendo la ausencia de controles (evaluación a nivel inhe-
rente), en términos de potencial impacto y probabilidad
en función de elementos tanto cualitativos como cuan-
titativos. Tras la detección y evaluación de los riesgos se
procede a la detección de controles destinados a reducir
a un nivel aceptable el riesgo vinculado al incumplimiento
de los objetivos del Sistema, tanto a nivel de entidad como
de proceso.
La estructura de los controles a nivel de entidad prevé
controles a nivel de entidad/empresa, entendidos como
instrumentos de control definidos de forma central, de
común aplicación en el ámbito del Grupo o de un ámbi-
to concreto y que permiten que la empresa controlante
dirija, defina y monitorice, si bien a alto nivel, el diseño y
la operatividad del Sistema de las empresas controladas,
o también como instrumentos de control que operan de
forma transversal con respecto a una única sociedad, área
o país. Se engloban en esta tipología de controles, entre
otros, el Código Ético, el gobierno corporativo y las líneas
directrices de Grupo.
Los controles a nivel de entidad se definen en listas espe-
cíficas, según los cinco componentes del COSO Report:
ambiente de control, evaluación de riesgos, actividades
de control, sistemas informativos y flujos de comunicación
y actividades de monitorización.
La estructura de los controles a nivel de procedimiento
prevé controles específicos o de monitorización entendi-
dos como el conjunto de las actividades, manuales o auto-
matizadas, encaminadas a prevenir, identificar y corregir
errores o irregularidades que tienen lugar durante el de-
sarrollo de las actividades operativas.
Con el fin de mejorar la eficiencia del sistema y su soste-
nibilidad en el tiempo, se han distinguido los controles
en controles estándar y controles clave (key control), en-
tendidos estos últimos como controles decisivos con fines
de prevención de falsas representaciones en los estados
financieros.
En el ámbito de las sociedades identificadas como relevan-
tes, se procedió a la definición y evaluación de los procesos
con mayor riesgo y a la aplicación del llamado “Top-Down
Risk-Based Approach”. En coherencia con dicho enfoque,
se identificaron y evaluaron los riesgos de mayor impacto
y los controles correspondientes de carácter tanto general
como específico dirigidos a reducir a un nivel aceptable la
posibilidad del averiguarse de dichos riesgos.
En el ámbito del sistema se identifican también los contro-
les penetrantes, entendidos como elementos estructura-
les del sistema de control, encaminados a definir un con-
texto general que promueva una ejecución y un control
correctos de las actividades operativas. En concreto, son
controles penetrantes aquéllos relativos a la segregación
de las actividades incompatibles (Segregation of Duties),
encaminada a asegurar que una misma persona no con-
centre deberes y responsabilidades que puedan facilitar la
realización y/u ocultación de fraudes/errores. Cuando las
actividades se desarrollen con la ayuda de sistemas de in-
formación se comprueba la segregación correcta también
en relación con los perfiles y los usuarios asignados.
Con el fin de evaluar la adecuación del Sistema está pre-
vista, con periodicidad semestral, una actividad específica
de monitorización a cargo de los gestores de los procesos
(o de los responsables de las actividades y los controles)
dirigida a comprobar el diseño y la operatividad de cada
control detectado.
Para cada proceso empresarial objeto de evaluación se
mantiene una adecuada documentación, encaminada a
describir los papeles y las responsabilidades, los flujos de
datos e informaciones, además de los controles clave (pro-
cedimientos administrativos y contables).
La actividad de monitorización independiente, para el
ejercicio 2012, se confió mediante contrato de servicios a
la Unidad de Audit Internal Control over Financial Repor-
ting de Enel SpA y, en lo que se refiere específicamente a
Enel Green Power España SL, a una sociedad de asesoría
externa, en cuanto los procesos relativos a la misma Enel
Green Power España SL han estado sujetos a un nuevo
mapeado tras la entrada en ejercicio del nuevo sistema
SAP.
Los resultados de la monitorización de línea y de la mo-
nitorización independiente se comunican al Responsable
de la redacción de documentos contables de la sociedad a
través de flujos informativos específicos periódicos de sín-
tesis (reporting), que clasifican las eventuales carencias de
operatividad y/o diseño de controles –a fines de su poten-
cial impacto sobre la información financiera– en simples
carencias, debilidades significativas o carencias materiales.
En el caso en que surjan carencias de las evaluaciones, los
200 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
flujos informativos indicados en el último párrafo, señalan
también las eventuales acciones correctivas, implementa-
das o a implementar, para conseguir el cumplimiento de
los objetivos de fiabilidad, esmero y cumplimiento de los
plazos de la información financiera.
Dichos flujos se utilizan también para la información pe-
riódica sobre la adecuación del Sistema proporcionada
por el Dirigente responsable de la redacción de los docu-
mentos contables societarios en relación con los organis-
mos de control interno de la Sociedad responsables a tales
efectos.
Sobre la base de los informes arriba indicados y tenien-
do en cuenta de las declaraciones realizadas por los res-
ponsables de cada estructura empresarial interesada, el
Dirigente responsable de la redacción de los documentos
contables societarios entrega a su vez junto al Consejero
Delegado una certificación específica sobre la adecuación
y la efectiva aplicación de los procedimientos administra-
tivos y contables predispuestos para la elaboración de los
Estados contables, de los Estados contables consolidados
o del Informe semestral de resultados (según el documen-
to correspondiente).
Disciplina de las sociedades controladas extranjeras no pertenecientes a la UE
En referencia al ejercicio 2012, en el mes de febrero de
2013, el Comité de control y riesgos procedió a la com-
probación de la observancia en el ámbito del Grupo Enel
Green Power de la disciplina en materia de transparencia
contable, de adecuación de la estructura organizativa y
del sistema de controles internos de las sociedades con-
troladas constituidas y reguladas por la ley de Estados no
pertenecientes a la Unión Europea (las “sociedades con-
troladas extranjeras no pertenecientes a la UE”) estable-
cida por CONSOB en el ámbito del Reglamento Mercados
(aprobado con la resolución n. 16191 del 29 de octubre de
2007 en su modificación posterior). Al respecto, se señala
que: sobre la base de los datos de los Estados contables a
31 de diciembre de 2011 y en aplicación de los parámetros
de significativa relevancia para fines de consolidación, se-
gún el artículo 36, apartado 2, del Reglamento Mercados
CONSOB, se indicaron en el ámbito del Grupo Enel Green
Power 37 sociedades controladas extranjeras de fuera de
la UE para las que la disciplina en cuestión resulta aplica-
ble para el ejercicio 2012. Se trata en particular de las si-
guientes sociedades:
a) Enel Fortuna SA; 2) Enel Green Power North Ame-
rica Inc.; 3) Essex Company; 4) Enel Geothermal LLC;
5) Enel Brasil Participações Ltda; 6) Renovables de
Guatemala SA; 7) Smoky Hills Wind Project II LLC; 8)
Texkan Wind LLC; 9) Enel Green Power Canada Inc.;
10) Nevkan Renewables LLC; 11) Enel Panama SA; 12)
Enel Latin America (Chile) Ltda; 13) Enel Stillwater LLC;
14) Smoky Hills Wind Farm LLC; 15) Empresa Eléctrica
Panguipulli SA; 16) Hydro Development Group Inc.;
17) Empresa Eléctrica Puyehue SA; 18) Geotérmica del
Norte SA; 19) Snyder Wind Farm LLC; 20) Enel Kansas
LLC; 21) Enel Nevkan Inc.; 22) Enel Texkan Inc.; 23) Chi
Hydroelectric Company Inc.; 24) Enel Salt Wells LLC;
25) Primavera Energia SA; 26) Padoma Wind Power
LLC; 27) Isamu Ikeda Energia SA; 28) Generadora de
Occidente Ltda; 29) Impulsora Nacional de Electrici-
dad Srl de Cv; 30) Boott Hydropower Inc.; 31) Mexica-
na de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv; 32) Enel
de Costa Rica SA; 33) Energía Alerce Ltda; 34) Enel
Cove Fort LLC; 35) Canastota Wind Power LLC; 36)
Apiacás Energia SA; 37) Proveedora de Electricidad de
Occidente Srl de Cv;
b) el Estado de situación patrimonial y las Cuentas de re-
sultados de los Estados contables de 2012 de todas las
sociedades arriba indicadas, al formar parte del repor-
ting package utilizado para la redacción de los Estados
contables consolidados del Grupo Enel Green Power,
se pondrán a disposición del público por parte de Enel
Green Power en la sede social y su página web al menos
15 días antes de la fecha prevista para la celebración
de la Junta General ordinaria convocada para la apro-
bación de los Estados contables del ejercicio 2012 de la
Sociedad, contextualmente a los documentos de reca-
pitulación de los datos esenciales del último balance de
la totalidad de las sociedades controladas y vinculadas;
c) los estatutos, la composición y los poderes de los ór-
ganos sociales de todas las sociedades arriba indicadas
fueron adquiridos por parte de Enel Green Power (se-
gún lo previsto en el artículo 36, apartado 1, letra b)
del Reglamento Mercados) y se pusieron a disposición
de CONSOB, en versión actualizada, en caso de que por
parte de esta última fuese emitida una solicitud de ex-
hibición para su examen;
d) Enel Green Power comprobó que todas las socieda-
des arriba indicadas: (i) proporcionan al revisor de Enel
201
Green Power las informaciones necesarias para que
éste lleve a cabo la actividad de control de las cuentas
anuales e infra-anuales de la misma Enel Green Power
(según lo previsto en el artículo 36, apartado 1, letra c),
i) del Reglamento de Mercados); (ii) disponen de un sis-
tema administrativo-contable idóneo para hacer llegar
regularmente a la dirección y al revisor de Enel Green
Power los datos económicos, patrimoniales y financie-
ros necesarios para la redacción de los Estados conta-
bles consolidados del Grupo Enel Green Power (según
lo previsto en el artículo 36, apartado 1, letra c) ii) del
Reglamento de Mercados).
Certificación del órgano administrativo sobre la existencia de las condiciones que indica el artículo 37 del Reglamento de Mercados CONSOB n. 16191/07
El Consejo de Administración certifica que Enel Green
Power cumple las condiciones exigidas para la cotización
de acciones de sociedades controladas sometidas a la ac-
tividad de dirección y coordinación de otra sociedad co-
tizada, según el artículo 37, apartado 1, del Reglamento
de Mercados (aprobado con la resolución n. 16191 de 29
de octubre de 2007, según se modificó posteriormente).
En particular, se señala al respecto que Enel Green Power,
en cuanto sociedad controlada sometida a la actividad de
dirección y coordinación de otra sociedad:
a) ha cumplido y cumple regularmente con las obligacio-
nes de publicidad previstas por el artículo 2497 bis del
Código Civil;
b) tiene una capacidad de negociación autónoma en las
relaciones con la clientela y los proveedores;
c) tiene con Enel SpA una relación de tesorería concentra-
da que responde al interés social en cuanto garantiza
una mayor capacidad de planificación, monitorización
y cobertura de las necesidades financieras y, por lo tan-
to, una optimización de la gestión de la liquidez y que
permite, además, obtener condiciones competitivas
de servicio valiéndose de la experiencia especializada
y consolidada por la controlante en el suministro de di-
chos servicios y de una eficaz capacidad de acceso al sis-
tema bancario y financiero, como comprobó el Comité
de Auditores;
d) dispone de un Comité de control y riesgos (antiguo Co-
mité de control interno), que desarrolla en Enel Green
Power también las funciones de Comité para las partes
vinculadas, y de un Comité para el nombramiento y las
remuneraciones (antiguo Comité para las remuneracio-
nes) compuestos exclusivamente por consejeros inde-
pendientes (como se definen en el apartado 1 bis del
mismo artículo 37 del Reglamento de Mercados). Enel
Green Power, en cuanto sociedad controlada sometida
a actividades de dirección y coordinación de otra so-
ciedad italiana con acciones cotizadas en un mercado
regulado, dispone asimismo de un Consejo de Adminis-
tración compuesto en su mayoría por consejeros inde-
pendientes.
Operaciones con partes vinculadas
Durante 2012 encontró aplicación en el ámbito del Gru-
po un procedimiento dirigido a estipular la aprobación y
ejecución de las operaciones con partes vinculadas rea-
lizadas por parte de Enel Green Power, directamente o
mediante sociedades controladas, con el fin de asegurar
la transparencia y la corrección tanto sustancial como de
procedimiento de las operaciones mismas. El Consejo de
Administración adoptó dicho procedimiento en el mes de
diciembre de 2010, respetando los requisitos indicados
por CONSOB con reglamento correspondiente aprobado
en el mes de marzo de 2010.
Con referencia a este procedimiento, las operaciones con
partes vinculadas implantadas directamente por Enel
Green Power están divididas en tres categorías:
> las operaciones de “mayor importancia”, que se identifi-
can por la superación de un límite cuantitativo específi-
co (2,5% y 5% a pesar del tipo de partes vinculadas con
las que se realizan las operaciones de mayor importan-
cia) aplicado a tres índices de relevancia, que tengan en
cuenta particularmente el contravalor de la operación,
del activo patrimonial de la entidad del objeto de la
operación y de las pasividades de la entidad adquirida.
Estas operaciones, cuando según los Estatutos o la ley
no son materia de competencia de la Junta General, tie-
nen que ser necesariamente objeto de examen y apro-
bación de parte del Consejo de Administración;
202 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
> las operaciones de “menor importancia” son definidas
en negativo como esas operaciones que no sean opera-
ciones de “mayor importancia” ni operaciones de “pe-
queño importe”. Estas operaciones, cuando según los
Estatutos o la ley no son materia de competencia de la
Junta General, siguen la competencia que resulta de la
estructura de poderes pro tempore vigente en ámbito
empresarial;
> las operaciones de “pequeño importe”, o sea esas ope-
raciones cuyo importe sea inferior a límites específicos,
distintos a pesar del tipo de partes vinculadas con la
que se concluye la operación. Este tipo de operaciones
quedan excluidas de la aplicación del procedimiento.
Al fin de consentir al Comité de partes vinculadas ex-
presar opinión preventiva y motivada sobre el interés de
Enel Green Power sobre el cumplimiento de operaciones
con partes vinculadas, y en tema de interés y oportuni-
dad sustancial de las relativas condiciones, el procedi-
miento establece flujos específicos de informaciones. En
particular:
> para las operaciones de “menor importancia” está es-
tablecido que el Consejero Delegado de la Sociedad o
la función proponente, a través de la función Asuntos
Legales y Secretaría Societaria, ofrezcan al Comité de
partes vinculadas, con antelación y por lo general por lo
menos 10 días antes de la fecha establecida para que se
presente la opinión de parte del comité, informaciones
completas y adecuadas concernientes a cada opera-
ción de tal tipo, y las siguientes actualizaciones;
> para las operaciones de “mayor importancia” está es-
tablecido que el Consejero Delegado de la Sociedad,
a través de la función Asuntos Legales y Secretaría
Societaria, ofrezcan al Comité de partes vinculadas,
con celeridad –y de todas formas no después del día
siguiente al primer informe del Consejo de Adminis-
tración de Enel Green Power– informaciones comple-
tas y adecuadas concernientes a cada operación de
tal tipo, y las siguientes actualizaciones. El Comité de
partes vinculadas, o uno o más miembros delegados
por éste, pueden requerir informaciones y hacer ob-
jeciones al Consejero Delegado de la Sociedad y a los
sujetos encargados de llevar la negociación o la ins-
trucción sobre los perfiles objeto de los flujos de infor-
mación obtenidos, y requerir cualquier otra informa-
ción considerada útil para evaluar la operación antes
del siguiente examen definitivo de la misma por parte
del Consejo de Administración.
Por lo que concierne a la eficacia de la mencionada opi-
nión que el Comité de partes vinculadas tiene que presen-
tar, el procedimiento prevé que:
> si la operación es de “menor importancia”, esta opinión
no es vinculante. De todas formas, 15 días antes del
cierre de cada trimestre del ejercicio, Enel Green Power
tiene la obligación de poner a disposición del público
un documento que tenga la indicación de la otra parte
vinculada, el objeto y el valor de la operación de “me-
nor importancia” aprobada en el trimestre de referen-
cia cuando haya una opinión negativa del Comité de
partes vinculadas, y las razones por las cuales se haya
decidido desatender la opinión;
> en caso de operaciones de “mayor importancia”, cuan-
do el Comité de partes vinculadas haya exprimido una
opinión negativa, el Consejo de Administración de la
Sociedad, a través la cláusula de los estatutos sociales
(introducida en la última Junta General extraordinaria
del 27 de abril de 2011), puede someter las operacio-
nes en cuestión a la autorización de la Junta General or-
dinaria, la cual con el respeto de las mayorías de la ley,
de los Estatutos sociales y de las disposiciones vigen-
tes en materia de conflicto de intereses, acuerda con
voto favorable de por lo menos la mitad de los socios
votantes no vinculados (“whitewash”). De todas formas
el cumplimento de las operaciones de “mayor impor-
tancia” queda impedido solo cuando los socios no vin-
culados presentes en la Junta General representen por
lo menos el 10% del capital social con derecho a voto.
En el respeto de la ley, si el vínculo existe con un consejero
de la Sociedad o con una parte vinculada por su trámite,
el consejero interesado debe informar en seguida a los de-
más consejeros y auditores sobre la naturaleza, los térmi-
nos, el origen y la entidad de su interés.
Si el vínculo existe con el Consejero Delegado de la Socie-
dad o con una parte vinculada por su trámite, además de
lo que se ha descrito arriba, éste se abstiene de cumplir la
operación, confiriéndosela al Consejo de Administración.
Si el vínculo existe, en cambio, con uno de los auditores
titulares de la Sociedad o con una parte vinculada por su
trámite, el auditor interesado tiene que dar comunicación
enseguida.
El procedimiento prevé que las minutas de las decisiones
con las que el Consejo de Administración de la Sociedad
autoriza una operación con partes vinculadas, sean de
“mayor importancia” o de “menor importancia” –o, en
este último caso, las decisiones del órgano delegado com-
203
petente– deben tener una motivación adecuada sobre el
interés de Enel Green Power a cumplir dichas operaciones
y sobre la conveniencia y la corrección sustancial de las re-
lativas condiciones.
El procedimiento establece también que el Consejero De-
legado de la Sociedad, en el ámbito del informe periódico
sobre la actividad cumplida en el ejercicio de los poderes,
tiene que presentar al Consejo de Administración y al Co-
mité de Auditores, por lo menos cada tres meses, un infor-
me apropiado en tema de ejecución de operaciones con
partes vinculadas, tanto de “mayor importancia” como de
“menor importancia”.
Se establece una disciplina adecuada para las operacio-
nes con partes vinculadas realizadas por parte de Enel
Green Power no directamente sino a través de sus con-
troladas. En este caso se prevé que el Consejo de Admi-
nistración de la Sociedad o el órgano apoderado según
la estructura de poderes pro tempore vigente evalúen, te-
niendo en cuenta la opinión no vinculante del Comité de
partes vinculadas, anticipadamente la operación con par-
tes vinculadas de las sociedades directa o indirectamente
controladas por Enel Green Power que formen parte de
las siguientes tipologías:
> operaciones atípicas o inusuales, entendiéndose por
tales aquéllas que por su significado/importancia, na-
turaleza de las contrapartes, objeto de la transacción,
modalidad de determinación del precio de transferen-
cia y fecha del acontecimiento (por ej. proximidad al
cierre del ejercicio), pueden dar lugar a dudas en lo que
respecta a la conformidad/integridad de la informa-
ción del balance, al conflicto de intereses, a la protec-
ción del patrimonio de empresa, y a la tutela del patri-
monio empresarial y de los accionistas minoritarios de
Enel Green Power;
> operaciones cuyo contravalor sea superior a 20 millo-
nes de euros, exceptuando las que quedan excluidas
del ámbito de aplicación del presente Procedimiento.
Símilmente a cuanto referido sobre las operaciones de
“menor importancia” efectuadas directamente por parte
de Enel Green Power, también las operaciones efectuadas
mediante sociedades controladas queda establecido que,
si el Consejo de Administración de la Sociedad o el órgano
apoderado según la estructura de poderes pro tempore vi-
gente han evaluado favorablemente la ejecución de ope-
raciones de sociedades controladas relevantes según el
procedimiento aún ante un parecer negativo del Comité
de partes vinculadas, Enel Green Power tiene la obligación
de poner a disposición del público un documento donde
tendrán que ser explicadas la razones por las cuales se ha
decidido no seguir dicho parecer negativo.
En el respeto de la normativa CONSOB, resultan excluidas
de este ámbito de aplicación del procedimiento los si-
guientes tipos de operaciones con partes vinculadas:
a) las decisiones de la Junta General con las cuales se es-
tablecen las remuneraciones que pertenecen a la gene-
ralidad de los componentes del Consejo de Administra-
ción y los auditores;
b) las operaciones de “pequeño importe”, como indicadas
en el mismo procedimiento;
c) los planes de remuneraciones que se fundan en instru-
mentos financieros, aprobados por la Junta General se-
gún lo establecido en el Texto Único de las Finanzas, y
las relativas operaciones de actuación;
d) las decisiones, distintas de las que se indican en la letra
anterior a), en materia de remuneraciones de los Con-
sejeros de la Sociedad, que tengan cargos particulares
y de los dirigentes que tengan responsabilidades estra-
tégicas en sociedades del Grupo, a condición de que:
- Enel Green Power haya establecido una política para
la remuneración;
- en la definición de esta política haya participado un
comité constituido exclusivamente por consejeros no
ejecutivos, en su mayoría independientes;
- se haya sometido al voto consultivo de la Junta Ge-
neral de Enel Green Power un informe que detalle la
política de remuneración;
- la remuneración asignada sea coherente con dicha
política;
e) las operaciones ordinarias que se hayan concluido con
condiciones equivalentes a las de mercado o estándar;
f) las operaciones con o entre sociedades controladas, in-
cluso conjuntamente, por Enel Green Power así como
las operaciones con empresas asociadas a Enel Green
Power, con la condición de que en las sociedades con-
troladas o asociadas contrapartes de la operación no
haya intereses significativos (como se definirán a con-
tinuación) de otras partes vinculadas de Enel Green
Power.
En casos de urgencia se establece un procedimiento para
la aprobación de las operaciones con partes vinculadas
que no resulten ser de competencia de la Junta General,
con la obligación de un voto no vinculante sobre dichas
operaciones expresado posteriormente por parte de la
primera Junta General ordinaria útil de la Sociedad.
204 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Tratamiento de las informaciones de la Sociedad
Durante 2012 encontró aplicación en el ámbito del Grupo
un reglamento específico para la gestión y el tratamiento
de las informaciones reservadas, que contiene también los
procedimientos para la comunicación al exterior de docu-
mentos e informaciones sobre la Sociedad y el Grupo Enel
Green Power, con particular hincapié en las informaciones
privilegiadas. Según dicho reglamento, aprobado de par-
te del Consejo de Administración desde junio de 2010 (y
modificado en diciembre de 2012), los Consejeros y los
auditores deben respetar las previsiones contenidas en
dicho reglamento y mantener siempre reservados los do-
cumentos y las informaciones adquiridos en el desarrollo
de sus tareas.
El reglamento tiene el fin de preservar el sigilo de las infor-
maciones reservadas, asegurando a la vez que la informa-
ción al mercado relativa a datos empresariales sea correc-
ta, adecuada, en plazo y no selectiva.
El reglamento pone generalmente bajo responsabilidad
del Consejero Delegado de la Sociedad y de los jefes de
empresa de las sociedades del Grupo Enel Green Power la
gestión de las informaciones reservadas de su competen-
cia, estableciendo que la divulgación de las informaciones
relativas a cada controlada deberá producirse en colabora-
ción con el Consejero Delegado de la Sociedad.
El reglamento establece, además, procedimientos espe-
cíficos que observar para la comunicación al exterior de
documentos e informaciones de carácter empresarial
–deteniéndose en particular en la divulgación de las in-
formaciones privilegiadas– y estipula detalladamente las
modalidades a través de las cuales los exponentes empre-
sariales entran en contacto con la prensa y otros medios
de comunicación (o con analistas financieros e inversores
institucionales).
Durante 2012, en ejecución de lo dispuesto en el Texto
Único de las Finanzas y en el Reglamento Emisores CON-
SOB, la Sociedad mantuvo regularmente actualizado el
Registro del Grupo Enel Green Power en el que están ins-
critas las personas, físicas o jurídicas, que tienen acceso a
informaciones privilegiadas en razón de la actividad labo-
ral o profesional, o de las funciones desempeñadas por
cuenta de la Sociedad o de otras sociedades del Grupo.
Dicho registro tiene la finalidad de sensibilizar a los sujetos
en él inscritos sobre el valor de las informaciones privile-
giadas de las que disponen, facilitando a la vez el desarro-
llo de las actividades de vigilancia de CONSOB, respetando
las normas previstas sobre la integridad de los mercados.
Durante 2012, en ejecución de lo previsto por el Texto
Único de las Finanzas y el Reglamento Emisores CONSOB,
también siguió encontrando aplicación en ámbito empre-
sarial la disciplina en materia de internal dealing, es decir,
relacionada con la transparencia de las operaciones que
tengan por objeto acciones de la Sociedad e instrumentos
financieros relacionados con éstas, realizadas por accionis-
tas mayoritarios, exponentes empresariales y personas es-
trechamente vinculadas a estos. En concreto, durante 2012,
la disciplina de internal dealing encontró aplicación en las
operaciones de compra, venta, suscripción e intercambio
de acciones Enel Green Power o de instrumentos financie-
ros vinculados a éstas, llevadas a cabo por “sujetos relevan-
tes”. En esta última categoría entran todos los que osten-
tan directa y/o indirectamente una participación igual al
menos al 10% del capital de la Sociedad, los Consejeros y
los auditores titulares de Enel Green Power, además de 5
posiciones adicionales directivas actualmente indicadas en
el ámbito empresarial sobre la base de la normativa de re-
ferencia, que tienen acceso a informaciones privilegiadas y
encaminadas a adoptar decisiones de gestión susceptibles
de incidir sobre la evolución y sobre las perspectivas futu-
ras de Enel Green Power y del Grupo. Las obligaciones de
transparencia encuentran aplicación, entre otros, en todas
las operaciones arriba indicadas cuyo contravalor global
alcance los 5.000 euros al año, incluso si las efectúan per-
sonas estrechamente vinculadas a los “sujetos relevantes”;
con posterioridad a cada comunicación no se comunican
las operaciones cuyo importe total no alcance un contrava-
lor de más de 5.000 euros antes de fin de año.
Al establecer las medidas de actuación de la normativa de
referencia en materia, el Consejo de Administración consi-
deró oportuno prever la obligación de abstención para los
“sujetos relevantes” (diferentes de los accionistas en pose-
sión de una participación igual o superior al 10% del capi-
tal de la Sociedad) para efectuar operaciones sujetas a la
disciplina del internal dealing durante dos blocking period
de una duración indicativa de un mes cada uno, puestos al
abrigo de la aprobación del proyecto de los Estados con-
tables y del Informe semestral de resultados por parte del
mismo Consejo de Administración.
Dicha iniciativa fue inspirada por la voluntad de elevar los
estándares de gerencia de la Sociedad respecto a la nor-
mativa de referencia y encaminada a prevenir la realiza-
205
ción de operaciones por parte de los “sujetos relevantes”
que el mercado pudiese percibir como sospechosas, por
estar efectuadas en períodos del año particularmente de-
licados para la información empresarial.
Relaciones con los inversores institucionales y con los socios en general
La Sociedad considera conforme a su interés específico
–además de un deber de cara al mercado– la instauración
de un diálogo continuado, fundamentado en la com-
prensión recíproca de los roles, con todos los accionistas
además de con los inversores institucionales; diálogo
destinado a desarrollarse respetando las normas y proce-
dimientos que regulan la divulgación de informaciones
privilegiadas.
Se procedió por lo tanto a instituir en el ámbito de la So-
ciedad (i) una unidad de Investor relations, actualmente
situada dentro de la función Administración de las Finan-
zas y Control y (ii) un área encargada de dialogar con los
accionistas dentro de la Unidad de gobierno corporativo,
M&A y Finanzas.
Además, con la intención de favorecer el diálogo con los
inversores, se creó una sección específica en la página web
de la Sociedad (www.enelgreenpower.com), dentro de la
cual pueden obtenerse tanto informaciones de carácter
económico-financiero (estados financieros, informes se-
mestrales y trimestrales, presentaciones a la comunidad
financiera, estimaciones de los analistas y estado del pro-
ceso de las contrataciones de Bolsa relativas a las acciones
emitidas por la Sociedad), tanto datos y documentos ac-
tualizados de interés para todos los accionistas (comuni-
cados de prensa, composición de los órganos sociales de
Enel Green Power, Estatutos sociales y reglamento de las
Junta Generales, informaciones y documentos relativos a
las Junta Generales, documentos sobre el tema de gobier-
no corporativo, Código Ético y modelo organizativo y de
gestión según el Decreto Legislativo n. 231/2001).
Junta General
La referencia contenida en el Código de Autodisciplina
que considera a la Junta General como una importante
ocasión de encuentro entre los accionistas y el Consejo
de Administración (aun en presencia de una amplia di-
versificación de las modalidades de comunicación de las
sociedades cotizadas con los propios socios, los inversores
institucionales y el mercado) fue evaluada atentamente y
compartida plenamente por la Sociedad, que consideró
oportuno –además de asegurar la regular participación
de los propios Consejeros en los trabajos asamblearios–
adoptar medidas específicas encaminadas a valorar ade-
cuadamente el instituto asambleario; se hace referencia
en particular a la cláusula estatutaria destinada a facilitar
la recogida de las delegaciones de voto de los accionistas
dependientes de la Sociedad y de sus controladas y a favo-
recer su implicación en los procesos de toma de decisiones
asamblearios (cláusula descrita más en profundidad en la
primera sección del documento, en el apartado “Estructu-
ras de propiedad - Participación accionaria de los emplea-
dos: mecanismos de ejercicio de los derechos de voto”).
La disciplina relativa al funcionamiento de las Juntas Ge-
nerales de sociedades con acciones cotizadas, contenida
en el Código Civil, en el Texto Único de las Finanzas y en la
disciplina de actuación estipulada por CONSOB, fue obje-
to de modificaciones significativas con motivo de la publi-
cación del Decreto Legislativo n. 27/2010, que adaptó al
ordenamiento italiano la Directiva 2007/36/CE (relativa al
ejercicio de algunos derechos de los accionistas de socie-
dades con acciones cotizadas), así como de los posteriores
correctivos aprobados mediante Decreto Legislativo n. 91,
de 18 de junio de 2012. Dichas disposiciones intervinie-
ron, entre otros, sobre aspectos en perfiles relativos a los
términos de convocatoria de las Juntas Generales, el nú-
mero de sesiones, los quórum, el ejercicio de los derechos
de convocatoria y redacción del orden del día por parte de
las minorías accionarias, la información pre-asamblearia,
la representación en la Junta Generales, la identificación
de los socios, la introducción de la llamada “record date” a
fines del reconocimiento de la legitimación para la inter-
vención y el voto en la Junta General.
Las disposiciones más significativas de los Decretos Legis-
lativos n. 27/2010 y n. 91/2012 se ilustran de forma re-
sumida a continuación, junto a algunas cláusulas de los
Estatutos de Enel Green Power dedicadas al desarrollo de
las asambleas.
Se recuerda que la Junta General de accionistas tiene com-
petencia para deliberar, entre otros aspectos, tanto en su
convocatoria ordinaria como extraordinaria, sobre (i) el
nombramiento y la revocación de los componentes del
Consejo de Administración y el Comité de Auditores y sus
206 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
remuneraciones y responsabilidades, (ii) la aprobación de
las cuentas y la destinación de los bienes, (iii) la compra y
enajenación de las propias acciones, (iv) los planes de ac-
cionariado, (v) las modificaciones de los Estatutos sociales
y (vi) la emisión de obligaciones convertibles.
Sobre la base de lo dispuesto por los Estatutos de Enel
Green Power, las Asambleas ordinarias y extraordinarias,
tanto en primera como en segunda o tercera convocato-
ria, se constituyen y deliberan con las mayorías estableci-
das por ley y se celebran, generalmente, en el municipio
donde tiene su sede la Sociedad, salvo disposición contra-
ria del Consejo de Administración y siempre que sea en
Italia o en un país en el que la Sociedad, directamente o
a través de sus controladas o participadas, desarrolle su
actividad.
En relación a esta última previsión, se señala que el Decre-
to Legislativo n. 91 del 18 de junio de 2012 –que ha intro-
ducido algunas modificaciones y integraciones al Decreto
Legislativo n. 27 del 27 enero 2010– ha modificado, entre
otros, la segunda frase del primero párrafo del artículo
2369 del Código Civil en relación a el procedimiento de la
convocatoria de la Junta General. Según la nueva disposi-
ción ahora es establecido que, a menos que los Estatutos
no prevén de otra manera, las asambleas de la sociedades
cotizadas se hagan en única convocación.
En consideración de dicha modificación, el Consejo de
Administración de la Sociedad, quiere presentar a la Jun-
ta General extraordinaria convocada en el día 24 de abril
de 2013, como fecha de la primera convocatoria, y si se
necesitara en el día del 25 de abril de 2013, en segunda
convocatoria, una modificación de la vigente cláusula de
los Estatutos (artículo 12.2) al fin de prever que la Junta
General de la Sociedad se celebre, como regla con una
única convocatoria, a menos que para específicas juntas
generales, el Consejo de Administración no decida ser
oportuno prever mas convocatorias, indicándolas especi-
ficadamente en la convocatoria.
La Junta General ordinaria debe convocarse al menos una
vez al año para la aprobación de los Estados contables de
ejercicio, en el plazo de 180 días desde el cierre del ejerci-
cio social, debiendo realizar la Sociedad la redacción de los
Estados contables consolidados.
El Texto Único de las Finanzas prevé que la legitimación
para la intervención en la Junta General y el ejercicio del
derecho de voto debe certificarse mediante una comuni-
cación a favor del sujeto al que se refiere el derecho de
voto, enviada al emisor por parte del intermediario y en-
tregada sobre la base de las evidencias contables relativas
al final del séptimo día de mercado abierto anterior a la
fecha fijada para la Junta General (“record date”).
Aquellos a los que se refiere el derecho de voto pueden
plantear preguntas sobre los puntos del orden del día
incluso antes de la Junta General y antes de que finalice
el plazo indicado en la notificación de convocatoria; a las
que se dará respuesta como máximo durante el desarrollo
de los trabajos asamblearios.
Los accionistas pueden notificar las propias delegacio-
nes a la Sociedad también por vía electrónica, mediante
el envío en la sección correspondiente de la página web
indicada en la convocatoria. Pueden además hacerse re-
presentar en la Junta General por un representante en
conflicto de intereses, con la condición de que este último
haya comunicado por escrito al socio las circunstancias de
las que deriva el conflicto de intereses y siempre que haya
instrucciones específicas de voto para cada deliberación
en relación a la cual el representante sea llamado a votar
por cuenta del socio mismo.
Según lo previsto en el Texto Único de las Finanzas y esta-
blecido por los Estatutos de Enel Green Power, los socios
tienen además la facultad de otorgar a un representante
designado por la Sociedad una delegación con instruc-
ciones de voto sobre todas o algunas de las materias del
orden del día, que se hará llegar al interesado antes del
final del segundo día de mercado abierto anterior a la Jun-
ta General; dicha delegación, cuya atribución no conlleva
gastos para el socio y tiene lugar mediante la cumplimen-
tación de un formulario elaborado por CONSOB, tiene
efecto sólo para las propuestas en relación a las cuales se
dieron instrucciones de voto.
Sobre la base de lo previsto por el Texto Único de las Fi-
nanzas, CONSOB estableció a finales del 2010 las moda-
lidades de participación en la Junta General con medios
electrónicos, que se podrán aplicar sólo en caso de una
referencia estatutaria expresa. A este respecto, los Estatu-
tos de la Sociedad atribuyen al Consejo de Administración
la posibilidad de prever, en relación a cada Junta Gene-
ral y teniendo en cuenta la evolución y la fiabilidad de los
instrumentos técnicos a disposición, la participación en la
Junta General con medios electrónicos, identificando las
correspondientes modalidades en la notificación de con-
vocatoria.
El desarrollo de las reuniones asamblearias, además de
por la ley y los Estatutos, se rigen por un reglamento espe-
cífico cuyos contenidos están en línea con los modelos ela-
borados por algunas asociaciones de categoría (Assonime
y ABI) para las sociedades cotizadas. El reglamento está
207
disponible en la página web de la Sociedad en la direc-
ción http://www.enelgreenpower.com/es-ES/company/
governance/meetings/.
La Junta General la preside el Presidente del Consejo de
Administración o, en caso de ausencia o impedimento de
éste, quien ocupe el cargo de Consejero Delegado o, en
ausencia de ambos, otra persona delegada por el Consejo
de Administración; en su defecto, la Junta General elige
a su propio presidente. El presidente está asistido por un
secretario, que puede no ser socio, designado por los in-
tervinientes y puede nombrar a uno o más escrutadores.
El Presidente de la Junta General, entre otros cometidos,
comprueba la regularidad de la constitución, verifica la
identidad y legitimación de los presentes, regula el desa-
rrollo de los trabajos y certifica los resultados de las vota-
ciones.
Las deliberaciones de la Junta General constan en el acta
firmada por el Presidente de la Junta General y el secreta-
rio. Las actas de las Juntas Generales extraordinarias de-
ben estar redactadas por un notario.
En referencia al derecho de cada accionista a tomar la pa-
labra sobre los temas del orden del día, el reglamento de
las Juntas Generales prevé que el Presidente de la Junta
General, teniendo en cuenta el objeto y la relevancia de
cada argumento en discusión, además del número de per-
sonas que soliciten la palabra y de eventuales preguntas
planteadas por los socios antes de la Junta General a las
que no se haya dado ya respuesta por parte de la Socie-
dad, determina con antelación la duración de las interven-
ciones y de las réplicas –por norma general no superior a
diez minutos para las intervenciones y a cinco para las ré-
plicas– con el fin de garantizar que la Junta General pueda
concluir sus trabajos en una única reunión. Los legitima-
dos para el ejercicio del derecho a voto pueden pedir la
palabra sobre los temas discutidos una sola vez, haciendo
observaciones, solicitando informaciones y formulando
propuestas. La solicitud de intervención puede realizar-
se en el momento de la constitución de la Junta General
y –salvo que el presidente establezca un plazo diferen-
te– hasta que el Presidente de la Junta General no haya
declarado cerrada la discusión sobre el tema objeto de la
misma. El Presidente de la Junta General y, por invitación
suya, aquéllos que lo asisten, responden a los oradores al
acabar todas las intervenciones o después de cada una de
ellas. Los que han pedido la palabra tienen derecho a una
breve réplica.
Código Ético
La conciencia de las implicaciones sociales y ambientales
que tienen las actividades desarrolladas por el Grupo, jun-
to con la consideración de la importancia que conllevan
tanto desde un enfoque cooperativo con los stakeholder
como por la buena reputación del propio Grupo (en las
relaciones internas y hacia el exterior), inspiraron la redac-
ción del Código Ético del Grupo Enel, que es el aprobado
por el Consejo de Administración de la Sociedad desde
diciembre de 2008.
Dicho Código expresa los compromisos y responsabilida-
des éticas en la realización de los negocios, regulando y
uniformizando los comportamientos empresariales sobre
la base de estándares encaminados a la máxima transpa-
rencia y corrección hacia todos los stakeholder. En particu-
lar, el Código Ético se articula en:
> principios generales en las relaciones con los stakehol-
der, que definen los valores de referencia en los que el
Grupo se inspira en el desarrollo de las diferentes acti-
vidades. En el ámbito de dichos principios se recuerdan
en particular: la honestidad, la imparcialidad, el sigilo,
la valoración de la inversión accionaria, el valor de los
recursos humanos, la transparencia y exhaustividad de
la información, la calidad de los servicios y la protección
del medio ambiente;
> criterios de conducta hacia alguna clase de stakeholder,
que proporcionan las líneas directrices y las normas que
los trabajadores de Enel Green Power deben cumplir
para garantizar el respeto de los principios generales y
para prevenir el riesgo de comportamientos no éticos;
> mecanismos de actuación, que describen el sistema de
control encaminado a garantizar la observancia del Có-
digo Ético y su continua mejora.
El Código Ético, actualizado con el tiempo, tiene en cuenta
las modificaciones normativas y de organización practica-
das, así como el intento de alinear posteriormente los con-
tenidos con las mejores prácticas internacionales. Entre la
intervenciones efectuadas de mayor notoriedad en dicha
ocasión se señalan (i) la actualización de la misión empre-
sarial, (ii) la adopción de la prohibición de llevar a cabo en
el lugar de trabajo episodios de intimidación y acoso mo-
ral y físico, (iii) la previsión expresa de la obligación para
los proveedores de respetar la normativa en materia de
seguridad e higiene en el lugar de trabajo, así como (iv) la
exclusión en principio de la posibilidad para las sociedades
208 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
del Grupo Enel de adherirse a solicitudes de contribución
en los ámbitos de actividad en los que opera Enel Cuore
Onlus.
Modelo organizativo y de gestión
Con fecha de 1 de diciembre de 2008, la Sociedad aprobó,
a través de la aprobación por parte del Consejo de Admi-
nistración del modelo presentado por Enel SpA, un mode-
lo organizativo y de gestión que responde a los requisitos
del Decreto Legislativo n. 231, de 8 de junio de 2001, que
introdujo en el ordenamiento jurídico italiano un régimen
de responsabilidad administrativa (pero de hecho penal) a
cargo de las sociedades para algunas tipologías de delitos
cometidos por sus consejeros, dirigentes o empleados en
interés o beneficio de las mismas sociedades.
Dicho modelo es coherente en los contenidos con lo dis-
puesto en las líneas guía elaboradas en materia de aso-
ciaciones de categoría y con la mejor práctica estadouni-
dense y representa un paso adicional hacia el rigor, la
transparencia y el sentido de la responsabilidad en las re-
laciones internas y con el mundo externo, ofreciendo a la
vez a los accionistas garantías adecuadas de una gestión
eficiente y correcta.
El modelo en cuestión se compone de una “parte general”
(en la que se describen, entre otros aspectos, los conte-
nidos del Decreto Legislativo n. 231/2001, los objetivos y
el funcionamiento del modelo, las tareas del órgano de
control encargado de vigilar el funcionamiento y la obser-
vancia del propio modelo y de procurar su actualización,
los flujos informativos, la formación del personal y el régi-
men sancionador) y de distintas “partes especiales”, sobre
las diversas tipologías de delito previstas por el Decreto
Legislativo n. 231/2001 y que el propio modelo pretende
prevenir.
En particular, las “partes especiales” hasta ahora adopta-
das conciernen los delitos contra la Administración Pú-
blica, los delitos societarios, los delitos de terrorismo y de
subversión del orden democrático, los delitos contra la
personalidad individual, los delitos y las ilicitudes adminis-
trativas en materia de “market abuse”, los delitos de homi-
cidio culposo y de lesiones graves o gravísimas cumplidas
en violación de las normas en materia de tutela de la salud
y seguridad en el lugar del trabajo, los delitos de recepta-
ción, reciclaje y uso de dinero u otros bienes o utilidades
de origen ilícita, los delitos informáticos y el tratamiento
ilícito de datos, delitos de criminalidad organizada y deli-
tos medioambientales.
A lo largo de los años, el modelo organizativo y de gestión
ha sido objeto de una actividad periódica de actualización
y revisión con el fin de tener en cuenta, principalmente
(i) nuevos casos introducidos por la legislación entre los
delitos “presuntos” de responsabilidad disciplinada por
el Decreto Legislativo n. 231/2001, (ii) la experiencia de
aplicación madurada y la evolución de la estructura orga-
nizativa, (iii) pronunciamientos de jurisprudencia sobre la
materia, (iv) modificaciones normativas y, finalmente (v)
la necesidad de racionalizar en algunos puntos el texto
del modelo y de coordinar las diversas partes “especiales”
entre ellas.
El modelo adoptado por Enel Green Power está sujeto a
acogida también por parte de las sociedades controladas
de derecho italiano, a las que se atribuye la responsabili-
dad de adaptar sus contenidos, teniendo en cuenta la es-
pecificidad de las actividades desarrolladas.
Enel Green Power aprobó además “líneas guía” expresas
encaminadas a hacer aplicables los principios del mode-
lo organizativo y de gestión a las sociedades controladas
extranjeras del Grupo más significativas (identificadas
también en función de la tipología de actividad desa-
rrollada) con el fin (i) de sensibilizar y concienciar a las
sociedades en cuestión sobre la importancia de asegurar
condiciones de corrección y transparencia en la realiza-
ción de los negocios y de las actividades empresariales,
además (ii) de prevenir el riesgo de que, a través de la
comisión de conductas ilícitas en el ámbito de las activi-
dades desarrolladas por las mismas sociedades, se pueda
configurar una responsabilidad administrativa conforme
al Decreto Legislativo n. 231/2001 a cargo de Enel Green
Power.
El órgano encargado de vigilar el funcionamiento y la ob-
servancia del propio modelo y de procurar su actualización
(en adelante, “Organismo de Vigilancia”) está compuesto
por entre tres y cinco miembros nombrados por el Con-
sejo de Administración. Pueden entrar a formar parte de
dicho órgano tanto componentes internos como externos
a la Sociedad y al Grupo, dotados de competencias y expe-
riencia profesional específicas (en todo caso está prevista
la presencia del responsable de la función Auditoría de la
Sociedad). A lo largo de 2012, el Organismo de Vigilancia
estuvo compuesto por los responsables de las funciones
Auditoría y Asuntos Legales y Secretaría Societaria, así
como de la Unidad Gobierno corporativo, M&A y Finan-
209
zas, como figuras dotadas de competencias específicas
profesionales sobre la aplicación del modelo y no directa-
mente implicadas en actividades operativas. La duración
en el cargo de los componentes del órgano de vigilancia
está en línea con la del Consejo de Administración de la
Sociedad y, por lo tanto, su plazo se fija con ocasión de
la aprobación de los Estados contables del ejercicio 2012.
A lo largo de 2012 el Organismo de Vigilancia vigiló, come
es habitual, el funcionamiento y la observancia del mode-
lo y, en particular:
> celebró 17 reuniones en cuyo ámbito se detuvo (i) en la
aprobación tanto del plan de actividades de monitori-
zación y vigilancia para el año 2012 como del balance
final de dichas actividades y, a lo largo del año, en los
resultados de las principales actividades de comproba-
ción llevadas a cabo de conformidad con el plan anual
aprobado de actividades, (ii) en las propuestas de ac-
tualización y revisión del modelo de organización y (iii)
en el análisis de las principales áreas de negocio de la
empresa relevantes a fines del modelo organizativo y
los procedimientos de control de dichas áreas;
> promovió la actualización del modelo organizativo y
de gestión, con particular referencia a la “parte gene-
ral” y a las partes especiales dedicadas a la prevención
de los delitos de criminalidad organizada y medioam-
bientales;
> promovió iniciativas formativas, diferenciadas según
los destinatarios y necesarias para garantizar una cons-
tante actualización de los empleados en los contenidos
del modelo organizativo y de gestión;
> informó constantemente de su trabajo al Consejero
Delegado y, de manera periódica, al Comité para el
control interno y al Comité de Auditores.
El modelo de Organización y Gestión según el Decreto
Legislativo n. 231, de 8 de junio de 2001, de Enel Green
Power SpA se encuentra disponible en la página web de
la Sociedad en la siguiente dirección: http://www.enel-
greenpower.com/es-ES/company/governance/model/.
Plan “Tolerancia Cero a la Corrupción”
Con fecha de 1 de diciembre de 2008 el Consejo de Admi-
nistración adoptó el plan de “Tolerancia Cero a la Corrup-
ción - TCC”, con la finalidad de concretar la adhesión de
Enel Green Power al Global Compact (programa de acción
promovido por la ONU en 2000) y al PACI - Partnership
Against Corruption Initiative (iniciativa patrocinada por el
Foro Económico Mundial de Davos en 2005).
El plan TCC forma parte del Código Ético y del modelo
organizativo y de gestión adoptado conforme al Decreto
Legislativo n. 231/2001, pero representa una profundiza-
ción sobre el tema de la corrupción, que pretende acoger
una serie de recomendaciones para la actuación de los
principios formulados en materia de Transparency Inter-
national.
* * * * *
En seguida se anexan dos tablas que resumen algunas de
las informaciones más significativas indicadas en la segun-
da sección de este documento y referidas a la estructura
y al funcionamiento del Consejo de Administración y del
Comités, y del Comité de Auditores en el curso del 2012.
210 Gobierno corporativoEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Tabla 1: Estructura del Consejo de Administración y de los Comités de Enel Green Power
Consejo de Administración
Comité de control interno(1)
Comité remunera-
ciones (2)
EventualComité
Nombra-mientos
Eventual Comité
Ejecutivo
Cargo Componentes EjecutivosNo
ejecutivos
En el cargo desde
En el cargo hasta
Indipendientes
(***)
Otrosencargos
(*) (**) (***) (**) (***) (**) (***) (**) (***)TUF
(****)C.A.
(*****)
Presidente Luigi Ferraris X 01/2012 12/2012 100% -
(3)No
existente
CD/Director General
Francesco Starace
X 01/2012 12/2012 100% -
Consejero Luca Anderlini X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%
Consejero Carlo Angelici X 01/2012 12/2012 X X 93% - X 100%
Consejero Andrea Brentan X 01/2012 12/2012 50% -
ConsejeroGiovanni Battista Lombardo
X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%
ConsejeroGiovanni Pietro Malagnino
X 01/2012 12/2012 X X 80% - X 85%
Consejero Carlo Tamburi X 01/2012 12/2012 44% -
ConsejeroDaniele Umberto Santosuosso
X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%
Consejero Luciana Tarozzi X 01/2012 12/2012 X X 100% - X 100%
Quórum exigido para la presentación de las listas para el nombramiento del Consejo de Administración: 1% del capital social.
Número de reuniones celebradas en 2012 CdA: 16; Comité control interno: 13 (1); Comité remuneraciones: 5; Comité Nombramientos (3): N.D.; Comité Ejecutivo: N.D.
NOTAS(1) Se señala que, a partir del 19 de diciembre de 2012, el Comité para el control interno asumió la denominación y las funciones de Comité de control y riesgos; este
último Comité no celebró reuniones hasta el fin del ejercicio 2012. Se señala, además, que el Comité para el control interno desarrolla también el papel de Comité de partes vinculadas y, a lo largo del 2012, celebró tres reuniones en tal calidad.
(2) Se señala que, a partir del 19 de diciembre de 2012, el Comité para las remuneraciones asumió la denominación y las funciones de Comité para el nombramiento y las remuneraciones; este último Comité no celebró reuniones hasta el fin del ejercicio 2012.
(3) Enel Green Power no ha tenido Comité de nombramientos hasta el 19 de diciembre de 2012; en dicha fecha, el Consejo de Administración de la Sociedad decidió atribuir las funciones del Comité para los nombramientos al Comité para las remuneraciones, que adquirió la denominación de Comité para el nombramiento y las remuneraciones. Este último Comité no ha celebrado reuniones hasta el fin del ejercicio 2012.
(*) En esta columna se indica el número de encargos cubiertos por el individuo en cuestión en los órganos de administración y de control de otras sociedades de dimensiones relevantes, señaladas sobre la base de la política formulada al respecto por el Consejo de Administración.
(**) En estas columnas se indica con una “X” la pertenencia de cada consejero a los Comités. (***) En estas columnas se indican los porcentajes de participación de cada consejero en las reuniones del Consejo de Administración y de los Comités. Todos los
casos de ausencia se justificaron adecuadamente. (****) En esta columna se señala con una “X” la posesión de los requisitos de independencia previstos para los auditores de sociedades con acciones cotizadas por
el artículo 148, apartado 3, del Texto Único de las Finanzas, referido a los consejeros en el artículo 147 ter, apartado 4, del mismo Texto Único de las Finanzas. Sobre la base de lo indicado en el artículo 148, apartado 3, del Texto Único de las Finanzas no se pueden calificar como independientes:a) aquéllos que se encuentran en las condiciones previstas por el artículo 2382 del Código Civil (esto es, en estado de interdicción, inhabilitación, quiebra,
o que hayan sufrido una condena a una pena que conlleve la interdicción, incluso temporal, de los oficios públicos o la incapacidad para ejercer oficios directivos);
b) el cónyuge, los parientes y afines hasta el cuarto grado de los consejeros de la sociedad, además de los consejeros, el cónyuge, los parientes y afines hasta el cuarto grado de los consejeros de las sociedades por ésta controladas, de las sociedades que la controlan y de las sometidas a control común;
c) aquéllos que están vinculados a la sociedad o a las sociedades por ésta controladas, o a las sociedades que la controlan o a las sometidas a control común o a los consejeros de las sociedades y a los individuos indicados en la anterior letra b) por relaciones de trabajo autónomo o subordinado, o por otras rela-ciones de naturaleza patrimonial o profesional que comprometan su independencia.
(*****) En esta columna se señala con una “X” la posesión de los requisitos de independencia indicados en el artículo 3 del Código de Autodisciplina de las sociedades cotizadas. En particular, sobre la base de lo indicado en el criterio de aplicación 3.C.1 del Código de Autodisciplina, un consejero debería por norma general considerarse privado de los requisitos de independencia en los siguientes casos:a) si, directa o indirectamente, incluso por medio de sociedades controladas, fiduciarias o persona interpuesta, controla al emisor o puede ejercer sobre él una
influencia notable, o participa en un pacto de socios a través del cual uno o más sujetos pueden ejercer el control o una influencia notable sobre el emisor;b) si es, o ha sido en los tres ejercicios anteriores, un exponente relevante del emisor, de una controlada suya con relevancia estratégica o de una sociedad
sometida a control común con el emisor, o de una sociedad o de una entidad que, incluso junto con otras a través de un pacto de socios, controla al emisor o puede ejercer sobre el mismo una influencia notable; en relación a esto se señala que, según lo dispuesto en el criterio de aplicación 3.C.2 del Código de Autodisciplina, se considerarán “exponentes relevantes” de una sociedad o entidad (también a los fines de lo indicado en las letras posteriores del criterio de aplicación 3.C.1): el presidente de la entidad, el presidente del consejo de administración, los consejeros ejecutivos y los dirigentes con responsabilida-des estratégicas de la sociedad o la entidad considerada;
c) si, directa o indirectamente (por ejemplo a través de sociedades controladas o de las cuales sea un exponente relevante, o en calidad de socio de un estudio profesional o de una sociedad de asesoría), tiene o ha tenido en el ejercicio anterior una relación comercial, financiera o profesional significativa:- con el emisor, con una controlada suya o con alguno de los exponentes relevantes correspondientes;- con un sujeto que, incluso conjuntamente con otros a través de un pacto de socios, controla al emisor, o –tratándose de sociedades o entidades– con los
correspondientes exponentes relevantes;
211
- o es, o ha sido en los tres ejercicios anteriores, trabajador autónomo de uno de los sujetos anteriormente detallados; d) si recibe, o ha recibido en los tres ejercicios anteriores, del emisor o de una sociedad controlada o controlante, una remuneración añadida significativa (con
respecto al honorario “fijo” de consejero no ejecutivo del emisor y a la compensación por la participación en los comités recomendados por el presente Código) también en forma de participación en planes de incentivación vinculados a la actuación empresarial, incluso de base accionaria;
e) si ha sido consejero del emisor durante más de nueve años en los últimos doce años;f) si ocupa el cargo de consejero ejecutivo en otra sociedad en la que un consejero ejecutivo del emisor tenga un cargo de consejero;g) si es socio o consejero de una sociedad o de una entidad perteneciente a la red de la sociedad encargada de la revisión contable del emisor;h) si es familiar cercano de una persona que se encuentre en una de las situaciones indicadas en los puntos anteriores. Con respecto a esto, el comentario
al artículo 3 del Código de Autodisciplina afirma que “en principio, deberían considerarse como no independientes los padres, los hijos, el cónyuge no legalmente separado, la pareja more uxorio y los familiares que convivan con una persona que no podría considerarse consejero independiente”.
Tabla 2: Comité de Auditores de Enel Green Power
Comité de Auditores en el mandato para todo el ejercicio 2012
Cargo Componentes En el cargo desde En el cargo hasta Lista (M/m) (*) (**) Número de encargos (***)
Presidente Franco Fontana 01/2012 12/2012 m 100% -
Auditor titular Giuseppe Ascoli 01/2012 12/2012 M 93% -
Auditor titular Leonardo Perrone 01/2012 12/2012 M 100% -
Auditor suplente Giulio Monti 01/2012 12/2012 M N.D. -
Auditor suplente Pierpaolo Singer 01/2012 12/2012 m N.D. -
Número de reuniones celebradas durante el ejercicio de 2012 en el período de referencia: 15
Quórum exigido para la presentación de las listas para el nombramiento del Comité de Auditores: 1% del capital social.
NOTAS(*) En esta columna se indicada M/m según si el auditor se ha extraído de la lista votada por la mayoría (M) o la minoría (m).(**) En esta columna se indica el porcentaje de participación de cada auditor titular en las reuniones del Comité de Auditores. Todos los casos de ausencia se justifi-
caron adecuadamente.(***) En esta columna se indica el número de cargos de consejero o auditor cubiertos por el individuo en cuestión, relevantes a efectos de los artículos 144 duodecies
y siguientes del Reglamento Emisores (límite a la acumulación de cargos). Conforme a dicha disciplina, los miembros de los órganos de control no están sujetos al límite de acumulación de cargos cuando desempeñan el cargo de miembro del órgano de control en un solo emisor. Tal y como se señala en la tabla, a febrero de 2013 los auditores titulares de Enel Green Power no desempeñan el cargo de miembro de órganos de control en otros emisores.
Certificación del Consejero Delegado
y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la sociedad
214 Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacciónEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la sociedad, relativa a los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2012, en virtud del artículo 154 bis, apartado 5, del Decreto Legislativo italiano n. 58 del 24 de febrero de 1998 y del artículo 81 ter del Reglamento CONSOB n. 11971 del 14 de mayo de 1999
215
1. Los abajo firmantes, Francesco Starace y Giulio Antonio Carone, en su calidad de Consejero Delegado y de Directivo
encargado de la redacción de los documentos contables de la sociedad Enel Green Power SpA, respectivamente,
certifican, teniendo en cuenta también lo previsto en el artículo 154 bis, apartados 3 y 4, del Decreto Legislativo
italiano n. 58 de 24 de febrero de 1998:
a. la coherencia con las características del Grupo Enel Green Power y
b. la aplicación efectiva
de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables consolidados del
Grupo Enel Green Power, en el transcurso del período comprendido entre el 1 de enero de 2012 y el 31 de diciem-
bre de 2012.
2. Al respecto, cabe señalar que:
a. la coherencia de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables
consolidados del Grupo Enel Green Power fue verificada mediante la valoración del sistema de control interno.
Dicha valoración fue llevada a cabo tomando como referencia los criterios establecidos en el modelo “Inter-
nal Controls - Integrated Framework” emitido por el “Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission” (COSO);
b. de la valoración del sistema de control interno no se desprenden aspectos relevantes.
3. Se certifica, además, que los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de
2012:
a. se han redactado de conformidad con los principios contables internacionales reconocidos en la Unión Europea
en virtud del reglamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo, del 19 de julio de 2002;
b. corresponden a los resultados de los libros y de las escrituras de contabilidad;
c. constituyen una representación verdadera y correcta de la situación patrimonial, económica y financiera del
emisor y del conjunto de las empresas incluidas en la consolidación.
4. Se certifica, finalmente, que el Informe de gestión que acompaña a los Estados contables consolidados del Grupo
Enel Green Power a 31 de diciembre de 2012 comprende un análisis fiable de la evolución y el resultado de la ges-
tión, así como de la situación del emisor y del conjunto de las empresas incluidas en la consolidación, junto con la
descripción de los principales riesgos e incertidumbres a los que están expuestos.
Roma, 11 de marzo de 2013
Francesco Starace Giulio Antonio Carone
Consejero Delegado de Enel Green Power SpA Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la sociedad Enel Green Power SpA
Anexos
218 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2012
De conformidad con lo dispuesto por la Comunicación CONSOB n. DEM/6064293 del 28 de julio de 2006 y por el artículo 126 de la decisión CONSOB n. 11971 del 14 de mayo de 1999, a continuación se ofrece la relación de las empresas controladas por Enel Green Power SpA y asociadas a la misma a 31 de diciembre de 2012, en virtud de lo previsto en el artículo 2359 del Código Civil italiano, así como de otras participaciones relevantes.Todas las participaciones se poseen con título de propiedad.Para cada empresa se indica: el nombre, el domicilio social, el capital social, la moneda en la cual está expresado, las sociedades del Grupo que poseen una participación en la empresa y los respectivos porcentajes de posesión y el porcentaje de posesión del Grupo, así como el método de consolidación.
219
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
Sociedad de control:
Enel Green Power SpA Roma Italia 1.000.000.000 EUR Enel SpA 100,00% 68,29% Cartera
Controladas:
(Cataldo) Hydro Power Associates
Nueva York (Nueva York)
EE. UU. - USD Hydro Development Group Inc.Chi Black River Inc.
100,00% 50,00%
50,00%
Total
3SUN Srl Catania Italia 180.030.000 EUR Enel Green Power SpA 33,33% 33,33% Proporcional
Aes Distribuidores Salvadoreños Ltda de Cv
San Salvador El Salvador 200.000 SVC Grupo Egi SA de Cv 20,00% 20,00% Puesta en equivalencia
Aes Distribuidores Salvadoreños y Compañía S en C de Cv
San Salvador El Salvador 200.000 SVC Grupo Egi SA de Cv 20,00% 20,00% Puesta en equivalencia
Agassiz Beach LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Agatos Green Power Trino
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
40,00% 80,00% Proporcional
Aguilón 20 SA Zaragoza España 2.682.000 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Total
Almussafes Servicios Energéticos SL
Valencia España 3.010 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Altomonte Fv Srl Cosenza Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Alvorada Energia SA Río de Janeiro Brasil 17.117.416 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Apiacás Energia SA Río de Janeiro Brasil 21.216.846 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Aquenergy Systems Inc.
Greenville (Carolina del Sur)
EE. UU. 10.500 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.
100,00% 100,00% Total
Áridos Energías Especiales SL en liquidación
Villalbilla España 600.000 EUR Enel Green Power España SL 24,63% 41,05% Proporcional
Asoleo SL en liquidación
Madrid España 320.000 EUR Enel Green Power España SL 30,01% 50,01% -
Atelgen - Produção de Energia ACE
Barcelos Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
30,60% 51,00% Total
Autumn Hills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Azucarera Energías SA Madrid España 570.600 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporcional
Barnet Hydro Company
Burlington (Vermont)
EE. UU. - USD Sweetwater Hydroelectric Inc.Enel Green Power North America Inc.
100,00% 90,00%10,00%
Total
Beaver Falls Water Power Company
Philadelphia(Pennsylvania)
EE. UU. - USD Beaver Valley Holdings Ltd 67,50% 67,50% Total
Beaver Valley Holdings Ltd
Philadelphia (Pennsylvania)
EE. UU. 2 USD Hydro Development Group Inc.
100,00% 100,00% Total
Beaver Valley Power Company
Philadelphia (Pennsylvania)
EE. UU. 30 USD Hydro Development Group Inc.
100,00% 100,00% Total
Biowatt - Recursos Energéticos Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Black River Hydro Assoc
Nueva York (Nueva York)
EE. UU. - USD (Cataldo) Hydro Power Associates
75,00% 75,00% Total
Blue Line Valea Nucarilor Srl
Bucarest Rumanía 600 RON Enel Green Power Romania Srl 100,00% 100,00% Total
Boiro Energía SA Boiro España 601.010 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporcional
Boott Field LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Boott Hydropower Inc. 100,00% 100,00% Total
Boott Hydropower Inc.
Boston (Massachusetts)
EE. UU. - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Boott Sheldon Holdings LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Hydro Finance Holding Company Inc.
100,00% 100,00% Total
Bp Hydro Associates Boise (Idaho)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.Chi Idaho Inc.
100,00% 32,00%68,00%
Total
Bp Hydro Finance Partnership
Salt Lake City (Utah)
EE. UU. - USD Fulcrum Inc.Bp Hydro Associates
100,00% 24,08%75,92%
Total
Buffalo Dunes Wind Project LLC
Topeka(Kansas)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
220 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Bypass Limited Boise (Idaho)
EE. UU. - USD El Dorado HydroChi West Inc.Northwest Hydro Inc.
100,00% 1,00%29,65%69,35%
Total
Bypass Power Company
Los Ángeles (California)
EE. UU. 1 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Calizas Elycar SL Huesca España 1.803.000 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Puesta en equivalencia
Campos - Recursos Energéticos ACE
Barroselas Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
57,00% 95,00% Total
Camposgen - Energia Lda
Oeiras Portugal 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAPp - Co-Geração SA
60,00% 80,00%
20,00%
Total
Canastota Wind Power LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Caney River Wind Project LLC
Topeka (Kansas)
EE. UU. - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Carvemagere - Manutenção e Energias Renováveis Lda
Barcelos Portugal 84.700 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
39,00% 65,00% Total
Castle Rock Ridge Limited Partnership
Calgary (Alberta)
Canadá - CAD Chi Hydroelectric Company Inc.Enel Alberta Wind Inc.
100,00% 99,90%
0,10%
Total
Central Hidráulica Güejar-Sierra SL
Sevilla España 364.210 EUR Enel Green Power España SL 19,98% 33,30% Puesta en equivalencia
Chi Acquisitions Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Black River Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Hydroelectric Company Inc.
St. John (Newfoundland)
Canadá 223.727.429 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Chi Idaho Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00% Total
Chi Minnesota Wind LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Operations Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Power Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Power Marketing Inc.
Wilmington(Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi S F LP Montreal (Quebec)
Canadá - CAD Enel Green Power Canada Inc.Enel Alberta Wind Inc.
100,00% 99,00%1,00%
Total
Chi West Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Chisholm View Wind Project LLC
Oklahoma City(Oklahoma)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 49,00% 49,00% Puesta en equivalencia
Cogeneración El Salto SL en liquidación
Zaragoza España 36.000 EUR Enel Green Power España SL 12,00% 20,00% -
Cogeneración Lipsa SL Barcelona España 720.000 EUR Enel Green Power España SL 12,00% 20,00% Puesta en equivalencia
Colbuccaro Fotovoltaica Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Companhia Térmica do Serrado ACE
Paços de Brandão
Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
36,00% 60,00% Puesta en equivalencia
Companhia Térmica Hectare ACE
Alcochete Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
36,00% 60,00% Total
Companhia Térmica Lusol ACE
Barreiro Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
57,00% 95,00% Total
Companhia Térmica Mundo Têxtil ACE
Caldas de Vizela Portugal 1.003.476 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
6,00% 10,00% Puesta en equivalencia
Companhia Térmica Oliveira Ferreira ACE en liquidación
Riba de Ave Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
57,00% 95,00% -
Companhia Térmica Ribeira Velha ACE
São Paio de Oleiros
Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAPp - Co-Geração SA
60,00% 51,00%
49,00%
Total
Companhia Térmica Tagol Lda
Algés Portugal 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
57,00% 95,00% Total
Compañía Eólica Tierras Altas SA
Soria España 13.222.000 EUR Enel Green Power España SL 21,38% 35,63% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
221
Coneross Power Corporation Inc.
Greenville (Carolina del Sur)
EE. UU. 110.000 USD Aquenergy Systems Inc. 100,00% 100,00% Total
Conexión Energética Centroamericana El Salvador SA de Cv
San Salvador El Salvador 7.950.600 SVC Enel Green Power International BVGrupo Egi SA de Cv
100,00% 59,14%
40,86%
Total
Consolidated Hydro New Hampshire Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 130 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Consolidated Hydro New York Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 200 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Consolidated Hydro Southeast Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Gauley River Power Partners LPEnel Green Power North America Inc.
100,00% 5,00%
95,00%
Total
Consolidated Pumped Storage Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 550.000 USD Enel Green Power North America Inc.
81,82% 81,82% Total
Consorcio Eólico Marino Cabo de Trafalgar SL
Cádiz España 200.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Copenhagen Associates
Nueva York (Nueva York)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.Hydro Development Group Inc.
100,00% 50,00%
50,00%
Total
Corinth Solar Park SA Halandri Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Corporación Eólica de Zaragoza SL
Zaragoza España 2.524.200 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Puesta en equivalencia
Cte - Central Térmica do Estuário Lda
Oporto Portugal 563.910 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Depuración Destilación Reciclaje SL
Boiro España 600.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporcional
Desarrollo de Fuerzas Renovables S de RL de Cv
Ciudad del México
México 3000 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Eed - Empreendimentos Eólicos do Douro SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Eevm - Empreendimentos Eólicos Vale do Minho SA
Oporto Portugal 200.000 EUR Eol Verde Energia Eólica SA 22,50% 50,00% Puesta en equivalencia
EGP Geronimo Holding Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 1.000 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
EGP Jewel Valley LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
EGP Solar 1 LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
EGP Stillwater Solar LLC
Willmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
EGP Timber Hills Project LLC
Los Ángeles(California)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
El Dorado Hydro Los Ángeles (California)
EE. UU. - USD Northwest Hydro Inc.Chi West Inc.
100,00% 17,50%82,50%
Total
Elcomex Eol SA Cernavoda Rumanía 1.000.000 RON Enel Green Power Romania SrlEnel Green Power International BV
100,00% 99,90%0,10%
Total
Empreendimento Eólico de Rego Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Empreendimentos Eólicos da Serra do Sicó SA
Oporto Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
31,43% 52,38% Total
Empreendimentos Eólicos de Alvadia Lda
Oporto Portugal 1.150.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
28,80% 48,00% Puesta en equivalencia
Empreendimentos Eólicos de Viade Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
48,00% 80,00% Total
Empresa Eléctrica Panguipulli SA
Santiago Chile 14.053.147 CLP Energía Alerce LtdaEnel Latin America (Chile) Ltda
100,00% 0,01%99,99%
Total
Empresa Eléctrica Puyehue SA
Santiago Chile 11.169.752.000 CLP Enel Latin America (Chile) LtdaEnergía Alerce Ltda
100,00% 99,90%
0,10%
Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
222 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Empresa Nacional de Geotermia SA
Santiago Chile 54.430.867 CLP Enel Latin America (Chile) Ltda
51,00% 51,00% Total
Enel Alberta Wind Inc. Calgary Canadá 16.251.021 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Enel Atlantic Canada LP
St. John (Newfoundland)
Canadá - CAD Chi Hydroelectric Company Inc.Newind Group Inc.Enel Green Power Canada Inc.
100,00% 82,05%
0,10%17,85%
Total
Enel Brasil Participações Ltda
Río de Janeiro Brasil 419.400.000 BRL Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Cove Fort II LLC Wilmington(Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Cove Fort LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel de Costa Rica SA San José Costa Rica 27.500.000 USD Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Fortuna SA Panamá República de Panamá
100.000.000 USD Enel Panama SA 50,06% 50,06% Total
Enel Geothermal LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 50,00% 50,00% Proporcional
Enel Green Power Bulgaria EAD
Sofía Bulgaria 35.231.000 BGN Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl
Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Total
Enel Green Power Calabria Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Canada Inc.
Montreal (Quebec)
Canadá 85.681.857 CAD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Canaro Srl
Roma Italia 10.400 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Colombia
Bogotá Colombia 10.000.000 COP Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Cristal Eólica SA
Río de Janeiro Brasil - BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Enel Green Power Emiliana Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 13.509.360 BRL Parque Eólico Curva dos Ventos LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%
99,00%
Total
Enel Green Power España SL
Madrid España 11.153 EUR Enel Green Power International BVEndesa Generación SA
60,00% 60,00%
40,00%
Total
Enel Green Power France Sas
Lyon Francia 98.200.000 EUR Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Granadilla SL
Tenerife España 3.012 EUR Enel Green Power España SL 39,00% 65,00% Total
Enel Green Power Hellas SA
Maroussi Grecia 3.603.240 EUR Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power International BV
Ámsterdam Holanda 244.532.298 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Jeotermal Enerji Yatirimlari Aş
Estambul Turquía 50.000 EUR Enel Green Power International BV
98,99% 98,99% Total
Enel Green Power Joana Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 13.067.280 BRL Parque Eólico Curva dos Ventos LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%
99,00%
Total
Enel Green Power Modelo I Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 125.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaEndesa Brasil SA
60,00% 60,00%40,00%
Total
Enel Green Power Modelo II Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 125.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaEndesa Brasil SA
60,00% 60,00%40,00%
Total
Enel Green Power North America Development LLC
Wilmington(Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power North America Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 50 USD Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 14.520.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Curva dos Ventos Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
223
Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 13.998.000 BRL Parque Eólico Curva dos Ventos LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%
99,00%
Total
Enel Green Power Perú SA
Lima Perú 1.000 PEN Enel Green Power International BVEnergía Alerce Ltda
100,00% 99,90%
0,10%
Total
Enel Green Power Portoscuso Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Primavera SA
Río de Janeiro Brasil 16.506.000 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%99,00%
Total
Enel Green Power Puglia Srl
Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Romania Srl
Sat Rusu de Sus Nuseni
Rumanía 890.000.500 RON Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power San Gillio Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 80,00% 80,00% Total
Enel Green Power São Judas Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 17.256.000 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Enel Green Power South Africa
Ámsterdam Holanda 18.000 EUR Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Strambino Solar Srl
Turín Italia 250.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Total
Enel Green Power Tacaicó Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 8.972.400 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Curva dos Ventos Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Enel Green Power TSS Srl
Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power Puglia Srl 100,00% 100,00% Total
Enel Guatemala SA Ciudad de Guatemala
Guatemala 5.000 GTQ Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Kansas LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Latin America (Chile) Ltda
Santiago Chile 15.649.360.000 CLP Energía Alerce LtdaHydromac Energy BV
100,00% 99,99%0,01%
Total
Enel Nevkan Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Panama SA Panamá República de Panamá
3.000 USD Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Enel Salt Wells LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Stillwater LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Surprise Valley LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Texkan Inc. Wilmington(Delaware)
EE. UU. - USD Chi Power Inc. 100,00% 100,00% Total
Enel.si Srl Roma Italia 5.000.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enelpower do Brasil Ltda
Río de Janeiro Brasil 1.242.000 BRL Enel Green Power International BVEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 0,01%
99,99%
Total
Eneop-Eólicas de Portugal SA
Lisboa Portugal 5.000.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAFinerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
21,58% 17,98%
17,98%
Puesta en equivalencia
Enercampo - Produção de Energia Lda
Oporto Portugal 249.400 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Enercor - Produção de Energia ACE
Montijo Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
42,00% 70,00% Total
Energética de Rosselló AIE
Barcelona España 3.606.060 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Puesta en equivalencia
Energía Alerce Ltda Santiago Chile 1.000.000 CLP Hydromac Energy BVEnel Green Power International BV
100,00% 99,90%0,10%
Total
Energía de La Loma SA
Jaén España 4.450.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Energia Eolica Srl Roma Italia 4.840.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Total
Energía Global de México (Enermex) SA de Cv
Ciudad de México
México 50.000 MXN Enel Green Power International BV
99,00% 99,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
224 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Energía Global Operaciones SA
San José Costa Rica 10.000 CRC Enel de Costa Rica SA 100,00% 100,00% Total
Energía Nueva de Iggu Srl de Cv
Ciudad de México
México 3.000 MXN Energía Nueva Energía Limpia México Srl de CvImpulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
100,00% 0,10%
99,90%
Total
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
Ciudad de México
México 5.339.650 MXN Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA
100,00% 99,99%
0,01%
Total
Energiaki Polymyloy SA
Atenas Grecia 45.553.352 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Energías Alternativas del Sur SL
Las Palmas de Gran Canaria
España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Energías de Aragón II SL
Zaragoza España 18.500.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Energías de Graus SL Barcelona España 1.298.160 EUR Enel Green Power España SL 40,00% 66,67% Total
Energías de La Mancha SA
Villarta de San Juan (Ciudad Real)
España 279.500 EUR Enel Green Power España SL 41,05% 68,42% Total
Energías Especiales de Careón SA
La Coruña España 270.450 EUR Enel Green Power España SL 46,20% 77,00% Total
Energías Especiales de Pena Armada SA
Madrid España 963.300 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Energías Especiales del Alto Ulla SA
Madrid España 1.722.600 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Energías Especiales del Bierzo SA
Torre del Bierzo España 1.635.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Energías Renovables La Mata SAPI de Cv
Ciudad de México
México 100 MXN Energía Nueva de Iggu Srl de CvImpulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
100,00% 0,01%
99,99%
Total
Enerlasa SA en liquidación
Madrid España 1.021.700 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -
Enerlive Srl Roma Italia 6.520.000 EUR Maicor Wind Srl 60,00% 100,00% Total
Enerlousado Lda Oporto Portugal 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SAFinerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 50,00%
50,00%
Total
Enerviz - Produção de Energia de Vizela Lda
Oporto Portugal 673.380 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Enexon Hellas SA Maroussi Grecia 18.771.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 88,00% 88,00% Total
Eol Verde Energia Eólica SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
45,00% 75,00% Total
Eolcinf - Produção de Energia Eólica Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Eolflor - Produção de Energia Eólica Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Eólica del Principado SAU
Oviedo España 90.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólica del Noroeste SL La Coruña España 36.100 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Total
Eólica Valle del Ebro SA
Zaragoza España 5.559.340 EUR Enel Green Power España SL 30,30% 50,50% Total
Eólica Zopiloapan SAPI de Cv
Ciudad de México
México 1.877.201.536 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnel Green Power Partecipazioni Speciali Srl
99,90% 60,50%
39,40%
Total
Eólicas de Agaete SL Las Palmas de Gran Canaria
España 240.400 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Eólicas de Fuencaliente SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 216.360 EUR Enel Green Power España SL 33,00% 55,00% Total
Eólicas de Fuerteventura AIE
Fuerteventura - Las Palmas
España - EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de La Patagonia SA
Buenos Aires Argentina 480.930 ARS Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Eólicas de Lanzarote SL
Las Palmas de Gran Canaria
España 1.758.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de Tenerife AIE Santa Cruz de Tenerife
España 420.708 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
225
Eólicas de Tirajana AIE Las Palmas de Gran Canaria
España - EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Total
Ercasa Cogeneración SA
Zaragoza España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Erecosalz SL en liquidación
Zaragoza España 18.000 EUR Enel Green Power España SL 19,80% 33,00% -
Erfei AIE Tarragona España 720.000 EUR Enel Green Power España SL 25,20% 42,00% Puesta en equivalencia
Essex Company Boston (Massachusetts)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Eurohueco Cogeneración AIE
Barcelona España 2.606.000 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Explotaciones Eólicas de Escucha SA
Zaragoza España 3.505.000 EUR Enel Green Power España SL 42,00% 70,00% Total
Explotaciones Eólicas El Puerto SA
Teruel España 3.230.000 EUR Enel Green Power España SL 44,16% 73,60% Total
Explotaciones Eólicas Saso Plano SA
Zaragoza España 5.488.500 EUR Enel Green Power España SL 39,00% 65,00% Total
Explotaciones Eólicas Sierra Costera SA
Zaragoza España 8.046.800 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Explotaciones Eólicas Sierra La Virgen SA
Zaragoza España 4.200.000 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Fábrica do Arco - Recursos Energéticos SA
Santo Tirso Portugal 500.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,00% 50,00% Proporcional
Feneralt - Produção de Energia ACE
Barcelos Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
15,00% 25,00% Puesta en equivalencia
Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
Oporto Portugal 750.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Florence Hills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Fulcrum Inc. Boise (Idaho)
EE. UU. 1.003 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Garofeica SA Barcelona España 721.200 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Puesta en equivalencia
Gauley Hydro LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Gauley River Management Corporation
Willison (Vermont)
EE. UU. 1 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Gauley River Power Partners LP
Willison (Vermont)
EE. UU. - USD Gauley River Management Corporation
100,00% 100,00% Total
Generadora de Occidente Ltda
Ciudad de Guatemala
Guatemala 16.261.697 GTQ Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA
100,00% 99,00%
1,00%
Total
Generadora Montecristo SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 3.820.000 GTQ Enel Green Power International BVEnel Guatemala SA
100,00% 99,99%
0,01%
Total
Geotérmica del Norte SA
Santiago Chile 53.644.788.997 CLP Enel Latin America (Chile) Ltda
51,00% 51,00% Total
Geotérmica Nicaragüense SA
Managua Nicaragua 92.050.000 NIO Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Total
Geronimo Wind Energy LLC
Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD EGP Geronimo Holding Company Inc.
49,20% 49,20% Puesta en equivalencia
Green Fuel Corporación SA
Santander España 121.000 EUR Enel Green Power España SLEndesa Generación SA
14,54% 24,24%12,97%
Puesta en equivalencia
Grupo Egi SA de Cv San Salvador El Salvador 3.448.800 SVC Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Hadley Ridge LLC Minneapolis(Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Hidroeléctrica de Ourol SL
Lugo España 1.608.200 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Hidroelectricidad del Pacífico Srl de Cv
Ciudad de México
México 30.891.536 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Hidroribeira - Emp Hidricos e Eólicos Lda
Paço de Arcos Portugal 7.482 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
60,00% 100,00% Total
Highfalls Hydro Company Inc.
Wilmington(Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
226 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Hipotecaria de Santa Ana Ltda de Cv
San Salvador El Salvador 100.000 SVC Grupo Egi SA de Cv 20,00% 20,00% Puesta en equivalencia
Hope Creek LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Hydro Development Group Inc.
Albany (Nueva York)
EE. UU. 12 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydro Energies Corporation
Willison (Vermont)
EE. UU. 5.000 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydro Finance Holding Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydromac Energy BV Ámsterdam Holanda 18.000 EUR Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
IMA Engineering Solutions SA
Prahova Rumanía 90.000 EUR Enel Green Power International BVEnel Green Power Romania Srl
100,00% 1,10%
98,90%
Total
Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
Ciudad de México
México 308.628.665 MXN Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
International Eolian of Grammatiko SA
Maroussi Grecia 233.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Korinthia SA
Maroussi Grecia 6.471.798 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
International Eolian of Peloponnisos 1 SA
Maroussi Grecia 148.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 2 SA
Maroussi Grecia 174.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 3 SA
Maroussi Grecia 153.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 4 SA
Maroussi Grecia 165.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 5 SA
Maroussi Grecia 174.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 6 SA
Maroussi Grecia 152.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 7 SA
Maroussi Grecia 148.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 8 SA
Maroussi Grecia 148.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Skopelos SA
Maroussi Grecia 159.000 EUR Enel Green Power International BV
30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Wind Parks of Achaia SA
Maroussi Grecia 10.126.310 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Iris 2006 Srl Cutro Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Isamu Ikeda Energia SA
Río de Janeiro Brasil 82.974.476 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Jack River LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Jessica Mills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Julia Hills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Kalenta Ltd Maroussi Grecia 2.367.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Kings River Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Kinneytown Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
LaChute Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
LaGeo SA de Cv Ahuachapán El Salvador 2.562.826.700 SVC Enel Green Power SpA 36,20% 36,20% Puesta en equivalencia
Lawrence Hydroelectric Associates LP
Boston (Massachusetts)
EE. UU. - USD Essex CompanyEnel Green Power North America Inc.
100,00% 92,50%7,50%
Total
Littleville Power Company Inc.
Boston(Massachusetts)
EE. UU. 1 USD Hydro Development Group Inc.
100,00% 100,00% Total
Lower Saranac Corporation
Nueva York (Nueva York)
EE. UU. 1 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Lower Saranac Hydro Partners LP
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Lower Saranac CorporationTwin Saranac Holdings LLC
100,00% 1,00%99,00%
Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
227
Maicor Wind Srl Roma Italia 20.850.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Total
Marko PV Energy SA Maroussi Grecia 420.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Mascoma Hydro Corporation
Concord (New Hampshire)
EE. UU. 1 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Mason Mountain Wind Project LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
Metro Wind LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv
Ciudad de México
México 181.728.201 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Midway Farms Wind Project LLC
Dallas(Texas)
EE. UU. - USD Trade Wind Energy LLC 100,00% 100,00% Total
Mill Shoals Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Minicentrales del Canal Imperial-Gallur SL
Zaragoza España 1.820.000 EUR Enel Green Power España SL 21,90% 36,50% Puesta en equivalencia
Missisquoi Associates GP
Los Ángeles (California)
EE. UU. - USD Sheldon Springs Hydro Associates LPSheldon Vermont Hydro Company Inc.
100,00% 99,00%
1,00%
Total
Molinos de Viento del Arenal SA
San José Costa Rica 9.709.200 CRC Enel de Costa Rica SA 49,00% 49,00% Total
Montegranaro Fotovoltaica Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Myrini Energiaki SA Maroussi Grecia 420.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Nevkan Renewables LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00% Total
Newbury Hydro Company
Burlington (Vermont)
EE. UU. - USD Sweetwater Hydroelectric Inc.Enel Green Power North America Inc.
100,00% 1,00%99,00%
Total
Newind Group Inc. St. John (Newfoundland)
Canadá 578.192 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Northwest Hydro Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Notch Butte Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
O&M Cogeneration Inc.
Montreal (Quebec)
Canadá 15 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Operación y Mantenimiento Tierras Morenas SA
San José Costa Rica 30.000 CRC Enel de Costa Rica SA 85,00% 85,00% Total
Ottauquechee Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Oxagesa AIE Teruel España 6.010 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Puesta en equivalencia
Padoma Wind Power LLC
Los Ángeles (California)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Paglialonga Due Srl Castrovillari Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Palo Alto Farms Wind Project LLC
Dallas(Texas)
EE. UU. - USD Trade Wind Energy LLC 100,00% 100,00% Total
Paravento SL Lugo España 3.006 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Parc Eolic Els Aligars SL
Barcelona España 1.313.100 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Parc Eolic La Tossa-La Mola d’en Pascual SL
Barcelona España 1.183.100 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Parc Eolien de Beauséjour Sasu
Lyon Francia 37.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Total
Parc Eolien de Bouville Sasu
Lyon Francia 37.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Total
Parc Eolien de La Grande Epine Sasu
Lyon Francia 37.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Total
Parc Eolien de La Vallière Sasu
Saint Priest Francia 59.240 EUR Enel Green Power France Sas 49,00% 49,00% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
228 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Parc Eolien des Ramiers Sasu
Lyon Francia 37.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Total
Parque Eólico A Capelada AIE
Santiago de Compostela
España 5.857.586 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Parque Eólico Carretera de Arinaga SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 1.007.000 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Parque Eólico Cristal Ltda
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Green Power International BVEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 0,01%
99,99%
Total
Parque Eólico Curva dos Ventos Ltda
Bahia Brasil 220.000 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%99,00%
Total
Parque Eólico de Aragón AIE
Zaragoza España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Parque Eólico de Barbanza SA
La Coruña España 3.606.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Parque Eólico de Belmonte SA
Madrid España 120.400 EUR Enel Green Power España SL 30,10% 50,16% Total
Parque Eólico de Gevancas SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Parque Eólico de San Andrés SA
La Coruña España 552.920 EUR Enel Green Power España SL 49,20% 82,00% Total
Parque Eólico de Santa Lucía SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 901.500 EUR Enel Green Power España SL 39,40% 65,67% Total
Parque Eólico do Alto da Vaca Lda
Oporto Portugal 125.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
45,00% 75,00% Total
Parque Eólico do Vale do Abade Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Parque Eólico Engenho Geradora de Energia Ltda
Fortaleza Brasil 685.423 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Parque Eólico Finca de Mogán SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 3.810.340 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
Recife Brasil 545.334 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Parque Eólico Montes de Las Navas SA
Madrid España 6.540.000 EUR Enel Green Power España SL 45,30% 75,50% Total
Parque Eólico Ouroventos Ltda
Bahia Brasil 566.347 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%99,00%
Total
Parque Eólico Punta de Teno SA
Tenerife España 528.880 EUR Enel Green Power España SL 31,20% 52,00% Total
Parque Eólico Serra Azul Ltda
Bahia Brasil 440.267 BRL Parque Eólico Cristal LtdaEnel Brasil Participações Ltda
100,00% 1,00%99,00%
Total
Parque Eólico Serra da Capucha SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SATP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
60,00% 50,00%
50,00%
Total
Parque Eólico Sierra del Madero SA
Soria España 7.193.970 EUR Enel Green Power España SL 34,80% 58,00% Total
Parque Eólico Taltal SA
Santiago Chile 20.878.010.000 CLP Enel Latin America (Chile) LtdaEnergía Alerce Ltda
100,00% 99,99%
0,01%
Total
Parque Eólico Valle de los Vientos SA
Santiago Chile 566.096.564 CLP Energía Alerce LtdaEnel Latin America (Chile) Ltda
100,00% 0,01%99,99%
Total
Parque Eólico Ventania Geradora de Energia Ltda
Fortaleza Brasil 440.267 BRL Enel Brasil Participações LtdaParque Eólico Cristal Ltda
100,00% 99,00%1,00%
Total
Pelzer Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.
100,00% 100,00% Total
PH Chucas SA San José Costa Rica 100.000 CRC Enel de Costa Rica SAEnel Green Power SpA
62,48% 40,31%22,17%
Total
PH Don Pedro SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel de Costa Rica SA 33,44% 33,44% Total
PH Guacimo SA San José Costa Rica 50.000 CRC Enel de Costa Rica SA 40,00% 40,00% Total
PH Río Volcán SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel de Costa Rica SA 34,32% 34,32% Total
Photovoltaic Station Kourtesi I Production of Energy SA
Maroussi Grecia 4.497.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
229
Planta Eólica Europea SA
Sevilla España 1.198.530 EUR Enel Green Power España SL 33,67% 56,12% Total
Pontinia FV Srl Roma Italia 60.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Powercer - Sociedade de Cogeração de Vialonga SA
Loures Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Pp - Co-Geração SA São Paio de Oleiros
Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
60,00% 100,00% Total
Prairie Rose Wind LLC Nueva York(Nueva York)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 49,00% 49,00% Puesta en equivalencia
Primavera Energia SA Río de Janeiro Brasil 41.965.445 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Productor Regional de Energía Renovable III SA
Valladolid España 88.398 EUR Enel Green Power España SL 49,73% 82,89% Total
Productor Regional de Energía Renovable SA
Valladolid España 710.500 EUR Enel Green Power España SL 51,00% 85,00% Total
Productora de Energías SA
Barcelona España 30.050 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Promociones Energéticas del Bierzo SL
Ponferrada España 12.020 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv
Ciudad de México
México 89.707.935 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Proyectos Universitarios de Energías Renovables SL
Alicante España 180.000 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Proporcional
Puignerel AIE Barcelona España 11.299.000 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Puesta en equivalencia
Pyrites Associates GP Nueva York (Nueva York)
EE. UU. - USD Hydro Development Group Inc.Enel Green Power North America Inc.
100,00% 50,00%
50,00%
Total
Quatiara Energia SA Río de Janeiro Brasil 12.148.512 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Renovables de Guatemala SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 1.924.465.600 GTQ Enel Green Power SpAEnel Green Power International BVEnel Guatemala SA
93,84% 51,00%42,83%
0,01%
Total
Rock Creek Limited Partnership
Los Ángeles(California)
EE. UU. - USD Chi West Inc.Northwest Hydro Inc.
100,00% 82,50%17,50%
Total
Rocky Caney Wind LLC
Nueva York(Nueva York)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Rocky Ridge Wind Project LLC
Oklahoma City (Oklahoma)
EE. UU. - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Rofeica d’energía SA Barcelona España 1.983.300 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Puesta en equivalencia
Ronfegen- Recursos Energéticos Lda
Oeiras Portugal 5.000 EUR Pp - Co-Geração SATP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
60,00% 10,00%90,00%
Total
Ruthton Ridge LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Salto de San Rafael SL Sevilla España 461.410 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
San Juan Mesa Wind Project II LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
Santo Rostro Cogeneración SA en liquidación
Sevilla España 207.000 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -
Se Hazelton A LP Los Ángeles (California)
EE. UU. - USD Bypass Power CompanyChi West Inc.
100,00% 1,00%99,00%
Total
Sealve - Sociedade Eléctrica de Alvaiázere SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Serra do Moncoso Cambas SL
La Coruña España 3.125 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Servicio de Operación y Mantenimiento para Energías Renovables S de RL de Cv
Ciudad de México
México 3.000 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnergía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
100,00% 99,99%
0,01%
Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
230 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Sheldon Springs Hydro Associates LP
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Sheldon Vermont Hydro Company Inc.
100,00% 100,00% Total
Sheldon Vermont Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Sisconer - Exploração de Sistemas de Conversão de Energia Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
33,00% 55,00% Total
Sistema Eléctrico de Conexión Montes Orientales SL
Granada España 44.900 EUR Enel Green Power España SL 10,02% 16,70% Puesta en equivalencia
Sistema Eléctrico de Conexión Valcaire SL
Granada España 175.200 EUR Enel Green Power España SL 16,88% 28,13% Puesta en equivalencia
Sistemas Energéticos Mañón Ortigueira SA
La Coruña España 2.007.750 EUR Enel Green Power España SL 57,60% 96,00% Total
Slate Creek Hydro Associates LP
Los Ángeles (California)
EE. UU. - USD Slate Creek Hydro Company Inc.
100,00% 100,00% Total
Slate Creek Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Smoky Hills Wind Farm LLC
Topeka (Kansas)
EE. UU. - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Smoky Hills Wind Project II LLC
Topeka (Kansas)
EE. UU. - USD Nevkan Renewables LLC 100,00% 100,00% Total
Snyder Wind Farm LLC Dallas (Texas)
EE. UU. - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Socibe Energia SA Río de Janeiro Brasil 33.969.032 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Sociedad Eólica de Andalucía SA
Sevilla España 4.507.591 EUR Enel Green Power España SL 38,84% 64,74% Total
Sociedad Eólica El Puntal SL
Sevilla España 1.643.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Proporcional
Sociedad Eólica Los Lances SA
Cádiz España 2.404.040 EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Total
Società Agricola Trino Srl
Trento Italia 50.000 EUR Agatos Green Power Trino 40,00% 100,00% Proporcional
Società Energetica Vibonese Srl
Castrovillari Italia 107.615 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Solar Morea Energiaki SA
Maroussi Grecia 4.000.890 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Solar Thessalia Société Anonyme of Energy
Maroussi Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Somersworth Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Sorgente Solare Calabria Srl
Castrovillari Italia 10.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Sotavento Galicia SA Santiago de Compostela
España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 21,60% 36,00% Puesta en equivalencia
Soternix - Produção de Energia ACE
Barcelos Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
30,60% 51,00% Total
Southwest Transmission LLC
Minneapolis(Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Spartan Hills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
St-Felicien Cogeneration LP
Montreal (Quebec)
Canadá - CAD Enel Green Power Canada Inc.Chi S F LP
100,00% 8,00%92,00%
Total
Stipa Nayaa SA de Cv Colonia Cuauhtémoc
México 1.811.016.348 MXN Impulsora Nacional de Electricidad Srl de CvEnel Green Power Partecipazioni Speciali Srl
95,85% 55,21%
40,64%
Total
Summit Energy Storage Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 2.050.000 USD Enel Green Power North America Inc.
75,00% 75,00% Total
Sun River LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Sweetwater Hydroelectric Inc.
Concord (New Hampshire)
EE. UU. 250 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Taranto Solar Srl Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
231
Targusor Wind Farm SA
Cernavoda Rumanía 90.000 RON Enel Green Power International BVEnel Green Power Romania Srl
100,00% 0,10%
99,90%
Total
Tecnoguat SA Ciudad de Guatemala
Guatemala 30.948.000 GTQ Enel Green Power International BV
75,00% 75,00% Total
Termotec Energía AIE en liquidación
Valencia España 481.000 EUR Enel Green Power España SL 27,00% 45,00% -
TERRAE Iniziative per lo sviluppo agroindustriale SpA
Roma Italia 19.060.811 EUR Enel Green Power SpA 15,00% 15,00% Puesta en equivalencia
Texkan Wind LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00% Total
Thracian Eolian 1 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 2 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 3 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 4 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 5 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 6 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 7 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 8 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Thracian Eolian 9 SA Maroussi Grecia 124.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Tirmadrid SA Valdemingómez España 16.828.000 EUR Enel Green Power España SL 20,40% 34,00% Puesta en equivalencia
Tirme SA Palma de Mallorca
España 7.662.750 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Tko Power Inc. Los Ángeles (California)
EE. UU. 1 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Toledo Pv AEIE Madrid España 26.890 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Puesta en equivalencia
Total Electric SA Buzau Rumanía 3.190.600 EUR Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power International BV
100,00% 99,99%0,01%
Total
TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
Lisboa Portugal 3.750.000 EUR Finerge-Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Trade Wind Energy LLC
Nueva York(Nueva York)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Tradewind Energy Inc. Wilmington(Delaware)
EE. UU. 200.000 USD Enel Kansas LLC 19,90% 19,90% Puesta en equivalencia
Transmisora de Energía Renovable SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 5.000 GTQ Enel Guatemala SAEnel Green Power International BV
100,00% 0,01%99,99%
Total
Triton Power Company
Nueva York (Nueva York)
EE. UU. - USD Highfalls Hydro Company Inc.Enel Green Power North America Inc.
100,00% 98,00%2,00%
Total
Tsar Nicholas LLC Minneapolis(Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Twin Falls Hydro Associates
Seattle (Washington)
EE. UU. - USD Twin Falls Hydro Company Inc.
51,00% 51,00% Total
Twin Falls Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 10 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Twin Lake Hills LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Twin Saranac Holdings LLC
Wilmington(Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Ufefys SL Aranjuez España 2.373.950 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Proporcional
Urgell Energía SA Lleida España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Puesta en equivalencia
Varokub Green Energy SA
Prahova Rumanía 90.000 EUR Enel Green Power Romania Srl Enel Green Power International BV
100,00% 99,90%0,10%
Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
232 AnexosEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Western New York Wind Corporation
Albany (Nueva York)
EE. UU. 300 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Willimantic Power Corporation
Hartford (Connecticut)
EE. UU. 1.000 USD Enel Green Power North America Inc.
100,00% 100,00% Total
Wind Park Kouloukonas SA
Maroussi Grecia 2.700.018 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Wind Park of Koryfao SA
Maroussi Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Wind Park of West Ktenias SA
Maroussi Grecia 70.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Wind Parks of Anatoli-Prinia SA
Maroussi Grecia 1.110.400 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Bolibas SA
Maroussi Grecia 171.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Distomos SA
Maroussi Grecia 176.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Drimonakia SA
Maroussi Grecia 329.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Folia SA Maroussi Grecia 144.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Gagari SA
Maroussi Grecia 134.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Goraki SA
Maroussi Grecia 171.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Gourles SA
Maroussi Grecia 175.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Grammatikaki SA
Maroussi Grecia 165.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Kafoutsi SA
Maroussi Grecia 171.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Kathara SA
Maroussi Grecia 296.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Kerasia SA
Maroussi Grecia 252.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Korfovouni SA
Maroussi Grecia 201.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Korinthia SA
Maroussi Grecia 3.279.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Makrilakkoma SA
Maroussi Grecia 254.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Megavouni SA
Maroussi Grecia 208.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Milia SA Maroussi Grecia 399.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Mirovigli SA
Maroussi Grecia 95.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Mitika SA
Maroussi Grecia 255.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Organi SA
Maroussi Grecia 287.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Paliopirgos SA
Maroussi Grecia 200.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Pelagia SA
Maroussi Grecia 193.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Petalo SA
Maroussi Grecia 175.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Platanos SA
Maroussi Grecia 179.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Politis SA
Maroussi Grecia 136.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Sagias SA
Maroussi Grecia 271.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Skoubi SA
Maroussi Grecia 152.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Spilia SA
Maroussi Grecia 291.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Stroboulas SA
Maroussi Grecia 176.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Trikorfo SA
Maroussi Grecia 152.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 29,25% 29,25% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
233
Wind Parks of Vitalio SA
Maroussi Grecia 161.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Vourlas SA
Maroussi Grecia 174.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Winter’s Spawn LLC Minneapolis (Minnesota)
EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
WP Bulgaria 1 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 10 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 11 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 12 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 13 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 14 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 15 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 19 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 21 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 26 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 3 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 6 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 8 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 9 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD
100,00% 100,00% Total
WP France 3 SAS Lyon Francia 1.000 EUR Enel Green Power France Sas 100,00% 100,00% Total
Yedesa-Cogeneración SA en liquidación
Almería España 234.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% -
Zitsa Solar SA Maroussi Grecia 252.000 EUR Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl
50,00% 100,00% Proporcional
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión
Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
Informes
236 InformesEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
Informe de la Sociedad de auditoría sobre los Estados contables consolidados de 2012 del Grupo Enel Green Power
237
238 InformesEnel Green Power Estados contables consolidados de 2012
El presente fascículo forma parte integrante
del Informe Financiero Anual objeto
del artículo 154 ter, apartado 1, del Texto Único de las Finanzas
(Decreto Legislativo 24 de febrero de 1998, n. 58)
Enel Green Power
Sociedad anónima
Domicilio social en Roma
Viale Regina Margherita, 125
Capital social
Euro 1.000.000.000
(a 31 de diciembre de 2012) completamente desembolsado
Número de Identificación Fiscal y Registro de Empresas
de Roma n. 10236451000
R.E.A. [Registro mercantil italiano] de Roma n. 1219253
Número de IVA 10236451000
Concept designInarea
RealizaciónAleteia - Roma
Revisión de textospostScriptum - Roma
Por la Dirección de Relaciones Exteriores de Enel
enelgreenpower.com
