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Estados Financieros Agregados del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2008
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Estados Financieros
Agregados del Grupo Enel
Green Power
a 31 de diciembre de 2008
ÍNDICE
ESTADOS FINANCIEROS AGREGADOS DEL GRUPO ENEL GREEN POWER .............. 2
INFORMES CONTABLES AGREGADOS .......................................................................... 3
CUENTA DE RESULTADOS AGREGADA ......................................................................... 4
ESTADO AGREGADO DEL RESULTADO GLOBAL ........................................................... 5
BALANCE AGREGADO ................................................................................................ 6
ESTADO DE CAMBIOS DEL PATRIMONIO NETO AGREGADO ............................................ 7
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO AGREGADO ............................................................. 8
NOTAS EXPLICATIVAS .................................................................................... 9
ANEXOS ..................................................................................................... 81
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de
2008 ..................................................................................................................... 81
2
ESTADOS FINANCIEROS AGREGADOS DEL GRUPO ENEL GREEN POWER
Relativo al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008
3
INFORMES CONTABLES AGREGADOS
4
CUENTA DE RESULTADOS AGREGADA
(en millones de euros) Notas
2008
Ingresos
Ingresos de las ventas y prestaciones 7.a 1.789
Otros ingresos 7.b 18
Subtotal 1.807
Costes
Materias primas y bienes de consumo 8.a 178
Servicios 8.b 261
Costes del personal 8.c 149
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 8.d 418
Otros costes operativos 8.e 65
Costes por obras internas capitalizadas 8.f (18 )
Subtotal 1.053
Obligaciones netas de gestión del riesgo de
Commodity 9 (31 )
Resultado de explotación 723
Ganancias financieras 10 42
Obligaciones financieras 10 (275 )
Resultadode inversiones contabilizadas con el método de participación 11 5
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 495
Impuestos 12 (339 )
RESULTADO DEL PERIODO 834
Cuota de pertenencia del Grupo 810
Cuota de pertenencia de terceros 24
Beneficio por acción: básico y diluido (en euros) 26 0,68
5
ESTADO AGREGADO DEL RESULTADO GLOBAL
(en millones de euros)
Nota 2008
Beneficio de derivados por cobertura de flujo de efectivo 77
Pérdidas por diferencias de cambio en la conversión (56 )
Beneficios imputados directamente a patrimonio neto (al neto del efecto fiscal) 25 21 Beneficios del ejercicio imputados a la cuenta de resultados 834
Total de beneficios del ejercicio 855
Cuota de pertenencia
- Grupo 858
- Terceros (3 )
6
BALANCE AGREGADO
(en millones de euros)
Notas
A 31 de diciembre de 2008
ACTIVO
Activos no corrientes
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria 13 6.755
Activos intangibles 14 224
Fondo de comercio 15 454
Activos por impuestos anticipados 30 68
Inversiones contabilizadas con el método de participación 16 223
Activos financieros no corrientes 17 132
Otros activos no corrientes 18 6
7.862
Activos corrientes
Existencias 19 82
Créditos comerciales 20 258
Créditos por impuestos sobre la renta 21 15
Activos financieros corrientes 22 191
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 23 163
Otros activos corrientes 24 141
850
TOTAL DE ACTIVOS 8.712
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Patrimonio neto del Grupo
Capital social 25 600
Otras reservas 25 604
Resultados del ejercicio 810
2.014
Patrimonio neto de terceros 182
Resultado del ejercicio terceros 24
TOTAL PATRIMONIO NETO 2.196
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo 27 875
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 28 43
Provisiones no corrientes 29 60
Pasivos por impuestos diferidos 30 195
Pasivos financieros no corrientes 31 15
Otros pasivos no corrientes 32 32
1.220
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 33 4.583
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 27 107
Cuotas corrientes de los fondos a largo plazo y fondos a corto plazo 29 24
Deudas comerciales 34 313
Deudas por impuesto sobre la renta 35 57
Pasivos financieros corrientes 36 36
Otros pasivos corrientes 37 176
5.296
TOTAL PASIVOS 6.516
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 8.712
7
ESTADO DE CAMBIOS DEL PATRIMONIO NETO AGREGADO
Otras reservas
(en millones de euros) Capital social
Otras reservas varias(*)
Reservas valorización instrumentos
financieros CFH Reserva de conversión
Total de otras
reservas Patrimonio del Grupo
Patrimonio neto de terceros
Total patrimonio
neto
A 1 de enero de 2008 - 1.223 (1) (66) 1.156 1.156 185 1.341
Resultados imputados
directamente al patrimonio neto - - 77 (29) 48 48 (27) 21
Resultado del ejercicio - 810 - - 810 810 24 834
Cuenta de resultados total - 810 77 (29) 858 858 (3) 855
-
Constitución de la Sociedad 600 (600) - (600) - - -
A 31 de diciembre de 2008 600 1.433 76 (95) 1.414 2.014 182 2.196
* El apartado “otras reservas diferentes” incluye a 1 de enero de 2008 las reservas de las sociedades y partes de empresa objeto de agregación, excepto las
reservas de valorización de instrumentos financieros CFH y la reserva de conversión que han sido mencionadas separadamente.
8
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO AGREGADO
(en millones de euros) Notas 2008
Beneficio del ejercicio (Grupo y terceros) 834
Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 8.d 418 Provisión de los fondos de riesgo y gastos e indemnizaciones por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 27
Resultado neto de sociedades por el método de participación 11 (5)
Gastos financieros netos 10 233
Impuesto sobre la renta 12 (339)
Plusvalías y otros elementos no monetarios (30)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital circulante neto 1.138
Disminución de fondos de riego y gastos 29 (13)
Aumento de existencias 19 (52)
Aumento de créditos y deudas comerciales 20-34 (59)
Disminución de otros activos/pasivos corrientes y no corrientes 38
Pago de indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 28 (2)
Intereses activos y otras ingresos financieros cobradas 11
Intereses pasivos y otros costes financieros pagados (71)
Impuestos pagados (637)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación 353
Inversiones
Inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria 13 (882)
Inversiones en actividades inmateriales 14 (17) Inversiones en sociedades griegas (*), al neto de efectivo y otros activos líquidos equivalentes 5 (22)
Inversiones en sociedades relacionadas 16 (136)
Cesiones
Cesiones de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 13 3
Disminución de otras actividades financieras corrientes y no corrientes 17-22 56
Flujo de efectivo absorbido por actividades de inversión (998)
Nuevas financiaciones a largo plazo 27 206
Reembolso de financiaciones a largo plazo 27 (188)
Aumento de financiación a corto plazo 33 604
Aumento de pasivos financieros corrientes y no corrientes 31-36 23
Flujo de efectivo generado por las actividades de financiación 645
Efecto relativo a las diferencias de cambio respecto a efectivo y otros activos líquidos equivalentes -
Disminución de efectivo y otros activos líquidos equivalentes -
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al comienzo del ejercicio 163
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al final del ejercicio 23 163
(*) Las inversiones en sociedades griegas incluyen las sociedades adquiridas en 2008 para el proyecto Elica I, en concreto Wind Parks of Crete e Hydro Constructional.
9
NOTAS EXPLICATIVAS
1. Información de carácter general
Enel Green Power S.p.A. (de ahora en adelante la “Sociedad” o la “Sociedad matriz”) y sus
controladas (el “Grupo Enel Green Power” o el “Grupo”) operan en Europa, en
Norteamérica, la Península Ibérica y Latinoamérica. El Grupo opera en el sector de la
producción de energía eléctrica generada por fuentes renovables, concretamente energía
hidroeléctrica, eólica, geotérmica, solar y otras fuentes
La Sociedad posee su sede social en Roma, Italia, y está controlada al 100% por Enel
S.p.A.
Enel Green Power se constituyó el 1 de diciembre de 2008 tras las escisión parcial de Enel
Produzione S.p.A., y resultó beneficiaria de la rama de la compañía que comprende la
totalidad de las instalaciones de producción geotérmicas, eólicas, fotovoltaicas e
hidroeléctricas no programables presentes en Italia así como de las participaciones
controladas por Enel Produzione S.p.A. en las sociedades LaGeo S.A. de C.V. (36,2%) y
Geotérmica Nicaragüense Sa (60%) que operan en el sector de las fuentes de energía
renovables en Latinoamérica y en la sociedad Enel Green Power Portoscuso S.r.l.
(anteriormente Portoscuso Energia S.r.l.) que está desarrollando un proyecto de
realización de un parque eólico en Cerdeña.
El proceso de reorganización de las energías renovables del grupo Enel se ha realizado en
el ejercicio 2009 constatando las siguientes operaciones:
1 de enero de 2009: adquisición de la participación totalitaria que tenía Enel en Enel.si
S.r.l.;
1 de enero de 2009: adquisición por parte de Enel Green Power International B.V. de
las participaciones totalitarias que poseía Enel Investment Holding B.V, las cuales
formaban parte del grupo Enel y que operaban en el sector de las fuentes renovables
en el extranjero.
30 de octubre de 2009: Adquisición por parte de Enel Green Power International B.V.
del 100% del capital social de Enel Erelis S.a.s. (en la actualidad Enel Green Power
France).
El presente balance agregado relativo al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008,
aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad a 11 de junio de 2010, ha sido
elaborado de forma voluntaria en el marco del proyecto relacionado con la Oferta Pública
de venta y la admisión a negociación en el Mercado Telemático de Acciones organizado y
gestionado por Borsa Italiana S.p.A. de acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. (de
ahora en adelante la “Cotización”) con la finalidad de presentar la situación patrimonial,
económica y financiera de las sociedades del Grupo que forman parte de la Sociedad,
como si hubiera operado siempre en calidad de grupo autónomo respecto de Grupo Enel
S.p.A. Es necesario sin embargo destacar que si las sociedades y las actividades que han
sido objeto de agregación hubieran efectivamente operado como grupo autónomo en dicho
ejercicio, no se habrían obtenido necesariamente los resultados patrimoniales, económicos
10
y financieros señalados a continuación.
2. Principios contables y criterios de valoración
Conformidad con las IFRS/IAS
El Balance agregado relativo al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008 se ha elaborado
de conformidad con los principios contables internacionales (International Accounting
Standard - IAS e International Financial Reporting Standard – IFRS) procedentes del
International Accounting Standards Board (IASB), reconocidos en la Unión Europea en virtud
del reglamento (CE) n. 1606/2002 y en vigor en la fecha de cierre del ejercicio, con las
interpretaciones emitidas, y en vigor en la misma fecha, por el Comité de Interpretaciones
de las Normas Internacionales de Información Financiera (International Financial Reporting
Interpretations Committee - IFRIC) y del Comité Permanente de Interpretación (Standing
Interpretation Committee - SIC) (el conjunto de todos los principios e interpretaciones de
referencia mencionado arriba se definirá de ahora en adelante “IFRS-EU”).
Base de presentación
Según se ha indicado anteriormente, el presente balance agregado se ha elaborado
únicamente a fines de cotización. Concretamente, para elaborar el Balance agregado, se han
utilizado los criterios de evaluación y principios contables descritos a continuación, que
pueden aplicarse al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 de las sociedades incluidas
en el Balance agregado, para la elaboración de los balances correspondientes, además de los
siguientes criterios de agregación. En particular, para la elaboración del presente Balance se
ha efectuado la agregación de los datos patrimoniales y económicos relativos al ejercicio
cerrado a 31 de diciembre de 2008 de los activos y pasivos pertenecientes al perímetro de
operación de la Sociedad tras la reorganización descrita en el párrafo 1) – Información de
carácter general, y pertenecientes al grupo Enel durante el ejercicio 2008. En particular,
dicha agregación ha afectado a i) Enel Green Power International B.V., (ii) Enel.si S.r.l. y (iii)
la Unidad de Negocio relativa a la generación de energía a partir de fuentes renovables
objeto de división por parte de Enel Produzione S.p.A. (la “Unidad de Negocio”); en la
elaboración del balance agregado no se ha tenido en cuenta la sociedad Enel Green Power
France, por ser considerada no significativa en su totalidad. La asignación al balance
agregado de los costes e ingresos no directamente atribuibles a dicha Unidad de Negocio se
ha llevado a cabo sobre la base de parámetros que permitieran identificar mejor la
correspondiente cuota de pertenencia a la Unidad de Negocio. Con referencia a los primeros
11 meses del ejercicio 2008 anteriores a la transferencia de la Unidad de Negocio a la
Sociedad, se han llevado a cabo las siguientes operaciones necesarias para la preparación
del balance agregado, coherentes con la mejor praxis internacional:
en cuanto a los ingresos y costes indirectos del Grupo para el ejercicio 2008, se ha hecho
básicamente referencia a la capacidad de producción de las plantas transferidas, con la
excepción de los servicios centrales prestados por sociedades del Grupo Enel, para los
que se han utilizado sustancialmente los costes resultantes de los contratos estipulados a
lo largo de 2009;
11
con referencia a los instrumentos derivados, se han asignado a la Unidad de Negocio los
efectos económicos de las operaciones realizadas a fin de cubrirse la volatilidad de los
ingresos, con base en la producción efectiva generada;
por lo que respecta a créditos y deudas comerciales generados por la gestión corriente,
se ha asumido que estos hubieran sido liquidados inmediatamente a través del uso de la
cuenta corriente con la matriz Enel S.p.A.;
los impuestos sobre la renta de la Unidad de Negocio han sido determinados asumiendo
que esto mismo determinaría la carga impositiva propia de forma autónoma, y por tanto
de manera independiente con respecto del grupo al que pertenezca.
El presente balance agregado ha sido elaborado a partir de la Cuenta de Resultados
agregada, del informe del beneficio agregado total imputado al ejercicio, del Estado
Patrimonial agregado, del informe sobre las variaciones del patrimonio neto agregado y del
estado financiero agregado, así como de las notas aclaratorias correspondientes.
En cuanto al Estado Patrimonial agregado la clasificación del activo y el pasivo se ha
efectuado según el criterio “corriente/no corriente” separando concretamente el activo y el
pasivo poseídos para la venta, cuando aparezcan. Los activos corrientes, que incluyen los
efectivo y otros activos líquidos equivalentes , son aquellos destinados a ser realizados,
cedidos o consumidos en el ciclo normal operativo de la sociedad o en los doce meses
posteriores al cierre del ejercicio; los pasivos corrientes son aquellos cuya cancelación se
prevé en el ciclo operativo de la sociedad o en los doce meses posteriores al cierre del
ejercicio.
La Cuenta de Resultados agregada se ha clasificado según la naturaleza de los costes,
mientras que el estado financiero agregado se ha presentado utilizando el método indirecto.
La divisa utilizada por el Grupo para la presentación del balance agregado es el euro, divisa
funcional de la Sociedad, y todos los valores se expresan en millones de euros a menos que
se indique lo contrario.
El balance agregado ha sido redactado teniendo en cuenta la continuación de la actividad
aplicando el método del coste histórico con la excepción de los enunciados del balance que
según las IFRS-EU se atribuyen al valor razonable, tal como se indica en los criterios de
valoración de cada enunciado.
Uso de estimaciones
La redacción del balance, en aplicación de las IFRS-EU, ha requerido la realización de
estimaciones y supuestos que tienen efecto sobre los valores de los activos y pasivos del
balance y sobre la correspondiente información, así como sobre los activos y pasivos
potenciales en la fecha de referencia del balance. Las estimaciones y las correspondientes
hipótesis se basan en las experiencias previas y en otros factores considerados razonables en
este caso y se adoptan cuando el valor contable de los activos y los pasivos no se puede
12
deducir fácilmente de otras fuentes. Los resultados del cálculo final podrían, por lo tanto, ser
diferentes a los de las estimaciones. Las estimaciones y los supuestos se revisan
periódicamente y los efectos de cada variación se reflejan en la Cuenta de resultados, en
caso de que dichas variaciones conciernan solo el ejercicio en curso. En el caso que la
revisión incluya ejercicios presentes y futuros, la variación se detecta en el ejercicio en el
cual se efectúa la revisión y en los correspondientes ejercicios futuros.
Se considera que algunos principios contables son especialmente significativos para
comprender las Cuentas. A tal fin, a continuación, se indican los principales enunciados del
balance que interesan para el uso de las anteriormente mencionadas estimaciones contables,
así como los principales supuestos usados por la gerencia en el proceso de valoración de los
anteriormente mencionados enunciados del balance, respetando los principios contables
internacionales mencionados anteriormente. La importancia inherente de tales estimaciones
está determinada, en efecto, por la utilización de suposiciones y/o juicios profesionales
relativos a temáticas por naturaleza inciertas.
Los cambios de las condiciones de la base de las suposiciones y de los juicios adoptados
podrían determinar un impacto significativo sobre los resultados sucesivos.
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
de pensión basadas en el historial salarial y los respectivos años de servicio.
Algunos empleados se benefician, además, de otros planes de beneficios para después de la
jubilación.
Los cálculos de los gastos y de los pasivos asociados a tales planes se basan en estimaciones
efectuadas por consultores actuariales, que usan una combinación de factores estadístico-
actuariales, entre los cuales se encuentran datos estadísticos relativos 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 las tasas de descuento, de las tasas de
crecimiento de las retribuciones, así como el análisis de la tendencia de los costes de la
asistencia sanitaria.
Estas estimaciones podrán diferir sustancialmente de los resultados efectivos, debido a la
evolución de las condiciones económicas y del mercado, al incremento/reducción de las tasas
de rescisión y de la duración de la vida de los participantes, además de las variaciones de los
costes efectivos de la asistencia sanitaria.
Estas diferencias podrán tener un impacto significativo en la cuantificación de los gastos de
pensiones y de otras obligaciones vinculadas.
Recuperabilidad de activos no corrientes
El valor contable de los activos no corrientes y de los activos destinados a la cesión está
sujeto a una comprobación periódica y a una comprobación más frecuente cada vez que las
circunstancias o los eventos lo requieran.
Cuando se considere que el valor contable de un grupo de activos inmovilizados ha sufrido
una pérdida por deterioro, se desvaloriza hasta alcanzar el correspondiente valor
13
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 tales valores recuperables son razonables; aunque, las
posibles variaciones de los factores de estimación en los que se basa el cálculo de los
anteriores valores recuperables podrían producir valoraciones diferentes. El análisis de cada
uno de los grupos de activos inmovilizados es único y necesita que la dirección de la empresa
use estimaciones y supuestos considerados prudentes y razonables en relación a las
circunstancias específicas.
Recuperación futura de impuestos anticipados
A 31 de diciembre de 2008 el balance incluye activos por impuestos anticipados, vinculados a
la detección de pérdidas fiscales utilizables en ejercicios sucesivos y a componentes de
ingresos con deducción tributaria diferida, por un importe cuya recuperación en los ejercicios
futuros se considera altamente probable por los Administradores.
La recuperabilidad de los susodichos impuestos anticipados depende de la consecución de
beneficios imponibles futuros con la suficiente capacidad de absorción de las anteriormente
mencionadas pérdidas fiscales y del uso de Resultados de las otras actividades fiscales
diferidas.
La valoración de esta recuperabilidad tiene en cuenta la estimación de los ingresos
imponibles futuros y se basa en planificaciones fiscales prudentes. Sin embargo, en el
momento en el que se debiese constatar que el Grupo tiene la capacidad de recuperar en los
futuros ejercicios la totalidad o una parte de los mencionados impuestos anticipados
correspondientes, la consiguiente rectificación se atribuirá a la Cuenta de resultados del
ejercicio en el que se verifique tal circunstancia.
Litigios
El Grupo Enel Green Power se ha constituido parte en diferentes litigios relativos a la
producción de energía eléctrica. Dada la naturaleza de tales litigios, no es siempre posible
prever objetivamente el resultado final de los mismos, pudiendo concluir algunos de manera
desfavorable.
Además, están pendientes otras disputas en materia medioambiental, vinculadas a la
construcción y al funcionamiento de algunas plantas de producción.
Se han constituido fondos destinados a cubrir todos los pasivos significativos para los casos
en los que los abogados hayan constatado la posibilidad de un resultado no favorable y una
estimación razonable del importe de la pérdida.
Partes relacionadas
Como partes relacionadas se entiende principalmente aquellas que comparten con Enel
Green Power S.p.A. el mismo sujeto controlador, las sociedades que directa o
indirectamente, a través de uno o más intermediarios, controlan, están controladas, o están
sujetas a control conjunto por parte de Enel Green Power S.p.A. y en las que las mismas
tienen una participación tal que pueden ejercitar una influencia notable. En la definición de
partes relacionadas se incluyen los dirigentes con responsabilidad estratégica y sus familiares
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cercanos, de Enel Green Power S.p.A. y de las sociedades controladas por esta directa y/o
indirectamente, sujetas a control conjunto y en las que la Sociedad tiene una influencia
notable. Los dirigentes con responsabilidad estratégica son aquellos que tienen el poder y la
responsabilidad, directa o indirecta, de la planificación, dirección, control de los activos de la
sociedad y se incluye a los correspondientes administradores.
Sociedades controladas
Por sociedades controladas se entienden todas las sociedades sobre las que el Grupo tiene el
poder de determinar, directa o indirectamente, las políticas financieras y operativas con el fin
de obtener Resultados derivados de sus actividades. Al valorar la existencia de control se
tienen en consideración también los derechos de voto potenciales efectivamente realizables o
convertibles. Los valores de las sociedades controladas se consolidan íntegramente, línea por
línea en las cuentas consolidadas a partir de la fecha en la que la entidad controladora
adquiere el control y hasta la fecha en la que tal control deja de existir.
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 potenciales efectivamente realizables o
convertibles.
Tales participaciones se inscriben inicialmente al coste de compra y después se valoran por el
método de participación asignando la eventual diferencia entre el coste de la participación y
la cuota de participación en el valor razonable neto de los activos, pasivos y de los pasivos
potenciales identificables por la asociada de manera análoga a todo lo previsto por las
agrupaciones de empresas. Los resultados o las pérdidas de pertenencia del Grupo se
reflejan en las cuentas desde la fecha en la que la influencia notable se ha adquirido y hasta
la fecha en la que tal influencia deja de existir.
En el caso de que la pérdida de pertenencia del Grupo exceda el valor contable de la
participación y la participante tenga que cumplir con las obligaciones legales o implícitas de
la empresa participada o a cubrir las pérdidas, la eventual excedencia respecto al valor
contable se refleja en un fondo específico del pasivo en el ámbito de las . provisiones no
corrientes
Sociedad de control conjunto
Por sociedad de control conjunto (empresa conjunta o joint venture) se entienden todas las
sociedades en las que el Grupo ejerce un control sobre la actividad económica junto con las
otras entidades. Tales participaciones se consolidan con el método proporcional destacando,
línea por línea, los activos, los pasivos, los ingresos y costes en medida proporcional a la
cuota de pertenencia del Grupo, desde la fecha en la que se inicia el control conjunto y hasta
la fecha en la que el mismo cesa.
En la siguiente tabla se resumen los valores de las sociedades de control conjunto incluidos
en el presente balance agregado:
15
(En millones de euros)
Enel Unión
Fenosa Renovables (1)
Porcentaje de consolidación 50,0%
Activos no corrientes 541
Activos corrientes 93
Pasivos no corrientes 375
Pasivos corrientes 181
Ingresos operativos 94
Costes operativos 51
(1) Incluye los valores relativos a las sociedades sobre las que se ejerce un control conjunto con otros
socios.
En el Anexo “Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de
diciembre de 2008" se incluye la relación de sociedades participadas y se indica el criterio de
consolidación adoptado.
Procedimiento de combinación
Las cuentas de las sociedades participadas utilizadas en la preparación del balance agregado
se han elaborado a 31 de diciembre de 2008, de acuerdo con los principios contables
adoptados por la Sociedad. Todos los saldos y transacciones dentro del grupo, incluidos los
eventuales resultados o pérdidas no realizados derivados de operaciones que surgen en las
sociedades del Grupo, se eliminan al neto del correspondiente efecto fiscal teórico. Los
resultados y las pérdidas no realizadas con sociedades asociadas y joint ventures se eliminan
por la cuota de pertenencia del Grupo.
En ambos casos, las pérdidas no realizadas se eliminan a no ser que estas no sean
representativas de pérdida por deterioro.
Conversión de los enunciados en divisa extranjera
Las transacciones en divisas diferentes a la divisa funcional se reflejan con el tipo de cambio
existente en la fecha de la operación. Los activos y los pasivos monetarios en divisa diferente
a la divisa funcional se adaptan a continuación al tipo de cambio en vigor en la fecha de
cierre del ejercicio.
Los activos y pasivos no monetarios en divisas e inscritos en el coste histórico se convierten
utilizando el tipo de cambio en vigor en la fecha inicial de realización de la operación. Los
activos y pasivos no monetarios en divisas e inscritos en el valor razonable se convierten
utilizando el tipo de cambio en vigor en la fecha de determinación de tal valor.
Las diferencias de cambio que puedan surgir eventualmente se reflejan en la Cuenta de
resultados agregada.
Conversión de las situaciones contables en divisa extranjera
En el balance agregado, los resultados, los activos y los pasivos se expresan en euros, que
representan la moneda funcional de la sociedad matriz Enel Green Power S.p.A..
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Con el fin de preparar el balance agregado, las cuentas de las empresas participadas con
divisa funcional diferente al euro se convierten en euros aplicando a los activos y pasivos,
incluyendo el inicio y las rectificaciones efectuadas en base a la consolidación, el tipo de
cambio en vigor en la fecha de cierre del ejercicio y a los enunciados de la Cuenta de
resultados los cambios medios del ejercicio si los tipos de cambio en vigor se aproximan a la
fecha de las correspondientes operaciones.
Las correspondientes diferencias de cambio son relevantes directamente para el patrimonio
neto y se exponen separadamente en una reserva del mismo. Dicha reserva se envía a la
Cuenta de resultados en el momento de la cesión de la participación.
Para la relación de sociedades participadas con divisa funcional distinta al euro presentes en
el perímetro de consolidación a 31 de diciembre de 2008, véanse los "Anexos".
En la siguiente tabla se muestran los tipos aplicados en el balance actual y en la situación de
comparación:
En y para el ejercicio
cerrado a 31 de diciembre
de 2008 A 01.01.08
Medio Final
USD 1,47 1,39 1,47
CAD 1,56 1,70 1,44
BRL 2,67 3,24 2,61
MXN 16,29 19,23 16,05
RON 3,68 4,02 3,61
GTQ 11,11 10,79 11,25
CRC 772,77 776,43 732,47
Combinaciones de empresas
Todas las agrupaciones de empresas se anotan usando el método de compra (purchase
method) donde el coste de la compra es igual al valor razonable en la fecha de intercambio
de las actividades cedidas, de los pasivos continuos o asumidos, y los costes directamente
atribuibles a la adquisición. Tal coste se establece destacando los activos, los pasivos y los
pasivos potenciales identificables de la compra a los correspondientes valores razonables. La
eventual excedencia positiva del coste de compra respecto al valor razonable de la cuota de
los activos netos adquiridos con pertenencia del Grupo se contabiliza como inicio o, en caso
de que fuese negativa, pasaría a la Cuenta de resultados. En el caso de que el valor
razonable de los activos, los pasivos y los pasivos potenciales se pueda determinar solo
provisionalmente, la agrupación de empresas se registra utilizando dichos valores
provisionales. Las eventuales rectificaciones que deriven de la conclusión del proceso de
valoración se registran a lo largo de los doce meses a partir de la fecha de adquisición,
procediendo a la determinación de los datos comparativos.
Las operaciones de agrupación de empresas en las que las sociedades participantes estén
definitivamente controladas por una misma sociedad o por las mismas sociedades, tanto
antes como después de la operación de agrupación y cuando tal control no sea transitorio, se
califican como operaciones bajo control común. Estas operaciones no están reguladas
17
expresamente por la IFRS 3 ni otras las IFRS-EU. En ausencia de un principio contable de
referencia el Grupo, conforme a lo previsto por la IAS 8, ha asumido como criterio contable
para la realización de tales operaciones el de contabilizar en el ámbito del balance las
entidades adquiridas en base a los valores contables obtenidos en el balance agregado de la
empresa que ejerce el control, Enel S.p.A., en la fecha de transferencia. Cuando los valores
de transferencia resulten diferentes respecto a aquellos que se muestran en el balance
agregado de la empresa de control común, Enel S.p.A., la diferencia se invierte rectificando
el patrimonio neto.
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria
Los bienes inmuebles, plantas y maquinaria se anotan con el coste histórico, incluyendo los
costes accesorios directamente imputables y necesarios para el fondo de comercio del bien
para el uso para el que se ha adquirido. El coste se incrementa cuando hay obligaciones
legales o implícitas del valor actual del coste estimado para desmantelar y acabar con la
actividad. El pasivo correspondiente se anota en un fondo pasivo del ámbito de los fondos
para riesgos y obligaciones futuras. El tratamiento contable de las revisiones de estimación
de estos costes, del paso del tiempo y de la tasa de actualización se indica en el punto
“Fondos para riesgos y obligaciones”.
Cuando haya partes significativas de los inmuebles, plantas o maquinaria que tengan
diferentes vidas útiles, los componentes identificados se apuntan y amortizan de manera
separada.
Los costes soportados después de la compra se anotan incrementalmente dependiendo del
valor contable del elemento al que se refieren, cuando sea probable que los futuros
Resultados que deriven del coste repercutan en el Grupo y el coste del elemento se pueda
determinar fiablemente.
Los demás costes se anotan en la Cuenta de resultados del ejercicio en el que se han
soportado.
Los costes de sustitución de un activo entero o parte de este se anotan como incremento del
valor del bien al que se refiere y se amortizan a lo largo de la vida útil; el valor neto contable
de la unidad sustituida se imputa a la Cuenta de resultados anotando la posible plusvalía o
minusvalía.
Los bienes inmuebles, plantas y maquinaria están expuestos al neto de las correspondientes
amortizaciones acumuladas y de las eventuales pérdidas por deterioro, determinadas según
las modalidades descritas a continuación. La amortización se calcula en cuotas constantes en
base a la vida útil estimada del bien que se vuelve a examinar anualmente; los eventuales
cambios se reflejan de manera perspectiva. La amortización se inicia cuando el bien esté
disponible para su uso.
18
La vida útil estimada de los principales bienes inmuebles, plantas y maquinaria es la
siguiente:
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria Vida útil (años)
Plantas de producción hidroeléctrica:
Edificios y obras de ingeniería civil 30-60
Plantas y maquinaria:
- Tuberías forzadas 40-50
- Maquinaria mecánica y eléctrica 25-40
Plantas de producción geotermoeléctrica:
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
-Torres refrigerantes 20
-Turbinas y generadores 30
- Partes de la turbina en contacto en el fluido 10
- Otra maquinaria mecánica 20
Plantas de producción eólica:
Edificios y obras de ingeniería civil 30-60
Plantas y maquinaria:
- Torres 20-40
- Turbinas y generadores 18-20
- Otra maquinaria mecánica 20
Plantas de producción solar:
Edificios y obras de ingeniería civil 20-25
Plantas y maquinaria:
- Otra maquinaria mecánica 20
Los terrenos, ya sean los que están sin construir o cercanos a edificios civiles e industriales,
no se amortizan ya que son elementos con vida útil ilimitada.
Bienes en arrendamiento financiero
Los bienes inmuebles, plantas y maquinaria adquiridos mediante contratos de leasing
financiero, a través de los cuales sustancialmente se transfieren al Grupo todos los riesgos y
los Resultados vinculados a la propiedad, se anotan inicialmente como activos del Grupo con
su valor razonable o, si es inferior, con su valor actual de pagos mínimos debidos para el
leasing, incluso el eventual importe a entregar al arrendador por el uso de la opción de
compra. El correspondiente pasivo con el arrendador se anota entre los pasivos financieros.
Los bienes en arrendamiento financiero se amortizan en base a su vida útil estimada; en el
caso de que no exista certeza razonable de que el Grupo compre la propiedad al fin del
arrendamiento, dichos bienes se amortizan a lo largo de una curva temporal igual al menor
entre la duración del contrato de arrendamiento y la vida útil estimada del propio bien.
Los arrendamientos en los que el arrendador mantiene sustancialmente todos los riesgos y
los Resultados vinculados a la propiedad de los bienes se clasifican como leasing operativos.
Los costes relativos a los leasing operativos se anotan linealmente en la Cuenta de
resultados a lo largo de la duración del leasing.
19
Bienes entregables gratuitamente
Las plantas del Grupo en Italia incluyen bienes gratuitamente entregables relativos a la
concesión, fundamentalmente relacionados con las derivaciones de aguas. El vencimiento de la
concesión de grandes derivaciones de agua de las plantas hidroeléctricas está fijado en el
2029. Las amortizaciones de los bienes gratuitamente entregables se calculan por lo tanto
sobre la base de la menor entre la concesión y la vida útil que le queda al bien. En dichas
fechas, salvo renovación de las concesiones, todas las operaciones de recogida y regulación,
tuberías forzadas, canales de desagüe y las plantas que existen en áreas de bienes raíces, se
tendrán que devolver gratuitamente al Estado, con la condición de que regule el
funcionamiento. El Grupo considera que los planes de mantenimiento ordinario garantizan el
mantenimiento de las plantas en condiciones de funcionamiento regular hasta la fecha de
vencimiento de las concesiones y por lo tanto no se ha anotado ninguna provisión.
Activos intangibles
Los activos intangibles se anotan con el coste de adquisición o de producción interna, cuando
es probable que del uso de los mencionados activos se generen Resultados económicos
futuros y el coste correspondiente se pueda determinar fiablemente.
El coste incluye las obligaciones accesorias de imputación directa necesaria para hacer el
activo disponible para su uso. Los activos inmateriales, teniendo vida útil finita, están
expuestos al neto de las amortizaciones acumuladas correspondientes y a las eventuales
pérdidas por deterioro, determinadas según las modalidades que se describen a
continuación.
La amortización se calcula en cuotas constantes en base a la vida útil estimada que se vuelve
a examinar en períodos anuales como mínimo; los eventuales cambios de los criterios de
amortización se aplican de manera perspectiva.
La amortización se inicia cuando el activo inmaterial está disponible para su uso.
El fondo de comercio, derivado de la adquisición de sociedades controladas, asociadas o joint
ventures, se asigna a cada una de las unidades generadoras de efectivo identificadas.
Después de la inscripción inicial, el fondo de comercio no está sujeto a la amortización, pero
está sujeto a una comprobación anual como mínimo de recuperabilidad según la modalidad
descrita en la nota. El fondo de comercio correspondiente a participaciones en sociedades
asociadas está incluido en el valor de carga de estas sociedades.
Pérdidas por deterioro de los activos
Los bienes inmuebles, plantas y maquinaria y los activos intangibles se analizan, por lo
menos una vez al año, con el fin de identificar eventuales indicadores de pérdida por
deterioro; en el caso de que exista un indicador de pérdida por deterioro se procede a la
estimación de su valor recuperable.
El valor recuperable del fondo de comercio y de los activos intangibles con vida indefinida,
cuando existan, así como el de los activos intangibles no disponibles todavía para el uso se
estima por lo menos una vez al año.
20
El valor recuperable está representado por el mayor entre el valor razonable, al neto de los
costes accesorios de venta, y el correspondiente valor de uso.
Al determinar el valor de uso, los flujos de efectivo financieros futuros esperados se
actualizan usando una tasa de descuento al bruto de impuestos que refleja las valoraciones
corrientes de mercado del coste del dinero obtenido en el período de la inversión y los
riesgos específicos del activo. Para un activo que no genera flujos de efectivo financieros
altamente independientes el valor recuperable se determina en relación a la unidad
generadora de efectivo a la que pertenece la actividad.
Una pérdida por deterioro se reconoce en la Cuenta de resultados cuando el valor de
inscripción del activo, o de la correspondiente unidad generadora de efectivo a la que está
asignado, sea superior a su valor recuperable.
Las pérdidas por deterioro de la unidad generadora de efectivo se imputan en primer lugar a
la reducción del valor contable del eventual inicio atribuido y, por lo tanto, a la reducción de
los otros activos en proporción a su valor contable.
Una pérdida por deterioro de un activo se restaura cuando hay un indicador de que la
pérdida por deterioro se ha reducido o ya no existe o cuando ha habido un cambio en las
valoraciones utilizadas para determinar el valor recuperable; por otro lado, una pérdida por
deterioro anotada durante el inicio no se restaura nunca en los ejercicios sucesivos.
Existencias
Las existencias en almacén se valoran con el menor entre el coste y el valor neto de
realización presumible. La configuración de coste que se usa es el coste medio ponderado
que incluye las obligaciones accesorias de competencia. Por valor neto de realización
presumible se entiende el precio de venta estimado en el desarrollo normal de las
actividades al neto de los costes estimados para realizar la venta o, donde sea aplicable, el
coste se sustitución.
Instrumentos financieros
Actividades financieras valoradas a valor razonable asignadas a la Cuenta de
resultados
Se clasifican en esta categoría los títulos de deuda mantenidos con fines de negociación y los
títulos de deuda designados al valor razonable de la Cuenta de resultados en el momento de
la anotación inicial.
Tales instrumentos se inscriben inicialmente con el valor razonable correspondiente. Los
beneficios y las pérdidas derivadas de las variaciones posteriores al valor razonable se
anotan en la Cuenta de resultados.
Financiaciones y créditos
Entran en esta categoría los créditos (financieros y comerciales), donde se incluyen los
títulos de deuda, no derivados, no cotizados en mercados activos, con pagos fijos o
determinables y para los que no haya intención predeterminada de venta posterior.
Tales actividades se anotan inicialmente con el valor razonable, eventualmente se rectifican
los costes de transacción y después se valoran con el coste amortizado en base a la tasa del
21
interés efectivo, rectificado para eventuales pérdidas por deterioro. Estas reducciones de
valor se determinan como la diferencia entre el valor contable y el valor corriente de los
flujos de efectivo futuros actualizados con la tasa de interés efectivo original.
Los créditos comerciales, cuyo vencimiento entra en las condiciones comerciales normales,
no se actualizan.
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
El efectivo y otros activos líquidos equivalentes incluye los valores numerarios, o sea,
aquellos valores que poseen los requisitos de disponibilidad a vista o muy breve plazo, de
buen resultado y de ausencia de gastos para el cobro.
Deudas comerciales
Las deudas comerciales se inscriben inicialmente con el valor razonable, y después se
valoran con el coste amortizado. Las deudas comerciales, cuyo vencimiento entra en las
condiciones comerciales normales, no se actualizan.
Pasivos financieros
Los pasivos financieros diferentes de los otros instrumentos derivados se inscriben en la
fecha de regulación y se valoran inicialmente con el valor razonable al neto de los costes de
transacción directamente atribuibles. Más adelante, 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 anotan con el valor razonable y se designan como instrumentos de
cobertura cuando la relación entre el derivado y el objeto de la cobertura se documenta
formalmente y la eficacia de la cobertura, verificada periódicamente, respete los límites
previstos por la NIC 39.
Cuando los derivados tienen por objeto la cobertura del riesgo de variación de los flujos de
efectivo esperados de los elementos cubiertos o transacciones futuras altamente probables
(cash flow hedge), las variaciones del valor razonable se anotan inicialmente como
patrimonio neto, para la parte calificada como eficaz, y después se imputan a la Cuenta de
resultados de acuerdo con los efectos económicos producidos por el elemento cubierto.
La parte de valor razonable del instrumento de cobertura que no satisfaga las condiciones
para ser calificada como eficaz se anotará en la Cuenta de resultados.
Las variaciones del valor razonable de los derivados de negociación y de aquellos que ya no
cumplen con las condiciones para calificarlo como de cobertura en el sentido del NIC 39 se
anotan en la Cuenta de resultados.
La contabilización de tales instrumentos se efectúa en la fecha de la negociación.
Los contratos financieros y no financieros (que ya no estén valorados con valor razonable) se
analizan para identificar la existencia de derivados “implícitos” (embedded derivatives) que
hay que escindir y valorar con valor razonable. Los análisis arriba mencionados se efectúan
tanto en el momento en el que se entra a formar parte del contrato, así como cuando se
22
lleva a cabo una renegociación del mismo que conlleve un cambio significativo de los flujos
de efectivo financieros originarios vinculados.
El valor razonable se determina en base a las cotizaciones oficiales usadas para los
instrumentos intercambiados en mercados reglamentarios. Para los instrumentos no
intercambiados en mercados reglamentarios el valor razonable se determina actualizando los
flujos de efectivo esperados en base a la curva de los tipos de interés de mercado en la fecha
de referencia y convirtiendo los valores a divisas diferentes del euro al cambio de final de
plazo.
Se destaca, además, que el Grupo analiza todos los contratos de compras y ventas a plazo
fijo de actividades no financieras, con atención especial a las compras y ventas a plazo fijo
de electricidad y bienes básicos energéticos, para comprobar si las mismas se deben
clasificar y tratar conforme a lo previsto por la NIC 39, o resultan estar estipuladas para
alcanzar la entrega física de acuerdo con las exigencias normales de compra/venta/uso
previsto por la sociedad.
Si estos contratos no se firman al final de la obtención o de la entrega de electricidad o de
bienes básicos energéticos, estos se valoran a valor razonable.
Eliminación contable de activos y pasivos financieros
Los activos financieros se eliminan del balance cuando el derecho de recibir los flujos de
efectivo se ha extinguido o el Grupo ha transferido prácticamente todos los riesgos y
beneficios correspondientes al propio instrumento o el correspondiente control.
Los pasivos financieros se suprimen del estado patrimonial cuando la obligación se ha
cumplido, cancelado o ha vencido.
Beneficios para los empleados
Los pasivos correspondientes a los beneficios reconocidos a los empleados y proporcionados
en el momento o tras el cese de la relación laboral y correspondiente a programas de
beneficios definidos y otros beneficios a largo plazo proporcionados a lo largo de la actividad
laboral, inscrita al neto de las eventuales actividades al servicio del plan, se determina,
separado de cualquier plan, en base a hipótesis actuariales estimando el importe de los
futuros beneficios que los empleados han acumulado en la fecha de referencia. El pasivo se
anota por competencia a lo largo del período de acumulación del derecho. La valoración del
pasivo la realizan actuarios independientes.
Los beneficios o pérdidas actuariales acumulados al final del ejercicio anterior, superiores al
10% del mayor entre el valor actual de la obligación con beneficios definidos y el valor
razonable de las actividades a servicio del plan, se anotan en la Cuenta de resultados a lo
largo de la restante vida laboral media prevista para los empleados que participan en el plan.
En caso contrario, estos no se anotan.
Cuando exista un compromiso comprobable y sin posibilidades realistas de suspensión, con
un plan formal detallado, en caso de final anticipado de la relación laboral, o sea, antes de
alcanzar los requisitos de jubilación, los beneficios que se deben a los empleados por el fin
de la relación laboral se anotan como coste y se valoran en base al número de empleados
que se prevé que aceptarán la oferta.
23
Provisiones no corrientes
Las provisiones a provisiones no corrientes se anotan cuando, en la fecha de referencia,
en presencia de una obligación legal o implícita respecto a terceros, que deriva de un evento
pasado, es probable que para satisfacer la obligación sea necesario un desembolso de
recursos cuyo importe se pueda estimar de modo fiable. Si el efecto es significativo, las
provisiones se determinan actualizando los flujos de efectivo financieros futuros esperados
con un tipo de descuento al bruto de los impuestos que refleja la valoración corriente del
mercado del coste del dinero en relación al tiempo y, de ser aplicable, el riesgo específico
atribuible a la obligación.
Cuando el importe se actualiza, la adecuación periódica del valor actual debido al factor
temporal se refleja en la Cuenta de resultados como obligación financiera.
Si los pasivos están conectados a la eliminación y/o restablecimiento de activos materiales, el
fondo se anota en contrapartida a la actividad a la que se refiere y la anotación de la obligación
en la Cuenta de resultados se realiza a través del proceso de amortización de la inmovilización
material a la que la propia obligación se refiere.
Las variaciones de estimación se reflejan en la Cuenta de resultados del ejercicio en el que
se realiza la variación, a excepción de aquellas relativas a los costes previstos por
eliminación, traslado y bonificación que resulten de cambios en los tiempos y en el empleo
de los recursos económicos necesarios para extinguir la obligación o que resulten de una
variación de la tasa de descuento. Tales variaciones se llevan a aumento o a reducción de las
relativas actividades y se imputan a la Cuenta de resultados a través del proceso de
amortización. Si se anotan en el aumento de actividades, se valora, además, si el nuevo
valor contable de la actividad no se va a poder recuperar completamente; en tal caso, se
comprueba la existencia de una reducción de valor de la actividad estimando el importe no
recuperable y se anota la pérdida en la Cuenta de resultados consiguiente a tal reducción de
valor.
Si las variaciones de estimación se llevan a reducción de los activos, tal disminución se anota
contablemente en contrapartida al activo hasta la competencia de su valor contable; la parte
excedente se anota inmediatamente en la Cuenta de resultados.
En lo que se refiere a los criterios de estimación adoptados en la determinación del fondo de
eliminación y/o restablecimiento de activos materiales, se hace referencia al párrafo
correspondiente al uso de estimaciones.
Subvenciones e incentivos
Las subvenciones se contabilizan en las cuentas con valor razonable cuando existe la certeza
razonable de que se recibirán o que se satisfacen las condiciones previstas para la obtención
de las mismas y su valor se pueda estimar de manera fiable.
Las contribuciones recibidas, sea en concepto de gastos específicos o en concepto de bienes
específicos cuyo valor está inscrito dentro de los bienes inmuebles, plantas y maquinaria y
dentro de los activos inmateriales, se acreditan en la Cuenta de resultados a lo largo del
período en el que se contabilizan los costes relacionados con estos.
24
Los incentivos correspondientes a los Certificados Verdes, contabilizados “en las cuentas
finales” se refieren a las cantidades de energía producida en el período relevante para los
fines de la asignación de los certificados verdes y se valoran en base al valor de referencia,
calculado como media ponderada de los intercambios realizados en los años 2006-2008
(independientemente del año de referencia); tal valor representa el valor de retiro del GSE
de los certificados de 2008 según lo previsto por el Decreto de 18 de diciembre de 2008.
Los incentivos para CIP 6 se refieren a las cantidades de energía producida por las plantas
con incentivos según la Orden del Comité Interministerial de Precios CIP 6/12 y sucesivas
modificaciones y añadidos.
Ingresos
Según el tipo de operación, la ingresos se contabilizan con el valor razonable de la
correspondiente recepción o expectante y se inscriben en base a los criterios específicos que
se muestran a continuación:
- los ingresos de las ventas de bienes se contabilizan cuando los riesgos y beneficios
significativos de la propiedad de los bienes se transfieren al comprador y su importe
se puede determinar fiablemente;
- los ingresos por venta de energía eléctrica se refieren a las cantidades vendidas en el
período, aunque no facturadas, y se determinan en base a las lecturas de los
medidores de las plantas de producción y de los datos intercambiados por Enel
Produzione S.p.A., depositaria del contrato de distribución, con el GME y con el GSE
(en base al contrato de mandato);
- los ingresos por servicios se contabilizan con referencia al nivel de compleción de las
actividades. En el caso en el que sea posible determinar fiablemente el valor de los
ingresos, estos últimos se contabilizan hasta alcanzar los costes soportados que se
espera sean recuperados.
Resultados financieros
Las ganancias y costes financieros se contabilizan por competencia e incluyen en base a los
intereses de desarrollo del valor neto de los correspondientes activos y pasivos financieros
utilizando el tipo de interés efectivo, las variaciones de valor razonable de los instrumentos
financieros contabilizados con valor razonable en la Cuenta de resultados y las variaciones de
valor razonable de los derivados vinculados a operaciones financieras.
Dividendos
Los dividendos se contabilizan cuando se establece el derecho de los accionistas a recibir el
pago.
Los dividendos y los dividendos a cuenta pagaderos a terceros se representan como
movimiento del patrimonio neto en la fecha en la que se aprueban por la Junta de
Accionistas y por el Consejo de Administración.
25
Impuesto sobre la renta
Los impuestos corrientes sobre la renta del ejercicio se determinan en base a la estimación
de la renta imponible de conformidad con la normativa fiscal vigente.
Los impuestos diferidos se calculan en base a las diferencias temporales entre los valores
patrimoniales inscritos en el balance agregado y los correspondientes valores reconocidos
para fines fiscales aplicando el tipo impositivo fiscal en vigor en la fecha en la que la
diferencia temporal se revertirá, determinada en base a las tipos impositivos fiscales
previstos por la normativa en vigor o sustancialmente en vigor en la fecha de referencia.
La inscripción de activos para impuestos diferidos activos se efectúa cuando su recuperación
es probable, o sea, cuando se prevé que puedan estar disponibles en el futuro imponibles
fiscales suficientes para recuperar el activo.
La recuperabilidad de los activos para impuestos anticipados se examina de nuevo en cada
cierre de ejercicio. Los impuestos relativos a componentes contabilizados directamente en el
patrimonio neto se imputan también al patrimonio neto.
Beneficio por acción
Beneficio por acción
El beneficio base por acción se calcula dividiendo los beneficios del Grupo entre la media
ponderada de las acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, excluyendo las
acciones propias.
En lo que se refiere al cálculo del beneficio diluido por acción, se hace constar que el Grupo
no ha emitido derechos que potencialmente tendrían efecto diluido. Por lo tanto, el valor del
beneficio diluido por acción corresponde al valor de base.
3. Principios contables recientes
Principios de primera adopción y aplicables
El Grupo ha adoptado los siguientes principios contables internacionales e interpretaciones
de primera adopción a 1 de enero de 2009:
“Revisión de la IAS 1 – Presentación del balance”: Ha introducido una nueva modalidad
de presentación del balance, con un impacto particular en la modalidad de presentación
de los datos económicos del período, en “Resultado agregado global del ejercicio” que
proporciona pruebas ya sean del resultado de la Cuenta de resultados o de los resultados
económicos relacionados directamente con el patrimonio neto. Este principio recoge que
las sociedades pueden presentar dicho resultado, de forma alternativa, en un único
“Folleto de cuenta de resultados total”, o en dos folletos por separado y presentados
consecutivamente:
- Un primer folleto por separado – “Cuenta de resultados" -, que muestra los
componentes del resultado (pérdida) del ejercicio; y
- Un segundo folleto – “Folleto del resultado (pérdida) global del ejercicio” – que, a
partir del resultado (pérdida) del período, incluye los beneficios y las pérdidas
directamente relacionadas con el patrimonio neto (OCI – Other Comprehensive
Income).
26
El Grupo ha optado por la presentación del “Resultado consolidado total reconocido en el
ejercicio” en dos cuadros separados. La IAS 1 revisada ha eliminado la opción de poder
presentar en las notas de comentarios la información relativa a las variaciones de los
enunciados de patrimonio neto y de las operaciones con los poseedores de capital,
requiriendo la preparación de un folleto del balance.
“Modificaciones en la IAS 32 y la IAS 1 – Instrumentos financieros con opción de venta y
obligaciones en caso de liquidación”: Han introducido una excepción en la definición del
instrumento representativo de capital, disponiendo la clasificación en tal categoría,
también de los instrumentos puttable que prevén las obligaciones en caso de liquidación
de la sociedad, en caso de que presenten características particulares y cumplan las
condiciones determinadas.
“Modificaciones en la IAS 39 y la IFRS 7 – Reclasificación de los activos financieros –
fecha de entrada en vigor y disposiciones transitorias”. Tal modificación ha variado los
párrafos relativos a las fechas de entrada en vigor de las modificaciones en la IAS 39 y
en la IFRS 7 emitidas por el IASB y homologadas por la Comisión Europea en octubre de
2008, referidas a la reclasificación de las actividades financieras, mejorando su contenido
a fin de eliminar algunas incoherencias en la exposición. En concreto, el IASB ha
señalado que las reclasificaciones efectuadas a fecha de 1 de noviembre de 2008 entran
en vigor a partir de la fecha en la que la reclasificación se ha llevado a cabo. Cada
reclasificación efectuada no se puede aplicar retroactivamente antes del 1 de julio de
2008. La aplicación de tales cambios no ha supuesto ningún impacto para el Grupo.
“IFRS 8 – Sectores operativos”: Ha sustituido la IAS 14 y establece reproducir y
representar los resultados de los sectores operativos según el llamado management
approach, o sea siguiendo los métodos empleados por la administración en la actividades
internas para valorar su rentabilidad y asignar recursos entre los propios sectores. La
adopción de este nuevo principio no ha supuesto un impacto significativo para el Grupo.
“IFRIC 13 – Programas de fidelización de la clientela”: Regula el tratamiento contable de
la obligación relacionada con los derechos reconocidos a los clientes, en el ámbito de los
programas de fidelidad de los clientes y establece que el valor razonable de las
obligaciones relacionadas con la concesión de beneficios, que deben ser separados de la
ganancia de venta y aplazados hasta el momento en el que la obligación con el cliente no
haya finalizado. La aplicación de estas modificaciones no ha supuesto un impacto para el
Grupo.
“IFRIC 14 IAS 19 – El límite relativo a una actividad al servicio de un plano de beneficios
definidos, las previsiones de contribución mínima y su interacción”: Facilita indicaciones
referidas a la aplicación de reglas dispuestas por la IAS 19 a tenor del asset ceiling.
Además, define los efectos en los pasivos y/o en las actividades de servicio de un plano
de beneficios definidos o de otros beneficios a largo plazo de un minimum funding
requirement (previsión contractual o de ley relacionada con la obligación de la sociedad
de mantener un nivel mínimo de contribuciones en este plano). La aplicación de estas
alteraciones no ha supuesto un impacto para el Grupo.
27
Principios todavía no aplicables y no adoptados
La Comisión Europea ha homologado, a lo largo del ejercicio 2009, los siguientes nuevos principios e interpretaciones todavía no aplicables al 31 de diciembre de 2009:
“Revisión de la IAS 23 – Pérdidas financieras”: ha eliminado la opción que permitía
contabilizar inmediatamente en la cuenta de resultados las pérdidas financieras
directamente imputables a la compra, construcción o producción de activos cualificados,
disponiendo, en cambio, su capitalización como parte del coste del bien.
“Modificaciones a la IAS 32 y a la IAS 1 – Instrumentos financieros con opción de venta
y obligaciones en caso de liquidación”: han introducido una excepción a la definición de
instrumento representativo de capital, disponiendo la clasificación en esta categoría
también de los instrumentos denominados puttable, que prevén obligaciones en caso de
liquidación de la sociedad, en caso de que presenten características particulares y
cumplan con determinadas condiciones.
“Modificaciones a la IFRIC 9 – Redeterminación del valor de los derivados incorporados”
y “Modificaciones a la NIC 39 – Instrumentos financieros: Reconocimiento y valoración”.
Las modificaciones requieren de las sociedades que desean reclasificar un instrumento
financiero fuera de la categoría FVPTL, recurriendo a las modificaciones de la IAS 39
homologadas por la Unión Europea en el mes de octubre de 2008, que vuelvan a
analizar el contrato para verificar si contiene un derivado incorporado que se debe
valorar por separado. En el caso de que la sociedad no sea capaz de medir
separadamente el derivado, la reclasificación fuera de la categoría FVTPL está prohibida.
La aplicación, en base retroactiva, de estas modificaciones no ha supuesto un impacto
para el Grupo.
“Modificaciones a la IFRS 2 – Pagos basados en acciones”: definen el tratamiento
contable que se debe aplicar a las denominadas “non vesting conditions”, a las cuales
puede estar subordinado un pago basado en acciones. Además, con referencia a la
anulación de un plan de stock option, las modificaciones han extendido el tratamiento
contable previsto anteriormente por la IFRS 2 en los casos de anulación de los planes
por parte de la sociedad, también a los casos en los cuales la anulación o la regulación
de un plan durante el vesting period no dependan de una elección de la sociedad. La
aplicación, en base retroactiva, de tales enmiendas no ha supuesto un impacto para el
Grupo.
“Modificaciones a la IFRS 4 – Contratos de seguro” y “Modificaciones a la IFRS 7 –
Instrumentos financieros: Información a revelar”. Las modificaciones introducen una
jerarquía de tres niveles mediante los cuales se pueden clasificar los activos y los
pasivos valorados según el valor razonable, y suministrar la información solicitada. En
efecto, se ha definido una jerarquía de 3 Niveles según la cual se han clasificado los
instrumentos financieros contabilizados en el valor razonable, en consideración de los
factores ("inputs") que se han utilizado para determinar dicho valor. En el Nivel 1 se
clasifican los instrumentos financieros medidos en el valor razonable, cuya
determinación se efectúa según las cotizaciones en los mercados activos de los mismos
28
activos o pasivos; en el Nivel 2 se clasifican los instrumentos financieros cuyo valor
razonable se determina con una técnica de valoración que utiliza inputs directa o
indirectamente observables por el mercado, conectados a los activos o pasivos que son
objeto de valoración, diferentes de precios cotizados según consta en el Nivel 1; en el
Nivel 3 se clasifican los instrumentos financieros cuyo valor razonable se determina con
una técnica de valoración que utiliza inputs no observables por el mercado. La anterior
jerarquía refleja la disponibilidad o la falta de datos de mercado observables para la
determinación del valor razonable. Está previsto un informe adicional, que se debe
entregar en forma de tabla, sobre los activos y pasivos valorados en el valor razonable,
para cada uno de los tres niveles de jerarquía mencionados anteriormente, y una
extensión de la información relacionada a los instrumentos financieros valorados en el
valor razonable mediante datos de mercado no observables. Además, se introduce una
modificación en la política sobre los riesgos de liquidez para reflejar las modalidades de
gestión del riesgo mismo. La aplicación, en base prospectiva, de dichas modificaciones
no ha implicado un impacto para el Grupo.
“Revisión de la IAS 27 – Balance consolidado y separado”: establece que los efectos
contables de las variaciones de la participación accionaria perteneciente a la sociedad
controlada que no determinan la pérdida del control, deben ser registradas en el
patrimonio neto. En caso de cesión de cuotas de control, la eventual participación
residual se debe medir nuevamente según el relativo valor razonable hasta la fecha en
la que se cedió el control. El nuevo principio se deberá aplicar a partir de los ejercicios
que comienzan después del 30 junio de 2009. El Grupo está evaluando los impactos
derivados de la aplicación de las modificaciones mencionadas.
“Modificaciones a la IAS 39 – Instrumentos financieros: Reconocimiento y valoración –
Elementos calificables para la cobertura”. Con esta integración a la vigente NIC 39, se
ha querido aclarar las condiciones según las cuales algunos instrumentos financieros /
no financieros se pueden considerar como elementos cubiertos (“hedged item”) en una
relación de cobertura. Es necesario, en este sentido, que una sociedad pueda cubrir
también solo un tipo de variación en el flujo de efectivo con el valor razonable de un
elemento cubierto (o sea que el precio de un producto básico objeto de cobertura sufre
incrementos más allá de un precio prefijado), llamado riesgo unilateral. Con tal fin, se
aclara, además, que una opción adquirida designada como de cobertura en una relación
de cobertura de riesgo unilateral, es perfectamente eficaz solo si el riesgo cubierto está
representado exclusivamente por la variación del valor intrínseco del instrumento de
cobertura y no solo por su valor temporal. Estas modificaciones deberán ser aplicadas,
retroactivamente, a partir de los ejercicios que comienzan después del 30 junio de 2009.
El Grupo está evaluando los impactos derivados de la aplicación de las modificaciones
mencionadas.
”Modificaciones a la IAS 32 – Instrumentos financieros: Exposición en el balance”. La
modificación aclara que los derechos, las opciones o los warrant que otorgan el derecho
de adquirir un número fijo de instrumentos representativos de capital de la misma
entidad que emite tales derechos por un importe fijo de cualquier divisa, deben ser
clasificados como instrumentos representativos de capital si (y solo si) la entidad ofrece
los derechos, las opciones o los warrant proporcionalmente a todos los poseedores de la
misma clase de propios instrumentos representativos del capital no constituidos por
29
derivados. Estas modificaciones deberán ser aplicadas, retroactivamente, a partir de los
ejercicios que comienzan después del 31 de enero de 2010. El Grupo está evaluando los
impactos derivados de la aplicación de las modificaciones mencionadas.
“Revisión de la IFRS 3 – Combinaciones de empresas”: se aportaron modificaciones
significativas a la metodología de contabilización de las operaciones de combinación
empresarial. Las previsiones más importantes se relacionan con:
- la obligación de contabilizar en la cuenta de resultados las variaciones de
contraprestación reconocidas posteriormente por el comprador, así como los costos
de transacción de la operación de combinación;
- la posibilidad de optar, con referencia a la metodología de contabilización inicial del
fondo de comercio por el criterio del llamado full goodwill, o del partial goodwill;
- la obligación, en el caso de compra de cuotas de participación adicionales luego de la
adquisición del control, de contabilización de la diferencia positiva entre el precio de
compra y la correspondiente cuota de patrimonio neto contable como rectificación del
patrimonio neto.
El principio se deberá aplicar, en modo prospectivo, a partir de los ejercicios que
comienzan después del 30 de junio de 2009.
“IFRIC 12 – Acuerdos para servicios en concesión”. La interpretación dispone que en
presencia de determinadas características del acto de concesión, las infraestructuras
destinadas al suministro de servicios en concesión estén inscritas en los activos
intangibles y/o en los créditos financieros, según si, respectivamente, el concesionario
tiene derecho a debitar al cliente final por el servicio suministrado y/o tiene derecho a
recibir una contraprestación predeterminada por parte del ente público otorgante.
“IFRIC 15 – Acuerdos para la construcción de inmuebles”: Esta interpretación especifica
los criterios de contabilización contable de los ingresos y los costes derivados de la
suscripción de un contrato de construcción de un inmueble, aclarando cuando se deben
aplicar las disposiciones previstas por la IAS 11 Contratos de construcción y por la IAS
18 Ingresos. Regula, de la misma forma, el tratamiento contable que se debe aplicar a
los ingresos derivados de las prestaciones de servicios adicionales para el inmueble en
construcción. La nueva interpretación se deberá aplicar, retroactivamente, a partir de
los ejercicios que empiezan después del 31 diciembre de 2009. El Grupo está evaluando
los impactos derivados de la aplicación de la nueva interpretación.
“IFRIC 16 – Coberturas de una inversión neta en una gestión en el extranjero”. La
interpretación se aplica a las sociedades que desean cubrir el riesgo de cambio derivado
de una "inversión neta en una gestión en el extranjero”. Las principales disposiciones de
la interpretación citada anteriormente se indican a continuación:
- puede ser objeto de cobertura solo la diferencia de cambio entre la moneda funcional
(y no de presentación) de la gestión extranjera y aquella de su sociedad de control
(esta última se entiende a cualquier nivel, último o intermedio);
- con referencia al balance agregado, el riesgo de cambio vinculado a la inversión neta
en una gestión en el extranjero se puede designar como cubierto solo una vez,
aunque más de una sociedad del Grupo haya cubierto su propia exposición;
- cualquier sociedad del Grupo (excluida la sociedad cubierta) puede poseer el
instrumento de cobertura;
30
- en caso de dimisión de la gestión en el extranjero, en el balance agregado el importe
reclasificado en la cuenta de resultados de la reserva de conversión es equivalente a
la suma de resultados/pérdidas equivalentes a la porción eficaz del instrumento de
cobertura.
La nueva interpretación se deberá aplicar, de manera prospectiva, a partir de los ejercicios
que comienzan después del 30 de junio de 2009.
“IFRIC 17 – Distribución a los socios de activos no representados por activos líquidos”.
La interpretación explica las modalidades de contabilización contable de los dividendos
erogados en bienes, diferentes del efectivo, a los poseedores de capital. En particular:
- los dividendos deben ser contabilizados cuando sean deliberados;
- la sociedad debe valorar los dividendos con el valor razonable del activo a erogar;
- la sociedad debe registrar la diferencia entre el valor de libro y el valor razonable en
la cuenta de resultados.
La nueva interpretación se deberá aplicar, de manera prospectiva, a partir de los ejercicios
que comienzan después del 31 de octubre de 2009.
“IFRIC 18 – Transferencias de activos procedentes de clientes”: especifica las
modalidades de contabilización y valoración de inmuebles, plantas o maquinaria
recibidos de los propios clientes, o de liquidez, destinados a la construcción/compra de
los mismos, a utilizar para conectar al cliente a una determinada red y/o suministrar al
cliente un acceso continuo y duradero al suministro de determinados bienes/servicios.
La nueva interpretación se deberá aplicar, en modo prospectivo, a partir de los ejercicios
que empiezan después del 31 de octubre de 2009. El Grupo está evaluando los impactos
derivados de la aplicación de la nueva interpretación.
“Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera”: incluyen una serie de
modificaciones a principios inherentes a la presentación, reconocimiento y medición de
los enunciados de balance, además de variaciones terminológicas o editoriales que no
suponen impactos contables.
Por último, se recuerda que ha sido homologada la "Revisión de la IFRS 1 - Adopción por
primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera” que, además de
suprimir algunas disposiciones transitorias superadas racionaliza las normas relativas a la
primera adopción de los principios contables internacionales. Este principio se debe aplicar al
primer balance redactado con arreglo a la IFRS, relativa a ejercicios que comienzan el 1 de
julio de 2009 o en fecha posterior.
A lo largo de 2009, el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus
siglas en inglés) y el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de
Información Financiera (IFRIC, por sus siglas en inglés) han publicado nuevos principios e
interpretaciones que todavía no han sido homologados por la Comisión Europea. A
continuación se muestran los principales:
“Enmiendas a la IFRS 2 - Transacciones con pagos basados en acciones liquidadas en
efectivo”, emitida en junio de 2009. La modificación, que incorpora las líneas guía
anteriormente contenidas en la IFRIC 8 y en la IFRIC 11, especifica el tratamiento
31
contable a aplicar en el caso de transacciones con pagos basados en acciones liquidadas
en efectivo, que involucran a diferentes sociedades del Grupo (p. ej.: el caso en el cual
una sociedad de control esté obligada a pagar a los empleados de una propia sociedad
controlada, por los servicios prestados, importes basados en el valor de sus propias
acciones).
Las modificaciones se podrán aplicar retroactivamente, previa homologación, a partir de
los ejercicios que comienzan el 1 de enero de 2010 o posteriormente.
“IFRS 9 - Instrumentos financieros", emitida en noviembre de 2009: constituye la
primera de las tres fases del proyecto de sustitución de la IAS 39. La nueva norma
define los nuevos criterios para la clasificación de los activos financieros, basados en el
llamado modelo de negocio de la empresa y en las características de los flujos de
efectivo contractuales asociadas a los activos financieros citados anteriormente. Con
referencia a los criterios de valoración, la nueva norma prevé que, inicialmente, los
activos financieros se deben valorar con el valor razonable, incluidos, en los casos en los
cuales los activos antes nombrados no se valoren con el valor razonable con
contrapartida en la cuenta de resultados, los eventuales costes de transacción.
Posteriormente, se deben valorar con el valor razonable, es decir con el coste
amortizado. Con relación a los criterios de valoración de las inversiones en instrumentos
de capital que no se poseen con fines comerciales, es posible optar irrevocablemente
por la presentación de las variaciones de valor razonable entre los otros ingresos
integrales; los correspondientes dividendos deberán ser de todas maneras
contabilizados en la Cuenta de resultados. El nuevo principio se podrá aplicar
retroactivamente, previa homologación, a partir de los ejercicios que comienzan el 1 de
enero de 2013 o posteriormente.
“Revisión de la IAS 24 - Información a revelar sobre partes vinculadas", emitida en
noviembre de 2009: la modificación prevé la facultad para las sociedades controladas o
sujetas a una influencia notable por parte de Entes públicos, de suministrar un informe
específico, más sintético, por las transacciones ocurridas con dichos Entes públicos y con
otras sociedades también controladas o sujetas a influencia notable por parte del mismo
Ente público. La nueva versión de la IAS 24, además, ha aportado una modificación a la
definición de partes relacionadas relevantes para el informe en las notas de
comentarios. La nueva versión de la IAS 24 se podrá aplicar retroactivamente, previa
homologación, a partir de los ejercicios que comienzan el 1 de enero de 2011 o
posteriormente.
“Modificaciones a la IFRIC 14 - Anticipos de pagos mínimos obligatorios”, emitida en
noviembre de 2009: explica las circunstancias en que una sociedad que efectúa
depósitos anticipados como cobertura de un llamado pago mínimo obligatorio (es decir
un nivel mínimo de contribución al plan) puede contabilizar estos depósitos como un
activo. Las modificaciones se podrán aplicar, previa homologación, a partir de los
ejercicios que comienzan el 1 de enero de 2011 o posteriormente.
32
“IFRIC 19 - Cancelación de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio”, emitida
en noviembre de 2009: esta interpretación explica el criterio de contabilización que el
deudor debe aplicar en caso de cancelación de pasivos a través de la emisión de
instrumentos de capital a favor del acreedor. En particular, se prevé que los instrumentos
de capital emitidos constituyen la contraprestación para la extinción de los pasivos y se
deben valorar con el valor razonable en la fecha de cancelación. La eventual diferencia
entre el valor contable del pasivo cancelado y el valor inicial de los instrumentos de capital
emitidos se debe contabilizar en la cuenta de resultados. La interpretación se podrá aplicar
retroactivamente, previa homologación, a partir de los ejercicios que comienzan el 1 de
julio de 2010 o posteriormente.
33
4. Gestión de los riesgos financieros
Los activos del Grupo se exponen a diferentes tipos de riesgos: riesgo de mercado (incluidos
los riesgos de precio, de cambio y de tipo de interés), riesgo de crédito y riesgo de liquidez.
La estrategia de gestión de riesgo del Grupo tiene como objetivo minimizar los potenciales
efectos negativos sobre el rendimiento financiero del Grupo. Algunos tipos de riesgo se
mitigan recurriendo a instrumentos derivados.
La gestión del riesgo está centralizada en la función de tesorería que identifica, valora y
efectúa las coberturas de los riesgos financieros en estrecha colaboración con las unidades
operativas del Grupo. La función de tesorería proporciona indicaciones para controlar la
gestión de los riesgos, así como suministra indicaciones para áreas específicas, referentes al
riesgo de tipo de interés, el riesgo de cambio y el uso de instrumentos derivados y no
derivados.
A continuación se describen brevemente las políticas de gestión y el análisis de sensibilidad
establecido por el Grupo referentes a los riesgos mencionados.
Riesgo de mercado
El Grupo, en el ejercicio de la propia actividad de holding industrial, está expuesto a
diferentes riesgos de mercado y en particular al riesgo de oscilación de los tipos de interés,
de los tipos de cambio y de los precios de los Commodity.
El riesgo de tipo de interés está vinculado a la variabilidad de las obligaciones financieras de
la deuda a largo plazo.
El riesgo de tipo de cambio deriva de la presencia de financiaciones en moneda extranjera,
así como de la presencia, en el ámbito de los activos de venta a plazos de la energía en
Italia, de coberturas indexadas al precio de los Commodity energéticos en dólares
estadounidenses.
Para contener estas exposiciones dentro de los límites de financiación definidos al inicio del
ejercicio, en el ámbito de las políticas de gestión del riesgo, las sociedades del Grupo
estipulan contratos derivados Over the Counter (OTC) en relación al mercado y dentro del
Grupo Enel; en particular, la contrapartida interna para las operaciones en derivados sobre
Commodity es Enel Trade S.p.A., mientras que para las operaciones en derivados sobre tipo
de interés y tipo de cambio es la sociedad de control Enel S.p.A.
El Grupo no estipula contratos derivados con fines especulativos.
Las operaciones en derivados pueden ser designadas como de Cash Flow Hedge (cobertura
de flujo de efectivo, CFH por sus siglas en inglés), cuando se reconozca la oportunidad y se
cumplan los requisitos formales previstos por la IAS 39; en caso contrario se clasifican como
de Trading.
El valor razonable de un contrato derivado, que representa la contraprestación por la posible
extinción anticipada en la fecha de contabilización, se determina utilizando las cotizaciones
oficiales para los instrumentos intercambiados en mercados regulados. El valor razonable de
los instrumentos no cotizados en mercados regulados se determina mediante modelos de
valoración apropiados para cada categoría de instrumento financiero y usando los datos de
mercado correspondientes a la fecha de cierre del ejercicio contable (como tipos de interés,
tipos de cambio, volatilidad) actualizando los flujos de efectivo esperados en base a la curva
de los tipos de interés de mercado en la fecha de referencia y convirtiendo los valores en
monedas diferentes al euro, según los cambios de fin de ejercicio proporcionados por el
Banco Central Europeo.
34
El valor nocional de un derivado es el capital de referencia en base al cual se intercambian
los flujos; este importe se puede expresar tanto en base a un valor como en base a
cantidades (como por ejemplo toneladas, convertidas en euros multiplicando el importe
nocional por el precio fijado). Los importes expresados en monedas diferentes al euro se
convierten a euros aplicando el tipo de cambio en vigor en la fecha de balance.
Riesgo de tipo de interés
El doble objetivo de reducción del importe de endeudamiento financiero sujeto a la variación
de los tipos de interés y de reducción del coste de la provisión se obtiene poniendo en vigor
contratos de swaps financieros de tipo de interés y opciones de tipo de interés. Los swaps
financieros de tipo de interés son instrumentos que prevén el intercambio periódico de flujos
de interés de tipo variable contra flujos de interés de tipo fijo, ambos calculados en base a
un mismo capital nocional de referencia; los contratos de opción de tipos de interés prevén,
cuando se alcanzan los valores de umbral preestablecidos (denominados strike), la
correspondencia periódica de un diferencial de interés calculado sobre un capital nocional de
referencia. Estos valores umbral determinan el tipo máximo (llamado cap) o la tipo mínimo
(llamado floor) a la que se indexará el endeudamiento por efecto de la cobertura. Además,
es posible realizar estrategias de cobertura a través de combinaciones de opciones (llamadas
collar), que permiten fijar al mismo tiempo el tipo mínimo y el tipo máximo; en este caso, los
valores umbral generalmente se pueden determinar de manera que no se prevea el pago de
ninguna prima en el momento del acuerdo (llamado zero cost collar).
El vencimiento de estos contratos no excede el vencimiento del pasivo financiero subyacente,
de manera que cada variación del valor razonable y/o de los flujos de efectivo esperados de
tales contratos se equilibra con una correspondiente variación del valor razonable y/o de los
flujos de efectivo esperados de la posición subyacente.
A 31 diciembre de 2008 están en vigor contratos de swap de tipos de interés por un importe
nocional total de 273 millones de euros, y de opción de tipos de interés por un importe
nocional total de 52 millones de euros.
En la siguiente tabla se muestran, a 31 diciembre 2008, el valor nocional y el valor razonable
de los contratos derivados sobre tipo de interés, con hincapié en la tipología contractual y el
tratamiento contable adoptado.
Nocional Valor razonable
Activos de
valor razonable
Pasivos de
valor razonable
Millones de euros A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de
flujo de efectivo 268 (15 ) - (15 ) Swap de tipos de interés 267 (15 ) - (15 ) Opción de tipos de interés 1 - - -
Derivados de trading 57 - - -
Swap de tipos de interés 6 - - -
Opción de tipos de interés 51 - - - Total swap de tipos de interés 273 (15 ) - (15 ) Total opción de tipos de interés 52 - - -
Total derivados a partir de tipos de interés 325 (15 ) - (15 )
35
En relación a estos instrumentos financieros, se destaca que los relativos flujos de efectivo,
todos negativos, se esperan a partir de 2010, y en particular 8 millones de euros en 2010, 3
millones de euros en 2011, 2 millones de euros en 2012, 1 millón de euros en 2013 y 1
millón de euros después de 2013.
El importe del endeudamiento a tipo variable no cubierto del riesgo de tipo de interés
representa el principal elemento de riesgo por el impacto que podría comprobarse en la
Cuenta de resultados tras un aumento de los tipos de interés de mercado.
Según el análisis del endeudamiento del Grupo, se observa que el endeudamiento a largo
plazo es de un 72% indexado a tipo variable, las operaciones en derivados de cobertura,
designadas como cobertura de flujo de efectivo, reducen dicha exposición al 45%.
Considerando, con el objetivo de la relación de cobertura, también los derivados
considerados de cobertura bajo el perfil de gestión pero que no cumplen con los requisitos
necesarios para ser contabilizados según las reglas de la contabilidad de cobertura, este
porcentaje se aproxima al 40%.
En caso de que a 31 diciembre de 2008 los tipos de interés hayan sido 1 punto base más
altos, a paridad de cualquier otra variable, el patrimonio neto habría sido mayor a 100 mil
euros luego del aumento del valor razonable de los derivados sobre tipos de CFH. En caso de
que a 31 diciembre de 2008 los tipos de interés hayan sido 1 punto base más bajos, a
paridad de cualquier otra variable, el patrimonio neto habría sido menor a 100 mil euros
luego de la baja del valor razonable de los derivados sobre tipos de CFH.
El impacto negativo (positivo) en términos de mayores (menores) costes financieros anuales
generados por el impacto de una variación de los tipos equivalente, por el importe no
cubierto de la deuda a mediano y largo plazo, se estima en alrededor de 43 millones de
euros.
Riesgo de tipo de cambio
Con el objetivo de reducir el riesgo de cambio que deriva de activos, pasivos y flujos de
efectivo esperados en moneda extranjera, Enel Green Power S.p.A. estipula con Enel S.p.A.
contratos forward con el objetivo de cubrir los flujos de efectivo en monedas diferentes al
euro, normalmente dólares estadounidenses. Generalmente el vencimiento de los contratos
forward a plazo no excede los 12 meses.
Al 31 de diciembre de 2008 están en vigor contratos a plazo por un importe nominal total de
179 millones de euros. Los contratos a plazo en vigor al 31 de diciembre de 2008 se usan
para cubrir el riesgo de cambio vinculado a las ventas de energía y a flujos financieros
correspondientes a financiaciones.
36
En la siguiente tabla se proporcionan a 31 de diciembre de 2008, el valor nocional y el valor
razonable de los contratos derivados, exclusivamente a plazo, con tipo de cambio que
muestra el tratamiento contable utilizado.
Nocional Valor razonable
Activos de
valor razonable
Pasivos de
valor razonable
Millones de euros A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujo de efectivo 31 3 3 -
Forward 31 3 3 -
Derivados de trading 148 (5) 1 (6)
Forward 148 (5) 1 (6)
Total forward 179 (2) 4 (6)
Total derivados a partir de tipos de cambio 179 (2) 4 (6)
En relación a los derivados de CFH, se indica que se prevé que los correspondientes flujos de
efectivo positivos asciendan a 3 millones de euros en 2009 y a 1 millón de euros en 2010; en
cambio, los derivados de trading han expirado todos en el ejercicio 2009.
En base al análisis del endeudamiento financiero del Grupo, se advierte que el 35% del
endeudamiento a largo plazo se expresa en monedas diferentes al euro, casi completamente
relacionado con el endeudamiento denominado en la moneda de cuenta del país en el que
opera la sociedad del Grupo con la posición deudora, y por lo tanto no tienen impacto sobre
la cuenta de resultados del Grupo.
A 31 de diciembre de 2008, si el tipo de cambio del euro con respecto al dólar se hubiera
apreciado un 10% a la par de cualquier otra variable, el patrimonio neto habría sido inferior
a 4 millones de euros, como resultado de la baja del valor razonable de los derivados bajo
cambios de la cobertura de flujo de efectivo. Por el contrario, si el tipo de cambio del euro
con respecto al dólar, hasta dicha fecha, se hubiera depreciado un 10%, a la par de cualquier
otra variable, el patrimonio neto habría estado por encima de los 4 millones de euros a causa
del incremento del valor razonable de los derivados en cambios de cobertura de flujo de
efectivo.
Riesgo de precio de energía
En el ejercicio de su actividad el Grupo está expuesto al riesgo de oscilación de los precios de
la energía. La exposición a este riesgo deriva esencialmente de la actividad de venta de
energía a precio variable (ventas en Bolsa).
Para contener esta exposición, el Grupo recurre a la estipulación de “Contratos por diferencia
(CFD) a dos vías”, en los cuales las diferencias se regulan a favor de la contrapartida en el
caso en que el Precio Único Nacional (PUN) supere el precio strike, y a favor del Grupo en
caso contrario. Para estos contratos no se prevé una prima fija. El Grupo ha estipulado los
CFD a dos vías con Enel Trade S.p.A.
La exposición residual, que deriva de las ventas en la Bolsa no cubiertas por un CFD a dos
vías, se valora y gestiona en función de una estimación de la evolución de los costes de
generación en Italia. Las posiciones residuales que se determinan de esta manera se añaden
37
a los factores de riesgo homogéneos, que se pueden gestionar a través de otras operaciones
de cobertura en el mercado, en particular la de swap.
En la siguiente tabla se muestra el valor nocional y el valor razonable de los contratos
derivados sobre Commodity a 31 de diciembre de 2008.
Nocional Valor razonable
Activos de
valor razonable
Pasivos de
valor razonable
Millones de euros A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujo de efectivo 981 131 133 (2)
Contratos por diferencia a dos vías 806 133 133 -
Otros derivados sobre energía 175 (2) - (2)
Derivados de trading 123 42 43 (1)
Contratos por diferencia a dos vías 4 (1) - (1)
Otros derivados sobre energía 119 43 43 -
Total de derivados a partir de Commodity 1.104 173 176 (3)
A continuación se destaca la estratificación de los flujos de efectivo:
Valor razonable Estratificación de los flujos de efectivo
esperados
Millones de euros A 31 de diciembre
de 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Después de
Derivados por cobertura de flujo de efectivo Derivados activos (valor razonable positivo) 133 82 51 - - - - Derivados pasivos (valor razonable negativo) (2 ) 1 - - - - (1 )
Derivados de trading Derivados activos (valor razonable positivo) 43 43 - - - - - Derivados pasivos (valor razonable negativo) (1 ) (1 ) - - - - -
TOTAL DERIVADOS A PARTIR DE COMMODITY 173 125 51 - - - (1 )
Se especifica que el Grupo analiza los contratos de compraventa de energía eléctrica
concluidos, con el objetivo de detectar si los mismos se califican como un contrato derivado a
valorar en conformidad con la IAS 39 o si el mismo, aunque no sea un contrato derivado,
contiene eventuales derivados implícitos que se deban valorar en conformidad con la IAS 39.
En este momento no han surgido derivados implícitos que haya que separar, mientras que
los contratos que se califican como derivados se han valorado de manera coherente.
En la siguiente tabla se destacan los valores razonables de los derivados y el consiguiente
impacto sobre el patrimonio neto a 31 de diciembre de 2008 (antes de los correspondientes
impuestos) que, en igualdad de otras condiciones, se habría obtenido frente a una variación
38
de +10% o de -10% de los precios de los Commodity subyacentes al modelo de evaluación,
considerados en el escenario en la misma fecha.
Millones de euros -10%
Valor
razonable +10%
Valor razonable CFD a dos vías de cobertura de flujos de efectivo
230 133 74
Valor razonable CFD a dos vías de trading 0 (1) (1)
Valor razonable de otros derivados de energía de trading
48 43 39
Riesgo de crédito
En Italia, Enel Green Power se caracteriza por significativas concentraciones del riesgo de
crédito hacia entidades del Grupo Enel y, solo de manera residual, emplea líneas de crédito
comerciales hacia contrapartidas externas, representadas esencialmente por el GSE,
sociedad relacionada. En el exterior, sin embargo, no presenta concentraciones significativas
del riesgo de crédito y usa líneas de crédito comerciales con contrapartidas externas
seleccionadas, que el mercado considera solventes.
Una indicación cuantitativa sintética de la exposición máxima al riesgo de crédito se puede
deducir del valor contable de los activos financieros expresados en bruto del correspondiente
fondo de depreciación, al que se añaden los instrumentos financieros derivados con valor
razonable positivo.
A 31 de diciembre de 2008 la exposición máxima al riesgo de crédito llega a 588 millones de
euros y está compuesta de la siguiente manera:
Millones de euros
A 31 de
diciembre de 2008
Créditos financieros y títulos a m/l plazo 14
Activos financieros no corrientes 118
Otros activos no corrientes 7
Créditos comerciales 258
Créditos financieros y títulos a corto plazo 62
Otros activos financieros corrientes 129
TOTAL 588
Riesgo de liquidez
La volatilidad del mercado de capitales puede obstaculizar o impedir que el Grupo obtenga
las financiaciones necesarias para llevar a cabo sus propias actividades industriales.
En la financiación de los propios planes de desarrollo, en donde no pueda suplir con los
flujos de efectivo generados por la gestión ordinaria, el Grupo goza de fácil acceso al
mercado de crédito, pudiendo conseguir de vez en cuando las mejores oportunidades
ofrecidas por el sistema bancario. La capacidad de acceso al mercado del crédito para el
Grupo está por lo tanto relacionada con la del Grupo Enel, recientemente confirmada por el
éxito obtenido en las diferentes emisiones de obligaciones a lo largo del ejercicio, a pesar
de la crisis de los mercados financieros.
Al mismo tiempo se beneficia directamente, a través de su sociedad de control Enel S.p.A.,
o a través de Enel Finance International S.A., de la capacidad de tesorería centralizada a
39
nivel del Grupo Enel, de asegurar los fondos necesarios, así como la gestión óptima de los
eventuales excedentes de liquidez.
Para garantizar los planes de desarrollo de la sociedad, se ha recurrido a una pluralidad de
fuentes de financiación entre partes vinculadas y también hacia terceros, a veces luego de
la concesión de una garantía directa o indirecta de Enel S.p.A.
A 31 de diciembre de 2008, Enel Green Power dispone en total de unos 5.818 millones en
líneas de crédito comprometidas (usadas por 4.672 millones), así como 217 millones de
euros en activos líquidos y medios equivalentes.
40
5. Combinaciones de empresas
El 19 mayo de 2008 el Grupo ha adquirido el 100% del capital de la sociedad International
Wind Parks of Crete y Hydro Constructional, sociedades que operan en Grecia.
Asignación definitiva del precio de compra de los activos adquiridos y de
los pasivos asumidos de International Wind Power, Wind Park of Thrace e
International Wind Parks of Thrace
Determinación del fondo de comercio de International Wind Power,
Wind Parks of Thrace e International Wind Parks of Thrace
Millones de euros
Activos netos adquiridos antes de la asignación: 51
Rectificaciones por valoración con el valor razonable:
- activos materiales (7)
- activos inmateriales 36
- pasivos por impuestos diferidos netos (8)
- cuentas de regularización por contribuciones de costes de capital 3
Activos netos adquiridos después de la asignación 75
Valor de la operación (1) 93
Fondo de comercio 21
Minusvalía mercantil (3)
(1) Incluidos los gastos accesorios.
Situación contable de International Wind Power, Wind Parks of
Thrace e International Wind Parks of Thrace a la fecha de la
adquisición
Millones de euros
Valores contables iniciales
1 octubre de 2007
Rectificaciones por valoración
con el valor razonable
Valores contabilizados a
1 octubre de 2007
Activos materiales 90 (7) 83
Activos inmateriales - 36 36
Remanentes, créditos comerciales y otros créditos 2 - 2
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 11 - 11
Otros activos corrientes y no corrientes 5 - 5
Total activos 108 29 137
Patrimonio neto 51 24 75
Financiaciones a largo y corto plazo 20 - 20
Otros pasivos corrientes y no corrientes 36 5 41
Otros fondos 1 - 1
Total patrimonio neto y pasivos 108 29 137
41
Asignación definitiva del precio de compra de los activos adquiridos y de
los pasivos asumidos de Inelec
Determinación del fondo de comercio Inelec
Millones de euros
Activos netos adquiridos antes de la asignación: 19
Rectificaciones por valoración con el valor razonable:
- activos materiales 21
- pasivos por impuestos diferidos netos (6)
Activos netos adquiridos después de la asignación 34
Valor de la operación (1) 119
Fondo de comercio 85
(1) Incluidos los gastos accesorios.
Situación contable de Inelec a la fecha de la adquisición
Millones de euros
Valores contables antes del 6 de
diciembre de 2007
Rectificaciones por valoración
con el valor razonable:
Valores contabilizados a
6 de diciembre 2007
Activos materiales 33 21 54
Remanentes y créditos comerciales 3 - 3
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 6 - 6
Otros activos corrientes y no corrientes 5 - 5
Total activos 47 21 68
Patrimonio neto 19 15 34
Financiaciones a largo y corto plazo 26 - 26
Deudas comerciales 1 - 1
Otros pasivos corrientes y no corrientes 1 6 7
Total patrimonio neto y pasivos 47 21 68
42
Combinaciones empresariales efectuadas durante el año 2008
En relación a las otras adquisiciones que tuvieron lugar durante el ejercicio 2008, se indica
que la imputación de las diferencias entre el coste de las participaciones y los activos
adquiridos libres de los pasivos asumidos se efectuó provisoriamente en el enunciado "Fondo
de comercio", en espera de completar el proceso de adjudicación del precio.
Adquisición de International Wind Parks of Crete, Hydro
Constructional
Millones de euros
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria 16
Activos inmateriales -
Otros activos 1
Total activos 17
Deudas a corto y largo plazo (8)
Otros pasivos (1)
Otros fondos (2)
Total pasivos (11)
Total de activos netos adquiridos 6
Fondo de comercio 16
Valor de las operaciones (1) 22
(1) Incluidos los gastos accesorios.
43
6. Informe por sector operativo
Los criterios para identificar los sectores de actividad a través de los cuales opera el Grupo,
se han inspirado, entre otros, en las modalidades mediante las cuales el más alto nivel de
decisión operativo revisa periódicamente los resultados del Grupo con el fin de adoptar
decisiones referentes a los recursos a adjudicar al sector y con el objetivo de la valoración de
los mismos resultados.
En modo particular, en la siguiente tabla se identificaron los sectores operativos en los que el
Grupo opera tanto en Italia como en el extranjero y los indicadores utilizados por la dirección
del Grupo en el ámbito de los correspondientes procesos de análisis de los resultados de los
sectores del y para los ejercicios cerrados a 31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
Italia Resto de Europa
Centro y
Sudamérica
Norteamérica
Elisiones y
rectificaciones
Total
Ingresos a terceros 1.304 118 279 106 - 1.807
Ganancias intersectoriales - - - - - -
Ganancias/(pérdidas) netos por gestión del riesgo de Commodity (31 ) - - - - (31 )
Beneficio antes de intereses, impuestos y amortizaciones 830 78 169 64 - 1.141
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 336 30 25 27 - 418
Resultado de explotación 497 46 143 37 - 723
Resultadosfinancieros netos y cuota Resultadospor participaciones valoradas con el método del patrimonio neto - - - - - 5
Impuestos - - - - - (339)
RESULTADO DEL EJERCICIO - - - - - 834
Activos operativos 5.078 732 760 924 (27) 7.467
Pasivos operativos 303 154 113 61 (26) 605
Inversiones brutas 387 193 30 289 - 899
Las ganancias y pérdidas financieras están expuestas en base neta, ya que la dirección
revisa los valores netos con el objetivo de valorar el rendimiento de cada sector operativo y
de tomar decisiones respecto a la adjudicación de recursos de sector.
44
La siguiente tabla representa la conciliación entre activos y pasivos operativos por áreas
geográficas y aquellos que figuran en el balance agregado:
Millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Total activos 8.712
- fondo de comercio 453
- inversiones contabilizadas con el método de participación 223
- activos financieros no corrientes 132
- activos financieros corrientes 191
- efectivo y otros activos equivalentes 163
- activos por impuestos diferidos 68
- créditos por impuestos sobre la renta 15
Activos operativos 7.467
Total pasivos 6.516
- financiaciones* 5.565
- pasivos financieros no corrientes 15
- pasivos financieros corrientes 36
-Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 43
- pasivos por impuestos diferidos 195
- deudas por impuestos sobre la renta 57
Pasivos operativos 605
* Financiaciones a largo plazo Financiaciones a corto plazo Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo
En relación a la estructura organizativa del Grupo, se señala que el 8 de marzo de 2010, el
Grupo ha adquirido una nueva estructura que supone, entre otras cosas, la reorganización de
las zonas geográficas en:
Italia y Europa;
Península Ibérica y Latinoamérica;
Norteamérica; y
Enel.si.
Para un análisis de los nuevos sectores operativos del Grupo después de la mencionada
modificación de la estructura organizativa, consúltese todo lo que se muestra de manera
detallada en la Nota 41- Modificaciones de la estructura organizativa.
45
Informe sobre la Cuenta de resultados agregada
Ingresos
7.a Ingresos de las ventas y de las prestaciones –1.789 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Energía 1.585
-del Grupo Enel 148
Otras ventas y prestaciones 204
-del Grupo Enel 51
Total 1.789
Los "Ingresos por venta de energía” incluyen en su mayoría ingresos por venta de energía en
el mercado nacional por 975 millones de euros, ingresos por ventas de energía efectuadas en
el extranjero por 443 millones de euros, ingresos por venta de certificados verdes y otros
incentivos por 162 millones de euros, teniendo en cuenta también compensaciones relativas
a años anteriores.
Las "Otras ventas y prestaciones" se refieren principalmente a la venta directa e indirecta de
material fotovoltaico y a la realización de plantas fotovoltaicas (84 millones de euros), a la
venta de certificados de eficiencia energética Enel Distribuzione S.p.A. (13 millones de euros)
y a los trabajos en curso realizados por encargo (41 millones de euros).
7.b Otros ingresos –18 millones de euros
Los “Otros ingresos” se refieren a servicios y prestaciones accesorias efectuadas, entre los
cuales la cesión a terceros del agua de las centrales para usos distintos a la producción de
energía eléctrica (riego) y la cesión de energía térmica (7 millones de euros).
46
Costes
8.a Materias primas y materiales de consumo – 178 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Materiales 120
Energía eléctrica 45
Combustibles y gas 13
Total 178
- capitalizados 1
Los costes por compra de "Materiales" se refieren principalmente al material empleado en la
gestión y mantenimiento, ordinario y extraordinario, de las plantas.
Los costes por la compra de "Energía eléctrica" se refieren principalmente a la energía
eléctrica comprada a Panamá en el ámbito del contrato de venta de energía (35 millones de
euros) y a la energía comprada para el funcionamiento de los servicios auxiliares de la
central, directa o indirectamente vinculados a la producción de energía eléctrica, a los
servicios de iluminación y de fuerza motriz.
Los costes por la compra de “Combustibles y gas” se refieren a las plantas de cogeneración
de las sociedades españolas (Cooling Heating and Power).
8.b Servicios – 261 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Mantenimiento y reparaciones 35
Costes de transmisión 22
Costes por uso de bienes de terceros 47
-del Grupo Enel 1
Otros costes de servicios 157
-del Grupo Enel 91
Total 261
47
Los “Costes por uso de bienes de terceros” incluyen principalmente cánones que se deben
pagar a entes públicos locales en relación a concesiones de uso de aguas públicas con fines
hidroeléctricos.
Los “Otros costes de servicios” se refieren, por 106 millones de euros, a servicios recibidos
por parte de las sociedades que operan en el mercado nacional, y por 51 millones de euros,
a servicios recibidos por parte de sociedades que operan en el mercado extranjero.
En particular, los servicios recibidos de sociedades del Grupo Enel se refieren:
a la formalización de contratos con Enel S.p.A. relacionados con las comisiones de
gestión, las comisiones de servicio, la marca y la comunicación (41 millones de
euros);
a los contratos formalizados con la sociedad de servicios del Grupo Enel, Enel
Servicios S.R.L., referentes al servicio administrativo, a los servicios informáticos, a
los servicios globales y a otros servicios (22 millones de euros);
a los contratos formalizados con Enel producción S.p.A. por los servicios de gestión
energética (20 millones de euros);
a los contratos formalizados con otras sociedades del Grupo (8 millones de euros).
8.c Coste relativo al personal – 149 millones de euro
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Salarios y nóminas 115
Obligaciones sociales 26
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 9
Otros costes (1)
Total 149
- capitalizados 17
Los "Otros costes" incluyen la concesión relativa al fondo de baja incentivada.
48
8.d Amortizaciones y pérdidas por deterioro – 418 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Amortización de bienes inmuebles, plantas y
maquinaria 378
Amortización de activos inmateriales 12
Pérdidas por deterioro 28
Total 418
Las “Depreciaciones” se refieren principalmente al deterioro de la planta de Serrazzano.
8.e Otros costes operativos – 65 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado
a 31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Contribuciones 14
Impuestos y tasas 19
Otras obligaciones derivadas de la gestión 32
Total 65
El término “Contribuciones” incluye esencialmente las contribuciones reconocidas a
ayuntamientos, provincias y regiones, sedes de las centrales italianas, en base a acuerdos
específicos entre las partes.
Los "Otras obligaciones de gestión" incluyen, entre otros, las provisiones netas por riesgos y
gastos relativos en su mayoría al fondo de litigios, a la gestión de las plantas de producción y
a los posibles recursos contenciosos tributarios (24 millones de euros).
Incluyen, además, pérdidas de capital por la venta anticipada de inmuebles (8 millones de
euros).
8.f Costes por trabajos internos capitalizados – 18 millones de euros
Los costes por trabajos internos capitalizados se refieren, por 17 millones de euros, a los
costes del personal y, por 1 millón de euros, a los materiales.
49
9. Pérdidas netas de gestión del riesgo Commodity – (31) millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Pérdidas realizadas sobre contratos terminados en el
ejercicio (69)
-del Grupo Enel (22)
Ganancias de valoración 38
Total pérdidas netas de gestión del riesgo de Commodity
(31)
Todos los contratos están en vigor con la sociedad del Grupo Enel S.p.A., Enel Trade S.p.A.,
para la parte correspondiente a Commodity y con Enel para la cobertura del riesgo vinculado
a la diferencia de cambio, mientras que los contratos de cobertura con Enel Trade S.p.A. se
estipulan en dólares.
10. Pérdidas financieras netas – (233) millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Diferencias positivas de cambio 29
Intereses y otras ganancias de activos financieros 12
Ganancias de instrumentos financieros derivados 1
TOTAL INGRESOS FINANCIEROS 42
-del Grupo Enel 2
Intereses y otros costes de pasivos financieros 251
- financiaciones a largo plazo 68
- financiaciones a corto plazo 181
- costes financieros sobre beneficios a empleados 2
Diferencias negativas de cambio 23
Costes por instrumentos financieros derivados 1
TOTAL COSTES FINANCIEROS 275
-del Grupo Enel 183
COSTES FINANCIEROS NETOS (233)
El enunciado “Intereses y otras obligaciones por pasivos financieros - financiaciones a corto
plazo” se refiere en su mayoría a los intereses generados en la cuenta corriente
50
intersocietaria en vigor con la sociedad de control Enel S.p.A. El tipo de interés equivale al
Euribor a 1 mes, aumentada con un sprE.A.D. del 0,125%.
11. Resultado de inversiones contabilizadas por el método de participación
– 5 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Ganancias de participaciones en sociedades asociadas 12
Obligaciones por participación en sociedades controladas (7)
Total 5
Las ganancias (obligaciones) por participaciones valoradas con el método del patrimonio neto
incluyen principalmente los efectos de los resultados positivos obtenidos por la sociedad
asociada La Geo S.A. de C.V. (10 millones de euros) y de los resultados negativos de las
sociedades del Área Norteamérica (4 millones de euros).
12. Impuestos – 339 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado analizado para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2008:
Millones de euros
2008
Impuestos corrientes 168
Impuestos sustitutivos 532
Impuestos diferidos (anticipados) (1.039)
Total (339)
Los impuestos del ejercicio se benefician de los resultados netos (522 millones de euros) que
derivan de la adecuación de la fiscalidad diferida como consecuencia del reajuste de las
diferencias entre los valores civiles y fiscales de los activos materiales del líder de grupo (Ley
nº 244/07), al neto de las obligaciones por el impuesto sustitutivo correspondiente.
Los impuestos estimados del ejercicio sobre las sociedades extranjeras equivalen a 50
millones de euros.
51
En la siguiente tabla se presenta la conciliación del índice teórico de imposición fiscal con la
incidencia efectiva sobre el resultado.
Millones de euros
2008
Resultado antes de impuestos 495
Impuestos teóricos 136 27,5%
Efecto impuestos sustitutivos (522) (105,5%)
Efecto relativo a tipos impositivos locales 1 0,2%
Efecto Impuesto Robin Hood 17 3,4%
Diferencias permanentes y partidas menores (4) (0,8%)
Impuesto regional sobre las actividades
productivas (IRAP) 33 6,7%
TOTAL (339) (68,5%)
52
Información sobre el Estado Patrimonial Agregado
Activos no corrientes 13. Bienes inmuebles, plantas y maquinaria – 6.755 millones de euros
El detalle y la movilización de los bienes inmuebles, plantas y maquinaria correspondientes al
ejercicio terminado a 31 de diciembre de 2008 son los siguientes:
En millones de euros
Terrenos y edificios
Plantas y maquinaria
Otros bienes
Actividades materiales en curso y depósitos
Total
Coste histórico 1.107 7.443 128 564 9.242
Fondo amortización (229) (2.734) (71) - (3.034)
Composición a 1 de enero de 2008 878 4.709 57 564 6.208
Diferencias de cambio (2) 44 3 11 56
Inversiones 7 155 18 702 882
Variación del perímetro de consolidación 2 5 - 9 16
Amortización (26) (348) (4) - (378)
Pérdida por deterioro - (28) - - (28)
Cesiones, puesta en marcha y otros movimientos 22 459 (16) (466) (1)
Total de variaciones 3 287 1 256 547
Coste histórico 1.141 8.065 130 820 10.156
Fondo amortización (260) (3.069) (72) - (3.401)
Composición a 31 de diciembre de 2008 881 4.996 58 820 6.755
Los “Terrenos y edificios” se refieren por 32 millones de euros a terrenos (31 millones de
euros a 1 de enero de 2008) y por el restante a edificios.
Las “Plantas y maquinaria” incluyen bienes gratuitamente entregables por un valor neto
contable de 815 millones de euros, en su mayoría referentes a plantas de producción de
energía hidroeléctrica y geotermoeléctrica en Italia.
Las “Variaciones del perímetro de agregación” se refieren a la adquisición de dos parques
eólicos en Grecia.
A continuación se sintetizan por tipo las inversiones efectuadas a lo largo de 2008:
En millones de euros
2008
Inversiones
-hidroeléctricas 83
-geotérmicas 237
-eólicas 540
-otras 22
Total 882
53
14. Activos intangibles– 224 millones de euros
El detalle y la movilización de los activos intangibles referentes al ejercicio terminado a 31 de
diciembre de 2008 son los siguientes:
En millones de euros
Concesiones, licencias, marcas y derechos similares
Otras inmovilizaciones inmateriales y
contratos de venta
Total
Coste histórico 115 109 224
Fondo amortización (12) (27) (39)
Composición a 1 de enero de 2008 103 82 185
Inversiones 14 3 17
Amortizaciones (5) (7) (12)
Diferencias de cambio (8) 5 (3)
Otros movimientos (3) 40 37
Total de variaciones (2) 41 39
Coste histórico 117 160 277
Fondo amortización (18) (35) (53)
Composición a 31 de diciembre de 2008 99 125 224
El enunciado “Concesiones, licencias, marcas y derechos similares” se refiere a los derechos
de explotación del agua para las centrales hidroeléctricas de Latinoamérica (68 millones de
euros), Norteamérica (derechos FERC, por 3 millones de euros) y España (en total 28
millones de euros).
Se destaca que las concesiones de utilización de aguas públicas para la explotación
hidroeléctrica del Grupo Enel Green Power son reconocidas por el pago de cánones de
derivación de agua.
Los demás activos intangibles se refieren principalmente a las valorizaciones de los contratos
de venta de la energía (Power Purchase Agreement) en Norteamérica (70 millones de euros),
en Latinoamérica (15 millones de euros) y en Grecia (33 millones de euros).
54
15. Fondo de comercio – 454 millones de euros
El detalle y la movilización del Fondo de comercio en el ejercicio cerrado a 31 de diciembre
de 2008 son los siguientes:
En millones de euros
A 1 de enero de 2008
Adquisiciones 2008
Diferencias de cambio
Otros movimientos
A 31 de diciembre de
2008
Inelec 100 - 4 (15 ) 89
Americas Generation Corporation 90 - 5 - 95
Enel Latin America L.L.C. 59 - 3 - 62
Enel Unión Fenosa Renovables 85 - - 2 87
Perímetro Elica (*) 42 16 - (21 ) 37
Portoscuso Energia S.r.l. 0 1 - - 1
Blue Line Impex 1 - - - 1
Enel North America 77 - 5 - 82
TOTAL 454 17 17 (34) 454
(*) El “Perímetro Elica” corresponde al total del fondo de comercio atribuible a las sociedades griegas: International
Wind Park of Thrace, Wind Park of Thrace, International Wind Parks of Crete, International Wind Power e Hydro
Costructional.
Las “Adquisiciones 2008” se refieren sustancialmente a la inscripción del fondo de comercio
provisional relativo a la adquisición de las sociedades International Wind Parks of Crete e
Hydro Costructional.
El enunciado “Otros movimientos” incluye principalmente las variaciones debidas a la
finalización, durante el transcurso del ejercicio de 2008, de la localización del coste de las
participaciones referidas a International Wind Power, International Wind Parks of Thrace e
Inelec.
La estimación del valor recuperable de los fondos de comercio inscritos en el balance ha sido
realizada a través de la utilización de modelos Discounted Cash Flow que, para determinar el
valor de uso de una actividad, prevén la estimación de futuros flujos de efectivo y la
aplicación de una tasa de actualización adecuada. En particular, los flujos de efectivo se han
determinado tomando como referencia las previsiones más recientes y los supuestos
contenidos en las mismas sobre el desarrollo económico financiero del Grupo. Para la
actualización de estos flujos se ha considerado un período explicito de acuerdo con dichos
datos provisorios, o con la vida útil media de los activos, o bien con la duración de las
concesiones. En los casos en que no ha sido posible estimar de manera fiable los flujos de
efectivo para el horizonte temporal de vida de los activos, se ha calculado un valor residual
como bono perpetuo o bono anual con crecimiento nominal equivalente a la inflación
considerada apropiada con respecto al país de pertenencia o de todas maneras que no
exceda la tasa media de crecimiento a largo plazo del mercado de referencia. El valor de uso
determinado según las modalidades arriba mencionadas es el resultado superior al inscrito
55
en el balance. El análisis de sensibilidad utilizado en las valoraciones no ha determinado
impactos significativos sobre los resultados de dichas valoraciones y en consecuencia sobre
diferencias identificadas.
A continuación se presenta la composición del saldo de los fondos de comercio por sociedad
a las que pertenece el cash generating unit y el horizonte temporal en el que los flujos
previstos se actualizan.
En millones de euros
A 31 de
diciembre
de 2008 Alícuota
(2008)
Tasa de
crecimiento
(1)
Período
explícito de
flujos de
efectivo (años) Valor
terminal (2)
Inelec 89 28,00% 2,50% 5
Bono
perpetuo
Americas Generation
Corporation 95 30,00% 2,50% 5
Bono
perpetuo
Enel Latin America L.L.C. 62 27,80% 2,50% 5 28
ENEL Unión Fenosa Renovables 87 30,00% 2,00% 5 15
Perímetro Elica 37 25,00% 2,00% 15
Valor
recuperable
Portoscuso Energia S.r.l. [3] 1
No
disponible No
disponible No disponible No
disponible
Blu Line Impex 1 16,00% 2,50% 5 15
Enel North America 82 35,00% 2,00% 5 25
TOTAL 454
[1] Tasa de crecimiento perpetua del flujo de efectivo después del período explícito.
[2] El valor del valor terminal se ha estimado a través de un bono perpetuo o de un bono anual con un rendimiento
creciente para los años indicados en la columna.
[3] No sujeto a Impairment test
56
16. Inversiones contabilizadas por el método de participación – 223 millones
de euros
El detalle y la movilización de las inversiones contabilizadas con el método del patrimonio
neto en el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008 son los siguientes:
En millones de euros
A 1 de enero de 2008
A 31 de diciembre de
2008
Valor Cuota %
Adquisiciones/aumentos de capital
Otras variaciones
Impacto en cuenta
de resultados
Valor Cuota %
La Geo S.A. de C.V.
67 28,4% 14 - 10 91 36,2%
Tradewind
Energy L.L.C 5 42% - - (4) 1 42%
Elica II (*) - - 122 - - 122 30%
Otras menores 15 - (5) (1) 9
TOTAL 87 136 (5) 5 223
(*) para el detalle de las 52 sociedades participadas con sede en Grecia se remite al anexo “Empresas y participaciones
relevantes del Grupo Enel Green Power”.
A continuación se reproduce una descripción de los principales enunciados: participación en la sociedad La Geo S.A. de C.V. para el desarrollo de los proyectos
geotérmicos en El Salvador equivalente a 91 millones;
participaciones en las sociedades del perímetro de Elica II referentes a la
contraprestación pagada por la adquisición del 30% de una serie de proyectos
eólicos, denominados Elica II con una capacidad de hasta 1.400 MW, localizados en
las zonas más ventosas de Grecia, principalmente en Tracia, en el Peloponeso y en
Eubea, el acuerdo con Damco Energy (grupo Copelouzos) e International
Constructional (Grupo Samaras) prevé, además, el derecho de llevar la cuota de Enel
Green Power de modo progresivo al 80%.
Para las principales participaciones en empresas asociadas se ofrecen además los datos
económicos y patrimoniales:
En millones de euros
Actividades Pasivos Ingresos Útiles
(pérdidas)
La Geo S.A. de C.V. 299 47 77 29
Tradewind Energy L.L.C 16 7 11 (4)
57
17. Activos financieros no corrientes – 132 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión a 31 de diciembre
de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de
2008
Contratos derivados 51
-del Grupo Enel 51
Créditos financieros a terceros a largo plazo 14
Otros activos financieros 67
TOTAL 132
Los “Contratos derivados” clasificados en las actividades financieras no corrientes se refieren
a los derivados de flujo de efectivo relativos a contratos por discrepancias en dos partes con
la sociedad del grupo Enel S.p.A. y Enel Trade S.p.A.
El enunciado “Contratos derivados” recoge el valor razonable de los contratos derivados
existentes a la fecha del balance. En la siguiente tabla se indica el valor nocional y el valor
razonable de los derivados existentes subdivididos por tipo de contrato y por designación:
En millones de euros Nocional Valor
razonable
A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujos de efectivo
Commodity 244 51
Total derivados 244 51
Con referencia al nivel de medición se evidencia que tales derivados se clasifican como de
nivel 2.
Los “Créditos financieros a terceros a largo plazo” se refieren por 10 millones de euros al
préstamo otorgado a Sowitec International Gmbh en el ámbito del contrato de desarrollo de
actividades en Brasil; en particular, el acuerdo está destinado a la implementación y el
desarrollo de proyectos de energía eólica.
Las otras actividades financieras contienen fundamentalmente:
– los pagos a cuentas por adquisiciones de participaciones en las sociedades griegas,
International Wind Rhodes (13 millones de euros), International Wind Achaia (14
millones de euros) y Glafkos Hydroelectric (7 millones de euros);
– las participaciones en las sociedades International Wind Parks of Rhodes (12 millones
de euros por una participación del 6,54%), International Wind Parks of Achaia (13
58
millones de uros por una participación del 15%) y Glafkos Hydroelectric (7 millones
de euros por una participación del 8,08%).
18. Otros activos no corrientes – 6 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre
de 2008
Depósitos de fianza de activos de naturaleza operativa 2
Otros créditos diferentes 4
TOTAL 6
Activos corrientes
19. Existencias – 82 millones de euros
Las existencias a 31 de diciembre de 2008 presentan un saldo de 82 millones y se refieren a
las existencias de materiales destinados a las actividades de mantenimiento, funcionamiento
y construcción de plantas (16 millones de euros) y a los módulos fotovoltaicos para la
instalación directa o la venta a las franquicias (34 millones de euros). Contienen además el
valor de los certificados de eficiencia energética (32 millones de euros).
20. Créditos comerciales - 258 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose el enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Venta y transporte de energía eléctrica 194
-del Grupo Enel 120
Créditos por trabajos en curso bajo pedido 13
Otros créditos 51
Total 258
Los “Créditos por venta y transporte de energía eléctrica” se refieren a créditos por venta de
energía de la controladora Enel Green Power S.p.A. (106 millones de euros) y a créditos de
sociedades controladas (88 millones de euros).
En el ámbito del enunciado en objeto, se evidencia que la cuota de los créditos comerciales
para la valoración de los certificados verdes y otras formas de incentivos (Norteamérica)
asciende a 21 millones de euros y que el desglose de los créditos con las sociedades
relacionadas (“del Grupo Enel”) se expone en el párrafo “Información sobre las partes
relacionadas”.
59
Los “créditos para trabajos en curso bajo pedido” se refieren a trabajos en curso para la
realización de plantas fotovoltaicas efectuados por cuenta de terceros de las sociedades del
grupo Enel S.p.A., Enel Distribuzione S.p.A. y Enel Servizi S.R.L.
Los “Otros créditos” se refieren a la venta de certificados de eficiencia energética a la
sociedad Enel Distribuzione S.p.A. (35 millones de euros).
21. Créditos por impuestos sobre la renta – 15 millones de euros
Los “Créditos por impuestos sobre la renta” incluyen exclusivamente el crédito por impuestos
relativos al área de Latinoamérica.
22. Activos financieros corrientes – 191 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Contratos derivados 129
-de los cuales Grupo Enel 129
Títulos 48
Otros créditos financieros 14
-de los cuales Grupo Enel 6
Total 191
Los “Contratos de derivados” clasificados en las actividades financieras corrientes se refieren
por 82 millones de euros a los contratos financieros por discrepancias en dos partes con Enel
Trade y clasificadas como flujo de efectivo y por 43 millones de euros a los contratos de
derivados sobre Commodity clasificados como trading. Además, los contratos derivados
incluyen 4 millones de euros de derivados de tasa de cambio con Enel S.p.A.
Para el valor nocional y el valor razonable de los contratos derivados a 31 de diciembre de
2008, subdivididos por tipo de contrato y por designación, se remite a la siguiente tabla:
En millones de euros Nocional Valor
razonable
A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 593 85
Commodity 562 82
Cambios 31 3
Derivados comerciales 137 44
Commodity 119 43
Cambios 18 1
Total derivados 730 129
Con referencia al nivel de medición se evidencia que tales derivados se clasifican como de
nivel 2.
60
El enunciado “Títulos” se refiere a inversiones en títulos a corto plazo –preferentemente
certificados de depósito– mediante los cuales las controladas en Brasil, Chile y Panamá invierten
temporalmente la liquidez generada por la gestión operativa.
Los “Otros créditos financieros” se refieren sustancialmente al saldo de las cuentas corrientes
pertenecientes a la sociedad Enel Finance International Sa.
23. Efectivo y otros activos líquidos equivalentes – 163 millones de euros
El efectivo y otros activos líquidos equivalentes no están gravados por vínculos que limiten el
uso pleno, con excepción de 90 millones de euros que esencialmente se refieren a depósitos
vinculados a garantía de operaciones emprendidas.
24. Otros activos corrientes – 141 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de
2008
Créditos tributarios 37
Anticipos a proveedores 21
Redescuentos activos operativos corrientes 12
Otros créditos diferentes 71
-de las sociedades del Grupo Enel 28
TOTAL 141
Los valores se refieren principalmente:
por 13 millones de euros a créditos con Enel Trade S.p.A. por derivados en
Commodity vendidos;
por 7 millones de euros a los créditos de Enel Green Power S.p.A. a La Geo S.A. de
C.V. referentes a la valorización de la cuota de endeudamiento no otorgado junto con
la planta geotérmica de Berlín III, que ha supuesto el reconocimiento de una cuota
adicional de participación;
por 6 millones de euros al IVA que se reconocerá a Enel Green Power cuando la
administración financiera de El Salvador devuelva el IVA a La Geo S.A. de C.V.;
por 24 millones de euros a los créditos referentes a la parte todavía no cobrada de
las asignaciones reconocidas por el Ministero delle Attività Produttive según la Ley
488/92;
por 4 millones de euros a las cuotas para diferenciar de los cánones demaniales para
las plantas hidroeléctricas y otros sobrecánones pagados anticipadamente;
por 3 millones de euros sustancialmente a las cuotas de primas de seguros pagados
anticipadamente.
61
Pasivo
25. Patrimonio neto del Grupo – 2.014 millones de euros
Para el detalle y la movilización del patrimonio neto se remite al Folleto contable
correspondiente.
Capital social –600 millones de euros
El capital social está representado por 1.200.000.000 de acciones ordinarias sin valor
nominal completamente desembolsado y poseido por la sociedad de control Enel S.p.A.
Otras reservas – 1.414 millones de euros
A continuación la composición de los principales enunciados:
Reserva legal – 120 millones de euros
La reserva legal representa la parte de los resultados que, según lo establecido en el art.
2430 del Código Civil, no puede ser distribuida a título de dividendo.
Reservas de valoración de instrumentos financieros derivados CFH – 76 millones de
euros
Incluyen los ingresos netos obtenidos directamente del patrimonio neto por efecto de
valoraciones sobre los derivados de cobertura (cash flow hedge).
Reservas de conversión – (95) millones de euros
En dicho enunciado se incluyen los efectos de conversión de balances con moneda local
diferente a la consolidada.
Otras reservas diferentes (excepto Reserva Legal) – 1.313 millones de euros
Se refieren principalmente a las reservas atribuidas a la controladora durante la escisión de
Enel Produzione S.p.A. La reserva de reevaluación, equivalente a 138 millones de euros,
representa el importe de la reevaluación realizada en el ejercicio de 2003, de conformidad
con la Ley 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%). Actualmente la distribución de esta reserva está diferida por
tiempo indefinido.
En la siguiente tabla se representa la movilización de las pérdidas y ganancias obtenidas
directamente del patrimonio neto, incluyendo las cuotas de terceros destacando el efecto
fiscal correspondiente a cada enunciado.
62
En millones de euros
Valor bruto Efecto fiscal
Valor libre del efecto fiscal
Pérdidas en derivados por cobertura de flujos de efectivo 127 (50 ) 77 Pérdidas por diferencias de cambio en la
conversión (56 ) 0 (56 )
Resultados imputados directamente a patrimonio neto (al neto del efecto fiscal) 71 (50 ) 21 Resultado del ejercicio extraído de la cuenta de resultados 834 0 834
Total del beneficio del ejercicio 905 (50 ) 855
Cuota de pertenencia:
- Grupo 908 (50 ) 858
- Terceros (3 ) 0 (3 )
Patrimonio neto de terceros – 182 millones de euros El patrimonio neto de terceros representa la cuota a atribuir a los accionistas terceros de las
sociedades consolidadas, concernientes principalmente a Latinoamérica.
26. Beneficio por acción - 0,68 euro
En la siguiente tabla se representa el procedimiento seguido para determinar el beneficio
básico y diluido por acción:
2008
Beneficio del ejercicio de pertinencia del Grupo (millones de euros) 810
Media ponderada de las acciones ordinarias 1.200.000.000
Beneficio básico y diluido por acción (en euros) 0,68
Se señala que no hay efectos dilusivos que deberían estar considerados para el cálculo del
beneficio diluido por acción y, por lo tanto, esta última coincide con el beneficio base por
acción.
Pasivos no corrientes
27. Financiaciones a largo plazo – 982 millones de euros (incluidas las
cuotas con vencimiento en los próximos 12 meses equivalentes a 107 millones
de euros)
Dicho enunciado refleja la deuda a largo plazo correspondiente a empréstitos de
obligaciones, a financiaciones bancarias y a otras financiaciones en euros y otras monedas,
incluidas las cuotas con vencimiento a 12 meses.
63
En la siguiente tabla se expone la situación del endeudamiento a largo plazo y el plan de amortizaciones a 31 de diciembre de 2008 con distinción por forma
de financiación y tipos de interés:
En millones de euros Valor nocional Valor nocional Saldo
contable Valor
razonable Cuota
corriente
Cuota con vencimiento a más de 12 meses Cuota con vencimiento en
A 1 de enero
de 2008 A 31 de diciembre de
2008 2010 2011 2012 2013 Otras Empréstitos de obligaciones - tipo fijo cotizado 82 74 74 51 12 62 12 14 14 17 5
Total 82 74 74 51 12 62 12 14 14 17 5
Deudas con entidades bancarias -tipo fijo 57 41 41 41 2 39 2 4 3 30 0
- tipo variable 577 648 642 615 70 572 88 79 48 46 311
Total 634 689 683 656 72 611 90 83 51 76 311
Deudas con otras financieras -tipo fijo 104 157 171 155 21 150 12 17 20 93 8
- tipo variable 27 22 22 19 2 20 1 1 1 14 3
Total 131 179 193 174 23 170 13 18 21 107 11
Financiaciones a sociedades relacionadas - tipo variable 17 32 32 30 0 32 0 0 0 0 32
Total 17 32 32 30 0 32 0 0 0 0 32
TOTAL 864 974 982 911 107 875 115 115 86 200 359
La movilización del ejercicio del valor nocional del endeudamiento a largo plazo está resumida en la siguiente tabla:
En millones de euros Valor nocional Reembolsos Variación área
de consolidación Nuevas
emisiones Diferencias de cambio
Otros movimientos Valor nocional
A 1 de enero de 2008
A 31 de
diciembre de 2008
Empréstitos de obligaciones 82 (13) - - 5 - 74
Deudas con entidades bancarias 634 (148) 4 191 2 6 689
Financiaciones a otras financieras 131 (27) - - - 75 179
Financiaciones a sociedades relacionadas 17 - - 15 - - 32
Total endeudamiento financiero 864 (188) 4 206 7 81 974
64
El enunciado “Empréstitos obligacionales”, de 74 millones de euros, se refiere a la emisión de
obligaciones de la sociedad panameña Enel Fortuna y las gestiona el Banco de Nueva York a
un tipo fijo del 10,125% con plazo de amortización hasta 2013.
El enunciado “Deudas con entidades bancarias” a 31 de diciembre de 2008 (comprendida la
cuota con vencimiento a 12 meses) se refiere principalmente a:
financiación bancaria a largo plazo de 30 millones de euros a tipo fijo con el Banco
Estado Chileno, con cuota a corto plazo equivalente a 2 millones de euros;
financiación bancaria a largo plazo de 11 millones de euros a tipo fijo con el Banco
Industrial de Guatemala, con cuota a corto plazo equivalente a 0,45 millones de euros;
financiaciones bancarias a largo plazo equivalentes a 384 millones de euros a tipo
variable estipuladas por EUFER con 16 institutos bancarios españoles y uno italiano con cuota
a corto plazo equivalente a 47 millones de euros;
financiaciones bancarias a largo plazo equivalentes a 20 millones de euros a tipo
variable con dos instituciones bancarias griegas: El NBG Bank y Emporiki Bank, con cuota a
corto plazo equivalente a 4 millones de euros;
financiación otorgada por el BEI a la controladora, equivalente a 218 millones de
euros con cuota a corto plazo de 27 millones de euros, reconocida por un programa de
inversiones en el sector de la producción de energía de fuentes renovables. El tipo de interés
debido es igual al Euribor a tres meses, aumentado con un diferencial del 0,25%; el plan del
préstamo prevé el reembolso en 22 cuotas semestrales constantes a partir del mes de junio
de 2006.
El enunciado “Deudas con otras financieras” incluye principalmente la financiación de
aproximadamente 166 millones de euros para los proyectos Snyder y Smoky I de
Norteamérica.
El enunciado “Financiaciones con sociedades relacionadas” incluye la financiación otorgada
por la sociedad relacionada Enel Finance International de 32 millones de euros.
En la siguiente tabla se indica el endeudamiento financiero a largo plazo por moneda y por
tasa de interés:
En millones de euros
Saldo contable
Valor nocional
Saldo contable
Tipo
medio de
interés en vigor
Tipo de interés efectivo en vigor
A 1 de enero de
2008
A y para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008
Euro 558 629 624 4,67% 4,70%
Dólar estadounidense 207 288 301 7,31% 8,32%
Peso chileno/UF 35 30 30 7,75% 7,75%
Otras divisas 36 27 27
Total divisas no euro 278 345 358
Total 836 974 982
65
A continuación queda evidenciada la composición del “Endeudamiento financiero neto”:
En millones de euros
A 31 de diciembre de
2008
Depósitos bancarios y postales 163
Títulos 48
Liquidez 211
Créditos financieros corrientes 14
Deudas con entidades bancarias a corto plazo (11)
Cuota corriente de deudas con entidades bancarias (72)
Cuota corriente de empréstitos de obligaciones (12)
Cuota corriente de deudas con otras financieras (23)
Otras deudas financieras a corto plazo (4.572)
Endeudamiento financiero corriente (4.690)
Endeudamiento financiero corriente neto (4.465)
Deudas con entidades bancarias (611)
Empréstitos de obligaciones (62)
Deudas con otras financieras y sociedades relacionadas (202)
Endeudamiento financiero no corriente (875)
Endeudamiento financiero neto (5.340)
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo 14
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO ENEL GREEN POWER (5.326)
Además se indica que algunas financiaciones existentes con partes no relacionadas a la fecha
del presente balance obligan al Grupo a respetar los parámetros societarios y financieros
que, en caso de no respetarse, podrían provocar limitaciones en el uso de los mismos. El
importe de financiaciones sujetas al cumplimiento de dichos parámetros no es importante
con respecto al endeudamiento financiero neto.
A la fecha del presente balance, dichos parámetros se han respetado y por lo tanto no hay
limitaciones para el uso de las financiaciones en objeto.
28. Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados
– 43 millones de euros
La sociedad reconoce a los empleados varios beneficios diferentes como las prestaciones
relacionadas con la indemnización por fin de contrato, indemnización por mensualidades
añadidas e indemnización sustitutiva del preaviso, premios de fidelidad, asistencia sanitaria y
descuento de energía (energía a tarifa reducida).
El enunciado incluye provisiones destinadas a cubrir beneficios posteriores a la relación
laboral para programas de beneficios definidos y otros beneficios a largo plazo que
corresponden a los empleados de acuerdo a la ley o al contrato y se refiere exclusivamente
al área de Italia.
Dichas obligaciones, consideradas “obligaciones con beneficios definidos”, de acuerdo con las
previsiones del IAS 19, se han determinado sobre la base del “método de proyección unitaria
del crédito”, con el cual los pasivos se calculan de manera proporcional al servicio vencido a
66
la fecha, con respecto a lo que presumiblemente podría prestarse en total. A continuación se
evidencia la variación intervenida en el ejercicio de los pasivos actuariales y la conciliación de
los mismos con los pasivos correspondientes:
En millones de euros
Prestaciones de pensiones
Otras prestaciones
Variación en el pasivo actuarial:
Pasivo actuarial a 1 de enero de 2008 36 7
-coste normal 1 -
-costes financieros 2 -
-concesiones - -
-(beneficios) y pérdidas actuariales - -
-Beneficios de concesiones (2) -
-Transferencias entre sociedades/otras variaciones (1) -
Pasivo actuarial a 31 de diciembre de 2008 36 7
Variación de las operaciones al servicio de los planes
Pasivos actuariales netos 36 7
Pérdidas / (beneficios) netos no reconocidos - -
Pasivo reconocido a 31 de diciembre de 2008 36 7
El gasto normal para las prestaciones a los trabajadores registrado en 2008 es igual a 1
millón de euros registrados entre los gastos de personal, mientras que los costes por
obligaciones de actualización registrados entre las obligaciones financieras son iguales a 2
millones de euros.
Las principales asunciones utilizadas en la estimación actuarial del pasivo por prestaciones a
los empleados son las siguientes:
2008
Tasa de actualización 4,8%
Tasa de incremento del coste del trabajo 3,5%
Tasa de incremento del coste de los gastos unitarios 3,5%
29. provisiones no corrientes(incluida cuota a corto plazo) – 84 millones de
euros
Los provisiones no corrientes se destinan a cubrir los probables pasivos que podrían surgir
de las disputas judiciales y de otros contenciosos, sin considerar los efectos de aquellas
disputas que se estima que tengan resultado positivo y de aquellas para las que una
eventual obligación no sea cuantificable de manera razonable.
67
El detalle y la movilización de las provisiones no corrientes correspondientes al ejercicio
terminado a 31 de diciembre de 2008 son los siguientes:
En millones de euros
A 1 de
enero de
2008 Aprovisionamien
tos Retenc
iones Usos Otros
movimientos
A 31 de
diciembre
de 2008
de cuota
no
corriente
Fondo contencioso, riesgos y obligaciones diversas -contencioso legal 22 2 0 (4 ) 0 20 0 -correspondiente a
obligaciones sobre plantas de
producción 27 20 0 (4 ) 0 43 22
-impuestos 5 7 0 0 1 13 13
-otros fondos 8 2 (1 ) (4 ) 1 6 24
Total 62 31 (1 ) (12 ) 2 82 59
Obligaciones por
incentivos al
desplazamiento 7 0 (4 ) (1 ) 0 2 1
Total 69 31 (5 ) (13 ) 2 84 60
A continuación se indica la composición del enunciado provisiones no corrientes:
Fondo contencioso legal – 20 millones de euros
El fondo contencioso legal está destinado a cubrir los pasivos que podrían derivarse de
controversias judiciales y de otros contenciosos. Incluye la estimación de la obligación frente
a los contenciosos que han surgido en el ejercicio, además de la actualización de las
estimaciones de las posiciones surgidas en los ejercicios precedentes, en función de las
indicaciones de los asesores legales internos y externos.
Fondos de riesgos correspondientes a obligaciones en plantas de producción – 43
millones de euros
Se refieren principalmente a los siguientes fondos:
Fondo de Impuesto Municipal sobre los Bienes Inmuebles: Dicho fondo se ha
constituido para cubrir el riesgo de desestimación en los contenciosos aún abiertos con las
Oficinas del Territorio y las Municipalidades correspondientes al Impuesto Municipal sobre los
Inmuebles vinculado a plantas de producción de energía eléctrica;
Fondo de eliminación y restablecimiento: Dicho fondo incluye la estimación de
futuras obligaciones por sostener, en presencia de obligaciones legales, contractuales o
implícitas, para la eliminación y restablecimiento de las plantas;
Fondo de obligaciones ambientales: Dicho fondo incluye la estimación de futuras
obligaciones por sostener debido a la descontaminación o restablecimiento de las condiciones
ambientales originarias, en los casos que su actividad haya ocasionado daños al ambiente.
Fondo de gastos para incentivos al desplazamiento – 2 millones de euros
El Fondo obligaciones para incentivos a la baja engloba la estimación de las obligaciones
vinculadas con las ofertas por rescisiones consensuales anticipadas de la relación laboral que
derivan de exigencias organizativas.
68
30. Pasivos por impuestos diferidos y Activos por impuestos anticipados –
195 millones de euros y 68 millones de euros
A continuación se desglosan los movimientos de los “Activos por impuestos anticipados” y de
los “Pasivos por impuestos diferidos” por tipo de diferencias temporales, determinados en
base a las alícuotas fiscales previstas por disposiciones vigentes.
En millones de euros
A 1 de
enero de 2008
Aumento /
(disminución)
con imputación a cuenta de
resultados
Cuota
atribuida
directamente al patrimonio
neto
Otros
movimien
tos y efecto
cambios
A 31 de
diciembre de 2008
Activos por impuestos anticipados: - diferencias de valor en inmovilizaciones
y activos financieros 1 8 - (1 ) 8
-aprovisionamiento para riesgos y costes
con deducibilidad diferida 28 (1) - 2 29
- valoración de instrumentos financieros - 4 - - 4
- Crédito fiscal (Norteamérica) 20 - - - 20
- otras partidas 3 - - 4 7
Total 52 11 - 5 68
Pasivos por impuestos diferidos: - diferencias en inmovilizaciones y activos
financieros 1.139 (1.031) - 1 109
- valoración de instrumentos financieros - - 50 1 51
- otras partidas 9 3 0 23 35
Total 1.148 (1.028) 50 25 195
31. Pasivos financieros no corrientes – 15 millones de euros
Los pasivos financieros no corrientes incluyen exclusivamente el valor razonable no corriente
de los “Contratos derivados”, en particular, por 13 millones de euros los contratos derivados
con sociedades del Grupo Enel y por 2 millones de euros los contratos derivados con
terceros.
A continuación el valor nocional y el valor razonable de los contratos derivados a 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros Nocional Valor
razonable
A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 268 15
Intereses 268 15
Derivados de trading 67 0
Intereses 57 0
Cambios 10 0
Total 335 15
69
Los contratos derivados sobre tipos corresponden a:
La opción de tipo de interés destinada a la cobertura del riesgo de tipo de interés
sobre algunas financiaciones a tipo variable para un valor razonable de 15 millones de euros
clasificados como CFH;
Los swap financieros de tipo de interés y la opción de tipo de interés destinados a la
cobertura del riesgo de tipo de interés sobre algunas financiaciones a tipo variable para un
valor razonable equivalente a cero clasificadas como comerciales.
Los contratos derivados sobre cambios corresponden a contratos a plazo.
Con referencia al nivel de medición se evidencia que tales derivados se clasifican como de
nivel 2.
32. Otros pasivos no corrientes – 32 millones de euros
El enunciado está compuesto principalmente por deudas por contribuciones pendientes de
efectuar a los ayuntamientos de la Región Toscana, sedes de centrales geotérmicas y por
contribuciones en la cuenta de plantas que ya han sido percibidas concedidas por el
Ministerio de Desarrollo Económico de conformidad con la Ley 488/92.
Pasivos corrientes
33. Financiaciones a corto plazo – 4.583 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión a 31 de diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Otras deudas financieras a corto plazo 4.572
-del Grupo Enel 4.557
Otras financiaciones a corto plazo con entidades bancarias 5
Usos de líneas de crédito renovables 6
Total 4.583
El valor razonable de las financiaciones a corto plazo está sustancialmente en línea con su
valor contable a la fecha del balance.
Las financiaciones a corto plazo se refieren por 4.557 millones de euros al saldo de las
cuentas corrientes existentes con Enel S.p.A. y Enel Finance International Sa. En referencia a
la cuenta corriente intersocietaria existente con Enel S.p.A., se destaca que la misma
devenga intereses pasivos a una tasa equivalente al Euribor –media mensual básica 360 más
un sprE.A.D. del 0,75%.
70
34. Deudas comerciales - 313 millones de euros
El enunciado “Deudas comerciales”, equivalente a 313 millones de euros, incluye deudas con
el Grupo Enel por un importe igual a 75 millones de euros, cuyos detalles se exponen en el
párrafo Información sobre las sociedades relacionadas (Nota n° 38) y con terceros por un
importe igual a 238 millones de euros.
35. Deudas por impuestos sobre la renta – 57 millones de euros
Los valores a 31 de diciembre de 2008 se refieren por 15 millones de euros a las deudas con
la sociedad Enel S.p.A. por la posición deudora en el IRES (Impuesto sobre el beneficio de
Sociedades) (alícuota impositiva 27,5%), en el ámbito de la Consolidación Fiscal Nacional,
por 3 millones de euros a la deuda por el IRES adicional con la administración financiera
regulada de forma autónoma (alícuota impositiva 5,5%), por 4 millones de euros a la deuda
por el IRAP (Impuesto Regional sobre Actividades Productivas) por 5 millones de euros a la
deuda por impuestos sobre el beneficio exterior (Enel Green Power S.p.A.), por 21 millones
de euros a la sociedad Americas Generation Corporation, por 6 millones de euros a Enel
Unión Fenosa Renovables, por 4 millones de euros a la sociedad Enel Latin America y por 1
millón de euros a las sociedades griegas adquiridas en 2008.
36. Pasivos financieros corrientes – 36 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Acumulación pasivos financieros corrientes 2
Contratos derivados 9
del Grupo Enel 7
Otras deudas financieras 25
del Grupo Enel 25
Total 36
El enunciado “Otras deudas financieras” engloba principalmente los intereses devengados en
la deuda existente al final del ejercicio 2008.
En la siguiente tabla se indican el valor nocional y el valor razonable de los contratos
derivados a 31 de diciembre de 2008:
71
En millones de euros Nocional Valor
razonable
A 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 175 2
Commodity 175 2
Derivados de trading 124 7
Commodity 4 1
Cambios 120 6
Total 299 9
Los contratos derivados sobre cambios corresponden a contratos a plazo.
Con referencia al nivel de medición se evidencia que tales derivados se clasifican como de
nivel 2.
37. Otros pasivos corrientes – 176 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose del enunciado en cuestión para el 31 de
diciembre de 2008:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Deudas cánones y contribuciones urbanísticas 24
Deudas con el personal y con entidades de previsión 10
Deudas tributarias diferentes 9
Anticipos y acumulaciones de pasivos 5
Otras deudas 128
del Grupo Enel 97
Total 176
El enunciado Otras deudas varias (128 millones de euros) se refiere:
a la adquisición de Inelec por parte de Enel Green Power International B.V.;
a las deudas con la administración pública local y organismos de seguridad social
(Enel Unión Fenosa Renovables).
Las deudas con el personal (10 millones de euros) se refieren principalmente a las
vacaciones vencidas y no gozadas y horas extras por 5 millones de euros y a las deudas con
entidades de seguridad social, a cargo de Enel Green Power S.p.A., que gravan las
retribuciones del mes de diciembre que se pagan en el mes de enero de 2009, así como las
cuotas correspondientes a la indemnización por fin de contrato destinadas al Fondo de
Pensión de Directivos del Grupo Enel (FONDENEL) y al Fondo de Pensión para Empleados del
Grupo Enel (FOPEN).
72
Las deudas tributarias (9 millones de euros) se refieren al IVA y a otras retenciones fiscales
(Enel Unión Fenosa Renovables).
38. Información sobre las partes relacionadas
Las partes relacionadas se han determinado en base a lo estipulado por los principios
contables internacionales.
Se definen como partes relacionadas con el Grupo Enel Green Power:
- la sociedad de control Enel S.p.A. que posee el 100% de la sociedad matriz Enel Green
Power S.p.A.;
- las sociedades de control de Enel S.p.A. y sus controladas;
- las empresas bajo el común control de Enel S.p.A.;
- las personas físicas que directa o indirectamente tienen un poder de voto en la empresa
que redacta el balance, lo que les proporciona una influencia dominante en la empresa;
- directivos con responsabilidades estratégicas, es decir, los que tienen el poder y la
responsabilidad de la planificación, dirección y control de las actividades de la empresa que
redacta el balance, comprendidos administradores y funcionarios de la sociedad y los
parientes cercanos de dichas personas.
El Grupo mantiene con sus propias relacionadas relaciones de carácter comercial y financiero
reguladas según las condiciones normales de mercado.
Dichas relaciones permiten adquirir ventajas que nacen del uso de servicios y competencias
comunes, de las conveniencias determinadas por el ejercicio de sinergias de grupo y de la
aplicación de políticas unitarias en el campo financiero.
Concretamente, a lo largo del ejercicio de 2008, las relaciones con las partes relacionadas
tuvieron que ver con actividades específicas, entre otras:
- gestión de la tesorería, del riesgo generado por la variación de los tipos de interés, de la
distribución de financiaciones y del otorgamiento de garantías;
- suministro de prestaciones profesionales y de servicios;
- gestión de servicios comunes;
- compraventa de energía;
- compraventa de certificados verdes y de eficiencia energética.
A las relaciones arriba descritas es necesario añadir el ejercicio de la opción del consolidado
fiscal nacional con la sociedad de control Enel S.p.A.
73
Las siguientes tablas demuestran las relaciones de naturaleza económico-financiera y
patrimonial mantenidas por el Grupo con sus partes relacionadas para el ejercicio 2008.
(En millones de euros)
Sociedad de control Enel S.p.A.
Relacionadas internas al Grupo Enel
Relacionadas externas al Grupo Enel
Total partes relacionadas
Operaciones de la cuenta de resultados
Ingresos por ventas y servicios - 199 930 1.129
GME S.p.A. - - 774 774
GSE S.p.A. - - 137 137
Terna S.p.A. - - 19 19
Enel Produzione S.p.A. - 170 - 170
Enel Servizio Elettrico S.p.A. - 3 - 3
Enel Distribuzione S.p.A. - 19 - 19
Enel Energia S.p.A. - 3 - 3
Enel Investiment Holding S.A. - 3 - 3
Enel Servizi S.r.l. - 1 - 1
Costes por servicios 41 50 - 91
Enel S.p.A. 41 - - 41
Enel Servizi S.r.l. - 22 - 22
Enel Produzione S.p.A. - 20 - 20
Enel Green Power International B.V. - 3 - 3
Enel Servizio Elettrico S.p.A. - 4 - 4
Sfera S.R.L.* - 1 - 1
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo de Commodity (5) (17) - (22)
Enel Trade S.p.A. - (17) - (17)
Enel S.p.A. (5) - - (5)
Ingresos financieros 1 1 - 2
Enel S.p.A. 1 - - 1
Enel Finance International S.A. - 1 - 1
Costes financieros 175 8 - 183
Enel S.p.A. 175 - - 175
Enel Green International B.V. - 2 - 2
Enel Finance International S.A. - 6 - 6
74
(En millones de euros)
Sociedad de control Enel
S.p.A.
Relacionadas internas al
Grupo Enel
Relacionadas externas al
Grupo Enel
Total partes relacionadas
Operaciones del estado patrimonial
Financiaciones a largo plazo - 32 - 32
Enel Finance International Sa - 32 - 32
Pasivos financieros no corrientes 12 - - 12
Enel S.p.A. 12 - - 12
Financiaciones a corto plazo 4.377 180 - 4.557
Enel S.p.A. 4.377 - - 4.377
Enel Finance International S.A. - 177 - 177
Enel Produzione S.p.A. - 3 - 3
Deudas comerciales 24 51 - 75
Enel S.p.A. 24 - - 24
Enel Distribuzione S.p.A. - 1 - 1
Enel Factor S.R.L. - 34 - 34
Enel Servizi S.r.l. - 11 - 11
Sfera S.R.L.* - 2 - 2
Enel Produzione S.p.A. - 3 - 3
Deudas por impuestos sobre la renta 15 - - 15
Enel S.p.A. 15 - - 15
Pasivos financieros corrientes 15 16 - 31
Enel S.p.A. 15 - - 15
Enel Factor S.R.L. - 15 - 15
Enel Trade S.p.A. - 1 - 1
Otros pasivos corrientes 4 93 - 97
Enel Trade S.p.A. - 6 - 6
Enel Green Power International B.V. - 3 - 3
Enel Investment Holding S.A. - 84 - 84
Enel S.p.A. 4 - - 4
Activos financieros no corrientes - 51 - 51
Enel Trade S.p.A. - 51 - 51
Créditos comerciales 1 119 10 130
Enel Produzione S.p.A. - 80 - 80
Enel Servizio Elettrico S.p.A. - 1 - 1
Enel S.p.A. 1 - - 1
Enel Distribuzione S.p.A. - 35 - 35
Enel Investment Holding Sa - 1 - 1
Enel Power S.p.A. - 1 - 1
Enel Servizi S.r.l. - 1 - 1
GSE S.p.A. - - 10 10
Activos financieros corrientes 4 131 - 135
Enel S.p.A. 4 - - 4
Otras menores - 5 - 5
Enel Trade S.p.A. - 126 - 126
Otros activos corrientes 3 25 - 28
Enel S.p.A. 3 - - 3
Enel Investment Holding Sa - 12 - 12
Enel Trade S.p.A. - 13 - 13
75
La sociedad de control Enel S.p.A.
Las relaciones con la sociedad de control Enel S.p.A. conciernen principalmente a i) la
centralización en la sociedad de control de algunas funciones de carácter general inherentes
a las operaciones financieras, legales, personales, secretaría societaria, administración,
planificación y control relativos a Enel Green Power y a sus controladas; ii) los servicios de
dirección y coordinación llevados a cabo por la sociedad de control Enel S.p.A. para con Enel
Green Power y sus controladas.
Partes relacionadas internas al Grupo Enel S.p.A.
Las relaciones más significativas con las sociedades controladas por Enel S.p.A. conciernen
a:
- Enel Trade S.p.A.: venta de energía y de certificados por parte de Enel Green Power S.p.A.
a Enel Trade S.p.A. y gestión del riesgo de Commodity por parte de Enel Trade S.p.A. para
las sociedades del Grupo Enel;
- Enel Distribuzione S.p.A.: venta de certificados de eficiencia energética de Enel Si a Enel
Distribuzione S.p.A.;
- Enel Produzione S.p.A.: venta de energía por parte de Enel Green Power S.p.A. a Enel
Produzione S.p.A. y la prestación de servicios de teleconducción de las instalaciones
hidroeléctricas y eólicas, mantenimiento de seguridad de las presas, y alimentación de las
plantas hidroeléctricas llevadas a cabo por Enel Produzione S.p.A. para Enel Green Power
S.p.A.;
- Enel Servizi S.R.L.: gestión de los servicios de aprovisionamiento, gestión de los espacios,
servicios administrativos, de restauración y de gestión del parque de máquinas llevado a
cabo por Enel Servizi S.R.L para Enel Power S.p.A.;
- Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A.: servicios de consultoría y gestión técnica de los
proyectos relativos a la construcción de nuevas plantas llevada a cabo por Enel Ingegneria e
Innovazione S.p.A. para Enel Green Power S.p.A. y las sociedades del Grupo;
- Enel Finance International B.V.: emisión de financiaciones a Enel Green Power S.p.A. y a
las sociedades del Grupo.
Partes relacionadas externas al Grupo Enel S.p.A.
Como operador en el campo de la producción de energía eléctrica mediante fuentes de
energías renovables, Enel Green Power vende energía eléctrica y disfruta de servicios de
distribución y transporte de un cierto número de sociedades controladas por el Estado
(accionista del Grupo Enel S.p.A.).
Las relaciones con las empresas pertenecientes o controladas por el Estado conciernen
principalmente a:
- Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.
- Gestore del Servizio Elettrico S.p.A.
- Acquirente Unico S.p.A.
76
39. Pasivos y activos potenciales
Controversias relacionadas con impuestos
Actualmente, además de los ya existentes, podrían surgir nuevos contenciosos relativos a
impuestos municipales sobre los bienes inmuebles.
Con el artículo 1 – quinquies del Decreto-Ley italiano de 31 de marzo de 2005, nº 44 –
“referente a las disposiciones urgentes en materia de entes locales”– adjunto en sede de
conversión, por la Ley de 31 de mayo de 2005, nº 88, se ha previsto que el artículo 4 de la
Ley Catastral, aprobada con Real Decreto-Ley italiano de 13 de abril de 1939, nº 652, se
interpreta, limitadamente para las centrales eléctricas “en el sentido de que los edificios y las
construcciones permanentes están constituidos por el suelo y por las partes estructuralmente
conectadas al mismo, a los que pueden acceder, incluso de forma transitoria, mediante
cualquier medio de unión, partes móviles con el fin de realizar un único bien complejo”.
Se hace notar también que la Comisión Tributaria Regional de Emilia Romaña, con
Ordenanza nº 16/13/06 depositada el 13/07/06, remitió ante la Corte Constitucional la
cuestión de la legitimidad constitucional del artículo 1-quinquies citado, considerándola
relevante y no manifiestamente infundada.
El 20 de mayo de 2008 la Corte Constitucional emitió la sentencia n° 162/2008. Se han
considerado carentes de fundamento las cuestiones planteadas por el CTR de Emilia-Romaña
y, por lo tanto, ha confirmado la legitimidad de la nueva disposición interpretativa, cuyos
principales efectos para el Grupo son los que a continuación se destacan:
relevancia del valor de las “turbinas” en la valoración catastral de las plantas;
posibilidad, por parte de las Oficinas Locales del Territorio, de rectificar sin un plazo de
vencimiento las rentas propuestas por Enel;
eficacia de los ajustes solo a partir de su notificación;
consiguiente y probable limitación de la retroactividad de los efectos del art. 1-quinquies solo
a las centrales actualmente con contencioso.
En la sentencia se afirmó, además, que “… el principio por el cual en la determinación de la
renta catastral concurren los elementos constitutivos de las fábricas (...) a pesar de que
físicamente no estén incorporadas al suelo, vale para todos los bienes inmuebles de
conformidad con el artículo 10 del Real Decreto Legislativo núm. 652 de 1939” y no solo para
centrales eléctricas.
Se señala que hasta ahora no resulta que se haya introducido ningún criterio de valoración
para los bienes muebles considerados catastralmente relevantes, ni en relación con el
método de valoración ni en relación con la efectiva localización del objeto de valoración y la
citada sentencia no parece que aporte ninguna dirección a seguir en cuanto a esta cuestión.
Por lo tanto, Enel Green Power S.p.A., respecto a los contenciosos existentes, seguirá
estando en juicio para solicitar un redimensionamiento sustancial de los valores que las
Oficinas del Territorio les habían atribuido originariamente a estas partes de la planta,
proveyendo a la adecuación del Las Provisiones no corrientespara contrastar el posible riesgo
de derrumbe, también en relación con las nuevas comprobaciones hechas hasta ahora.
Sin embargo, no ha considerado oportuno realizar ulteriores aprovisionamientos que tuvieran
en cuenta posibles efectos retroactivos de la norma en las propuestas de rentas que hasta
ahora no han sido objeto en cuestión por parte de las Oficinas Territoriales y de los
Ayuntamientos.
77
40. Hechos de importancia en los que se ha
intervenido después del cierre del ejercicio
No se tienen en cuenta hechos de relieve posteriores al cierre del periodo.
41. Modificaciones de la estructura organizativa. El 8 de marzo de 2010, el Grupo Enel Green Power estableció una nueva estructura
organizativa que prevé, entre otras cosas, la organización de las áreas geográficas en:
Italia y Europa;
Península Ibérica y Latinoamérica;
Estados Unidos.
Además hay una estructura dedicada a Enel.si, con responsabilidades autónomas respecto al
área de Italia y Europa.
A continuación se muestran los principales datos económicos, patrimoniales y financieros de
las nuevas estructuras, que se han determinado reclasificando los datos mostrados en la
Nota 5 como se expone a continuación:
– Italia y Europa: incluye los datos atribuidos, en base a la estructura anterior, al área
Italia (sin Enel.si) y al área resto de Europa (sin Eufer);
– Península Ibérica y Latinoamérica: incluye los datos atribuidos, en base a la
estructura anterior, al área de Latinoamérica y a la sociedad Eufer;
– Estados Unidos: coincide con el área anterior;
– Enel.si: incluye los datos relativos a la sociedad Enel.si, atribuidos en la Nota 6 al
área Italia.
Resultados por área geográfica
Italia y Europa Enel.si
Península
Ibérica y
Latinoamérica
Norteaméri
ca
Elisiones y
rectificacion
es
Total
Ingresos a terceros 1.175 153 373 106 - 1.807
Ingresos intersectoriales 22 - - - (22 ) -
Ganancias / (pérdidas) netas de
gestión del riesgo de Commodity (31 ) - - - - (31 )
Beneficio antes de intereses,
impuestos, amortizaciones 838 6 233 64 - 1.141
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 346 (1 ) 46 27 - 418
Resultado de explotación 493 7 186 37 - 723
Ganancias / (pérdidas) financieras netas y cuota ganancias /
(pérdidas) contabilizadas por el
método de participación - - - - - 5
Impuestos - - - - - (339 )
Resultado del ejercicio - - - - - 834
Activos operativos 5.071 153 1.346 924 (27 ) 7.467
Pasivos operativos 242 107 221 61 (26 ) 605
Inversiones brutas 387 - 223 289 - 899
78
En el siguiente informe se muestra la conciliación de los activos y pasivos operativos por
área geográfica con los expuestos en el balance agregado:
En millones de euros
A 31 de diciembre de 2008
Total activos 8.712
- fondo de comercio 453
- inversiones contabilizadas por el método de participación 223
- activos financieros no corrientes 132
- activos financieros corrientes 191
- efectivo y otros activos líquidos equivalentes 163
- activos por impuestos anticipados 68
- créditos por impuestos sobre la renta 15
Activos operativos 7.467
Total pasivos 6.516
- financiaciones* 5.565
- pasivos financieros no corrientes 15
- pasivos financieros corrientes 36
- tratamiento de extinción de relación laboral 43
- pasivos por impuestos diferidos 195
- deudas por impuestos sobre la renta 57
Pasivos operativos 605
* Financiaciones a largo plazo Financiaciones a corto plazo Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo.
Detalle Italia y Europa
En millones de euros
Al y para el ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2008
Ingresos 1.175
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo de Commodity (31 )
Beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones (EBITDA) 838
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 346
Resultado de explotación 493
Activos operativos 5.071
Pasivos operativos 242
Empleados al fin del ejercicio (nº) 1.522
Inversiones brutas 387
79
Detalle Enel.si
En millones de euros
A y para el ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2008
Ingresos 153
Beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones (EBITDA) 6
Amortizaciones y pérdidas por deterioro (1)
Resultado de explotación 7
Activos operativos 153
Pasivos operativos 107
Empleados al fin del ejercicio (nº) 124
Detalle Península Ibérica y Latinoamérica
En millones de euros
A y para el ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2008
Ingresos 373
Beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones (EBITDA) 233
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 46
Resultado de explotación 186
Activos operativos 1.346
Pasivos operativos 221
Empleados al fin del ejercicio (nº) 490
Inversiones brutas 223
Detalle Norteamérica
En millones de euros
A y para el ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2008
Ingresos 106
Beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones (EBITDA) 64
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 27
Resultado de explotación 37
Activos operativos 924
Pasivos operativos 61
Empleados al fin del ejercicio (nº) 267
Inversiones brutas 289
80
Renuncia de responsabilidad
Este informe emitido originalmente en italiano ha sido traducido al español únicamente para la comodidad de los lectores internacionales.
81
ANEXOS
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green
Power a 31 de diciembre de 2008
A continuación se muestran las relaciones de empresas controladas por Enel Green Power
S.p.A. y sus asociadas a 31 de diciembre de 2008, según el art. 2359 del Código Civil,
además del resto de participaciones relevantes. Todas las participaciones se poseen con
título de propiedad. Para cada empresa se indican: el nombre, el domicilio social, la
actividad, el capital social, la divisa, las sociedades del Grupo que poseen una participación
en la empresa y el porcentaje respectivo de posesión y el porcentaje de la posesión del
Grupo. Relación de empresas incluidas en el área de consolidación
con el método proporcional a 31 de diciembre de 2008 (1)
Denominación
social Domicilio
social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propiedad
de (3) % de
posesión % de
posesión
del Grupo
A
31.12.2008
Controladora:
Enel Green
Power S.p.A. Roma Italia Holding
industrial 600.000.000 Euro Enel S.p.A. 100,00%
Controladas:
Enel Green Power
International
B.V.
Amsterdam
Holanda Holding de participacione
s
244.532.298 Euro Enel Green Power S.p.A.
100,00% 100,00%
Enel.si S.r.l. Roma Italia Ingeniería
industrial y
servicios
energéticos
5.000.000 Euro Enel Green
Power S.p.A. 100,00% 100,00%
Geotérmica Nicaragüense
S.A.
Managua Nicaragua Producción de energía
eléctrica de
fuentes
renovables
50.000 Córdoba oro Nicaragüens
es
Enel Green Power S.p.A.
60,00% 60,00%
Portoscuso
Energia S.r.l. Roma Italia Producción de
energía
eléctrica de fuentes
renovables
10.000 Euro Enel Green
Power S.p.A. 100,00% 100,00%
Consorzio
Sviluppo Solare Roma Italia - 100.000 Euro Enel
Produzione
S.p.A.
30,00% 100,00%
Enel.si S.r.l. 70,00%
Enel North
America Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. Producción de
energía
eléctrica de
fuentes renovables
50 Dólar
estadounide
nse
Enel Green
Power
International
B.V.
100,00% 100,00%
Enel Latin
America B.V. Amsterda
m Holanda Producción de
energía
eléctrica de
fuentes
renovables
244.450.298 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
100,00% 100,00%
Enel Green
Power Bulgaria (ya Enel Maritza
East 4 Bulgaria
EAD)
Sofía Bulgaria Construcción,
gestión y mantenimient
o de plantas
50.000 Leva búlgaro
Enel Green
Power International
B.V.
100,00% 100,00%
Blue Energy
S.R.L. Tulcea Rumania Producción de
energía
eléctrica de
fuentes renovables
1.000 Nuevo Leu
rumano Enel Green
Power
International
B.V. Blue Line
Impex
S.R.L.
1,00%
99,00%
100,00%
Blue Line Impex
S.R.L. Sat Rusu
de Sus
Nuseni
Rumania Producción de
energía
eléctrica de
fuentes renovables
500.000 Nuevo Leu
rumano Enel Green
Power
International
B.V.
100,00% 100,00%
82
Denominación social
Domicilio social
País Actividades Capital social (2)
Divisa Propiedad de (3)
% de posesión
% de posesión
del
Grupo A
31.12.2008
Electrogroup
S.R.L. Baia Mare Rumania Producción de
energía
eléctrica de
fuentes
renovables
200 Nuevo Leu
rumano Blue Line
Impex
S.R.L.
100,00% 100,00%
International Wind Parks of
Crete S.A.
Maroussi Grecia Construcción, gestión y
mantenimient
o de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la energía
eléctrica
3.093.000 Euro
Enel Green Power
International
B.V.
100,00% 100,00%
International
Wind Parks of
Thrace S.A.
Maroussi Grecia Construcción,
gestión y
mantenimient
o de plantas,
comercio de energía en el
sector de la
energía
eléctrica
13.957.500 Euro Enel Green
Power Hellas
S.A.
100,00% 100,00%
Wind Parks of
Thrace S.A. Maroussi Grecia Construcción,
gestión y
mantenimiento de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía
eléctrica
13.537.200 Euro Enel Green
Power Hellas
S.A.
100,00% 100,00%
International Wind Power S.A.
Maroussi Grecia Construcción, gestión y
mantenimient
o de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la energía
eléctrica
6.615.300 Euro Enel Green Power Hellas
S.A.
100,00% 100,00%
Americas
Generation
Corporation
Panamá República de
Panamá
Holding de
participacione
s
2.000 Dólar
estadounide
nse
Enel Latin
America
B.V.
100,00% 100,00%
Hydro
Constructional
S.A.
Maroussi Grecia Ingeniería en
el sector
eléctrico, comercio de
energía y
servicios en el
sector
energético
4.230.000 Euro Enel Green
Power
International B.V.
100,00% 100,00%
(1) Las empresas que posee Enel North America Inc. y Enel Latin America L.L.C. consolidadas con el método integral
merecen relaciones separadas.
83
Relación de empresas que posee Enel North America Inc.
incluidas en el área de consolidación con el método integral a
31.12.2008 (1)
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A
31.12.2008
Controladora:
Enel North America Inc. Wilmington (Delaware)
EE.UU. 50 Dólar estadounide
nse
Enel Green Power International B.V.
100,00% 100,00%
Controladas:
Agassiz Beach L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Aquenergy Systems Inc. Greenville (Carolina del
Sur)
EE.UU. 10.500 Dólar
estadounide
nse
Consolidated Hydro
Southeast Inc. 100,00% 100,00%
Asotin Hydro Company
Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Autumn Hills L.L.C. Minneapolis (Minnesota)
EE.UU. - Chi Minnesota Wind L.L.C.
49,00% 49,00%
Aziscohos Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. 100 Dólar estadounide
nse
Enel North America Inc.
100,00% 100,00%
Barnet Hydro Company Burlington
(Vermont) EE.UU. - Sweetwater
Hydroelectric Inc. 100,00% 100,00%
Beaver Falls Water
Power Company Filadelfia
(Pensilvania) EE.UU. - Beaver Valley
Holdings Ltd. 67,50% 67,50%
Beaver Valley Holdings
Ltd. Filadelfia
(Pensilvania) EE.UU. 2 Dólar
estadounide
nse
Hydro Development
Group Inc. 100,00% 100,00%
Beaver Valley Power
Company Filadelfia
(Pensilvania) EE.UU. 30 Dólar
estadounide
nse
Hydro Development
Group Inc. 100,00% 100,00%
Black River Hydro Assoc. Nueva York (Nueva York)
EE.UU. - (Cataldo) Hydro Power Associates
75,00% 75,00%
Boott Field L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Boott Hydropower Inc. 100,00% 100,00%
Boott Hydropower Inc. Boston
(Massachusetts) EE.UU. - Boott Sheldon
Holdings L.L.C. 100,00% 100,00%
Boott Sheldon Holdings
L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Hydro Finance Holding
Company Inc. 100,00% 100,00%
BP Hydro Associates
Boise (Idaho)
EE.UU. -
Chi Idaho Inc.
Chi Magic Valley Inc. 68,00%
32,00% 100,00%
BP Hydro Finance
Partnership Salt Lake City
(Utah) EE.UU. - BP Hydro Associates
Fulcrum Inc. 75,92%
24,08% 100,00%
Bypass Limited Boise (Idaho) EE.UU. - El Dorado Hydro 100,00% 100,00%
Bypass Power Company Los Ángeles
(California) EE.UU. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Canastota Wind Power
L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Essex Company 100,00% 100,00%
Castle Rock Ridge
Limited Partnership Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel Alberta Wind Inc. 100,00% 100,00%
(Cataldo) Hydro Power
Associates Nueva York
(Nueva York) EE.UU. -
Hydro Development
Group Inc. Chi Black River Inc.
50,00%
50,00%
100,00%
Chi Acquisitions Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
84
Chi Acquisitions II Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Chi Black River Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounidense
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A
31.12.2008
Enel Cove Fort L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel Geothermal
L.L.C. 100,00% 100,00%
Enel Cove Fort II L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel Geothermal
L.L.C. 100,00% 100,00%
Enel Geothermal L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Essex Company 100,00% 100,00%
Enel KanS.A.S. L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Enel Nevkan Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - - Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Enel Salt Wells L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel Geothermal
L.L.C. 100,00% 100,00%
Enel Smoky L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel KanS.A.S. L.L.C. 100,00% 100,00%
Enel Stillwater L.L.C. Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Enel Geothermal L.L.C.
100,00% 100,00%
Enel Surprise Valley L.L.C.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Enel Geothermal L.L.C.
100,00% 100,00%
Enel Texkan Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Chi Power Inc. 100,00% 100,00%
Enel Washington DC
L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Essex Company Boston
(Massachusetts) EE.UU. - Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Florence Hills L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Fulcrum Inc. Boise (Idaho) EE.UU. 1.002,50 Dólar
estadounide
nse
Consolidated Hydro
Mountain States Inc. 100,00% 100,00%
Gauley Hydro L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Essex Company 100,00% 100,00%
Gauley River
Management Corporation Willison
(Vermont) EE.UU. - Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Gauley River Power Partners LP
Willison (Vermont)
EE.UU. - Gauley River Management
Corporation
100,00% 100,00%
Hadley Ridge L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Highfalls Hydro Company
Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Hope Creek L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Hosiery Mills Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Hydrodev Inc. Montreal
(Quebec) Canadá 7.587.320 Dólar
canadiense Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
Hydrodev Limited
Partnership Montreal
(Quebec) Canadá - Chi Canada Inc.
Hydrodev Inc. 48,90%
0,10% 49,00%
Hydro Development
Group Inc. Albany (Nueva York)
EE.UU. 12,25 Dólar
estadounidense
Chi Acquisitions II Inc. 100,00% 100,00%
Hydro Energies
Corporation Willison
(Vermont) EE.UU. 5.000 Dólar
estadounide
nse
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
85
Hydro Finance Holding
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Jack River L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Jessica Mills L.L.C. Minneapolis (Minnesota)
EE.UU. - Chi Minnesota Wind L.L.C.
49,00% 49,00%
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propiedad
de (3) % de
posesión
A
31.12.2008
Julia Hills L.L.C. Minneapolis (Minnesota)
EE.UU. - Chi Minnesota Wind L.L.C.
49,00% 49,00%
Kings River Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. 100 Dólar estadounide
nse
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Kinneytown Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
LaChute Hydro Company
Inc Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Lawrence Hydroelectric
Associates LP Boston
(Massachusetts) EE.UU. - Essex Company
Crosby Drive Investments Inc.
92,50%
7,50%
100,00%
Littleville Power Company Inc.
Boston (Massachusetts)
EE.UU. - Hydro Development Group Inc.
100,00% 100,00%
Lower Saranac
Corporation Nueva York (Nueva York)
EE.UU. 2 Dólar
estadounide
nse
Twin Saranac
Holdings L.L.C. 100,00% 100,00%
Lower Saranac Hydro
Partners Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Lower Saranac
Corporation 100,00% 100,00%
Mascoma Hydro
Corporation Concord (New
Hampshire)
EE.UU. - Chi Acquisitions II Inc. 100,00% 100,00%
Metro Wind L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Mill Shoals Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounidense
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Minnewawa Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 100,00% 100,00%
Missisquoi Associates Los Ángeles
(California) EE.UU. - Sheldon Vermont
Hydro Company Inc.
Sheldon Springs
Hydro Associates LP
1,00%
99,00%
100,00%
Motherlode Hydro Inc. Los Ángeles
(California) EE.UU. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Nevkan Renewables
L.L.C. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00%
Newbury Hydro Company
Burlington (Vermont)
EE.UU. - Sweetwater Hydroelectric Inc.
100,00% 100,00%
NeWind Group Inc. St. John (Newfoundland)
Canadá 578.192 Dólar canadiense
Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
Northwest Hydro Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Notch Butte Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
O&M Cogeneration Inc. Montreal
(Quebec) Canadá 15 Dólar
canadiense Hydrodev Inc. 66,66% 66,66%
Olympe Inc. Los Ángeles
(California) EE.UU. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
86
Ottauquechee Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi Finance L.L.C. 100,00% 100,00%
Pelzer Hydro Company
Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounidense
Consolidated Hydro
Southeast Inc. 100,00% 100,00%
Pyrites Associates Nueva York (Nueva York)
EE.UU. - Hydro Development
Group Inc.
Chi Dexter Inc.
50,00%
50,00%
100,00%
Rock Creek Limited
Partnership Los Ángeles
(California) EE.UU. - El Dorado Hydro 100,00% 100,00%
Ruthton Ridge L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
SE Hazelton A. LP Los Ángeles
(California) EE.UU. - Bypass Limited 100,00% 100,00%
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A
31.12.2008
Sheldon Springs Hydro Associates LP
Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Sheldon Vermont Hydro Company Inc.
100,00% 100,00%
Sheldon Vermont Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. - Boott Sheldon
Holdings L.L.C. 100,00% 100,00%
Slate Creek Hydro
Associates LP Los Ángeles
(California) EE.UU. - Slate Creek Hydro
Company Inc. 100,00% 100,00%
Slate Creek Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 100 Dólar
estadounide
nse
Chi Acquisitions II Inc. 100,00% 100,00%
Smoky Hills Wind Farm
L.L.C. Topeka (Kansas )
EE.UU. - Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
Smoky Hills Wind Project
II L.L.C. Topeka (Kansas )
EE.UU. - Enel Smoky L.L.C. 100,00% 100,00%
Snyder Wind Farm L.L.C. Dallas
(Texas ) EE.UU. - TexKan Wind L.L.C. 100,00% 100,00%
Soliloquoy Ridge L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Somersworth Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. 100 Dólar estadounide
nse
Chi Universal Inc. 100,00% 100,00%
Southwest Transmission
L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Spartan Hills L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
St.-Felicien Cogeneration Montreal
(Quebec) Canadá - Gestion Cogeneration
Inc. 50,00% 50,00%
Summit Energy Storage
Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 8.200 Dólar
estadounide
nse
Enel North America
Inc. 75,00% 75,00%
Sun River L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Sweetwater
Hydroelectric Inc. Concord (New Hampshire)
EE.UU. 250 Dólar
estadounidense
Chi Acquisitions II Inc. 100,00% 100,00%
TexKan Wind L.L.C. Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
TKO Power Inc. Los Ángeles
(California) EE.UU. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Triton Power Company Nueva York (Nueva York)
EE.UU. - Chi Highfalls Inc.
Highfalls Hydro
Company Inc.
2,00%
98,00%
100,00%
Tsar Nicholas L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Twin Falls Hydro
Associates Seattle
(Washington) EE.UU. - Twin Falls Hydro
Company Inc. 51,00% 51,00%
87
Twin Falls Hydro
Company Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 10 Dólar
estadounide
nse
Twin Saranac
Holdings L.L.C. 100,00% 100,00%
Twin Lake Hills L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
Twin Saranac Holdings L.L.C.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Enel North America Inc.
100,00% 100,00%
Western New York Wind Corporation
Albany (Nueva York)
EE.UU. 300 Dólar estadounide
nse
Enel North America Inc.
100,00% 100,00%
Willimantic Power
Corporation Hartford
(Connecticut) EE.UU. - Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Winter’s Spawn L.L.C. Minneapolis
(Minnesota) EE.UU. - Chi Minnesota Wind
L.L.C. 49,00% 49,00%
(1) Todas las empresas realizan actividades de producción de energía eléctrica de fuentes renovables. (2) En muchos casos las empresas participadas se constituyen en forma de sociedades para las que no se requiere el pago de un
capital social. (3) Para aquellas sociedades cuyo porcentaje de posesión es inferior al 50% Enel North America Inc. cuenta con acciones privilegiadas que le permiten determinar la política financiera y operativa y, por tanto, ejercer sobre las mismas una influencia dominante.
88
Relación de empresas que posee Enel Latin America L.L.C.
incluidas en el área de consolidación con el método integral a
31.12.2008 (1)
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A 31.12.2008
Controladora:
Enel Latin America L.L.C.
Wilmington (Delaware)
EE.UU. - Enel Latin America B.V.
100,00% 100,00%
Controladas:
Alvorada Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 17.117.415,92 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
Apiacàs Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 21.216.846,33 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
Braço Norte Energia
S.A. Río de Janeiro Brasil 13.478.767,05 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
Central American
Power Services Inc. Wilmington
(Delaware) EE.UU. 1 Dólar
estadounidens
e
Enel Latin America
L.L.C. 100,00% 100,00%
Conexión Energética
Centroamericana El Salvador S.A. de C.V.
San Salvador El Salvador 7.950.600 Colón
salvadoreño Grupo EGI S.A. de
C.V. Enel Latin America
L.L.C.
40,86%
59,14% 100,00%
Cuiabà Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 3.261.038,39 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
EGI Costa Rica Viento
S.A. San José Costa Rica 100.000 Colón
costarricense Enel de Costa Rica
S.A.
100,00% 100,00%
Empresa Eléctrica
Panguipulli S.A. Santiago Chile 14.053.147 Peso chileno Energia Alerce
Ltda.
Enel Chile Ltda.
0,01%
99,99% 100,00%
Empresa Eléctrica
Puyehue S.A. Santiago Chile 11.169.752.000 Peso chileno Energia Alerce
Ltda. Enel Chile Ltda.
0,10%
99,90% 100,00%
Empresa Nacional de
Geotermia S.A. Santiago Chile - Enel Chile Ltda. 51,00% 51,00%
Enel Brasil
Participações Ltda. Río de Janeiro Brasil 419.400.000 Real brasileño
Enel Green Power
Holding S.a.r.l (già
Enel Green Power
International S.A.)
Enel Latin America L.L.C.
0,01%
99,99% 100,00%
Enel Chile Ltda. Santiago Chile 15.414.240.752 Peso chileno Hydromac Energy B.V.
Energia Alerce
Ltda.
0,01% 99,99%
100,00%
Enel de Costa Rica S.A.
San José Costa Rica 35.000.000 Colón
costarricense Enel Latin America
L.L.C. 100,00% 100,00%
Enel Guatemala S.A. Guatemala Guatemala 5.000 Quetzal
guatemalteco Enel Green Power
Holding S.A.R.L.
(già Enel Green
Power International S.A.)
Enel Latin America
L.L.C.
2,00%
98,00%
100,00%
89
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2)
Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A 31.12.2008
Energia Alerce Ltda. Santiago Chile 1.000.000 Peso chileno Enel Green Power
Holding S.A.R.L.
(già Enel Green
Power International
S.A.)
Hydromac Energy B.V.
0,10%
99,90%
100,00%
Energía Global Operaciones S.A.
San José Costa Rica 10.000 Colón costarricense
Enel de Costa Rica S.A.
100,00% 100,00%
Energía Global de
México (ENERMEX)
S.A. de C.V.
Andover
(Massachusetts) EE.UU. 50.000 Peso
mexicano Enel Latin America
L.L.C. 99,00% 99,00%
Energia Nueva Energia
Limpia Mexico S.r.l. de
C.V.
Andover
(Massachusetts) EE.UU. 3.000 Peso
mexicano Enel Latin America
L.L.C.
Enel Guatemala S.A.
99,97%
0,03% 100,00%
Generadora de
Occidente Ltda.
Guatemala Guatemala 16.261.697,33 Quetzal
guatemalteco Enel Latin America
L.L.C.
Enel Guatemala
S.A.
99,00%
1,00% 100,00%
Generadora
Montecristo S.A. Guatemala Guatemala 5.000 Quetzal
guatemalteco Enel Latin America
L.L.C.
Enel Guatemala S.A.
99,00%
1,00% 100,00%
Geotérmica del Norte S.A.
Santiago Chile - Enel Chile Ltda. 51,00% 51,00%
Grupo EGI S.A. de C.V. San Salvador El Salvador 3.448.800 Colón
salvadoreño Enel Green Power
Holding S.a.r.l (già
Enel Green Power
International S.A.)
Enel Latin America L.L.C.
0,01%
99,99%
100,00%
Isamu Ikeda Energia
S.A. Río de Janeiro Brasil 82.974.475,77 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
Molinos de Viento del
Arenal S.A. San José Costa Rica 9.709.200 Dólar
estadounidense
EGI Costa Rica
Viento S.A. 49,00% 49,00%
Operacion Y
Mantenimiento Tierras
Morenas S.A.
San José Costa Rica 30.000 Colón
costarricense EGI Costa Rica
Viento S.A. 85,00% 85,00%
P.H. Chucas S.A. San José Costa Rica 100.000 Colón
costarricense Enel de Costa Rica
S.A. Inversiones Eòlicas La Esperanza S.A.
28,57%
71,43%
100,00%
P.H. Don Pedro S.A. San José Costa Rica 100.001 Colón
costarricense Enel de Costa Rica
S.A.
33,44% 33,44%
P.H. Guacimo S.A. San José Costa Rica 50.000 Colón
costarricense Enel Latin America
L.L.C.
Enel de Costa Rica
S.A.
30,00%
10,00%
40,00%
P.H. Rio Volcan S.A. San José Costa Rica 100.001 Colón costarricense
Enel de Costa Rica S.A.
34,32% 34,32%
Primavera Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 29.556.575,78 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda.
100,00% 100,00%
90
Denominación social Domicilio social País Actividades Capital
social (2) Divisa Propieda
d de (3) % de
posesión
A 31.12.2008
Renovables de
Guatemala S.A. Guatemala Guatemala 5.000 Quetzal
guatemalteco Enel Latin America
L.L.C.
Enel Guatemala S.A.
98,00%
2,00%
100,00%
Quatiara Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 12.148.511,80 Real brasileño
Enel Brasil Participações Ltda.
100,00% 100,00%
Socibe Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 33.969.032,25 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda. 100,00% 100,00%
Tecnoguat S.A. Guatemala Guatemala 30.948.000 Quetzal
guatemalteco Enel Latin America
L.L.C. 75,00% 75,00%
Vale Energética S.A. Río de Janeiro Brasil 18.589.343,63 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda. 100,00% 100,00%
VP Energia S.A. Río de Janeiro Brasil 12.137.505,52 Real brasileño
Enel Brasil
Participações Ltda. 100,00% 100,00%
(1) Todas las empresas realizan actividades de producción de energía eléctrica de fuentes renovables. (2) En muchos casos las empresas participadas se constituyen en forma de sociedades para las que no se requiere el
pago de un capital social. (3) Para aquellas sociedades cuyo porcentaje de posesión es inferior al 50% Enel Latin America L.L.C. cuenta con
acciones privilegiadas que le permiten determinar las políticas financieras y operativas y, por lo tanto, ejercer sobre las mismas
una influencia dominante.
91
Relación de empresas incluidas en el área de consolidación
con el método proporcional a 31 de diciembre de 2008.
Denominación
social Domicilio
social País Actividad
es Capital
social Divisa Propiedad
de % de
posesión % de
posesión
del Grupo
A
31.12.2008
Controladora:
Enel Unión Fenosa
Renovables S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
32.505.000 Euro Enel Green
Power
International B.V.
50,00% 50,00%
Controladas:
Parque Eólico de A
Capelada AIE Santiago de
Compostela España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
5.857.586 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
50,00% 25,00%
Áridos Energías
Especiales S.L. Villalbilla España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
600.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
41, ,00% 20,50%
Azucarera Energías S.A. Madrid España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
570.600 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
40,00% 20,00%
Barbao S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
284.879 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Boiro Energía S.A. Boiro España Producción
de energía eléctrica
de fuentes
renovables
601.010 Euro Enel Unión
Fenosa Renovables
S.A.
40,00% 20,00%
Cogeneración del
Noroeste S.L. Santiago de
Compostela España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
3.606.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
40,00% 20,00%
Depuración Destilación
Reciclaje S.L. Boiro España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
600.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
40,00% 20,00%
Energía Termosolar de
los Monegros S.L. Zaragoza España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
400.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
80,00% 40,00%
Energías Ambientales de
Somozas S.A. La Coruña España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
1.250.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
44,60% 22,3%
Energías Ambientales EASA S.A.
La Coruña España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
15.491.460 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
33,34 % 16,67%
Energías Especiales
Alcoholeras S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
232.002 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
82,34 % 41,17%
92
Denominación
social Domicilio
social País Actividad
es Capital
social Divisa Propiedad
de % de
posesión % de
posesión del Grupo
A
31.12.2008
Energías Especiales de
Belmonte S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
120.400 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
50,16% 25,08%
Energías Especiales de
Careon S.A. La Coruña España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
270.450 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
77,00% 38,50%
Energías Especiales de Extremadura S.L.
Badajoz España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
6.000 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
88,34% 44,17%
Energías Especiales de
Pena Armada S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
963.300 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
80,00% 40,00%
Energías Especiales del
Alto Ulla S.A. Madrid España Producción
de energía eléctrica
de fuentes
renovables
1.722.600 Euro Enel Unión
Fenosa Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Energías Especiales del
Bierzo S.A. Torre del
Bierzo España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
1.635.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
50,00% 25,00%
Energías Especiales del
Noroeste S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
6.812.040 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
100,00% 50,00%
Energías Especiales
Montes Castellanos S.L. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
6.241.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Energías Especiales
Valencianas S.L. Valencia España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
60.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Energías Renovables Montes de San Sebastián
S.L.
Madrid España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
1.305.000 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Eólica del Cordal de
Montouto S.L. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
160.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Eólica el Molar S.L. Fuente Álamo España Producción
de energía eléctrica
de fuentes
renovables
1.235.300 Euro Enel Unión
Fenosa Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Eólica Galaicoasturiana
S.A. La Coruña España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
64.999 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
93
Denominación
social Domicilio
social País Actividad
es Capital
social Divisa Propiedad
de % de
posesión % de
posesión del Grupo
A
31.12.2008
EUFER - Energías
Especiais de Portugal,
Unipessoal LDA
Lapa (Lisboa) Portugal Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
5.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
100,00% 50,00%
EUFER Operación S.L. (ahora EUFER
Comercializadora S.L.)
Madrid España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
60.000 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
EUFER Renovables
Ibéricas 2004 S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
15.653.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Gallega de Cogeneración
S.A. Santiago de
Compostela España Producción
de energía eléctrica
de fuentes
renovables
1.803.000 Euro Enel Unión
Fenosa Renovables
S.A.
40,00% 20,00%
Parque Eólico Cabo
Villano S.L. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
6.625.792 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Parque Eólico Corullón
S.L. Madrid España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
60.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
100,00% 50,00%
Parque Eólico de Malpica S.A.
La Coruña España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
950.000 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
35,42% 17,71%
Parque Eólico de Padul Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
240.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Parque Eólico de San Andrés S.A.
La Coruña España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
552.920 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
82,00% 41,00%
Parque Eólico Montes de
las Navas S.A. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
6.540.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
20,00% 10,00%
Parque Eólico Sierra del
Merengue S.L. Cáceres España Producción
de energía eléctrica
de fuentes
renovables
30.000 Euro Enel Unión
Fenosa Renovables
S.A.
50,00% 25,00%
Prius Enerólica S.L. Madrid España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
3.600 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
100,00% 50,00%
Promociones Energéticas
del Bierzo S.L. Ponferrada España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
12.020 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
50,00% 25,00%
94
Denominación
social Domicilio
social País Actividad
es Capital
social Divisa Propiedad
de % de
posesión % de
posesión del Grupo
A
31.12.2008
Proyectos Universitarios
de Energías Renovables
S.L.
Alicante España Producción
de energía
eléctrica de fuentes
renovables
180.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables S.A.
33,34% 16,67%
Sistemas Energéticos Mañón Ortigueira S.A.
La Coruña España Producción de energía
eléctrica
de fuentes
renovables
4.507.500 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
96,00% 48,00%
Ufefys S.L. Aranjuez España Producción
de energía
eléctrica
de fuentes renovables
2.373.950 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
40,00% 20,00%
95
Relación de empresas asociadas valoradas con el método del
patrimonio neto a 31 de diciembre de 2008.
Denominación social
Domicilio social País Actividades Capital social
Divisa Propiedad de
% de posesión
% de posesión
del
Grupo A
31.12.2008
Energías de
Villarrubia S.L. Barcelona España Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
3.010 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
20,00% 10,00%
Enerlasa S.A. Madrid España Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
1.021.700 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
45,00% 22,50%
Sotavento
Galicia S.A. Santiago de
Compostela España Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
601.000 Euro Enel Unión
Fenosa
Renovables
S.A.
18,00% 9,00%
Tirmadrid S.A. Valdemingómez España Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
16.828.000 Euro Enel Unión Fenosa
Renovables
S.A.
18,64% 9,32%
LaGeo S.A. de
C.V. Ahuachapán El
Salvador Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
2.562.826.7
00
Colón
salvad
oreño
Enel Green
Power S.p.A. 36,20% 36,20%
International Eolian of
Grammatiko S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
184.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International
Eolian of
Korinthia S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
318.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International Eolian of
Peloponnisos 1
S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
89.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International
Eolian of
Peloponnisos 2
S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
96.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International Eolian of
Peloponnisos 3
S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
89.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International
Eolian of
Peloponnisos 4
S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
93.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International Eolian of
Peloponnisos 5
S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
96.500 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International
Eolian of
Peloponnisos 6
S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
91.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International Eolian of
Peloponnisos 7
S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
89.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International
Eolian of
Peloponnisos 8
S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
89.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
International Eolian of
Skopelos S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
134.500 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 1
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 2
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
96
Denominación social
Domicilio social País Actividades Capital social
Divisa Propiedad de
% de posesión
% de posesión
del
Grupo
A
31.12.2008
Thracian Eolian 3
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 4
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 5
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 6
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 7
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 8
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Thracian Eolian 9
S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
79.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Anatoli-Prinia S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
166.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Bolibas S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Distomos S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Drimonakia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
217.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Folia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
86.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Gagari S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
84.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Goraki S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Gourles S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of Grammatikaki
S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
127.500 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Kafoutsi S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of Kathara S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
193.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Kerasia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
175.250 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of Korfovouni S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
147.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
97
Denominación social
Domicilio social País Actividades Capital social
Divisa Propiedad de
% de posesión
% de posesión
del
Grupo
A
31.12.2008
Wind Parks of
Korinthia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
300.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Makriakkoma S.A.
Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
167.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Megavouni S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
149.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Milia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
336.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Mirovigli S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
70.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Mitika S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
178.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Organi S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
241.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Paliopirgos S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
143.500 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Pelagia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
203.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Petalo S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Platanos S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
136.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Politis S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
118.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Sagias S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
187.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Skoubi S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica de fuentes
renovables
91.000 Euro Enel Green
Power International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Spilia S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
201.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of Stroboulas S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Triforko S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
119.500 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of Vitalio S.A.
Maroussi Grecia Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
93.000 Euro Enel Green Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Wind Parks of
Vourlas S.A. Maroussi Grecia Producción de
energía eléctrica
de fuentes
renovables
97.000 Euro Enel Green
Power
International
B.V.
30,00% 30,00%
Trade Wind Energy L.L.C.
Topeka (Kansas) EE.UU Producción de energía eléctrica
de fuentes
renovables
Enel Kansas L.L.C.
42,00% 42,00%
98
