Relazione e Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 … · 2017-10-02 · 6 RELAZIONE E...

Relazione e Bilancio di eserciziodi Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013

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Relazione e Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013

3

Relazione sulla gestione

Enel Green Power | 6

La struttura del Gruppo | 7

Organi sociali e assetto dei poteri | 8

Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder | 10

Sintesi delle deliberazioni dell’Assemblea ordinaria degli azionisti | 14

Sintesi dei risultati | 16

Fatti di rilievo del 2013 | 20

Scenario di riferimento | 24

Il contesto economico energetico nel 2013 | 27

Il contributo dell’energia rinnovabile alla sostenibilità | 37

Innovazione | 40

Risorse umane e organizzazione | 43

Sintesi della gestione e andamento economico-finanziario | 47

Risultati delle principali società controllate | 57

Principali rischi e incertezze | 58

Prevedibile evoluzione della gestione | 59

Altre informazioni | 60

Bilancio di esercizio

Prospetti contabili | 66

Conto economico | 66

Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio | 67

Stato patrimoniale | 68

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto | 70

Rendiconto finanziario | 72

Note di commento | 73

Informazioni sul Conto economico | 96

Informazioni sullo Stato patrimoniale | 104

Informativa sulle parti correlate | 123

Impegni contrattuali e garanzie | 132

Passività e attività potenziali | 132

Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio | 135

Compensi alla Società di revisione ai sensi dell’art. 149 duodecies del “Regolamento Emittenti CONSOB” | 136

Attività di direzione e coordinamento | 137

Corporate governance | 139

Attestazione dell’Amministratore Delegato

e del Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari | 140

Relazioni

Relazione del Collegio Sindacale | 144

Relazione della Società di revisione | 154

Indice

Relazione sulla gestione

6 RELAZIONE SULLA GESTIONEENEL GREEN POWER RELAZIONE E BILANCIO dI ESERCIZIO dI ENEL GREEN POWER SPA AL 31 dICEmBRE 2013

Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la società del Gruppo Enel

interamente dedicata allo sviluppo e alla gestione delle attività di generazione

di energia da fonti rinnovabili a livello internazionale, presente in Europa e nel

continente americano.

È leader mondiale nella generazione delle rinnovabili con 8.883 MW installati e

29,5 TWh di produzione nel 2013, in grado di evitare 16,4 milioni di tonnellate

di emissioni di CO2.

Il Gruppo Enel Green Power conta oltre 750 impianti in esercizio e in

costruzione in 16 Paesi, e il mix di generazione include le principali fonti

rinnovabili: eolico, solare, idroelettrico, geotermico e biomasse.

Enel Green Power

7

La struttura del Gruppo

(1) Joint venture. (2) Maicor Wind, Enel Green Power CAI Agroenergy, Enel Green Power Calabria, Enel Green Power Canaro, Enel Green Power Finale Emilia, Enel Green Power Partecipazioni Speciali, Enel Green Power Puglia, Enel Green Power San Gillio, Enel Green Power Strambino Solar, Enel Green Power TSS, Enel Green Power Villoresi, Energia Eolica, Enerlive, Iris 2006, Taranto Solar.(3) Società ceduta con decorrenza 1° luglio 2013.(4) Ai fini dell’IFRS 8, i dati economici e patrimoniali di tali società, non ancora rilevanti in quanto lo sviluppo non è stato ancora avviato, sono inclusi nell’area Italia ed Europa.

Iberia e America LatinaEnel Green Power España

Enel Brasil Participações

Enel Green Power Latin America

Enel Green Power Costa Rica

Enel Green Power Guatemala

Enel Green Power México

Enel Green Power Panama

Enel Green Power El Salvador

Enel Green Power Colombia

Enel Green Power Perú

RetailEnel.si (3)

Italia ed EuropaEnel Green Power Romania

Enel Green Power Bulgaria

Enel Green Power Hellas

Enel Green Power France

3Sun (1)

Enel Green Power & Sharp Solar

Energy (1)

PowerCrop (1)

Altre minori Italia (2)

Corporate

Enel Green Power SpA

nord AmericaEnel Green Power north America

Enel Green Power north America

Development

new Countries (4)

Enel Green Power

South Africa

Enel Green Power Jeotermal

Enerji Yatirimlari


Organi sociali e assetto dei poteri

PresidenteLuigi Ferraris

Amministratore DelegatoFrancesco Starace

Consiglieri

Luca Anderlini

Carlo Angelici

Andrea Brentan

Francesca Gostinelli

Giovanni Battista Lombardo

Giovanni Pietro Malagnino

Paola Muratorio

Luciana Tarozzi

L’Assemblea ordinaria degli azionisti delibera in merito alla nomina del Consiglio di

Amministrazione e del Collegio Sindacale della Società, nonché della società incaricata

della revisione legale dei conti; l’Assemblea ordinaria degli azionisti, inoltre, approva

il bilancio e la distribuzione dei dividendi. L’Assemblea straordinaria degli azionisti

delibera sulle modificazioni dello Statuto sociale e su ogni altra materia attribuita dalla

legge alla sua competenza.

Il Consiglio di Amministrazione è investito dei più ampi poteri per l’amministrazione ordinaria

e straordinaria della Società. In particolare, definisce gli obiettivi strategici della Società e

del Gruppo Enel Green Power ed esamina e approva il Piano Industriale; oltre alle funzioni

di indirizzo strategico, il Consiglio di Amministrazione ha il compito di verificare l’esistenza

dei controlli necessari per monitorare l’andamento di Enel Green Power e del Gruppo nel suo

insieme. Il Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power in carica dal 24 aprile 2013 è

composto da 10 Consiglieri (7 uomini e 3 donne), di cui 6 indipendenti.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione ha per Statuto e per legge i poteri per quanto

concerne il funzionamento dell’Assemblea e del Consiglio di Amministrazione, nonché la

legale rappresentanza della Società e la firma sociale. Verifica, inoltre, l’attuazione delle

deliberazioni del Consiglio di Amministrazione.

L’Amministratore Delegato ha per Statuto la legale rappresentanza della Società e la firma

sociale e, in base alle vigenti deliberazioni consiliari, ha tutti i poteri per l’amministrazione

della Società, a eccezione di quelli diversamente attribuiti dalla legge, dallo Statuto o dalle

deliberazioni del Consiglio di Amministrazione.

Il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno tre comitati con funzioni

istruttorie, consultive e propositive su alcune materie di particolare delicatezza, anche in

quanto fonte di possibili conflitti di interesse. Tutti i comitati sono composti esclusivamente

da Consiglieri indipendenti.

Il Comitato Controllo e Rischi ha il compito di supportare, con un’adeguata attività

istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema

di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative all’approvazione delle

relazioni finanziarie periodiche.

Il Comitato per le nomine e le Remunerazioni ha il compito di assistere il Consiglio

di Amministrazione con funzioni istruttorie, di natura propositiva e consultiva, nelle

valutazioni e decisioni relative alla dimensione e composizione del Consiglio stesso, nonché

alla remunerazione degli Amministratori e dei Dirigenti con responsabilità strategiche.

Il Comitato Parti Correlate ha il compito di formulare appositi pareri sull’interesse della

Società al compimento di operazioni con parti correlate, esprimendo un giudizio in merito

alla convenienza e alla correttezza sostanziale delle relative condizioni.

Assemblea degli Azionisti

Consiglio di Amministrazione

9

Presidente

Franco Fontana

Sindaci effettiviGiuseppe Ascoli Leonardo Perrone

Sindaci supplentiGiulio MontiPierpaolo Singer

Il Collegio Sindacale vigila,

tra l’altro, sul rispetto

della legge e dello Statuto

sociale di Enel Green Power,

sull’adeguatezza della

struttura organizzativa, del

sistema di controllo interno

e del sistema amministrativo-

contabile della Società,

nonché sul processo di

informativa finanziaria, sulla

revisione legale dei conti

e sull’indipendenza della

Società di revisione legale. Il

Collegio Sindacale partecipa

inoltre alle sedute del

Consiglio di Amministrazione

e presenta una relazione

annuale all’Assemblea degli

Azionisti.

Collegio Sindacale

Reconta Ernst & Young

La revisione legale dei

conti di Enel Green Power è

affidata, per gli esercizi dal

2011 al 2019, alla Società di

revisione Reconta Ernst &

Young SpA.

Società di revisione


Il 2013 è stato un altro anno molto positivo per Enel Green Power. La Società ha conseguito risultati che testi-

moniano la validità delle scelte strategiche di diversificazione geografica e tecnologica e che sono il frutto della

qualità degli investimenti selezionati e dell’impegno continuo delle nostre persone, per una crescita nel segno

della sostenibilità e dell’innovazione.

Sono trascorsi oltre tre anni da quando, il 4 novembre 2010, è stata effettuata l’Offerta Pubblica Iniziale (IPO)

di Enel Green Power: in questo periodo, la Società non solo è cresciuta in termini di capacità installata e pro-

duzione da fonti rinnovabili, ma il titolo ha anche registrato una performance positiva, chiudendo a fine 2013

con un +14,4% rispetto al prezzo di quotazione, mentre sono stati distribuiti dividendi annuali sulla base di un

payout ratio del 30%.

Enel Green Power nel 2013 ha continuato a perseguire una strategia di sviluppo sostenuto, focalizzato nei

mercati emergenti caratterizzati da una ottima disponibilità di risorse naturali, elevati tassi di crescita della do-

manda di energia e contesti socio-economici stabili; al contempo la Società ha ulteriormente consolidato la

propria presenza nei mercati europei.

Tutto ciò è avvenuto mantenendo una attenzione costante ai temi della sostenibilità e del rispetto delle per-

sone. Abbiamo intrapreso un percorso per portare la cultura della sostenibilità al centro dei processi aziendali,

con un modello di business improntato all’ascolto e al coinvolgimento delle comunità per la creazione di valore

condiviso e l’utilizzo razionale delle risorse.

Lo sviluppo di Enel Green Power si è collocato in un contesto di mercato che ha visto, da un lato, la crescita della

domanda elettrica e un forte sviluppo delle energie rinnovabili negli Stati Uniti e nei Paesi emergenti, in parti-

colare l’America Centrale e Meridionale; dall’altro, una domanda di energia pressoché stagnante nei mercati

più maturi e in particolare in Europa.

Nel corso del 2013 gli investimenti a livello globale nel settore delle clean technologies sono stati pari a circa

250 miliardi di dollari (2). Investimenti in contrazione di circa il 10% rispetto al 2012, ma che hanno comunque

portato all’installazione nel corso dell’anno di circa 110 GW di nuova capacità rinnovabile. Prosegue dunque

lo sviluppo delle rinnovabili, considerando che nell’arco degli ultimi 10 anni il ritmo di crescita media annua

nell’installazione di questa tipologia di impianti è stato sempre sostenuto, attestandosi su valori percentuali

compresi tra il 4% e l’8%.

I dati operativiLa capacità installata netta del Gruppo Enel Green Power alla fine del 2013 è pari complessivamente a 8,9 GW,

di cui 5,1 GW (57,3%) eolica, 2,6 GW (29,2%) idroelettrica, 0,8 GW (9,0%) geotermica, 0,3 GW (3,4%) solare e

0,1 GW (1,1%) rappresentata da altre tecnologie rinnovabili (biomassa e cogenerazione). La capacità installata

netta risulta quindi incrementata, rispetto alla fine del 2012, di 0,9 GW (+11,3%), principalmente nel settore

eolico.

La produzione netta del Gruppo nel 2013 è stata pari a 29,5 TWh, di cui 12,2 TWh (41,4%) eolica, 10,9 TWh

(36,9%) idroelettrica, 5,6 TWh (19,0%) geotermica, 0,3 TWh (1,0%) solare e 0,5 TWh (1,7%) rappresentata da

altre tecnologie rinnovabili (biomassa e cogenerazione).

Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder (1)

(1) I dati riportati nella Lettera agli azionisti e agli altri stakeholder fanno riferimento al Gruppo Enel Green Power e non alla sola Capogruppo.(2) Dati Bloomberg Energy Finance, gennaio 2014.

11

La produzione di energia elettrica risulta complessivamente incrementata rispetto al 2012 di 4,4 TWh (+17,5%),

per effetto principalmente della maggiore capacità installata.

Rispetto al 2010, anno in cui Enel Green Power è stata quotata sulle piazze finanziarie di Milano e Madrid, si

registra quindi una rilevante crescita della produzione, pari complessivamente a oltre il 35%.

Il 5 gennaio 2014 le centrali di generazione dell’Azienda hanno raggiunto a livello globale un picco di 114,3

GWh di produzione giornaliera, realizzando così un nuovo primato che conferma tutte le potenzialità e la ca-

pacità del Gruppo Enel Green Power di realizzare quanto previsto da ambiziosi piani industriali.

I risultati dell’annoI ricavi totali del Gruppo Enel Green Power ammontano nel 2013 a 2,8 miliardi di euro, con un aumento del

12,0% rispetto al 2012. La crescita dei ricavi è pari a 0,3 miliardi di euro ed è principalmente riconducibile ai

maggiori ricavi da vendita di energia elettrica, comprensivi degli incentivi, realizzati grazie all’aumento della

produzione.

Il margine operativo lordo è stato pari a 1,8 miliardi di euro, in crescita del 12,5% rispetto a 1,6 miliardi di euro

del 2012.

I risultati del 2013 sono stati accompagnati da una performance positiva del titolo Enel Green Power sul princi-

pale listino italiano, pari a oltre il 30% da inizio anno.

Fatti rilevanti nel 2013Enel Green Power ha sviluppato nel corso dell’anno importanti progetti in America Centrale e Meridionale, in

particolare in Brasile, Cile e Messico, che continuano a rappresentare i pilastri di una crescita focalizzata sui pro-

mettenti presupposti socio-economici, demografici e industriali di questa regione.

In Brasile, nel maggio 2013 Enel Green Power ha avviato la costruzione di tre nuovi parchi eolici, negli Stati di

Bahia, Pernambuco e Rio Grande do Norte, nel nord-est del Paese. I tre impianti avranno una capacità installata

complessiva di 192 MW e potranno generare, una volta in esercizio, fino a oltre 770 milioni di kWh all’anno.

Sempre in Brasile, nei mesi di agosto e settembre 2013 Enel Green Power si è aggiudicata contratti di fornitura

per ulteriori 190 MW nelle due gare pubbliche indette dallo Stato: sono tre progetti nel settore eolico per com-

plessivi 88 MW e tre progetti nel settore idroelettrico per 102 MW.

In Cile, nel marzo 2013 Enel Green Power ha connesso alla rete il suo primo impianto eolico, a Talinay, nella regio-

ne di Coquimbo, con una capacità installata di 90 MW, in grado di generare, a regime, fino a 200 milioni di kWh

all’anno. Ad agosto 2013 sono stati avviati inoltre i lavori per la costruzione dell’impianto eolico di Taltal, nella

regione di Antofagasta, con una capacità installata totale di 99 MW; il parco eolico sarà in grado di generare fino

a oltre 300 GWh all’anno. Sono iniziati inoltre i lavori per la costruzione in Cile del primo impianto fotovoltaico

di Enel Green Power nel Paese: situato nella regione di Atacama, a 950 km a nord di Santiago del Cile, l’impianto

Diego de Almagro avrà una capacità installata totale di 36 MW, grazie a circa 225.000 moduli per lo più a “film

sottile”, provenienti dalla fabbrica di Catania della 3SUN, la joint venture paritetica tra Enel Green Power, Sharp e

STMicroelectronics. Infine, sempre in Cile, a fine dicembre 2013 Enel Green Power ha completato e allacciato alla

rete il nuovo parco eolico di Valle de los Vientos, nella regione di Antofagasta, con una capacità totale installata

di 90 MW, che produrrà a regime oltre 200 GWh all’anno.


In Messico, nel corso del 2013 la controllata Enel Green Power México ha avviato i lavori per la costruzione di

due nuovi parchi eolici. Il primo impianto è situato nello Stato di Oaxaca e avrà una capacità totale di 102 MW.

Il secondo parco, nello Stato di San Luis Potosí, disporrà di una capacità totale di 100 MW.

Negli Stati Uniti, che rappresentano un mercato strategico per la Società, Enel Green Power North America ha

siglato nel mese di maggio 2013 un accordo con società controllate da GE Capital, per portare al 75% la propria

partecipazione nei parchi eolici di Chisholm View, da 235 MW di capacità, situato in Oklahoma, e di Prairie Rose,

da 199 MW, che si trova nel nord della Rock County in Minnesota. La presenza della Società in Nord America si

è ulteriormente rafforzata nel corso dell’anno, grazie anche all’entrata in esercizio della centrale geotermica di

Cove Fort nello Stato dello Utah, con una capacità di 25 MW. Sempre nel 2013 la controllata Enel Green Power

North America ha avviato i lavori per la realizzazione del progetto eolico denominato Origin, nelle contee di

Murray e Carter, in Oklahoma. Il nuovo impianto, che avrà una capacità installata totale di 150 MW, sarà in grado

di generare fino a 650 GWh di elettricità all’anno. Infine, sempre nel corso dell’anno, la controllata nordamerica-

na si è aggiudicata il diritto di partecipare alle gare dell’Esercito degli Stati Uniti per la fornitura di energia (Power

Purchase Agreements) generata con tecnologia geotermica.

In Sudafrica, il 30 ottobre 2013 Enel Green Power si è aggiudicata il diritto di concludere contratti per la fornitura

di energia con l’utility sudafricana Eskom per complessivi 513 MW, di cui 314 MWp di progetti fotovoltaici e 199

MW di progetti eolici, nell’ambito della terza fase della gara dell’IPP (Independent Power Producer) sulle energie

rinnovabili, promossa dal Governo del Sudafrica. I progetti rappresentano rispettivamente più del 65% e del

25% dell’ammontare totale del fotovoltaico e dell’eolico aggiudicato a oggi nella terza fase di gara. Gli impianti

fotovoltaici utilizzeranno i pannelli fotovoltaici a film sottile prodotti dalla fabbrica di Catania della 3SUN.

L’entrata in esercizio degli impianti è prevista nel 2016. L’aggiudicazione delle gare in Sudafrica consente a Enel

Green Power di posizionarsi nei prossimi anni tra i principali players delle energie rinnovabili presenti in questa

country e apre la strada a una crescita del Gruppo nelle aree più promettenti del continente africano.

Enel Green Power nel corso del 2013 ha consolidato ulteriormente la propria presenza in Europa, in particolare

nella tecnologia solare fotovoltaica, in Romania, Grecia e Italia.

In Romania, sono stati costruiti e connessi alla rete quattro impianti fotovoltaici per complessivi 35 MW, mentre

in Grecia Enel Green Power Hellas ha messo in esercizio nelle regioni della Macedonia, della Tracia, della Tessaglia

e nel sud del Paese 13 nuovi campi fotovoltaici con una capacità installata di 42 MW. Sempre in Grecia, ESSE, la

joint venture paritetica con Sharp, ha messo in esercizio sei nuovi campi fotovoltaici con una capacità installata di

15 MW, tale da produrre a regime circa 21 milioni di kWh all’anno.

In Italia, sono stati collegati alla rete due nuovi impianti fotovoltaici a Serre Persano, in provincia di Salerno, sede

della prima storica centrale fotovoltaica di Enel, a lungo la più grande d’Europa e oggi completamente rinnova-

ta. I due nuovi campi fotovoltaici, con una capacità installata complessiva di 21 MW, sono in grado di produrre,

a regime, fino a circa 30 milioni di kWh all’anno. Entrambi gli impianti sono stati realizzati utilizzando i pannelli

fotovoltaici a film sottile prodotti dalla fabbrica di Catania della 3SUN.

Sul fronte della geotermia, in Toscana sono partiti nel mese di marzo i lavori per la realizzazione della centrale

geotermoelettrica Bagnore 4, nei Comuni di Santa Fiora e Arcidosso, in provincia di Grosseto. Il progetto prevede

la realizzazione di due gruppi da 20 MW ciascuno, per una capacità installata totale di 40 MW, in grado di gene-

rare, a regime, fino a 310 milioni di kWh di energia all’anno. L’investimento totale previsto per la realizzazione di

Bagnore 4 è di circa 120 milioni di euro.

Sempre in Italia, Enel Green Power ha sviluppato importanti iniziative nell’ambito della biomassa a filiera corta.

Enel Green Power e SECI Energia hanno firmato l’accordo definitivo per l’acquisizione del 50% di PowerCrop,

società del gruppo Maccaferri dedicata alla riconversione energetica a biomasse degli ex zuccherifici Eridania.

L’accordo consentirà lo sviluppo delle energie da biomasse a filiera corta, mediante la realizzazione di cinque

nuovi impianti ad alta efficienza con una capacità installata complessiva di 150 MW. Il primo risultato tangibile

di questa collaborazione è stato nel mese di luglio con l’avvio del progetto “Polo Energie Rinnovabili di Macchia-

reddu” in Sardegna, nell’ambito dell’iniziativa di riconversione dell’ex zuccherificio Villasor di Eridania Sadam, in

una centrale elettrica da circa 50 MW.

13

Infine, Enel Green Power e COPROB, primo produttore bieticolo saccarifero nazionale, hanno sottoscritto un

contratto di partnership per la realizzazione a Finale Emilia (Modena) di una centrale di produzione di energia

elettrica da 12,5 MW alimentata da biomasse di origine agricola.

Nel corso del 2013 Enel Green Power ed Enel Energia hanno raggiunto un accordo per la cessione dell’intero

capitale di Enel.si, da Enel Green Power alla società della Divisione Generazione, Energy Management e Mercato

Italia del Gruppo Enel. L’accordo ha acquisito efficacia in data 1° luglio 2013. L’operazione si è inquadrata nella

strategia perseguita dalla Società di una maggiore focalizzazione nel core business, attraverso lo sviluppo, l’inve-

stimento, la realizzazione e la gestione di impianti rinnovabili a livello globale.

Sul fronte dell’innovazione, Enel Green Power ha avviato in collaborazione con il partner 40South Energy l’in-

stallazione e la messa in esercizio di un primo generatore di energia marina. Con una potenza installata pari a

circa 115 kW, la macchina è dedicata alla conversione in elettricità dell’energia prodotta dalle onde del mare

dell’Arcipelago Toscano, a Castiglioncello, in provincia di Livorno.

Sempre nel corso dell’anno è entrata in fase di test l’innovativo prototipo di pala mini-eolica progettata da Ren-

zo Piano e sviluppata in collaborazione con Enel Green Power in un sito altamente specializzato. Estremamente

sottile e con una struttura del tipo “bipala”, il nuovo aerogeneratore si integra a livello paesaggistico, dimostran-

do di essere in grado di funzionare anche con venti di bassa intensità.

Una gestione attenta dei temi legati alla sostenibilità, il dialogo con le comunità locali e la collaborazione conti-

nuativa con gli stakeholder – tanto interni quanto esterni – si sono confermati elementi determinanti dei risultati

ottenuti dal Gruppo nel 2013. Il Gruppo Enel Green Power mira, infatti, a creare valore per i territori in cui opera

costruendo relazioni trasparenti e collaborative con le comunità, e in coerenza con questo approccio si fa pro-

motore di progetti mirati a creare opportunità per il tessuto economico locale e per lo sviluppo sociale, in primis,

sfruttando le ricadute della presenza dell’Azienda sul territorio in termini di sviluppo e di impulso alle filiere locali.

Un ulteriore elemento di attenzione al contesto locale è legato alla tutela della biodiversità, fin dalle prime fasi

di valutazione dei progetti, e al suo sviluppo e conservazione, grazie a progetti specifici. È un approccio organico

alla gestione dei temi ambientali: il Gruppo si è infatti dotato di un Sistema di Gestione integrato Salute, Sicurez-

za e Ambiente, certificato nel 100% del perimetro (ISO 14001), e attua interventi di prevenzione, mitigazione e

gestione in tutte le fasi della propria catena del valore. Prioritario resta anche nel 2013 l’obiettivo “Zero infortuni”,

perseguito grazie a un forte presidio dei temi di salute e sicurezza e allo sviluppo di numerosi programmi di pre-

venzione e diffusione di una “cultura della sicurezza”, rivolti sia al personale sia a contrattisti esterni. L’attenzione

alle persone si esprime, inoltre, attraverso iniziative nell’ambito dello sviluppo dei talenti, della valutazione delle

performance a tutti i livelli e della condivisione delle best practice.

La gestione dei fornitori è infine un ulteriore, fondamentale tassello della strategia di sostenibilità di Enel Green

Power, che applica meccanismi di qualificazione e selezione dei fornitori in linea con i criteri previsti a livello di

Gruppo Enel, e ha inoltre sviluppato uno specifico Piano di Green Procurement per elevare gli standard richiesti

ai fornitori nei settori più significativi rispetto agli impatti ambientali e sociali.

Nei prossimi anni Enel Green Power ha l’obiettivo di sviluppare ulteriormente la propria presenza multi-tecnolo-

gica nei Paesi emergenti, con particolare attenzione al Sud America e all’area del Medio Oriente e Africa, grazie

alla presenza di una solida pipeline di progetti selezionati nelle diverse tecnologie.

La ricerca continua dell’eccellenza tecnica e operativa in tutto il mondo, a partire dalla consolidata base di espe-

rienza e know-how acquisiti sugli impianti in Italia ed Europa, l’attenzione ai temi dell’innovazione tecnologica e

della creazione di valore condiviso e l’impegno di tutti gli oltre 3.500 colleghi presenti in 16 Paesi, ci consentono

di guardare al futuro con piena consapevolezza del grande potenziale di ulteriore crescita, sia nelle dimensioni

sia nelle performance operative della Società.

L’Amministratore Delegato

Francesco Starace


Sintesi delle deliberazioni dell’Assemblea ordinaria degli azionisti

L’Assemblea degli Azionisti di Enel Green Power SpA, riunitasi in Roma, in unica convocazione, il 13 mag-

gio 2014, presso il Centro Congressi Enel in viale Regina Margherita n. 125, ha:

1. approvato il Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013, prendendo atto altresì

dei risultati del Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power, parimenti riferito al 31 dicembre

2013, che si è chiuso con un utile netto ordinario di Gruppo pari a 527 milioni di euro;

2. deliberato:

(a) di destinare come segue l’utile netto dell’esercizio 2013 di Enel Green Power SpA, pari a 289.841.848

euro:

- alla distribuzione in favore degli azionisti di 3,20 centesimi di euro per ognuna delle 5.000.000.000

azioni ordinarie risultate in circolazione alla data di stacco cedola, per un importo complessivo di

160 milioni di euro;

- a “utili portati a nuovo” la parte residua dell’utile stesso, per un importo complessivo di

129.841.848 euro;

(b) di porre in pagamento l’indicato dividendo dell’esercizio 2013 di 3,20 centesimi di euro per azione

ordinaria – al lordo delle eventuali ritenute di legge – a decorrere dal 22 maggio 2014, con data

“stacco cedola” n. 4 coincidente con il 19 maggio 2014 e record date (ossia data di legittimazione

al pagamento del dividendo stesso, ai sensi dell’art. 83 terdecies del decreto legislativo 24 febbraio

1998 n. 58 e dell’art. 2.6.7, comma 2, del Regolamento dei Mercati organizzati e gestiti da Borsa

Italiana SpA) coincidente con il 21 maggio 2014;

3. nominato i seguenti componenti il Collegio Sindacale, che resteranno in carica per tre esercizi sino

all’approvazione del bilancio di esercizio del 2016: Franco Fontana (Presidente), Maria Rosaria Leccese

e Giuseppe Ascoli, quali Sindaci effettivi, e Pietro La China, Anna Rosa Adiutori e Alessio Temperini,

quali Sindaci supplenti;

4. determinato il compenso dei componenti il Collegio Sindacale in misura pari a 60.000 euro lordi annui

per il Presidente e in 45.000 euro lordi annui per gli altri Sindaci effettivi, oltre al rimborso delle spese

di viaggio e soggiorno sostenute in esecuzione dell’incarico, debitamente documentate;

5. deliberato in senso favorevole sulla prima sezione della Relazione sulla remunerazione redatta ai sensi

dell’art. 123 ter del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e successive modificazioni e dell’art. 84

quater del Regolamento Emittenti adottato dalla CONSOB con delibera n. 11971/1999 come succes-

sivamente modificata, contenente l’illustrazione della politica per la remunerazione dei componenti

del Consiglio di Amministrazione, del Direttore Generale e dei Dirigenti con responsabilità strategiche

adottata dalla Società per l’esercizio 2014, nonché delle procedure utilizzate per l’adozione e l’attua-

zione della medesima;

6. deliberato di adeguare il corrispettivo di Reconta Ernst & Young SpA – società incaricata dall’Assemblea

del 27 aprile 2011 della revisione legale dei conti di Enel Green Power SpA per gli esercizi 2011-2019 –

secondo quanto indicato nella tabella che segue:

15

2013 2014-2019

Tipologia incarico OreCorrispettivo

in euro Ore annueCorrispettivo

annuo in euro

Revisione contabile del bilancio di esercizio 2.420 108.051,78 2.300 102.705,15

Verifica della regolare tenuta della contabilità sociale e della corretta rilevazione dei fatti di gestione nelle scritture contabili 505 22.549,94 480 21.434,12

Revisione del bilancio consolidato 790 35.234,28 750 33.490,81

Revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato 630 28.187,42 600 26.792,65

Totale 4.345 194.023,42 4.130 184.422,72

Per tutto quanto non indicato nella suddetta tabella, resta fermo quanto previsto dalla delibera di confe-

rimento dell’incarico adottata dall’Assemblea del 27 aprile 2011, nonché dalla regolamentazione contrat-

tuale vigente tra la Società e la suddetta Reconta Ernst & Young SpA a seguito del predetto conferimento.


Sintesi dei risultati

Dati operativi 2013 2012 Variazione

Capacità installata netta (MW) (1) 2.884 2.772 112

Produzione netta (milioni di kWh) 12.905 11.289 1.616

Dipendenti (unità) (1) 1.927 1.873 54

(1) Al 31 dicembre.

La capacità installata netta al 31 dicembre 2013 è pari a 2.884

MW ed evidenzia un incremento di 112 MW rispetto al 2012

(+4%). La crescita si riferisce per 22 MW all’entrata in esercizio

di impianti solari e per 90 MW alla capacità installata netta

dell’impianto della società Enel Green Power Portoscuso, fusa

in Enel Green Power nel 2013.

Capacità installata netta (MW)

Tecnologia 2013 2012 Variazione

Idroelettrica 1.512 1.513 (1)

Geotermica 723 722 1

Eolica 564 474 90

Solare 85 63 22

Totale 2.884 2.772 112

Solare85

Idro1.512

Geo723

Eolica564

17

La produzione netta complessiva del 2013 è stata pari a 12,9

TWh, con un incremento di 1,6 TWh (14%).

L’aumento della produzione netta rispetto all’esercizio prece-

dente deriva principalmente dalla maggiore produzione idro-

elettrica.

Produzione netta (GWh) Capacità installata media (MW)

Tecnologia 2013 2012 Variazione 2013 2012 Variazione

Idroelettrica 6.559 5.261 1.298 1.512 1.512 -

Geotermica 5.301 5.235 66 723 722 1

Eolica 958 735 223 563 457 106

Solare 87 58 29 76 54 22

Totale 12.905 11.289 1.616 2.874 2.745 129

Il load factor medio (ossia il rapporto tra la produzione annua

netta e la produzione teorica ottenibile in un anno – per un to-

tale di 8.760 ore – rapportata ai MW nominali) è pari al 52,3%

(46,9% nel 2012). L’incremento del load factor medio rispetto

al 2012 deriva principalmente dalla maggiore idraulicità del

2013.

Load factor medio (%)

Tecnologia 2013 2012

Idroelettrica 49,5 39,7

Geotermica 83,7 82,8

Eolica 19,5 18,4

Solare 13,1 12,3

Dati economici patrimoniali e finanziari

Restatement dei dati economici e patrimoniali dell’esercizio 2012L’applicazione obbligatoria di un principio contabile di nuova

applicazione (IAS 19/R), dell’IFRS 5 per la cessione di Enel.si

(discontinued operations) e la modifica volontaria del criterio

di rappresentazione dei contributi per incentivi (certificati ver-

di), hanno comportato la necessità di modificare i dati com-

parativi relativi al Bilancio dell’esercizio precedente come di

seguito illustrato.

A seguito dell’applicazione, a partire dal 1° gennaio 2013 con

efficacia retrospettica, della nuova versione del principio con-

tabile “IAS 19/R - Benefíci per i dipendenti”, si evidenziano i

principali effetti che impattano sui risultati economici e patri-

moniali dell’esercizio 2012 inclusi ai soli fini comparativi nel

presente Bilancio:

> non essendo più applicabile il c.d. “corridor approach”, tutti

gli utili e le perdite attuariali sono rilevati direttamente a

patrimonio netto; pertanto, sono stati rilevati a patrimonio

netto gli utili e le perdite attuariali non rilevati in applica-

zione del predetto metodo (per 4 milioni di euro), con con-

seguente rettifica delle rispettive passività per benefíci ai

dipendenti iscritte nello Stato patrimoniale al 31 dicembre

2012. Su entrambe le variazioni sono stati calcolati gli ef-

fetti fiscali teorici;

> non essendo più consentito il differimento della rilevazione

contabile a Conto economico del past service cost, la quota

di costo relativa a prestazioni di lavoro passate non ancora

rilevata è stata iscritta interamente nel patrimonio netto, al

netto degli effetti fiscali teorici, con contropartita la relativa

Solare87

Idro6.559

Geo5.301

Eolica958


passività per benefíci ai dipendenti. In particolare, tale ultima

voce è stata rideterminata al 1° gennaio 2013 anche per

tenere conto del past service cost non rilevato, pari a 39 mi-

lioni di euro, associato al piano di accompagnamento gra-

duale al pensionamento emesso in Italia alla fine del 2012.

Inoltre, nel corso del 2013 la Società ha adottato un nuovo cri-

terio di contabilizzazione dei certificati verdi che ha richiesto

la rideterminazione, anche per l’esercizio 2012, di alcuni dati

di Stato patrimoniale e di Conto economico, come evidenzia-

to di seguito:

> i contributi per certificati verdi sono stati riclassificati dalla

voce “Ricavi delle vendite e delle prestazioni” alla voce “Altri

ricavi e proventi” (221 milioni di euro);

> il valore dei certificati verdi non ancora accreditati sul conto

di proprietà è stato riclassificato dalla voce “Crediti com-

merciali” alla voce “Altre attività non finanziarie correnti”

(64 milioni di euro).

Inoltre, a seguito della cessione, avvenuta con data di efficacia

1° luglio 2013, dell’intero capitale di Enel.si Srl, società inte-

ramente posseduta da Enel Green Power, a Enel Energia SpA,

società della Divisione Generazione, Energy Management e

Mercato Italia del Gruppo Enel, la plusvalenza realizzata con

la cessione delle quote nel capitale sociale della stessa è stata

classificata nelle discontinued operations (72 milioni di euro),

al netto del relativo effetto fiscale (1 milione di euro).

Ai fini comparativi nei dati economici relativi al 2012 i proventi

da partecipazione relativi alla società Enel.si sono stati classifi-

cati nelle discontinued operations (16 milioni di euro), al netto

del relativo effetto fiscale (0,3 milioni di euro).

Di seguito si espongono i dati economici, patrimoniali e fi-

nanziari al 31 dicembre 2013 confrontati con i dati del 2012

restated.

Dati economiciMilioni di euro

2013 2012 restated (1) Variazione

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 1.296 1.279 17

Margine operativo lordo 842 763 79

Utile operativo 502 433 69

Utile dell’esercizio (2) 290 210 80

(1) Per il dettaglio si rinvia alla Nota 5 “Rideterminazione dei dati comparativi al 31 dicembre 2012”.(2) Di cui “Risultato delle discontinued operations” pari a 71 milioni di euro nel 2013 e a 16 milioni di euro nel 2012.

I ricavi totali, incluso l’effetto della gestione del rischio

commodity, pari a 1.296 milioni di euro (1.279 milioni di

euro nel 2012 restated), si incrementano di 17 milioni di euro

(1,3%) per effetto di un aumento di 68 milioni di euro dei rica-

vi connessi alla vendita di energia (pari a 1.160 milioni di euro

nel 2013 e a 1.092 milioni di euro nel 2012 restated) e di un

aumento di 27 milioni di euro dei proventi netti da gestione

rischio commodity (proventi netti pari a 22 milioni di euro nel

2013 e oneri netti pari a 5 milioni di euro nel 2012 restated),

effetti parzialmente compensati da una riduzione degli altri

ricavi di 78 milioni di euro (114 milioni di euro nel 2013 e 192

milioni di euro nel 2012 restated).

L’aumento dei ricavi connessi alla vendita di energia rispetto

all’esercizio precedente deriva principalmente, come già anti-

cipato, dalla maggiore produzione idroelettrica.

La riduzione degli altri ricavi riflette principalmente le minori

attività/vendite di materiale effettuate per le società control-

late nell’ambito principalmente dei contratti di Engineering,

Procurement & Construction (EPC).

Il margine operativo lordo si attesta a 842 milioni di euro

(763 milioni di euro nel 2012 restated), registrando un incre-

mento di 79 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente

a fronte del citato aumento dei ricavi di 17 milioni di euro e

della riduzione dei costi per 62 milioni di euro. Tale riduzio-

ne beneficia del decremento dei costi del personale derivan-

te dall’iscrizione nel 2012 delle passività relative al piano di

accompagnamento al pensionamento per 39 milioni di euro

e delle minori attività/vendite di materiale effettuate per le

società controllate nell’ambito dei contratti di EPC, già com-

mentate nella riduzione degli altri ricavi. Tenuto conto di tali

fenomeni, si evidenzia un incremento dei costi dovuto alla

maggiore capacità installata e all’incremento dei canoni con-

nessi all’esercizio degli impianti.

L’utile operativo, pari a 502 milioni di euro (433 milioni di

euro nel 2012 restated), aumenta di 69 milioni di euro rispetto

all’esercizio precedente.

19

Tale risultato tiene conto di ammortamenti e perdite di valore

di partecipazioni per 340 milioni di euro (330 milioni di euro

nel 2012 restated), in aumento di 10 milioni di euro rispetto

al 2012, per effetto di maggiori svalutazioni di crediti e par-

tecipazioni (39 milioni di euro) e di minori ammortamenti (29

milioni di euro); la riduzione degli ammortamenti deriva so-

stanzialmente dalla rivisitazione della stima della vita utile de-

gli impianti asserviti alle concessioni di derivazione d’acqua a

uso idroelettrico a far data da settembre 2012, in applicazione

delle modifiche introdotte dalla legge 134 del 7 agosto 2012.

L’esercizio 2013 chiude con un utile dell’esercizio (compren-

sivo dell’utile delle discontinued operations pari a 71 milioni

di euro) pari a 290 milioni di euro, in aumento di 80 milioni

di euro rispetto all’esercizio precedente (210 milioni di euro

nel 2012 restated, comprensivo dell’utile delle discontinued

operations pari a 16 milioni di euro), tenuto conto dell’incre-

mento dell’utile delle discontinued operations (pari a 55 milio-

ni di euro). L’incremento dell’utile operativo e dei proventi da

partecipazione (13 milioni di euro) è stato infatti parzialmente

compensato dall’aumento degli oneri finanziari netti (32 mi-

lioni di euro) e delle imposte (25 milioni di euro).

Dati patrimoniali e finanziariMilioni di euro

al 31.12.2013al 31.12.2012

restated Variazione

Capitale investito netto 9.955 9.254 701

Indebitamento finanziario netto 3.307 2.774 533

Patrimonio netto 6.648 6.480 168

Flusso di cassa da attività operativa 370 479 (109)

Investimenti 318 297 21

Il capitale investito netto, pari a 9.955 milioni di euro (9.254

milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated), presenta una

variazione di 701 milioni di euro dovuta principalmente all’in-

cremento delle attività immobilizzate nette (pari a 789 milioni

di euro) e alla riduzione del capitale circolante netto (pari a

88 milioni di euro). La variazione delle attività immobilizzate

nette è sostanzialmente riconducibile all’aumento del valore

delle partecipazioni (606 milioni di euro) e degli immobili, im-

pianti e macchinari (185 milioni di euro).

La variazione del capitale circolante netto è riferibile principal-

mente al decremento dei crediti commerciali (248 milioni di

euro), effetto in parte compensato dalla riduzione dei debiti

commerciali (107 milioni di euro) e delle passività finanziarie

correnti (45 milioni di euro).

L’indebitamento finanziario netto, pari a 3.307 milioni di

euro (2.774 milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated), evi-

denzia un incremento di 533 milioni di euro, in linea sostan-

zialmente con gli aumenti di capitale deliberati a favore delle

società partecipate Enel Green Power International BV (502

milioni di euro) e Parque Eólico Talinay Oriente SA (44 milioni

di euro).

Il patrimonio netto, pari a 6.648 milioni di euro, è compo-

sto dal capitale sociale (1.000 milioni di euro), dalla riserva le-

gale (200 milioni di euro), dalle altre riserve (4.464 milioni di

euro), nonché dagli utili portati a nuovo (694 milioni di euro)

e dall’utile rilevato nell’esercizio (290 milioni di euro). La varia-

zione rispetto all’esercizio precedente riflette principalmente

la rilevazione dell’utile dell’esercizio (290 milioni di euro) e la

distribuzione dei dividendi 2012 (129 milioni di euro).

Il flusso di cassa da attività operativa ha generato liquidità

per 370 milioni di euro, in diminuzione di 109 milioni di euro

(-23%) rispetto al 2012 (479 milioni di euro). Tale variazione

risente del maggiore fabbisogno connesso alla variazione del

capitale circolante netto nei due esercizi a confronto.

Gli investimenti del 2013 sono pari a 318 milioni di euro, in

aumento di 21 milioni di euro rispetto all’esercizio preceden-

te. Gli investimenti si riferiscono principalmente alla realizza-

zione e al rifacimento di impianti di generazione geotermica

(178 milioni di euro), idroelettrica (59 milioni di euro), fotovol-

taica (37 milioni di euro) ed eolica (18 milioni di euro).


La corte d’Appello di Parigi conferma il lodo del tribunale arbitrale internazionale a favore di Enel Green Power

La Corte d’Appello di Parigi ha confermato il lodo emesso dal

Tribunale Arbitrale della ICC (Camera di Commercio Interna-

zionale) in merito al procedimento arbitrale internazionale

instaurato da Enel Green Power contro Inversiones Energéti-

cas (INE), suo partner in LaGeo, la joint venture per lo sviluppo

della geotermia in El Salvador.

I giudici parigini hanno respinto l’appello di INE per l’annul-

lamento del giudizio favorevole a Enel Green Power, confer-

mando che tale giudizio era stato emesso al termine di un

giusto processo.

La decisione della Corte d’Appello ha riaffermato il diritto di

Enel Green Power di imputare a capitale gli investimenti effet-

tuati in LaGeo, mediante la sottoscrizione di azioni di nuova

emissione della stessa joint venture.

Avviati i lavori per la centrale geotermica “Bagnore 4” in Toscana

Sono partiti i lavori per la realizzazione della centrale geoter-

moelettrica Bagnore 4, nei comuni di Santa Fiora e Arcidosso,

in provincia di Grosseto, in Toscana.

Il progetto prevede la realizzazione di due gruppi da 20 MW

ciascuno, per una capacità installata totale di 40 MW, in grado

di generare, a regime, fino a 310 milioni di kWh di energia

all’anno, con un risparmio di 70.000 TEP (tonnellate equiva-

lenti di petrolio). L’investimento totale previsto per la realizza-

zione di Bagnore 4, che va ad affiancare quella di Bagnore 3, è

di circa 120 milioni di euro.

Entrata in esercizio del primo impianto eolico in Cile

Enel Green Power ha connesso alla rete il suo primo impianto

eolico in Cile, a Talinay, nella regione di Coquimbo. Il parco eo-

lico di Talinay vanta una capacità installata di 90 MW, in grado

di generare, a regime, fino a 200 milioni di kWh all’anno. Il

nuovo impianto, progettato e sviluppato dalla danese Vestas,

è composto da 45 turbine eoliche da 2 MW della stessa azien-

da danese. La realizzazione dell’impianto di Talinay ha com-

portato un investimento totale di circa 165 milioni di dollari

statunitensi.

Accordo quadro art. 4 Legge Fornero

Enel ha sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali (OO.SS.)

un accordo quadro sulla collocazione in pensione anticipata

di dipendenti attraverso lo strumento previsto dall’art. 4 della

legge 92 del 2012 (c.d. “Legge Fornero”). A seguito dell’ema-

nazione da parte dei soggetti istituzionali delle indicazioni di

carattere attuativo, in data 6 settembre 2013, sono stati sot-

toscritti con le OO.SS. specifici accordi attuativi in cui si defi-

niscono il numero dei dipendenti interessati, per i quali l’INPS

è tenuta a effettuare un’istruttoria al fine di accertare gli ef-

fettivi aventi diritto. Sulla base dei dati certificati dall’INPS, il

programma di esodo è stato avviato da Enel Green Power nel

corso del 2013 e proseguirà nel 2014, con ultima data di ac-

cesso all’esodo il 1° gennaio 2015.

(3) Si segnala che la data di riferimento è relativa alla data del comunicato stampa.

9gennaio

18marzo

25marzo

9maggio

Fatti di rilievo del 2013 (3)

21

Enel Green Power e 40South Energy insieme per lo sviluppo dell’energia prodotta dalle onde del mare

Enel Green Power e 40South Energy, gruppo di società tra le

più innovative nel settore del marine energy a livello interna-

zionale, avviano l’installazione e la messa in esercizio di un pri-

mo generatore R115, con una capacità nominale di 150 kW e

di potenza installata pari a circa 100 kW, per la conversione in

elettricità dell’energia prodotta dalle onde del mare dell’Arci-

pelago Toscano, a Punta Righini (Castiglioncello).

Il nuovo generatore, ideato e costruito da 40South Energy, as-

sicura una completa integrazione nell’ambiente marino e faci-

lità di manutenzione, e sarà in grado, secondo le prime stime,

di produrre circa 220 MWh all’anno.

Cessione di Enel.si

Con efficacia 1° luglio 2013, Enel Green Power SpA ha ceduto

a Enel Energia SpA l’intero capitale di Enel.si Srl, società intera-

mente posseduta da Enel Green Power, alla società della Divi-

sione Generazione, Energy Management e Mercato Italia del

Gruppo Enel, al corrispettivo di 92 milioni di euro (soggetto

a un aggiustamento prezzo alla data di efficacia del trasferi-

mento della partecipazione stimato in 11 milioni di euro) e de-

terminato sulla base dell’enterprise value al 31 dicembre 2012

(pari a circa 76 milioni di euro) e della posizione finanziaria

netta della società in pari data (positiva per circa 16 milioni

di euro).

Con riferimento alla stima dell’aggiustamento prezzo, si se-

gnala che lo stesso diverrà definitivo solo a conclusione del

processo di verifica tra le parti della consistenza di alcune par-

tite specifiche, previsto per il 30 giugno 2014, così come di-

sposto dall’accordo siglato fra le parti.

Il corrispettivo della cessione è stato versato in un’unica so-

luzione alla data di efficacia del trasferimento della parteci-

pazione e determina un conseguente impatto positivo sull’in-

debitamento finanziario netto consolidato del Gruppo Enel

Green Power.

Tale cessione ha comportato la rilevazione di una plusvalenza

pari a 72 milioni di euro che è stata riflessa nel risultato da

discontinued operations del Conto economico avuto riguar-

do al fatto che la transazione, benché realizzata fra entità del

Gruppo Enel, è fondata su presupposti che hanno sostanza

economica.

Entrata in esercizio di due nuovi impianti fotovoltaici in Italia

Enel Green Power ha collegato alla rete due nuovi impianti

fotovoltaici a Serre Persano, in provincia di Salerno, sede del-

la prima centrale fotovoltaica di Enel, a lungo la più grande

d’Europa e oggi completamente rinnovata. I due nuovi campi

fotovoltaici di Borgo San Lazzaro e Spineto, con una capacità

installata complessiva di 21 MW, sono in grado di produrre, a

regime, fino a circa 30 milioni di kWh all’anno. Entrambi gli

impianti sono stati realizzati utilizzando i pannelli fotovol-

taici a film sottile prodotti dalla fabbrica 3SUN di Catania, la

joint venture paritetica tra Enel Green Power, Sharp e STMi-

croelectronics. I campi fotovoltaici sono installati su un lotto

di terreno all’interno del comprensorio dell’Esercito che Enel

Green Power si è aggiudicata a novembre 2011, a seguito di

una gara di Difesa Servizi SpA, la società in house del Ministero

della Difesa nata nel 2011 con l’intento di valorizzare tutti gli

asset del perimetro militare.

Enel Green Power e SECI Energia: nascita del “Polo Energie Rinnovabili di Macchiareddu”

Enel Green Power e SECI Energia hanno presentato il progetto

del “Polo Energie Rinnovabili di Macchiareddu”, realizzato da

PowerCrop, joint venture paritetica tra le due società.

Il progetto, approvato dal Comitato Interministeriale e classifi-

cato di “Interesse Nazionale”, rientra nel programma di ricon-

versione dell’ex zuccherificio Villasor di Eridania Sadam in una

centrale elettrica da circa 50 MW.

Si ricorda che Enel Green Power ha acquistato in data 26 mar-

zo 2013 il 50% di PowerCrop, società del gruppo Maccafer-

ri dedicata alla riconversione energetica a biomasse degli ex

zuccherifici Eridania. Con questa acquisizione Enel Green Po-

wer ha attivato una collaborazione ad ampio spettro con SECI

Energia per lo sviluppo delle energie da biomasse a filiera cor-

ta, mediante la realizzazione di cinque nuovi impianti ad alta

efficienza con una capacità installata complessiva di 150 MW

che, una volta realizzati, potrebbero arrivare a generare fino a

un miliardo di kWh.

19giugno

1luglio

1luglio

3luglio


Standard & Poor’s rivede il rating a lungo termine a “BBB” e conferma il rating a breve termine ad “A-2” di Enel SpA

L’agenzia Standard & Poor’s ha comunicato di aver rivisto il

rating a lungo termine della controllante Enel SpA (control-

lante) a “BBB” (dal precedente “BBB+”). La stessa agenzia ha

confermato ad “A-2” il rating a breve termine della controllan-

te. L’outlook è stabile.

La modifica del rating della controllante fa seguito alla revisio-

ne del rating della Repubblica Italiana recentemente disposta

da Standard & Poor’s che riflette, tra l’altro, il deterioramento

del quadro macroeconomico nel Paese.

L’agenzia osserva infine che l’outlook stabile riflette l’attesa

che la controllante Enel riesca a raggiungere e mantenere gli

obiettivi economico-finanziari commisurati al livello attuale di

rating, grazie alla strategia di riduzione dell’indebitamento, al

significativo contributo delle attività regolate e alla opportuna

diversificazione sotto il profilo geografico e tecnologico attua-

ta nei Paesi extraeuropei.

Tale downgrade non comporterà impatti significativi né sul

costo del debito in essere, né su quello connesso al nuovo de-

bito, anche in relazione alla scarsa volatilità degli spread sul

mercato secondario delle obbligazioni emesse dalla control-

lante, i cui prezzi riflettevano già il rating emesso da Moody’s

(“Baa2”), ora allineato a quello di Standard & Poor’s (“BBB”).

Con riferimento ai contratti di finanziamento erogati dalla BEI,

si precisa che, solo per alcuni di essi (per un importo pari a circa

535 milioni di euro), le clausole relative ai covenant comporta-

no l’impegno da parte delle società del Gruppo Enel Green Po-

wer beneficiarie di effettuare la rinegoziazione degli stessi o,

alternativamente, di fornire apposite garanzie bancarie. In tal

senso, Enel Green Power, in coordinamento con la controllan-

te Enel, ha avviato l’attività di rinegoziazione il cui esito non

ha comportato significativi impatti sul costo del debito, né il

rimborso anticipato del debito stesso.

Relativamente agli altri principali contratti di finanziamento,

non sono presenti clausole di rimborso anticipato direttamen-

te collegate al livello di rating.

Partnership tra Enel Green Power e COPROB per una nuova centrale a biomasse a Finale Emilia

Enel Green Power ha acquisito il 70% delle quote societarie

della società Domus Energia Srl da Agroenergia IZ SpA (socie-

tà del gruppo COPROB, Cooperativa Produttori Bieticoli, primo

produttore bieticolo saccarifero nazionale, assistito dall’advi-

sor finanziario Valore e Capitale Srl, società specializzata in

investment banking nel settore delle energie rinnovabili) con

l’obiettivo di realizzare a Finale Emilia (MO) una centrale di

produzione di energia elettrica da 12,5 MW alimentata da

biomasse di origine agricola la cui entrata in esercizio è pre-

vista entro il 2015.

La società ha contestualmente modificato la propria denomi-

nazione sociale in Enel Green Power Finale Emilia Srl.

Al via la fase di test avanzato per la mini-pala eolica disegnata da Renzo Piano

L’innovativa mini-pala eolica progettata da Renzo Piano e svi-

luppata in collaborazione con Enel Green Power è entrata in

fase di test in un sito altamente specializzato. Estremamente

sottile, bipala e dunque meno visibile delle tradizionali tripale,

il nuovo aerogeneratore è difficile da scorgere nel paesaggio

e contemporaneamente sta dimostrando di essere in grado di

funzionare anche con venti di bassa intensità. Il prototipo, in

fase di test nel campo prova di Molinetto di Pisa, ha prodotto

in due mesi oltre 1.200 kWh, che sono stati immessi nella rete

di distribuzione. La produzione in serie per il mercato italiano

sarà sviluppata al termine di questa fase di test, che sarà effet-

tuata ancora per alcuni mesi.

Accordo con Legacoop per lo sviluppo di una rete di mini-impianti a biomassa

Enel Green Power e Legacoop, l’associazione che riunisce oltre

15.000 imprese operative, attive in tutte le regioni e in tutti i

settori del nostro Paese, hanno siglato un protocollo d’inte-

sa per valutare le possibilità di realizzare e gestire impianti di

microgenerazione da fonti rinnovabili alimentati da biomassa.

L’accordo è finalizzato alla creazione di un modello di business

congiunto per lo sviluppo di una rete di piccoli impianti diffusi

sul territorio italiano.

Fusione per incorporazione di Enel Green Power Portoscuso in Enel Green Power SpA

Il 1° dicembre ha avuto efficacia reale la fusione per incor-

porazione di Enel Green Power Portoscuso Srl in Enel Green

Power SpA finalizzata a raggiungere una maggiore efficienza

operativa e una semplificazione dei processi amministrativi e a

1dicembre

1agosto

21ottobre

20novembre

11luglio

23

beneficiare della conseguente riduzione dei costi di gestione.

Si ricorda che essendo la società Enel Green Power Portoscu-

so interamente controllata da Enel Green Power, la fusione è

stata approvata dal Consiglio di Amministrazione in via sem-

plificata, così come previsto dall’art. 2505 del codice civile e

dall’art. 19 dello Statuto sociale.

Enel Green Power non ha pertanto provveduto ad alcun au-

mento del proprio capitale sociale né ha assegnato, ai sensi

dell’art. 2504 ter del codice civile, azioni in sostituzione della

partecipazione detenuta nella società oggetto di incorpora-

zione; detta partecipazione è stata annullata senza concambio

in esito alla fusione. Parimenti, non è stata apportata alcuna

modifica allo Statuto sociale di Enel Green Power SpA.

L’atto di fusione è stato firmato in data 28 novembre 2013 e

depositato presso il Registro delle Imprese di Roma. Gli effetti

contabili e fiscali della fusione sono stati imputati al bilancio

della società incorporante Enel Green Power SpA con efficacia

retroattiva al 1° gennaio 2013.

Accordo di finanziamento BEI a parziale copertura di investimenti in Romania

La Banca Europea per gli Investimenti (BEI) ed Enel Green Power

International BV, holding finanziaria e di partecipazione delle

società estere del Gruppo Enel Green Power, hanno concluso

un’operazione di finanziamento di 200 milioni di euro a par-

ziale copertura degli investimenti di alcuni parchi eolici in Ro-

mania, nelle regioni di Banat e Dobrogea. Il finanziamento, con

una durata di 15 anni e un preammortamento fino a due anni

e mezzo, presenta condizioni economiche competitive rispetto

al benchmark di mercato ed è assistito da una parent company

guarantee rilasciata, su richiesta di Enel Green Power SpA, dalla

società controllante Enel SpA. Il rilascio della garanzia beneficia

dell’esenzione dall’applicazione della Procedura per la discipli-

na delle operazioni con parti correlate adottata da Enel Green

Power SpA, in quanto operazione ordinaria di maggiore rile-

vanza a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard.

Le condizioni della garanzia, infatti, sono in linea con quelle

generalmente riconosciute a Enel Green Power SpA da primari

istituti bancari per analogo importo e durata.

Aumento di capitale e finanziamento soci in favore di 3Sun

Nel corso del 2013 Enel Green Power SpA ha partecipato a due

aumenti del capitale sociale della società 3SUN per complessi-

vi 60 milioni di euro, deliberati dall’Assemblea del 19 gennaio

2013 e del 29 novembre 2013; la quota di partecipazione di

Enel Green Power SpA al suddetto aumento di capitale è pari

complessivamente a 19 milioni di euro.

Ripatrimonializzazione di Enel Green Power International BV

Nel corso del 2013 Enel Green Power SpA ha proceduto alla

ripatrimonializzazione della controllata Enel Green Power In-

ternational BV (EGPI BV) per complessivi 502 milioni di euro,

da iscriversi nelle riserve di patrimonio netto (share premium

reserve) della società EGPI BV, come segue:

> 105 milioni di euro, nel primo trimestre 2013, al fine di pro-

cedere alla ripatrimonializzazione di Enel Brasil Participaço-

es Ltda per circa 66 milioni di euro e di Enel Chile Ltda per

circa 39 milioni di euro;

> 45 milioni di euro nel secondo trimestre 2013, al fine di

procedere alla ripatrimonializzazione di Enel Green Power

North America per circa 23 milioni di euro, Enel Brasil Parti-

cipaçoes Ltda per circa 20 milioni di euro e Enel Green Po-

wer South Africa BV per circa 2 milioni di euro;

> 172 milioni di euro nel terzo trimestre 2013, al fine di proce-

dere alla ripatrimonializzazione di Enel Brasil Participaçoes

Ltda per circa 113 milioni di euro, Enel de Costa Rica SA per

circa 57 milioni di euro ed Enel Green Power Guatemala SA

per circa 2 milioni di euro;

> 180 milioni di euro nel quarto trimestre 2013, al fine di

procedere alla ripatrimonializzazione di Enel Green Power

North America per circa 145 milioni di euro ed Enel Brasil

Participaçoes Ltda per circa 35 milioni di euro.

Ripatrimonializzazione di Enel Green Power Calabria ed Enel Green Power Cutro

Nel corso del 2013 Enel Green Power SpA ha proceduto alla

ripatrimonializzazione delle controllate Enel Green Power Ca-

labria Srl ed Enel Green Power Cutro Srl rispettivamente per 42

milioni di euro e 60 milioni di euro tramite rinuncia al credito

in essere e contestuale apposizione a riserva disponibile di pa-

trimonio netto delle società controllate.

2dicembre

nel corso del 2013

nel corso del 2013

nel corso del 2013


Scenario di riferimento

Enel Green Power e i mercati finanziari 2013 2012 restated

Margine operativo lordo del Gruppo per azione (euro) 0,36 0,33

Utile operativo del Gruppo per azione (euro) 0,21 0,19

Utile netto del Gruppo per azione (euro) 0,11 0,08

Dividendo unitario (centesimi di euro) 3,20 2,59

Pay-out ratio (1) (%) 30 30

Patrimonio netto del Gruppo per azione (euro) 1,46 1,41

Prezzo massimo dell’anno (euro) 1,84 1,66

Prezzo minimo dell’anno (euro) 1,36 1,02

Prezzo medio del mese di dicembre (euro) 1,75 1,36

Capitalizzazione borsistica (2) (milioni di euro) 8.770 6.799

Numero di azioni al 31 dicembre (in milioni) 5.000 5.000

(1) Calcolato sul risultato netto del Gruppo.(2) Calcolato sul prezzo medio del mese di dicembre.

Peso azioni Enel Green Power Corrente (1)

su indice FTSE-MIB 1,21%

su indice STOXX Europe 600 Utilities 1,07%

Bloomberg World Energy Alternative Sources 17,33%

(1) Dati aggiornati al 31 gennaio 2014.

25

Il 2013 è stato caratterizzato da un andamento positivo dei

mercati finanziari nelle principali economie occidentali. Gli in-

dici azionari europei hanno infatti ritoccato i massimi degli ul-

timi due anni superando, in alcuni casi, i valori registrati prima

della crisi avviatasi nel 2008. La prima parte dell’anno è stata

segnata da una fase di incertezza legata agli sviluppi della poli-

tica di bilancio negli Stati Uniti. Dopo aver evitato sul finire del

2012 i tagli automatici alla spesa pubblica, il cosiddetto fiscal

cliff, il Congresso statunitense si è trovato di fronte al tema del

raggiungimento del tetto del debito pubblico. Il ritardo nella

definizione di un accordo sull’innalzamento temporaneo del

livello massimo di indebitamento, siglato solo nella seconda

metà del mese di ottobre, ha infatti determinato la chiusura

di alcuni uffici pubblici causando, secondo le stime di alcuni

analisti, perdite per miliardi di dollari. Tuttavia, l’incertezza è

stata solo parzialmente dissipata dal suddetto accordo poiché

questo ha di fatto posticipato un’eventuale soluzione al primo

trimestre del 2014. Il primo semestre ha anche registrato un

rallentamento dei ritmi di crescita di alcune economie emer-

genti. In particolare, il tasso di crescita del PIL cinese si è ridotto

nei primi due trimestri dell’anno, attestandosi al 7,7% nel pri-

mo trimestre e al 7,5% nel secondo (rispetto al 7,9% registrato

nel quarto trimestre del 2012). In tale contesto, tuttavia, i mer-

cati finanziari hanno registrato una performance positiva già

nel primo semestre dell’anno, sostenuti dalle politiche moneta-

rie espansive adottate dalle principali banche centrali mondiali.

Nel mese di maggio, la Banca Centrale Europea (BCE) ha confer-

mato la propria politica monetaria riducendo il tasso sulle prin-

cipali operazioni di rifinanziamento (ridotto di 25 punti base,

allo 0,5%). Tra i principali indici europei, solo l’indice azionario

italiano e quello spagnolo hanno registrato performance nega-

tive nella prima metà dell’anno (rispettivamente -6,4% e -5%)

per effetto delle rinnovate tensioni derivanti dalle incertezze

sulla stabilità del settore bancario cipriota. La crisi cipriota si è

riflessa nell’innalzamento degli spread, ovvero dei differenziali

di rendimento dei titoli decennali italiani e spagnoli rispetto a

quelli tedeschi. Il mercato italiano ha inoltre risentito del rischio

di un declassamento del merito di credito dello Stato italiano

da parte dell’agenzia di rating Moody’s nonché dell’incertezza

connessa al risultato delle elezioni politiche di febbraio. Lo spre-

ad sui titoli italiani è quindi risalito fino a sfiorare i 350 punti

base nel mese di marzo per poi diminuire a partire dal mese di

aprile in scia a una decrescente riduzione dell’incertezza politi-

ca in seguito alla costituzione di un governo “di larghe intese”.

I mercati finanziari hanno accelerato nella seconda metà

dell’anno per effetto del miglioramento delle prospettive di

crescita nell’area dell’euro e in scia a segnali positivi provenienti

dagli Stati Uniti. Il PIL statunitense ha continuato a crescere nel-

la seconda metà del 2013 e le condizioni del mercato del lavoro

sono migliorate, con il tasso di disoccupazione sceso nel mese

di dicembre sotto la soglia del 7%. La volatilità dei mercati, pur

mantenendosi a livelli modesti, è aumentata nel secondo seme-

stre per effetto delle tensioni derivanti dai timori di una anti-

cipata riduzione delle misure di stimolo da parte delle banche

centrali. La Federal Reserve (FED), la banca centrale statuniten-

se, ha tuttavia confermato il proprio programma di sostegno

all’economia mantenendo inalterato il programma di acquisto

di titoli governativi. Solo sul finire d’anno la FED ha ridotto mo-

deratamente il proprio supporto confermando, altresì, che la

politica monetaria rimarrà espansiva per un periodo di tempo

prolungato. Anche la BCE ha confermato la propria politica mo-

netaria espansiva riducendo ulteriormente il tasso di riferimen-

to sulle operazioni di rifinanziamento principali, portandolo al

minimo storico dello 0,25%.

L’accelerazione dei principali listini europei nella seconda metà

dell’anno è anche testimoniata dal confronto tra i rendimenti

dei principali indici azionari nel primo e secondo semestre:

> Milano: -6,4% nel primo semestre, +24,5% nel secondo se-

mestre, +16,6% su base annua.

> Londra: +5,4% nel primo semestre, +8,6% nel secondo se-


> Parigi: +2,7% nel primo semestre, +14,9% nel secondo se-


> Francoforte: +4,6% nel primo semestre, +20,0% nel secon-

do semestre, +25,5% su base annua.

> Madrid: -5,0% nel primo semestre, +27,7% nel secondo se-


Per quanto concerne i titoli del comparto utilities, l’andamen-

to ha seguito le stesse dinamiche dei principali indici aziona-

ri con una iniziale fase di incertezza e un’accelerazione nella

seconda parte dell’anno. Lo STOXX Europe 600 Utilities ha

registrato un calo nella prima metà dell’anno (-3,5%) per poi

chiudere il 2013 in territorio positivo (+11,3% nel secondo se-

mestre, +7,5% su base annua). La buona performance nella

seconda parte dell’anno è stata sostenuta da un miglioramen-

to delle condizioni macroeconomiche nell’area dell’euro che

si è tradotta in una riduzione dei premi per il rischio sui titoli

governativi a lungo termine. In particolare, il calo dello spre-

ad sui titoli decennali italiani e spagnoli ha supportato i corsi

azionari delle società quotate sui listini di entrambi i Paesi. Le

utilities maggiormente esposte al mercato spagnolo hanno

inoltre risentito dell’incertezza regolamentare derivante dal-

la riforma del mercato elettrico del Paese. Il Governo iberico,

infatti, al fine di risolvere lo strutturale deficit tariffario che ca-

ratterizza il mercato elettrico, ha emanato, nel luglio del 2013,


il già citato Regio Decreto Legge n. 9/2013 con il quale ha in-

trodotto una serie di misure volte a garantire la stabilità finan-

ziaria del sistema. La mancata emanazione dei provvedimenti

attuativi entro la fine dell’anno e la conseguente incertezza

regolamentare hanno pesato negativamente sull’andamento

dei corsi azionari delle società esposte sul mercato spagnolo,

aumentandone al contempo la volatilità. Per quanto concer-

ne il titolo Enel Green Power, l’andamento è stato positivo sia

nella prima sia nella seconda parte dell’anno consentendo

di chiudere il 2013 con un rendimento al di sopra del 30%,

migliore rispetto a quello di tutti i principali listini europei. In

particolare, nella prima parte dell’anno, il titolo ha beneficiato

dell’estensione degli incentivi fiscali previsti per la realizzazio-

ne di impianti eolici negli Stati Uniti, i cosiddetti Production

Tax Credit (PTC), che ha consentito di compensare gli effetti

negativi derivanti dall’incerto quadro politico italiano e dalla

suddetta riforma del mercato energetico spagnolo. Alla fine

di aprile, il valore di mercato delle azioni Enel Green Power è

ritornato al di sopra del prezzo di quotazione, pari a 1,60 euro

per azione.

Per ulteriori informazioni, si rimanda al sito web istituzionale

(www.enelgreenpower.com) alla sezione Investor Relations

(http://www.enelgreenpower.com/it-IT/media_investor) dove

sono disponibili dati economico-finanziari, presentazioni, ag-

giornamenti in tempo reale sull’andamento del titolo, informa-

zioni relative alla composizione degli organi sociali e il regola-

mento delle Assemblee, oltre che aggiornamenti periodici sui

temi di corporate governance. Sono anche disponibili punti di

contatto specificamente dedicati agli azionisti individuali (nu-

mero telefonico: +390683058721) e agli investitori istituzionali

(numero telefonico: +390683059104; [email protected]).

27

Il contesto economico energetico nel 2013

Andamento economicoIl 2013 è stato caratterizzato da un miglioramento nello sce-

nario economico globale. L’implementazione di riforme strut-

turali in alcuni Paesi europei e la ripresa delle esportazioni in

altri hanno determinato segnali di ripresa manifestatisi in un

notevole rallentamento dello spread nei confronti del Bund

tedesco, nonché in taluni casi nel ritorno del segno positivo

nella crescita del PIL, dopo anni di stagnazione economica e

recessione diffusa. In Europa il 2013 ha confermato l’uscita

della recessione, con Paesi che registrano una crescita positiva

del PIL e altri che registrano un PIL ancora in recessione sebbe-

ne migliore rispetto ai livelli del 2012: Irlanda (0,5%), Spagna

(-1,2%), Italia (-1,8% rispetto al valore del 2012 di -2,5%), Gre-

cia (-3,6% rispetto a un -6,4% del 2012) e Portogallo (-1,5%

rispetto al -3,2% dello scorso anno).

Per quanto riguarda gli Stati Uniti (+1,9% nel 2013 rispetto

al +2,8% del 2012), la riduzione delle incertezze connesse al

decremento del quantitative easing e la proroga concessa alla

trattativa su bilancio e debito pubblico hanno dato maggio-

re respiro al mercato finanziario, con ripercussioni positive

sull’economia reale e i livelli di occupazione. Anche i Paesi del

Sud America hanno registrato buone performance (Argenti-

na +5,5%, Brasile +2,1%, Cile +4,0%, Colombia +4,0%, Perù

+5,0%), sebbene verso la fine dell’anno i tassi di crescita siano

stati caratterizzati da una maggiore volatilità per l’improvviso

ritiro di flussi monetari provenienti dalle economie industria-

lizzate. Analoga crescita si rileva anche in Cina (+7,7% nel

2013), Paese che rimane comunque alle prese con problemi

ambientali ed eccessi di credito che potrebbero frenare lo svi-

luppo futuro. Si rilevano inoltre il recupero economico del Re-

gno Unito (+1,9% nel 2013), grazie ai consumi privati e pubbli-

ci che rimangono robusti sostenendo una crescita sempre più

solida, e del Giappone (+1,7% nel 2013), che ha comunque

registrato un affievolimento dei consumi e investimenti privati

a vantaggio della componente pubblica, che registra notevoli

progressi. I Paesi dell’Est rimangono ancora caratterizzati da

importanti squilibri sociali, da assetti istituzionali fragili e da

modelli economici che dovranno verificare la loro affidabilità

per una crescita duratura di lungo periodo (Slovacchia +1,9%

e Russia +1,3% nel 2013).

Il tasso di inflazione in Europa, nella seconda parte del 2013 è

sceso passando da una media del 2,3% nel 2012 a una media

dell’1,3% nel 2013. Più in generale è comunque possibile no-

tare come la ripresa non sia rimasta circoscritta ai Paesi euro-

pei ma, sebbene rimanga frammentata e disomogenea, abbia

comunque coinvolto sia le economie industrializzate (+1,3%)

sia quelle emergenti (+4,7%).

La domanda di liquidità delle banche nel 2013 ha spinto l’Eu-

ribor a tre mesi a notevoli riduzioni, registrando nell’anno un

valore medio di 0,22%, valore assai inferiore a quello registra-

to nel 2012 (0,57%). Nei mercati dei cambi, il rapporto euro/

dollaro è passato da una media dell’1,29 nel 2012 a una me-

dia dell’1,33 nel 2013. Tale incremento è principalmente at-

tribuibile sia ai flussi di denaro verso i Paesi periferici europei

sia al rialzo del tasso Euribor a tre mesi rispetto al valore regi-

strato sul finire del 2012 (0,19). Tale valore risulta maggiore

sia rispetto all’USD Libor sia al tasso policy della Banca Centra-

le Europea (BCE). Con il fine di agevolare l’accesso al credito

degli investitori istituzionali e sostenere il livello degli investi-

menti, la BCE ha portato allo 0,25% il tasso sulle operazioni di

rifinanziamento principale. Sui mercati azionari internazionali

gli indici hanno realizzato guadagni per l’intero 2013 pari a

circa il doppio dell’anno precedente grazie all’andamento

particolarmente favorevole nella seconda parte dell’anno in

seguito alla pubblicazione dei dati macroeconomici positivi

e alla prosecuzione di politiche monetarie espansive. A titolo

di esempio si pensi che l’indice statunitense è incrementato

del 29,9% e quello giapponese del 51,9%, quest’ultimo cer-

tamente favorito dalle politiche economiche ultra espansive

messe in campo dal Governo.

Nella seguente tabella sono evidenziati i tassi di crescita del

PIL nei principali Paesi in cui opera Enel Green Power tramite

le sue controllate.


Incremento annuo PIL in termini reali

%

2013 2012

Italia -1,8 -2,6

Spagna -1,2 -1,6

Portogallo -1,5 -3,2

Grecia -3,6 -6,4

Francia 0,2 -

Bulgaria 0,8 0,8

Romania 3,5 0,7

Brasile 2,1 1,0

Cile 4,0 5,6

Colombia 4,0 4,2

Messico 1,3 3,9

Perú 5,0 6,3

Canada 1,8 1,7

USA 1,9 2,8

Fonte: Istituti Nazionali di Statistica ed elaborazioni Enel su dati ISTAT, INE, EUROSTAT, IMF, OECD, Global Insight.

Andamento dei principali indicatori di mercatoMercato monetario

gen12

mar12

giu12

set12

dic12

feb13

mag13

ago13

nov13

1,60

1,55

1,50

1,45

1,40

1,35

1,30

1,25

1,20

1,15

1,10

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Euro-Dollaro Euribor 3M

29

Le quotazioni internazionali delle commodityNel corso del 2013, nonostante un contesto macroeconomico

ancora debole, il consumo mondiale di petrolio è continuato

a crescere a tassi sostenuti: +1,3% rispetto al 2012 (+1,1%

tra il 2011 e il 2012), contro lo 0,8% medio annuo registrato

nel periodo 2008-2011. A giustificare tale incremento è so-

prattutto l’aumento della domanda nelle economie in via di

sviluppo dei Paesi non-OECD (+1,2 milioni di barili/giorno),

mentre nei Paesi OECD la domanda resta pressoché invariata

rispetto al 2012.

Lato offerta, nel 2013 si registra un aumento nell’offerta mon-

diale di petrolio pari a circa l’1%, pur se in misura ridotta rispet-

to al forte incremento registrato nel 2012. A guidare la crescita

è l’importante incremento della produzione nordamericana:

+8%, proseguendo il trend iniziato nel 2009, e riportando l’of-

ferta americana ai valori dei primi anni Novanta. Escludendo

l’aumento della produzione di petrolio in Nord America e il

limitato calo in Europa e Africa, la produzione nei Paesi non-

OPEC è rimasta praticamente invariata dal 2010 a oggi.

Quotazioni delle commodity

gen11

mar11

mag11

lug11

set11

nov11

gen12

mar12

mag12

lug12

set12

nov12

gen13

mar13

mag13

lug13

set13

nov13

700

600

500

400

300

200

100

0

Gas Zeebrugge (euro/TEP) Carbone API2 (euro/TEP) Greggio Brent (euro/TEP)


Il prezzo del petrolio, nonostante alcuni segnali di parziale al-

lentamento delle tensioni mediorientali, rimane nel 2013 su

valori elevati e prossimi ai 110 dollari statunitensi/bbl. Il re-

cente accordo fra le sei principali potenze mondiali e l’Iran,

che impegna il Paese mediorientale ad accantonare progetti e

processi di arricchimento dell’uranio oltre il 5%, potrebbe por-

tare nel corso dei prossimi mesi a una revisione dell’embargo

in atto sui prodotti petroliferi. Il mercato non ha però in alcun

modo reagito alla notizia, ma sembra più focalizzato sull’an-

damento di breve termine dei fondamentali: infatti, nono-

stante i dati sulle scorte mostrino un mercato statunitense ben

rifornito, la produzione libica continua a soffrire di interruzioni

legati alla delicata situazione interna. La ripresa dei prezzi del

petrolio determina variazioni positive anche per i prodotti raf-

finati. Sia sul versante europeo sia su quello nordamericano i

prezzi di gasoli e benzine hanno registrato variazioni positive

comprese fra l’1% e il 3%.

Infine, l’apprezzamento dell’euro sul dollaro (+3% rispetto al

2012) ha determinato una discesa delle quotazioni petrolifere

espresse in euro.

Il 2013 ribadisce l’importanza del carbone nel mix energeti-

co internazionale, con un aumento dei consumi mondiali in

tutti i Paesi OECD a eccezione del Nord America, a causa della

sostituzione del carbone a favore del gas a basso costo nella

generazione elettrica.

Il prezzo medio del carbone con delivery al nolo di Amster-

dam-Rotterdam-Anversa (CIM ARA CIF) registra livelli inferiori

rispetto al 2012: 82 dollari statunitensi/tonnellata nel 2013,

circa 10 dollari in meno, proseguendo il trend a ribasso in cor-

so dopo i massimi del 2010. I primi segnali di ripresa economi-

ca in Europa e prospettive positive circa l’andamento nel 2014

stanno determinando un, seppur modesto, incremento nelle

quotazioni. Il mercato rimane tuttavia molto debole, soprat-

tutto a causa dell’elevata competizione con il gas negli Stati

Uniti e i timori che i Paesi emergenti non riescano nel medio

termine a sostenere tassi di crescita in linea con quanto osser-

vato a partire dagli anni 2000.

Nonostante l’andamento dell’economia mondiale, si registra

nel 2013 una crescita dei consumi di gas tendenzialmente in

linea con l’ultimo decennio, senza particolari differenze tra le

economie avanzate e i Paesi emergenti. All’incremento della

domanda si affianca un aumento della produzione in tutte e

tre le macroaree OECD.

Nel mercato del gas italiano, la contemporanea debolezza del-

la domanda (in particolare per gli usi termoelettrici) e la lieve

risalita dei prezzi in Nord Europa hanno determinato nel 2013

una convergenza del prezzo spot italiano a quello delle Borse

europee. Il prezzo spot del gas naturale nell’hub europeo di

Zeebrugge passa infatti da 25 euro/MWh nel 2012 a 27 euro/

MWh nel 2013, registrando una crescita dell’8%, diminuendo

cosi il differenziale di prezzo con il gas italiano PSV da 3 euro/

MWh a 1 euro/MWh.

L’indicizzazione ai prodotti petroliferi continua a essere un

elemento importante dei contratti europei, anche se il legame

si è ridotto negli ultimi anni con il costante indebolimento del-

la domanda, e si fanno sempre più strada meccanismi tipici del

mercato del compratore.

31

I mercati dell’energia elettrica

La domanda di energia elettricaAndamento della domanda di energia elettrica

GWh

2013 2012 Variazione

Italia 317.144 328.220 -3,4%

Spagna 246.206 251.850 -2,2%

Portogallo 49.057 50.495 -2,9%

Francia 494.986 489.520 1,1%

Grecia 46.451 50.290 -7,6%

Bulgaria 32.192 32.463 -0,8%

Romania (1) 36.665 39.202 -6,5%

Brasile 565.065 546.595 3,4%

Cile (2) 49.343 47.340 4,2%

Colombia 60.885 59.435 2,4%

Perù 39.789 37.321 6,6%

USA (3) 3.689.294 3.686.777 0,1%

(1) Dato al 30 settembre 2013 e 2012.(2) Dato riferito al SIC – Sistema Interconectado Central.(3) Al netto perdite di rete.Fonte: elaborazioni Enel su dati TSO.

In Europa, i Paesi mediterranei registrano tassi di crescita ne-

gativi della domanda elettrica, soprattutto a causa del rallen-

tamento dei consumi industriali. In particolare, in Italia (-3,4%),

Spagna (-2,2%), Grecia (-7,6%) e Portogallo (-2,9%) la perfor-

mance negativa del comparto industriale e le incertezze del

quadro macroeconomico hanno avuto un impatto determi-

nante sui livelli della domanda elettrica. Nei restanti Paesi euro-

pei si rileva una domanda elettrica rispetto al 2012 in crescita in

Francia (1,1%). Continua la forte crescita dei Paesi dell’America

Latina, con incrementi sostenuti per Colombia (2,4%) e Brasile

(3,4%) e ancor più elevati per Cile (4,2%) e Perù (6,6%).


I prezzi dell’energia elettrica

Prezzi dell’energia elettrica

Prezzo medio baseload 2013

(euro/MWh)

Variazione prezzo medio baseload

2013-2012

Prezzo medio peakload 2013

(euro/MWh)

Variazione prezzo medio peakload

2013-2012

Italia 63,0 -17,0% 70,3 -17,6%

Spagna 44,3 -6,3% 50,7 -3,7%

Brasile 91,5 38,5% 207,0 20,2%

Cile 116,0 -23,4% 221,6 -16,3%

Colombia 71,5 43,0% 165,4 45,9%

Andamento dei prezzi nei principali mercati

Centesimi di euro/kWh

1S 2013 1S 2012 Variazione

Mercato finale (residenziale): (1)

Italia 15,0 14,5 3,4%

Francia 10,1 9,9 2,0%

Portogallo 12,1 11,1 9,0%

Romania 8,9 8,0 11,3%

Spagna 17,5 17,7 4,5%

Mercato finale (industriale): (2)

Italia 11,2 11,9 -5,9%

Francia 7,7 8,1 -4,9%

Portogallo 10,2 10,5 -2,9%

Romania 9,0 8,3 8,4%

Spagna 11,7 11,6 0,9%

(1) Prezzo semestrale al netto imposte - consumo annuo compreso tra 2.500 kWh e 5.000 kWh.(2) Prezzo semestrale al netto imposte - consumo annuo compreso tra 500 MWh e 2.000 MWh.Fonte: Eurostat.

Andamento dei prezzi di vendita di energia elettrica in Italia

I trim. II trim. III trim. IV trim. I trim. II trim. III trim. IV trim.

2013 2012

Borsa dell’energia elettrica - PUN IPEX (euro/MWh) 63,8 57,4 65,5 65,1 81,4 73,5 81,5 65,6

Utente domestico tipo con consumo annuo di 2.700 kWh (centesimi di euro/kWh):

Prezzo al lordo di imposte 19,1 18,9 19,2 19,0 17,3 19,1 19,1 19,4

Fonte: GME (Gestore dei Mercati Energetici); Autorità per l’energia elettrica e il gas.

I prezzi di vendita dell’energia elettrica in Italia evidenziano

nel 2013 una variazione negativa del 17,0% del prezzo me-

dio unico nazionale sulla Borsa dell’energia elettrica rispetto

al 2012.

Il prezzo medio annuo (al lordo delle imposte) per l’utenza

domestica stabilito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas

registra un incremento del 15,6%, prevalentemente per effet-

to della componente A3, a copertura dei costi per l’incentiva-

zione delle fonti rinnovabili.

33

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

GWh


Produzione netta:

- termoelettrica 182.528 207.331 (24.803) -12,0%

- idroelettrica 52.515 43.260 9.255 21,4%

- eolica 14.886 13.333 1.553 11,6%

- geotermoelettrica 5.305 5.251 54 1,0%

- fotovoltaica 22.146 18.631 3.515 18,9%

Totale produzione netta 277.380 287.806 (10.426) -3,6%

Importazioni nette 42.153 43.103 (950) -2,2%

Energia immessa in rete 319.533 330.909 (11.376) -3,4%

Consumi per pompaggi (2.389) (2.689) 300 11,2%

Energia richiesta sulla rete 317.144 328.220 (11.076) -3,4%

Fonte: dati Terna - Rete Elettrica Nazionale (Rapporto mensile - consuntivo dicembre 2013).

L’energia richiesta in Italia nel 2013 registra un decremento

del 3,4% rispetto al valore registrato nel 2012, attestando-

si a 317.144 GWh. L’energia richiesta è stata soddisfatta per

l’86,7% dalla produzione netta nazionale destinata al consu-

mo (86,9% nel 2012) e per il restante 13,3% dalle importazio-

ni nette (13,1% nel 2012).

La produzione netta nel 2013 registra un decremento del

3,6% (10.426 milioni di kWh in valore assoluto), attestan-

dosi a 277.380 milioni di kWh. In particolare, in un contesto

caretterizzato da un minor fabbisogno di energia elettrica,

l’incremento della produzione da fonte idroelettrica per 9.255

milioni di kWh, principalmente dovuto alle più favorevoli con-

dizioni di idraulicità, e l’incremento della produzione da altre

fonti rinnovabili (fotovoltaica per 3.515 milioni di kWh ed eo-

lica per 1.553 milioni di kWh) a seguito della maggior capacità

installata nel Paese, hanno comportato un decremento del-

la generazione da fonte termoelettrica per 24.803 milioni di

kWh.

Le importazioni nette nel 2013 registrano un decremento di

950 GWh, per effetto essenzialmente del calo della domanda

e dell’overcapacity che caratterizza il mercato domestico.

Con particolare riferimento al trend di settore si evidenzia

come nel 2013 la capacità installata da fonte rinnovabile in

Italia sia stimata in crescita di circa 3 GW rispetto al 2012, at-

testandosi a circa 50 GW, come evidenziato nel grafico sotto-

stante.

Fonte: GSE. Elaborazioni su dati EER per l’anno 2013.Nota: esclusi pompaggi puri.

2011 2012 2013E

42

47

50


Aspetti normativi e tariffariCon la Direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e del

Consiglio del 23 aprile 2009, l’Unione Europea ha approvato

il pacchetto europeo “Clima-Energia”, conosciuto anche come

strategia “20-20-20” la quale prevede entro il 2020:

> 20% di riduzione delle emissioni di gas serra (obiettivo vin-

colante);

> 20% del consumo energetico totale europeo generato da

fonti rinnovabili (obiettivo vincolante);

> 20% di incremento dell’efficienza energetica (obiettivo

non vincolante).

Tutti gli Stati Membri, a norma dell’art. 4, paragrafo 1 della

stessa Direttiva, sono tenuti a fissare obiettivi nazionali vinco-

lanti per il perseguimento degli obiettivi citati. L’Italia, in par-

ticolare, è tenuta a coprire il 17% dei consumi finali di energia

mediante fonti rinnovabili.

A oggi, con riferimento all’Italia, l’obiettivo 20-20-20 per il set-

tore elettrico, declinato nel documento Piano di Azione Nazio-

nale (PAN) del luglio 2010, può già definirsi perseguito, con un

anticipo di otto anni.

Recenti indicazioni in merito all’implementazione degli obiet-

tivi di sviluppo delle fonti rinnovabili sono contenuti nel docu-

mento La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’ener-

gia più competitiva e sostenibile (SEN), emanato il 16 ottobre

2012 dal Governo dando il via alla consultazione pubblica,

scaduta il 30 novembre 2012.

La SEN prevede quattro obiettivi chiave per il settore ener-

getico:

1. ridurre significativamente il gap di costo dell’energia per i

consumatori e le imprese, con un allineamento ai prezzi e

costi dell’energia europei;

2. raggiungere e superare gli obiettivi ambientali di decarbo-

nizzazione definiti dal pacchetto europeo “Clima-Energia

2020”;

3. continuare a migliorare la nostra sicurezza e indipendenza

di approvvigionamento;

4. favorire la crescita economica sostenibile attraverso lo svi-

luppo del settore energetico.

Il quadro regolatorio di supporto alle energie rinnovabili in

Italia è caratterizzato da una molteplicità di meccanismi re-

munerativi.

Con riferimento alla tecnologia eolica, idroelettrica, geotermi-

ca e biomasse, il sistema di incentivazione prevede:

> per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012, ai sensi

di quanto previsto dal decreto legislativo 28/2011, l’appli-

cazione del meccanismo dei certificati verdi (CV), titoli ne-

goziabili emessi dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) in

misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto

qualificato come alimentato da fonte rinnovabile, valido

fino all’anno 2015. Per gli impianti in possesso del titolo

autorizzativo e che sono entrati in esercizio entro il 30

aprile 2013 (30 giugno 2013 per gli impianti alimentati da

rifiuti biodegradabili) è comunque prevista la possibilità di

accedere ai CV con una riduzione del 3% al mese a partire

da gennaio 2013;

> per gli impianti che sono entrati in produzione dopo il 1°

gennaio 2013, ai sensi di quanto previsto dal decreto mini-

steriale “FER elettriche” (6 luglio 2012), l’applicazione di un

meccanismo basato su aste competitive al ribasso o tariffe

feed-in, in funzione della capacità installata e della tecno-

logia.

I meccanismi di incentivazione sopra riportati termineranno al

raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli

incentivi di 5,8 miliardi di euro.

Al 31 dicembre 2013 il costo indicativo cumulato annuo è di

4,6 miliardi di euro.

Con riferimento alla tecnologia solare, il sistema di incentiva-

zione prevede che:

> per gli impianti entrati in esercizio precedentemente al 27

agosto 2012, trovano applicazione, in funzione della data

di entrata in produzione dei singoli impianti, i Conti Energia

I (19 settembre 2005 - 12 aprile 2007), II (13 aprile 2007

- 31 dicembre 2010) (4), III (1° gennaio 2011 - 31 maggio

2011), e IV (1° giugno 2011 - 26 agosto 2012), basati su un

sistema feed-in premium (tariffa incentivante cumulativa

rispetto al prezzo zonale orario);

> per gli impianti entrati in produzione dopo il 27 agosto

2012, trova applicazione il decreto ministeriale “V Conto

Energia” (5 luglio 2012), il quale prevede, tra l’altro, il pas-

saggio da un sistema feed-in premium a uno feed-in tariff

(tariffa onnicomprensiva) cui può aggiungersi una tariffa

premio per l’autoconsumo.

Il meccanismo di incentivazione terminerà 30 giorni dopo il

raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli

incentivi di 6,7 miliardi di euro.

(4) La legge 13 agosto 2010, n.129 (c.d. “Salva Alcoa”) ha di fatto prolungato al 30 giugno 2011 il periodo di applicazione del Conto Energia III per gli impianti installati entro il 31 dicembre 2010.

35

Il 6 giugno 2013 è stato raggiunto il costo indicativo cumulato

annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di euro per la fonte foto-

voltaica. Il 6 luglio 2013, pertanto, è cessato il V Conto Energia.

La delibera 281/2012/R/efr dell’Autorità per l’energia elettri-

ca e il gas (di seguito, AEEG) ha introdotto una profonda revi-

sione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica per

le unità di produzione da fonti rinnovabili non programmabili.

Nello specifico ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2013, anche

agli impianti esistenti l’applicazione dei corrispettivi di sbilan-

ciamento previsti per le unità non abilitate alle fonti rinno-

vabili non programmabili, al netto di una franchigia che sarà

pari al 20% del programma vincolante modificato e corretto

di immissione nei primi sei mesi e al 10% a partire dal 1° luglio

2013. La stessa deliberazione ha inoltre abolito il premio alla

corretta programmazione.

Tale delibera è stata oggetto d’impugnazione davanti al TAR

Lombardia, il quale si è pronunciato con sentenza di annulla-

mento dell’atto amministrativo suddetto. L’AEEG ha proposto

ricorso davanti al Consiglio di Stato richiedendo la sospensio-

ne dell’esecutorietà della sentenza di primo grado, su cui il

Tribunale amministrativo di Secondo grado si è pronunciato

rigettando la richiesta cautelare di sospensiva. All’udienza di

merito dell’11 marzo 2014 la causa è stata trattenuta in deci-

sione. Si è in attesa del deposito della sentenza.

Nelle more giudiziarie l’AEEG ha pubblicato la delibera

426/2013/R/eel con cui ha disposto l’applicazione della

franchigia del 20% a partire dal 1° gennaio 2013 e fino alla

decisione di merito del Consiglio di Stato; tuttavia al fine di

evitare conguagli, ha ritenuto che Terna SpA e GSE SpA diano

esecuzione a tali disposizioni esclusivamente a decorrere dalle

produzioni del mese di ottobre 2013, rimandandone l’appli-

cazione relativa al periodo 1° gennaio 2013 - 30 settembre

2013 in esito al contenzioso.

Robin TaxCon legge 9 agosto 2013, n. 98 è stato convertito con modi-

ficazioni il decreto legge 21 giugno 2013, n. 69 “Disposizioni

urgenti per il rilancio dell’economia”, il quale all’art. 5 ha pre-

visto l’estensione dell’obbligo di pagamento della Robin Tax

alle imprese con un valore di ricavi superiore a 3 milioni di euro

e un reddito imponibile superiore a 300.000 euro.

Secondo la precedente normativa, invece, erano soggette solo

le società con un valore di ricavi superiori a 10 milioni di euro e

un reddito imponibile superiore a 1 milione di euro.

Si ricorda che il decreto legge 138 del 2011 ha previsto un in-

cremento della Robin Tax al 10,5% solo per il triennio 2011-

2013, quindi, a meno di nuovi interventi normativi, dal 2014

l’aliquota tornerà a essere il 6,5%.

Scambio sul postoL’AEEG ha pubblicato la delibera 614/2013, con cui vengono

definiti i criteri per l’aggiornamento del limite massimo per la

restituzione degli oneri generali di sistema nel caso di impianti

alimentati dalle fonti rinnovabili che accedono allo scambio

sul posto, con effetti a partire dall’anno 2014 e solo per im-

pianti FRNP (da fonti rinnovabili non programmabili) di poten-

za superiore a 20 kW.

In particolare, la delibera individua i valori per il calcolo del

limite annuale e mensile – corrispettivo unitario scambio for-

fettario oneri generali di sistema (CUSfogs) e corrispettivo

unitario scambio forfettario oneri generali di sistema mensile

(CUSfmogs) – per gli impianti fotovoltaici incentivati e non e

per gli impianti idroelettrici, eolici, termoelettrici alimentati da

biomassa che beneficiano/non beneficiano dei certificati ver-

di (CV) (valori più alti rispetto a quelli proposti nel precedente

DCO 488/13).

L’AEEG ha posto come valori massimi (a cui sottrarre il prezzo

medio di mercato dell’energia/di ritiro CV/delle ore comprese

tra le 8 e le 20 rilevato nell’anno solare) per le diverse tecnolo-

gie su richiamate:

> 174 euro/MWh per il fotovoltaico non incentivato;

> 234 euro per l’eolico incentivato e 234 euro per quello non

incentivato;

> 284 euro per l’idro incentivato (284 euro senza incentivi);

> 209 euro per le biomasse incentivato o senza incentivi.

Per gli impianti fotovoltaici incentivati e per le tipologie resi-

due il valore è pari a zero.

L’AEEG entro il 31 marzo di ogni anno calcola e pubblica i valo-

ri dei limiti suddetti riferiti all’anno precedente. Peraltro l’AEEG

aggiornerà i valori suddetti in base all’analisi dei costi medi di

investimento e di esercizio nonché dei ricavi complessivi degli

impianti ammessi a beneficiare dello scambio sul posto; ter-

rà conto poi dell’impatto complessivo degli oneri generali di

sistema sulle bollette elettriche, eventualmente estendendoli

agli impianti di potenza fino a 20 kW.

Prezzi minimi garantitiL’AEEG, a valle del DCO 486/13, ha pubblicato la delibera

618/13 “Definizione del valore dei prezzi minimi garantiti


per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza

fino a 1 MW per i quali è consentito l’accesso al ritiro dedica-

to” che interviene, abbassandoli, sui prezzi minimi garantiti.

In particolare, l’AEEG:

> ha elevato dall’8% al 10% la maggiorazione concessa per

tenere conto delle oscillazioni rispetto al valore medio pre-

so a riferimento dallo studio;

> ha previsto che i prezzi minimi si applicheranno solo fino a

una produzione di 1,5 milioni di kWh (e non più 2 milioni

di kWh), a eccezione delle biomasse solide, liquide e biogas

da fermentatori anaerobici;

> ha disposto l’estensione dei prezzi minimi anche all’energia

venduta in Borsa, non solo quella ceduta al GSE (dunque

anche a impianti non in ritiro dedicato - RID), prevedendo

a tal riguardo la necessità della stipula di una convenzione

esclusivamente finalizzata all’erogazione dei prezzi minimi

garantiti tra produttore e GSE.

I nuovi valori si applicheranno dal 1° gennaio 2014 e sono uni-

voci per ciascuna fonte, fatta eccezione per l’idroelettrico per

il quale sono previsti quattro scaglioni.

Sui prezzi minimi garantiti è peraltro intervenuto anche il

decreto legge “Destinazione Italia” il quale ha previsto che

a partire dal 1° gennaio 2014 i prezzi minimi garantiti siano

equiparati al prezzo zonale orario per ciascun impianto incen-

tivato, fatta eccezione per alcune tipologie di impianti, come

specificato di seguito.

Decreto legge “Destinazione Italia”È stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il decreto legge 23

dicembre 2013, n. 145, c.d. “Destinazione Italia”, contenente

“Interventi urgenti di avvio del piano ‘Destinazione Italia’, per

il contenimento delle tariffe elettriche e del gas, per la riduzio-

ne dei premi Rc Auto, per l’internazionalizzazione, lo sviluppo

e la digitalizzazione delle imprese, nonché misure per la rea-

lizzazione di opere pubbliche ed Expo 2015” convertito con

modificazioni dalla legge 21 febbraio 2014 n. 9.

Le disposizioni di maggiore rilievo sono di seguito esposte:

1. a partire dal 1° gennaio 2014 i prezzi minimi garantiti sono

uguali al prezzo zonale orario per ciascun impianto incenti-

vato, fatta eccezione per gli impianti fotovoltaici di potenza

nominale fino a 100 kW e per gli impianti Idroelettrici di

potenza elettrica fino a 500 kW;

2. gli impianti che beneficiano di certificati verdi, tariffa onni-

comprensiva o tariffe premio possono in misura alternativa:

a) continuare a godere degli incentivi spettanti per il pe-

riodo residuo: in tal caso per un periodo di 10 anni de-

correnti dal termine del periodo di diritto al regime in-

centivante, interventi di qualunque tipo realizzati sullo

stesso sito non godranno di ulteriori strumenti incenti-

vanti, incluso il RID e lo scambio sul posto;

b) optare per una rimodulazione dell’incentivo spettante:

il produttore accede a un incentivo ridotto di una per-

centuale specifica per ciascuna tipologia di impianto

(da definirsi con un successivo decreto ministeriale del

Ministero dello Sviluppo Economico da emanarsi entro

60 giorni dall’entrata in vigore del decreto legge) da ap-

plicarsi per un periodo rinnovato di incentivazione pari

al periodo residuo dell’incentivazione, spettante alla

medesima data, incrementato di sette anni.

Il decreto ministeriale che individuerà la percentuale

di riduzione dell’incentivo deve, peraltro, prevedere il

periodo residuo di incentivazione al di sotto del quale

non si applica la penalizzazione anche sugli impianti

che non optano per la scelta della rimodulazione. Tale

periodo non può scadere prima del 31 dicembre 2014 e

sarà differenziato per ciascuna fonte. Tale disposizione

non si applica a tutti gli impianti CIP6 e ai nuovi impianti

incentivati ai sensi del DM Fer, fatta eccezione per quelli

che godono del regime transitorio di cui all’art. 30 dm

fer, ovvero gli impianti che essendo entrati in esercizio

entro il 30 aprile 2013 hanno beneficiato dei CV.

37

Il contributo dell’energia rinnovabile alla sostenibilità

Enel Green Power contribuisce per sua natura a uno sviluppo

sostenibile: le fonti rinnovabili costituiscono uno strumento

importante per promuovere la competitività del sistema pro-

duttivo dei diversi Paesi e per garantire la sicurezza dell’ap-

provvigionamento delle fonti di energia.

La Società intende promuovere una strategia che integri la so-

stenibilità nei processi di business e nell’intera catena del va-

lore. A questo scopo nel 2013, con la partecipazione di tutte

le Funzioni aziendali, è stato intrapreso un programma volto a

definire un modello aziendale di creazione di valore condiviso

(“Creating Shared Value”) cui è collegato un piano di azioni

che, a tendere, assicurerà la piena integrazione della sosteni-

bilità nel modo di operare dell’Azienda.

Il ‘cambio di prospettiva’ proposto nel 2013, si fonda sulla ge-

stione attenta, da tempo consolidata, di tutte le dimensioni

chiave della sostenibilità.

In materia di Salute, Sicurezza e Ambiente, Enel Green Power

si è dotata – nel 100% del suo perimetro organizzativo e ge-

ografico – di un Sistema di Gestione integrato certificato in

conformità alle norme internazionali BS OHSAS 18001:2007

e UNI EN ISO 14001:2004. La corretta gestione dei rischi è

garantita dalla Funzione Qualità, Sicurezza e Ambiente che,

quale presidio di indirizzo a livello di Capogruppo, coordina

le attività di implementazione delle Direzioni QSA nelle aree

geografiche di presenza e le azioni di valutazione e risposta ai

rischi portate avanti nei diversi impianti, garantendo inoltre il

monitoraggio delle performance raggiunte attraverso piani di

Audit triennali condotti in tutte le realtà produttive e gestio-

nali del Gruppo.

Allo scopo di raggiungere l’obiettivo “Zero Infortuni”, condivi-

so con il Gruppo Enel, la Società pone la massima attenzione

alla formazione e sensibilizzazione sulla sicurezza di dipen-

denti e lavoratori delle ditte appaltatrici. Tra le attività in atto

in questo campo vi è il programma One Safety, processo strut-

turato di osservazione del comportamento sul lavoro in chiave

di riduzione dei rischi, a cui è collegato il progetto del 2013

“Personalized One Safety”, che prevede l’organizzazione di

workshop, destinati anche agli appaltatori, per la definizione


di piani d’azione locali. A questi si accompagnano la “Safety

Academy”, “accademia” formativa dedicata alla famiglia pro-

fessionale della Safety per accrescerne le competenze tecni-

che, motivazionali e di comunicazione, e il progetto “Sei mesi

in Safety”, percorso di formazione per i neo-laureati assunti in

ruoli tecnico-operativi.

Con lo stesso obiettivo di prevenzione vengono diffuse in tut-

to il Gruppo policy e regole di comportamento, come la “Stop

Work Policy”, che sancisce il diritto/dovere per ogni “cittadino

Enel” di intervenire e interrompere un’attività operativa quan-

do ci si rende conto che questa comporti rischi non valutati

e controllati, o la campagna informativa “Cinque regole d’o-

ro”, relativa ai 10 rischi sul lavoro più frequenti nell’ambito del

Gruppo Enel Green Power.

Per massimizzare il coinvolgimento dei dipendenti del Gruppo

e di tutti i soggetti che entrano in contatto con Enel Green

Power, ogni anno sono organizzate iniziative ad ampio raggio.

Per esempio, durante la International Health and Safety Week

la Società organizza incontri tematici su argomenti di Salute

e Sicurezza, manifestazioni per i lavoratori e le loro famiglie,

incontri con gli appaltatori e iniziative di sensibilizzazione a

tutti i livelli.

In coerenza con la politica di Salute, Sicurezza e Ambiente,

Enel Green Power assegna un ruolo centrale alla salvaguardia

degli ecosistemi dei territori di presenza in tutte le fasi di svi-

luppo del business.

Nello sviluppo dei nuovi progetti infrastrutturali, l’attuazione

di Valutazioni di Impatto Ambientale consente di individuare

gli accorgimenti tecnici ottimali già in fase di progettazione

e di valutare, quando necessario, gli opportuni interventi di

‘compensazione’ da realizzare. Nella fase di costruzione, Enel

Green Power individua misure di mitigazione degli impatti dei

cantieri, anche in collaborazione con le imprese appaltatrici. A

questo scopo, nel 2013, è stato implementato un Piano di pre-

venzione e mitigazione degli impatti ambientali che definisce

azioni concrete per contenere emissioni atmosferiche, rifiuti,

scarichi e rumore, e allo stesso tempo indica chiari criteri di ge-

stione per gli appaltatori. La gestione degli impatti ambientali

è poi garantita durante la fase di esercizio degli impianti attra-

verso il Sistema di Gestione Ambientale presente in tutti i siti

del Gruppo. Sia in Italia sia all’estero, infatti, vengono definiti

programmi di miglioramento impianto per impianto in cui si

identificano gli interventi da realizzare.

In tema di salvaguardia della biodiversità, uno degli ambiti

maggiormente influenzati dal business del Gruppo, la Società

predispone misure ad hoc per le diverse tipologie di impianto.

Nel settore eolico, per esempio, sono effettuati specifici mo-

nitoraggi ante operam, finalizzati a valutare le caratteristiche

del sito e a stimare la compatibilità dell’impianto con le specie

presenti. Nel caso degli impianti fotovoltaici, Enel Green Po-

wer si focalizza sulla selezione dei siti più adeguati, prediligen-

do le aree degradate (cave abbandonate, discariche esaurite,

siti contaminati ecc.) e favorendo così il recupero ambientale

delle stesse. La mitigazione degli impatti sulla biodiversità de-

gli impianti idroelettrici, passa, infine, attraverso una attenta

progettazione delle opere e l’adozione di specifiche modalità

di monitoraggio e di esercizio.

La natura internazionale del Gruppo Enel Green Power e la

sua crescente presenza nei Paesi emergenti rendono priorita-

ria la creazione di relazioni con le comunità locali improntate

alla massima trasparenza e al dialogo costruttivo. L’interazio-

ne continua con gli stakeholder locali è un elemento portante

della strategia del Gruppo: attraverso l’ascolto e l’analisi delle

esigenze dei territori, Enel Green Power si pone l’obiettivo di

massimizzare il valore condiviso, rispondendo in modo con-

creto ai bisogni della popolazione, prevenendo i conflitti e

contribuendo, allo stesso tempo, allo sviluppo socio-economi-

co del territorio attraverso progetti mirati.

In linea con questa impostazione, Enel Green Power promuove

attività di coinvolgimento della comunità lungo tutto il ciclo di

vita dei progetti, attraverso incontri periodici con gli stakehol-

der locali, interviste alle comunità, gruppi di lavoro ad hoc e

incontri con i residenti. Particolare attenzione è posta anche al

rispetto e alla tutela dei diritti delle popolazioni indigene, con

le quali vengono impostati processi di consultazione in linea

con i più elevati standard internazionali, come la Convenzione

169 dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro.

Gli spunti emersi dalle relazioni con gli stakeholder rappresen-

tano, poi, la base per la costruzione di partnership di lungo

periodo che vedono il coinvolgimento attivo di Organizzazio-

ni Non Governative (ONG), aziende, lavoratori e manager ra-

dicati sul territorio.

Questo approccio porta alla realizzazione di una vasta gam-

ma di progetti in diversi ambiti. Sui temi legati al core busi-

ness dell’Azienda, come l’accesso all’energia, per esempio, la

partnership con la ONG indiana Barefoot College, nel quadro

programma del Gruppo Enel Enabling Electricity, è un esem-

pio di successo. Iniziato nel 2012, il progetto coinvolge donne

semianalfabete da villaggi isolati e senza accesso all’elettricità

in otto Paesi (Messico, Panama, Colombia, Brasile, Perù, Cile,

El Salvador e Guatemala) che trascorrono sei mesi nel nord

dell’India, presso il Barefoot College, per imparare a installare

e manutenere piccoli impianti fotovoltaici. Il programma con-

sente alle partecipanti di diventare, una volta tornate a casa,

dei “tecnici solari”, portando così impatti a cascata sull’elet-

trificazione (grazie alla fornitura di kit solari da parte di Enel

Green Power), la modernizzazione e la creazione di nuove op-

portunità di lavoro sul territorio. A livello regionale e locale,

39

Enel Green Power promuove e sostiene, spesso con la colla-

borazione di ONG del territorio, iniziative per il supporto allo

sviluppo economico ideate a partire dalle caratteristiche spe-

cifiche e dalle potenzialità della realtà locale in cui l’Azienda

si trova a operare. Un esempio di successo, in questo senso, è

il programma “Agraria” in Cile, che dal 2008 supporta lo svi-

luppo dell’imprenditorialità agricola delle comunità indigene

Mapuche.

Un altro strumento importante di generazione di valore per

i territori di presenza è la creazione di opportunità di lungo

periodo per il tessuto economico-imprenditoriale delle comu-

nità ospitanti, in primis grazie alla presenza stessa dell’Azienda

nel territorio. Ove possibile, infatti, si definiscono politiche di

approvvigionamento e selezione della forza lavoro che favo-

riscono il coinvolgimento di lavoratori e imprese locali, anche

con il supporto di progetti in ambito di istruzione e formazio-

ne professionale orientati allo sviluppo delle competenze ne-

cessarie alla creazione di nuovi business e di opportunità nella

filiera dell’energia.

Numerose iniziative sono volte, infine, a promuovere la cul-

tura delle energie rinnovabili, dell’efficienza energetica e di

un uso consapevole delle risorse. In diversi Paesi, per esempio,

vengono organizzati attività formative per i bambini duran-

te la Giornata Internazionale dell’Ambiente. Con la stessa fi-

nalità Enel Green Power prende parte a progetti del Gruppo

Enel come “Play Energy”, concorso rivolto alle scuole primarie

sui temi dell’energia, e “Centrali Aperte”, giornate di apertura

degli impianti al pubblico con visite guidate realizzate dal per-

sonale Enel Green Power del luogo, e si fa promotore di pro-

getti come TrenoVerde, mostra itinerante sul tema delle smart

city, della mobilità sostenibile e dell’innovazione, e il Museo

Nazionale della Geotermia di Larderello, inaugurato nel 2013.

Rivolto ai figli dei dipendenti Enel è invece il concorso “We are

Energy”, anch’esso volto a far conoscere ai ragazzi, in modo

coinvolgente, i temi dell’energia, delle risorse e della sosteni-

bilità.

La corretta gestione dei fornitori è tema altrettanto centra-

le. Aderendo al sistema di qualificazione messo a punto dal

Gruppo Enel, Enel Green Power richiede ai potenziali supplier

l’adesione ai princípi espressi dal Codice Etico, dal Piano Tolle-

ranza Zero alla Corruzione e dal Modello Organizzativo e Ge-

stionale 231/2001.

Per le categorie merceologiche a impatto ambientale, inoltre,

è richiesta l’attuazione di un sistema di gestione ambientale

conforme alla ISO 14000 e si prevede che tale richiesta verrà

estesa gradualmente a tutti i comparti significativi. Sempre in

ambito ambientale, Enel Green Power ha adottato un piano di

Green Procurement che stabilisce specifici requisiti per alcune

categorie di merci, prevedendo l’approvvigionamento dei pro-

dotti e servizi più attenti all’ambiente. Per tutti i gruppi merce-

ologici, inoltre, i fornitori sono valutati in relazione all’Indice di

Sicurezza e alla loro strutturazione interna sul tema.

In termini di tutela dei diritti umani, infine, Enel Green Power,

in coerenza con le regole del Gruppo Enel, ha predisposto

clausole contrattuali che prevedono, tra gli altri, il divieto di ri-

corso al lavoro minorile e al lavoro forzato, la libertà di associa-

zione, il divieto di discriminazione e il rispetto degli obblighi

di sicurezza e tutela ambientale. Nei contratti stipulati in Italia

misure ulteriori riguardano l’equo trattamento dei lavoratori

operanti nella catena di fornitura e la tracciabilità dei flussi fi-

nanziari tra le imprese coinvolte a vario titolo negli appalti del

Gruppo. Il monitoraggio è, qui come altrove, parte fondante

della strategia aziendale: in coerenza con quanto avviene nel

Gruppo Enel, Enel Green Power si riserva la facoltà di effettua-

re controlli presso i fornitori/appaltatori per verificare il rispet-

to degli standard etici e sociali richiesti.


Innovazione

Nel 2013 Enel Green Power ha destinato all’innovazione fina-

lizzata allo sviluppo e alla sperimentazione operativa di tecno-

logie innovative circa 16 milioni di euro a livello di Gruppo, un

quarto dei quali dedicati alla ricerca di medio-lungo periodo,

mirando a un impegno complessivo previsto al 2016 di oltre

50 milioni di euro.

L’innovazione rappresenta uno degli elementi cardine per

perseguire la crescita sostenibile del Gruppo Enel Green Po-

wer e nel corso del 2013 si è concentrata lungo tre direttrici:

1. miglioramento delle performance;

2. integrazione delle rinnovabili in ambienti urbani;

3. utilizzo di nuove risorse rinnovabili.

Miglioramento delle performanceCon l’obiettivo di migliorare le performance del parco impianti di Enel Green Power si è agito su diversi fronti di seguito com-

mentati, dall’integrazione di più tecnologie allo studio dei sistemi di accumulo elettrochimico.

Energy management avanzato

Grande attenzione è stata data a questo tema, attualmente

oggetto di molteplici studi a livello sia nazionale sia interna-

zionale. È stato finalizzato un processo di selezione dei siti

di test e dei partner industriali in grado di sviluppare, in co-

llaborazione con Enel Green Power, impianti con accumulo

a regolazione avanzata, da testare negli ambiti di riduzione

dell’intermittenza, servizi ancillari ed energy shift. Nel corso

del 2014 si procederà alla realizzazione di tali progetti, bene-

ficiando fra l’altro del know-how acquisito dal Gruppo Enel,

oggi impegnato su più fronti su questo tema.

41

FotovoltaicoPer quanto riguarda i miglioramenti operativi, nei laboratori

di Catania sono state svolte attività atte a definire modelli pre-

dittivi per la degradazione dei moduli fotovoltaici, al fine di

ricavare stime di degradazione attesa a partire da procedure

di test standardizzate e modelli validati. Proseguono, inoltre,

attività relative al life cycle assessment e alla gestione di fine

vita impianto.

EolicoNel campo della generazione da fonte eolica prosegue il pro-

getto di affinamento dei modelli di previsione della producibi-

lità elettrica degli impianti eolici di breve-medio periodo (fino

a 72 ore) che utilizza modelli di tipo fisico fluidodinamico CFD

(Computational Fluid Dynamics) nel caso di impianti nuovi sen-

za storico di produzione, nonché modelli di tipo statistico

a reti neurali ANN (Artificial Neural Networks) dove sono pre-

senti dati storici di produzione. In Italia e in Romania tutto il

parco eolico rilevante utilizza tali sistemi.

Sono, inoltre, in corso attività di test di numerosi provider di

dati meteorologici, al fine di ottenere previsioni sempre più

precise che permettano una crescente integrazione delle fonti

rinnovabili nel sistema elettrico.

Sono in fase di valutazione i benefíci derivanti dall’utilizzo di

strumenti di tipo LIDAR, tecnologia innovativa per la misura-

zione della velocità e della direzione del vento mediante im-

pulsi laser, per la sperimentazione nei parchi eolici.

Idroelettrico Nel corso del 2013 sono state sviluppate alcune soluzioni pro-

gettuali in grado di ottimizzare la produzione energetica degli

impianti idroelettrici, utilizzando i rilasci dovuti per deflusso

minimo vitale.

Sistemi ibridi Nel corso del 2013, Enel Green Power ha svolto la progetta-

zione di dettaglio del primo impianto solare termodinamico

(CSP - Concentrated Solar Power) integrato con una centrale

geotermica binaria (Stillwater, Nevada, Stati Uniti), dove il ca-

lore concentrato dagli specchi parabolici lineari viene utiliz-

zato per scaldare il fluido geotermico prima del suo ingresso

negli scambiatori primari, conferendo una potenza termica

aggiuntiva pari a 17 MW. L’impianto solare sarà interamente

realizzato nel corso del 2014.

Integrazione delle rinnovabili in ambienti urbaniCon l’obiettivo di impiegare risorse rinnovabili in contesti fortemente antropizzati, Enel Green Power si è concentrata su diversi

progetti, con particolare attenzione al mini-eolico e a progetti su solare di piccola taglia.

Mini-eolicoNel corso dell’anno sono state completate le attività per la

messa in esercizio sperimentale dell’aerogeneratore bipala

sviluppato con la partecipazione dell’architetto Renzo Piano.

Le principali innovazioni della macchina si ravvisano nel ridot-

to impatto visivo e nelle soluzioni tecniche a essa correlate;

tra le altre, si segnala un sistema di allineamento verticale del-

le pale che le rende un tutt’uno con la torre in condizioni di

assenza di vento. Inoltre, la forma aerodinamica delle pale, il

loro peso estremamente ridotto e il sistema di controllo della

macchina mirano a consentire di avviare l’aerogeneratore a

velocità del vento molto basse, aumentando in tal modo la

resa energetica annuale.

Il primo esemplare della macchina, di potenza nominale pari a

55 kW, è stato connesso in rete nel corso del terzo trimestre ed

è in fase di test presso il sito Enel di Molinetto (PI).


FotovoltaticoNel 2013, nell’ambito delle attività relative al solare fotovoltai-

co svolte in collaborazione con i laboratori Enel di Catania, si è

proceduto a individuare tecnologie e componenti di impianto

innovativi per un loro sviluppo soprattutto nel breve-medio

periodo. In particolare, sono stati avviati approfondimenti sui

moduli fotovoltaici di tipo DSSC (Dye Sensitized Solar Cells) e

LSC (Luminescence Solar Concentrator), particolarmente adat-

ti all’integrazione. Infine, sono state analizzate possibilità di

integrazione architettonica di moduli fotovoltaici semitra-

sparenti in tecnologia thin film mediante l’impiego di curtain

walls (rivestimenti di edifici mediante impiego di strutture in

acciaio-vetro autoportanti).

utilizzo di nuove risorse rinnovabiliCon l’obiettivo di impiegare nuove risorse rinnovabili, oggi

non utilizzate, Enel Green Power si è focalizzata in particolare

sull’energia marina.

Nel corso del 2013 è stata messa in esercizio a largo di Punta

Righini (Castiglioncello, LI) la macchina marina denominata

R115, sviluppata grazie a una collaborazione tecnologica con

la società 40South Energy. Le previsioni di produzione annua

sono di 210 MWh tramite la conversione dell’energia del moto

ondoso, a fronte di un elevato grado di sicurezza nell’esercizio

grazie alla manutenzione eseguibile completamente in super-

ficie e di una assoluta compatibilità ambientale. A seguito del

buon andamento dei test, Enel Green Power ha rafforzato la

propria partnership con 40South Energy puntando a un am-

pliamento della fornitura di macchine R115 e allo sviluppo di

una nuova e più grande macchina da 2 MW.

Le partnership e le collaborazioni Enel Green Power considera l’innovazione come costante

apertura al confronto e alle sperimentazioni. Forte di questa

logica di open innovation, si rivolge all’Accademia e alle Isti-

tuzioni così come a realtà industriali consolidate o a startup

che possano contribuire a superare le sfide tecnologiche che

Enel Green Power affronta. Nel corso dell’anno sono state

consolidate le relazioni avviate con il TIS - Innovation Park e

l’Assessorato all’Innovazione della Provincia Autonoma di Bol-

zano, volta ad agevolare lo sviluppo, il test e la diffusione di

tecnologie rinnovabili innovative; con il Best Program (Busi-

ness Exchange and Student Training) di Fulbright, programma

promosso dall’Ambasciata degli Stati Uniti d’America a Roma

e rivolto a giovani ricercatori in vari campi, tra cui energy e

green technology; e con ItaliaCamp, associazione italiana per

la promozione dell’innovazione che favorisce la collaborazio-

ne tra le università italiane e internazionali con istituzioni e

imprese italiane.

Sono, inoltre, proseguite le collaborazioni interne al Gruppo

Enel, dal Corporate venturing di Enel Lab, iniziativa che si pro-

pone all’imprenditoria giovanile con una funzione di investi-

tore e promotore di eccellenza selezionando e supportando

le migliori startup italiane, alle attività di ricerca strategica con

la Divisione Ingegneria e Ricerca per la gestione di progetti di

medio-lungo periodo, che hanno impatto direttamente sulle

attività di Enel Green Power, per esempio per lo studio di nuo-

ve tecnologie fotovoltaiche e per la ricerca di soluzioni innova-

tive sul fronte della safety e della sicurezza informatica.

43

Risorse umane e organizzazioneNel corso del 2013 Enel Green Power SpA ha consolidato lo

sviluppo e focus sulla strategia organizzativa – cosiddetta

“Organizzazione Transnazionale” – che sviluppa e sostiene

una visione e un approccio organizzativo interno multiplo e

differente in un contesto di integrazione solido ma nello stes-

so tempo flessibile in cui sono distribuite risorse e capacità a

livello internazionale interdipendenti tra loro, mantenendo un

presidio centrale che garantisca trasversalità e omogeneità di

strutture e processi.

La Società ha esteso la sua strategia di sviluppo a Paesi desti-

natari di nuovi investimenti. Tale sviluppo è stato supportato

da una organizzazione in fieri a supporto del raggiungimento

degli obiettivi strategici del Gruppo.

A tal proposito gli obiettivi perseguiti sono stati:

> ricerca di efficienza e sinergie derivanti dal processo di in-

tegrazione globale;

> gestione delle opportunità attraverso la flessibilità multina-

zionale;

> sviluppo dell’innovazione, dell’apprendimento e dell’adat-

tamento;

> responsabilizzazione a livello locale;

> sviluppo del business nei nuovi Paesi.

OrganizzazioneA oggi la struttura organizzativa di Enel Green Power è artico-

lata secondo il seguente modello di funzionamento:

> Funzioni di Shaping e Safeguarding, volte a garantire il ruo-

lo di indirizzo e coordinamento, con l’obiettivo di ottimiz-

zare i processi. Appartengono a tale categoria le Funzioni

Amministrazione Finanza e Controllo, Risk Management,

Innovation, Safety, Ambiente e Qualità, Affari Legali e So-

cietari, Audit, Affari Regolamentari, Personale e Organizza-

zione e Relazioni Esterne.

> Funzioni di Service, volte a garantire la fornitura di servizi e la

gestione degli stessi a supporto del core business del Grup-

po Enel Green Power ricercando la massimizzazione dell’ef-

ficienza e assicurando l’allineamento alle best practice del

Gruppo Enel. Appartengono a questa categoria le Funzioni

Information & Communication Technology e Acquisti.

> Funzioni di Business centralizzate transnazionali, focalizza-

te sull’intera value chain, volte a massimizzare la creazio-

ne di valore esaltando le competenze distintive dislocate

geograficamente nei diversi continenti in cui il Gruppo

Enel Green Power è presente, attraverso la definizione e

ottimizzazione di processi omogenei nonché la creazione

di centri di eccellenza tecnologici. Appartengono a questa

categoria le Funzioni Business Development, Engineering &

Construction e Operation & Maintenance.

> Aree di Business, caratterizzate da un perimetro geografi-

co definito sulla base di esigenze legate alla massa critica e

al grado di prossimità degli asset detenuti o da realizzare.

La struttura organizzativa delle aree prevede, ove necessa-

rio, presídi locali delle funzioni di shaping e safeguarding

e di business che riportano, funzionalmente, alle rispettive

Funzioni centrali. Nell’ambito delle aree ricadono le società

controllate aventi rilevanza strategica per il Gruppo. Appar-

tengono a tale categoria l’area Nord America, l’area Iberia

e America Latina e l’area Italia ed Europa. Nell’ambito delle

aree di Business nel corso del 2013 è stata ceduta la società

Enel.si Srl alla società Enel Energia SpA.

Nel corso dell’anno, con particolare riferimento ai processi di

integrazione ed efficientamento delle strutture oltre che alla

progettazione, all’organizzazione e al change management:

> la Funzione Business Development (BD) è stata riorganizza-

ta a livello di strutture di Area/Paese che operano a spec-

chio con le Aree primo riporto del CEO; sono state riorga-

nizzate anche le funzioni a staff del BD al fine di seguire in

maniera più efficiente il business e analizzare e selezionare

le opportunità di acquisizione e vendita di progetti, nonché

le opportunità di partnership per lo sviluppo della pipeli-

ne. La novità più rilevante è stata la costituzione dell’unità

Business Development International retail per presidiare i

mercati esteri e individuare le opportunità di sviluppo re-

tail facendo leva sulle specifiche competenze e posizioni di

mercato del Gruppo Enel Green Power;

> la Funzione Acquisti ha subíto una riorganizzazione strut-

turandosi per tecnologia di business al fine di conseguire le

sinergie ed economie di scala presenti a livello di Gruppo;

> è stata strutturata la Funzione Information & Communica-


tion Technology seguendo il modello organizzativo suddi-

viso per Region;

> è stata strutturata la Funzione Relazioni Esterne secondo

l’assetto organizzativo suddiviso per Region e inoltre è sta-

ta costituita l’unità CSR (Corporate Social Responsibility) con

lo scopo di porre maggiore sensibilità al tema della sosteni-

bilità del Gruppo Enel Green Power attraverso la predispo-

sizione di un proprio bilancio di sostenibilità, la definizione

di progetti e iniziative specifiche e il loro coordinamento a

livello locale sostenendo il modello di business a lungo ter-

mine e il coinvolgimento, la diffusione e lo sviluppo della

comunità locale.

Nel corso del 2013, inoltre, anche le strutture di livelli inferiori

rispetto ai primi riporti del CEO hanno subíto riorganizzazioni

o strutturazioni al fine di rendere più consolidata e integra-

ta l’intera organizzazione del Gruppo Enel Green Power. Le

famiglie professionali maggiormente interessate sono state

Amministrazione, Finanza e Controllo, Affari Legali e Societari,

Personale e Organizzazione, le unità di supporto al business

quali ICT e Acquisti e quelle di business quali Operation &

Maintenance e Business Development.

Relativamente ai progetti lanciati e sviluppati nel corso del

2013 si evidenziano:

> Progetto One Company, che nel corso del 2013 ha visto con-

cludersi la fase relativa al ridisegno, all’omogenizzazione e

alla standardizzazione dei processi per le Funzioni centrali

di Shaping e Safeguarding più rilevanti, producendo una

chiara e trasparente determinazione delle responsabilità

tra tutti gli attori interessati e l’incremento dell’efficienza

ed efficacia dei processi in un’ottica di integrazione e ri-

cerca di sinergie. Relativamente alle Risorse Umane e Or-

ganizzazione, la Funzione ha rivisto secondo i princípi One

Company, ed emesso otto documenti organizzativi relativi

ai più importanti processi HR:

- Planning e Reporting;

- Compensation e benefit;

- Sviluppo Organizzativo;

- Performance Management;

- Staffing e Recruiting;

- Talent Management;

- Training;

- Relazioni Industriali;

> Progetto Rightsizing, volto a determinare il corretto dimen-

sionamento delle strutture organizzative e determinare

opportunità di re-deployment attraverso strumenti di trai-

ning, mobilità interna e insourcing di attività e/o efficienta-

mento di strutture e creazione di pool/centri di eccellenza

per il business.

> Progetto Global Professional System, partito nel 2012 e in

fase di chiusura nel 2013 con lo scopo di creare i cataloghi

delle professioni di Enel Green Power a livello globale de-

finiti sulla base delle competenze tecniche e professionali

presenti in Azienda. L’obiettivo è quello di definire un lin-

guaggio comune per gestire lo sviluppo professionale delle

risorse all’interno dell’organizzazione allineando i processi

di selezione, valutazione, sviluppo, training e mobilità all’in-

terno del Gruppo.

Un obiettivo importante di questo progetto è rappresenta-

to dall’identificazione di ruoli professionali e persone chia-

ve (Key Professional People) all’interno del Gruppo al fine di

dare rilievo alla carriera tecnica/professionale delle risorse

coinvolte.

> SAP HR Global, progetto che mira a fornire alla Funzione

Personale e Organizzazione una univocità di processi, siste-

mi, report e dati omogenei tramite la creazione di un siste-

ma unico globale e integrato con i sistemi locali. I risultati

attesi sono la standardizzazione e la maggiore efficienza

dei processi delle risorse umane e la migliore disponibilità

di dati consolidati attraverso l’integrazione e il consolida-

mento di processi e sistemi.

Sviluppo e formazione Nel corso del 2013 sono state realizzate iniziative di forma-

zione tese a favorire l’integrazione inter- e intra-funzionale a

livello globale, approfondire il livello di conoscenza delle per-

sone che fanno parte del Gruppo Enel Green Power, migliora-

re il processo di condivisione e omogeneizzazione delle best

practice tecniche e gestionali, migliorare le competenze lin-

guistiche delle persone e supportare l’allineamento dei com-

portamenti al Modello di Leadership adottato dal Gruppo.

Di seguito i principali interventi di formazione manageriale

realizzati:

> “Top Team Training” rivolto al top team di Enel Green Power

con l’obiettivo di attivare un confronto all’interno del team

per condividere l’evoluzione futura di Enel Green Power,

definire action plan da implementare nel breve-medio ter-

mine, consolidare le competenze di gestione delle risorse

umane;

45

> “Project Management Culture” rivolto a project manager,

project engineer e construction manager della Funzione En-

gineering & Construction (E&C) con l’obiettivo di creare una

cultura di project management omogenea e condivisa e svi-

luppare un linguaggio comune sulla modalità di gestione

di progetti complessi;

> “Workshop E&C - Next scenarios” rivolto alle prime e secon-

de linee della Funzione E&C con l’obiettivo di condividere

e analizzare punti di forza e nodi critici della Funzione e

definire nuovi “modelli di lavoro“ per fronteggiare in modo

efficace gli scenari evolutivi di Enel Green Power;

> “Sei mesi safety” rivolto ai neo-laureati neo-assunti nelle

aree Operation & Maintenance ed Engineering and Con-

struction di Enel Green Power con l’obiettivo di accrescere

conoscenze e capacità in ambito safety attraverso un’espe-

rienza diretta nelle strutture dedicate alla gestione di que-

sto processo;

> “Procurement Journey” rivolto alle prime e seconde linee

della Funzione Procurement con l’obiettivo di costruire pia-

ni d’azione sui principali ambiti di attività della Funzione

e rinforzare processi di comunicazione e condivisione di

obiettivi all’interno di un team internazionale;

> Corsi post performance review con l’obiettivo di favorire

l’appropriazione dei comportamenti del Modello di Lea-

dership;

> Corso di formazione online “Il modello di organizzazione

e gestione di Enel” con l’obiettivo di sviluppare una cono-

scenza diffusa sui contenuti del Modello di Organizzazione

e Gestione ex decreto legislativo 231/2001.

Per quanto riguarda l’ambito dello sviluppo, di seguito le prin-

cipali iniziative realizzate nel corso del 2013:

> identificazione delle persone del middle management che

ricoprono ruoli strategici (progetto Relevant People) e im-

plementazione di uno specifico modello di gestione per

questo collettivo. Nel 2013 il focus è stato posto sui Paesi

dell’area Iberia e America Latina, per poi coinvolgere altri

Paesi nel corso del 2014. Il modello si propone di assicura-

re una struttura retributiva competitiva rispetto ai mercati

dove queste persone lavorano, rinforzare lo sviluppo indivi-

duale, prestare ascolto alle aspirazioni e motivazioni delle

persone e renderle participi dei processi di comunicazione

e riflessione strategiche a livello di Gruppo. Nel 2013 il pro-

getto ha coinvolto 100 persone;

> definizione di piani di sviluppo individuali tesi a favorire il

percorso di crescita professionale e il rafforzamento delle

competenze manageriali per le persone identificate come

Pool (High Potentials);

> estensione del processo di Performance Review a tutto il

personale Enel Green Power in Italia e nelle Country estere.

Il processo ha visto per la prima volta l’inclusione del perso-

nale operaio (Technician) in tutte le geografie di Enel Gre-

en Power. Il processo di valutazione è stato seguito da una

fase di calibration sia a livello locale sia a livello funzionale,

consentendo ai capi di confrontarsi rispetto alle valutazioni

espresse e alle opportunità di sviluppo per le loro risorse.

La fase di feedback, a conclusione dell’intero processo, ha

rappresentato un’occasione di scambio e confronto aperto

tra valutatore e valutato rispetto ai punti di forza e alle aree

di sviluppo su cui investire con interventi mirati;

> estensione del processo di Valutazione 360° (valutazione

qualitativa effettuata da capo-riporti diretti-peers), am-

pliando il numero di valutati da 30 a 117 persone e coin-

volgendo in totale 1800 persone tra valutatori e valutati.

La valutazione si basa sui comportamenti del Modello di

Leadership definiti per il target top management/mana-

gement.

Consistenza e movimentazione del personale La consistenza del personale di Enel Green Power SpA, in au-

mento di 54 risorse rispetto al 2012, è in linea con la crescita

del business. In tal senso il processo di recruitment assume un

ruolo chiave nell’ambito nelle politiche della Funzione Perso-

nale e Organizzazione puntando sulla mobilità internazionale

delle risorse con maggior expertise tecnica verso le aree con

maggiori opportunità di business.

La consistenza del personale nel 2013 è esposta nel prospetto

seguente.


Consistenza al

31.12.2012 Assunzioni Cessazioni

Mobilità in ingresso

all’interno del Gruppo Enel Green Power

Mobilità in uscita

all’interno del Gruppo Enel Green Power

Cambi categoria

Consistenza al 31.12.2013

Dirigenti 50 - (2) 5 (2) - 51

Quadri 294 3 (6) 29 (7) 3 316

Impiegati 889 20 (41) 30 (7) (2) 889

Operai 640 51 (20) 1 - (1) 671

Totale 1.873 74 (69) 65 (16) - 1.927

Suddivisione per età anagrafica

Relazioni industrialiIl 21 febbraio 2013, nell’ambito delle iniziative del progetto

One Company, Enel Green Power si è dotata di una propria po-

licy in materia di relazioni industriali. Il documento definisce gli

obiettivi e le procedure per una gestione coordinata dei temi di

carattere sindacale, individuando le modalità di interazione tra

unità di sede centrale e HR dei Paesi nei quali è presente Enel

Green Power, in coerenza con quanto previsto dall’accordo sin-

dacale in materia di “Modello Enel di relazioni industriali”.

Il citato documento, definito a livello di Gruppo, ha previsto

la costituzione di un organismo sindacale di rappresentanza

di tutti i lavoratori del Gruppo Enel (Global Works Council) e

di organismi bilaterali sindacati-azienda (Multilateral Commit-

tees), specializzati per materia, il cui compito è dare concreta

attuazione ai princípi One Company nelle relazioni sindacali.

Nel 2013 i Multilateral Committees hanno prodotto tre distinte

raccomandazioni in materia di Equal Opportunities and Diversi-

ty, Global knowledge sharing and skills empowerment e Health

and Safety Standards application, approvate dal Global Works

Council nella riunione del 22 ottobre e presentate al manage-

ment aziendale ai fini della successiva implementazione.

Il tema della gender diversity e delle pari condizioni di accesso

per le donne alle opportunità di carriera è stato oggetto del dia-

logo sociale tra sindacati e Azienda anche con riferimento allo

specifico contesto nazionale. Nel 2013 il Comitato bilaterale

sindacati-azienda per le pari opportunità, istituito in attuazione

alle previsioni del “Modello Enel di relazioni industriali Italia”, ha

dedicato particolare attenzione al tema della conciliazione tra

impegni di lavoro e vita personale. Le conclusioni sono conte-

nute nel verbale di riunione dell’8 ottobre 2013.

Nel 2013 il Gruppo Enel ha adottato, in accordo con le orga-

nizzazioni sindacali, misure dirette ad agevolare il turn over

del personale avvalendosi delle previsioni di cui all’art. 4, com-

mi 1-7 ter, legge n. 92/2012 (c.d. “Legge Fornero”). L’accordo

sindacale aziendale, attuativo in ambito Enel Green Power di

tali previsioni, è stato sottoscritto il 6 settembre 2013.

I riflessi di tale accordo in termini di cessazioni e nuove assun-

zioni sono stati esaminati con le organizzazioni sindacali il suc-

cessivo 10 ottobre.

<3019%

da 30 a 3920%

da 40 a 4922%

da 50 a 5934%

>605%

Distribuzione anagrafica 2013Distribuzione anagrafica 2012

<3016%

da 30 a 3919%

da 40 a 4924%

da 50 a 5935%

>605%

47

Sintesi della gestione e andamento economico-finanziario

Dati operativiCapacità installata netta e produzione netta di energia

Capacità installata netta (MW) Numero di impianti


Idroelettrica 1.512 1.513 (1) 279 279 -

Geotermica 723 722 1 33 32 1

Eolica 564 474 90 27 26 1

Solare 85 63 22 30 26 4

Totale 2.884 2.772 112 369 363 6

Il parco impianti di Enel Green Power SpA è costituito da 369 impianti installati (363 impianti al 31 dicembre 2012), per un totale

di 2.884 MW (2.772 MW al 31 dicembre 2012).

Idroelettrico Enel Green Power SpA, tra impianti direttamente gestiti e im-

pianti in concessione, possiede in Italia 279 impianti idroelet-

trici per una potenza complessiva di 1.512 MW, con un rile-

vante impegno professionale per la garanzia della sicurezza e

della manutenzione delle opere civili e meccaniche che com-

pongono l’impianto.

Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013 dispone di 48

impianti idroelettrici in esercizio qualificati “IAFR” dal Gesto-

re dei Servizi Energetici (GSE) a seguito di interventi di nuova

realizzazione, riattivazione, potenziamento e rifacimento e,

pertanto, ammessi al sistema di incentivazione dei certificati

verdi (di cui all’art. 11 del decreto legislativo 79/1999 e suc-

cessive modifiche e integrazioni) e di 1 impianto in corso di

qualifica per l’accesso alle nuove modalità di incentivazione

della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da

fonti rinnovabili (decreto ministeriale 6 luglio 2012).

Geotermico Enel Green Power SpA gestisce 33 impianti geotermoelettrici

in Val di Cecina e sull’Amiata (Toscana) per una potenza com-

plessiva di 723 MW, con circa 61 forniture di teleriscaldamen-

to, calore geotermico per 28,6 ettari di serre e una produzione

elettrica di oltre 5 miliardi di kWh annui, pari al consumo me-

dio di circa 2,5 milioni di famiglie italiane.

Si tratta di 19 impianti in esercizio qualificati “IAFR” dal GSE a

seguito di interventi di nuova realizzazione, riattivazione, po-

tenziamento e rifacimento e pertanto ammessi al sistema di

incentivazione dei certificati verdi di cui all’art. 11 del decreto

legislativo 79/1999 e successive modifiche e integrazioni, di 1

impianto in corso di qualifica “IAFR” e di 1 impianto in corso di

qualifica per l’accesso alle nuove modalità di incentivazione

della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da

fonti rinnovabili (decreto ministeriale 6 luglio 2012).

Eolico Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013 gestisce 27 cen-

trali eoliche per una potenza complessiva di 564 MW. La varia-

zione rispetto all’esercizio precedente si riferisce all’impianto

di Enel Green Power Portoscuso, fusa in Enel Green Power con

decorrenza 1° gennaio 2013.

Tutti gli impianti eolici in esercizio sono qualificati (o in corso

di qualifica) “IAFR” dal GSE e pertanto ammessi al sistema di

incentivazione dei certificati verdi di cui all’art. 11 del decreto

legislativo 79/1999 e successive modifiche e integrazioni.


SolareEnel Green Power SpA gestisce 30 impianti fotovoltaici, di cui

4 installati nel 2013, tra cui le centrali di Borgo San Lazzaro e

Spineto con una capacità installata complessiva di 22 MW. La

maggior parte degli impianti fotovoltaici è ammessa al regime

di tariffe incentivanti (“Conto Energia”).

Produzione netta (milioni di kWh) Capacità installata media (MW)


Idroelettrica 6.559 5.261 1.298 1.512 1.512 -

Geotermica 5.301 5.235 66 723 722 1

Eolica 958 735 223 563 457 106

Solare 87 58 29 76 54 22

Totale 12.905 11.289 1.616 2.874 2.745 129

Complessivamente si registra un incremento della produzione

del 14,3% per effetto principalmente della maggiore produ-

zione idroelettrica, in aumento del 24,7% per la maggiore di-

sponibilità della risorsa.

Con riferimento alla produzione di energia da fonte eolica

si evidenzia un incremento del 30,3% dovuto, oltre che alle

buone performance delle centrali e alla maggiore disponibili-

tà della risorsa nell’anno, anche alla produzione dell’impianto

della società Enel Green Power Portoscuso, fusa in Enel Green

Power nel 2013 (150 MWh).

L’incremento della produzione solare, pari al 50%, è dovuto

principalmente all’aumento della capacità installata; infine,

l’aumento della produzione geotermica dell’1,3% rispetto

all’anno precedente è dovuto principalmente a una maggio-

re disponibilità della risorsa.

Impianti non ancora operativi

Impianti in costruzione Impianti autorizzati

MW Numero MW Numero

Tecnologia 2013 2012 Variazione 2013 2012 Variazione 2013 2012 Variazione 2013 2012 Variazione

Idroelettrica - - - - 1 (1) 1 - 1 6 - 6

Geotermica 38 1 37 2 2 - - 38 (38) - 2 (2)

Eolica 12 - 12 1 - 1 - - - - - -

Biomassa - - - - - - 1 - 1 3 - 3

Totale 50 1 49 3 3 - 2 38 (36) 9 2 7

Gli impianti in costruzione si riferiscono principalmente al progetto geotermico Bagnore 4 per 38 MW e al progetto eolico San

Vito dei Normanni da 12 MW.

49

Risultati economici e patrimoniali

Definizione degli indicatori di performanceAl fine di illustrare i risultati economici di Enel Green Power

e di analizzarne la struttura patrimoniale e finanziaria, sono

stati predisposti distinti schemi riclassificati diversi da quelli

previsti dai princípi contabili IFRS-EU adottati dalla Società e

contenuti nel presente bilancio.

Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance

alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli sche-

mi del bilancio e che il management ritiene utili ai fini del mo-

nitoraggio dell’andamento della Società e rappresentativi dei

risultati economici e finanziari prodotti dal business.

Nel seguito sono forniti, in linea con la raccomandazione

CESR/05-178b pubblicata il 3 novembre 2005, i criteri utilizza-

ti per la costruzione di tali indicatori.

Ricavi totali, incluso l’effetto della gestione rischio commodi-

ty: determinati quali sommatoria dei “Ricavi” e dei “Proventi/

(Oneri) netti da gestione rischio commodity”.

Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della per-

formance operativa ed è calcolato sommando all’“Utile ope-

rativo” gli “Ammortamenti e perdite di valore”, al netto della

quota capitalizzata.

Utile delle attività operative cessate: rappresenta l’utile deri-

vante dalla cessione di attività operative, classificate come di-

scontinued operations, al netto del relativo effetto fiscale.

Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra

le “Attività non correnti” e le “Passività non correnti” a esclu-

sione:

> delle “Attività per imposte anticipate”;

> dei “Crediti finanziari verso altri istituti”, dei ”Titoli diversi a

fair value through profit or loss per designazione” e di altre

partite minori, inclusi nella voce “Attività finanziarie non

correnti”;

> dei “Finanziamenti a lungo termine”;

> dei “TFR e altri benefíci ai dipendenti”;

> dei “Fondi rischi e oneri”;

> delle “Passività per imposte differite”.

Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Atti-

vità correnti” e le “Passività correnti” a esclusione:

> della “Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termi-

ne”, degli “Altri titoli” e di altre partite minori inclusi nella

voce “Attività finanziarie correnti”;

> delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;

> dei “Finanziamenti a breve termine”, delle “Quote correnti

dei finanziamenti a lungo termine” e di talune poste incluse

nelle “Passività finanziarie correnti”.

Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica

delle “Attività immobilizzate nette” e del “Capitale circolante

netto”, dei fondi non precedentemente considerati, delle “Pas-

sività per imposte differite” e delle “Attività per imposte anti-

cipate”, nonché delle “Attività nette possedute per la vendita”.

Indebitamento finanziario netto: rappresenta un indicatore

della struttura finanziaria ed è determinato dai “Finanziamen-

ti a lungo termine”, dalle quote correnti a essi riferiti, dai “Fi-

nanziamenti a breve termine”, da talune partite incluse nella

voce “Passività finanziarie correnti”, al netto delle “Disponi-

bilità liquide e mezzi equivalenti” e delle “Attività finanziarie

correnti” e “non correnti” non precedentemente considerate

nella definizione degli altri indicatori di performance patrimo-

niale.


Risultati economiciSi riporta di seguito il Conto economico riclassificato del 2013, confrontato con i dati del 2012 restated.

Milioni di euro

2013 2012 restated Variazione

Totale ricavi 1.274 1.284 (10)

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity 22 (5) 27

Totale ricavi, incluso effetto gestione rischio commodity 1.296 1.279 17

Totale costi (454) (516) 62

Margine operativo lordo 842 763 79

Ammortamenti e perdite di valore (340) (330) (10)

Utile operativo 502 433 69

Proventi finanziari 15 12 3

Oneri finanziari (133) (98) (35)

Oneri finanziari netti (118) (86) (32)

Proventi da partecipazione 39 26 13

Utile prima delle imposte 423 373 50

Imposte (204) (179) (25)

Utile delle continuing operations 219 194 25

Utile delle discontinued operations 71 16 55

Utile dell’esercizio 290 210 80

RicaviMilioni di euro


Ricavi connessi alla vendita di energia 845 859 (14)

Ricavi da certificati verdi e altre forme di incentivi 315 233 82

Proventi netti da gestione rischio commodity 22 (5) 27

Ricavi da vendita di energia elettrica, incluso effetto gestione rischio commodity 1.182 1.087 95

Altri ricavi e proventi 114 192 (78)

Ricavi totali, incluso effetto gestione rischio commodity 1.296 1.279 17

I ricavi totali, incluso l’effetto gestione rischio commodi-

ty, pari complessivamente a 1.296 milioni di euro (1.279 mi-

lioni di euro nel 2012 restated), si incrementano di 17 milioni

di euro per effetto di un incremento di 95 milioni di euro dei

ricavi per vendita di energia, inclusi i proventi netti da gestio-

ne commodity (pari a 1.182 milioni di euro nel 2013 e pari a

1.087 milioni di euro nel 2012 restated), e di una riduzione di

78 milioni di euro degli altri ricavi e proventi (pari a 114 milioni

di euro nel 2013 e pari a 192 milioni di euro nel 2012 restated).

L’incremento dei ricavi connessi alla vendita di energia (inclu-

so l’effetto gestione rischio commodity) riflette la maggiore

produzione idroelettrica (1,3 TWh).

Si evidenzia in particolare che i ricavi da certificati verdi e altre

forme di incentivi, pari a 315 milioni di euro, si incrementano

di 82 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente princi-

palmente per effetto dei maggiori ricavi da certificati verdi,

realizzati grazie alla maggiore produzione incentivata (0,7

TWh) e ai maggiori prezzi medi, e dei maggiori ricavi da Conto

Energia.

Gli altri ricavi e proventi sono costituiti per 62 milioni di euro

dai ricavi per attività connesse alla progettazione, realizzazio-

ne e messa in esercizio degli impianti per le controllate (112

milioni di euro nel 2012 restated), per 32 milioni di euro dai

ricavi per management fee e altri servizi di coordinamento ef-

fettuati per le controllate (32 milioni di euro nel 2012 restated)

e per 20 milioni di euro da altri ricavi (48 milioni di euro nel

2012 restated).

51

CostiMilioni di euro


Energia e materiali 72 104 (32)

Costo del personale 141 180 (39)

Servizi e altri costi operativi 270 262 8

Costi capitalizzati (29) (30) 1

Totale 454 516 (62)

I costi, pari a 454 milioni di euro nel 2013 e a 516 milioni di

euro nel 2012 restated, si riducono di 62 milioni di euro prin-

cipalmente per la riduzione dei costi del personale (39 milioni

di euro), dovuta essenzialmente all’iscrizione nel 2012 delle

passività relative al piano di accompagnamento al pensiona-

mento e alle minori attività/vendite di materiale effettuate

per le società controllate nell’ambito dei contratti di Enginee-

ring, Procurement & Construction (EPC), già commentate nella

riduzione degli altri ricavi. Tenuto conto di tali fenomeni, si evi-

denzia un incremento dei costi dovuto alla maggiore capaci-

tà installata e all’incremento dei canoni connessi all’esercizio

degli impianti.

Margine operativo lordoIl margine operativo lordo si attesta a 842 milioni di euro (763 milioni di euro nel 2012 restated), in aumento di 79 milioni di

euro rispetto all’esercizio precedente.

utile operativoL’utile operativo, pari a 502 milioni di euro (433 milioni di

euro nel 2012 restated), si incrementa di 69 milioni di euro

rispetto all’esercizio precedente per effetto sostanzialmente

del citato incremento del margine operativo lordo, in parte

compensato dai maggiori ammortamenti e perdite di valore

per 10 milioni di euro. In particolare, le svalutazioni dei credi-

ti e l’adeguamento di valore di alcune partecipazioni, che ha

comportato la rilevazione di maggiori svalutazioni (39 milio-

ni di euro) rispetto al 2012 restated, sono state parzialmente

compensate dalla riduzione degli ammortamenti (29 milioni

di euro) per effetto sostanzialmente della rivisitazione della

stima della vita utile degli impianti asserviti alle concessioni di

derivazione d’acqua a uso idroelettrico, in applicazione delle

modifiche introdotte dalla legge 134 del 7 agosto 2012.

utile delle discontinued operationsNel mese di luglio, Enel Green Power SpA ha ceduto (con data

di efficacia 1° luglio 2013) a Enel Energia SpA, società della

Divisione Generazione, Energy Management e Mercato Italia

del Gruppo Enel, l’intero capitale di Enel.si Srl, società intera-

mente posseduta da Enel Green Power SpA.

Il corrispettivo riconosciuto è pari a 92 milioni di euro (sogget-

to a un aggiustamento prezzo alla data di efficacia del trasfe-

rimento della partecipazione stimato in 11 milioni di euro) ed

è stato determinato sulla base dell’enterprise value al 31 di-

cembre 2012 (pari a circa 76 milioni di euro) e della posizione

finanziaria netta della società in pari data (positiva per circa 16

milioni di euro). Il corrispettivo della cessione è stato versato

in un’unica soluzione alla data di efficacia del trasferimento

della partecipazione e determina un conseguente impatto

positivo sull’indebitamento finanziario netto consolidato del





discontinued operations del Conto economico, al netto del

relativo effetto fiscale (1 milione di euro), avuto riguardo al

fatto che la transazione, benché realizzata fra entità del Grup-

po Enel, è fondata su presupposti che hanno sostanza econo-

mica. Con riferimento alla stima dell’aggiustamento prezzo,

si segnala che lo stesso diverrà definitivo solo a conclusione

del processo di verifica tra le parti della consistenza di alcune

partite specifiche, previsto per il 30 giugno 2014, così come

disposto dall’accordo siglato fra le parti.





Utile dell’esercizioL’esercizio 2013 chiude con un utile dell’esercizio (compren-

sivo dell’utile delle discontinued operations pari a 71 milioni

di euro) pari a 290 milioni di euro, in aumento di 80 milioni di

euro rispetto all’esercizio precedente (210 milioni di euro nel

2012 restated, comprensivo dell’utile delle discontinued ope-

rations pari a 16 milioni di euro), tenuto conto dell’incremen-

to dell’utile delle discontinued operations (pari a 55 milioni di

euro).

L’incremento dell’utile operativo e dei proventi da partecipa-

zione (13 milioni di euro) è stato infatti parzialmente compen-

sato dall’aumento degli oneri finanziari netti (32 milioni di

euro) e delle imposte (25 milioni di euro).

53

Analisi della struttura patrimonialeSi riporta di seguito lo Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2013, confrontato con i dati al 31 dicembre 2012 restated.

Milioni di euro

al 31.12.2013al 31.12.2012

restated Variazione

Attività immobilizzate nette

Immobili, impianti e macchinari 4.774 4.589 185

Attività immateriali 20 15 5

Avviamento 6 - 6

Partecipazioni 5.094 4.488 606

Attività/(Passività) finanziarie non correnti nette (9) (27) 18

Altre attività/(passività) non correnti nette (51) (20) (31)

Totale 9.834 9.045 789

Capitale circolante netto

Rimanenze 43 15 28

Crediti commerciali 408 656 (248)

Crediti/(Debiti) tributari netti (38) (4) (34)

Attività/(Passività) finanziarie correnti nette (31) (74) 43

Debiti commerciali (315) (422) 107

Altre attività/(passività) correnti nette 44 28 16

Totale 111 199 (88)

Capitale investito lordo 9.945 9.244 701

Fondi diversi

TFR e altri benefíci ai dipendenti (44) (83) 39

Fondi rischi e oneri (compresa quota corrente) (80) (44) (36)

Imposte differite nette 134 137 (3)

Totale 10 10 -

Capitale investito netto 9.955 9.254 701

Patrimonio netto 6.648 6.480 168

Indebitamento finanziario netto 3.307 2.774 533

Le attività immobilizzate nette evidenziano un incremento

di 789 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2012 restated,

per effetto principalmente dell’incremento del valore delle

partecipazioni (606 milioni di euro) e degli immobili, impianti

e macchinari (185 milioni di euro).

In particolare, le partecipazioni si incrementano per effetto del

saldo netto tra le nuove acquisizioni (80 milioni di euro), le ri-

patrimonializzazioni (623 milioni di euro) e gli effetti derivanti

dalle fusioni, cessioni e perdite di valore (complessivamente

pari a 99 milioni di euro).

In particolare, le ripatrimonializzazioni si riferiscono per 502

milioni di euro a Enel Green Power International BV, per 60

milioni di euro a Enel Green Power Cutro Srl, per 42 milioni di

euro a Enel Green Power Calabria Srl e per 19 milioni di euro

a 3SUN Srl.

Gli immobili impianti e macchinari evidenziano un incremen-

to di 185 milioni di euro per effetto essenzialmente del saldo

netto tra gli investimenti (294 milioni di euro), la variazione

del perimetro per effetto della fusione della società control-

lata Enel Green Power Portoscuso Srl (142 milioni di euro), gli

ammortamenti (261 milioni di euro), i disinvestimenti dell’e-

sercizio (7 milioni di euro) e altre variazioni (17 milioni di euro).

Il capitale circolante netto, positivo per 111 milioni di euro,

evidenzia un decremento di 88 milioni di euro rispetto al 31

dicembre 2012 restated (positivo per 199 milioni di euro).

Tale andamento riflette principalmente:

> la riduzione di 248 milioni di euro dei crediti commerciali,

per effetto principalmente della rinuncia ai crediti verso

Enel Green Power Calabria Srl ed Enel Green Power Cu-


tro Srl finalizzata alla ripatrimonializzazione delle stes-

se (complessivamente pari a 102 milioni di euro) e della

fusione di Enel Green Power Portoscuso (156 milioni di

euro);

> l’incremento di 28 milioni di euro delle rimanenze sostan-

zialmente per la rilevazione di 22 milioni di euro di certifi-

cati verdi maturati, accreditati sul conto titoli e non ancora

venduti;

> l’aumento di 34 milioni di euro dei debiti tributari netti,

principalmente per l’incremento del debito per IVA verso

Enel SpA (30 milioni di euro) nell’ambito della procedura

IVA di Gruppo;

> l’incremento di 16 milioni di euro delle altre attività cor-

renti nette, principalmente per la rilevazione di maggiori

crediti per certificati verdi maturati ma non ancora accre-

ditati sul conto titoli (24 milioni di euro);

> la riduzione di 43 milioni di euro delle passività finanziarie

correnti nette, per i minori interessi passivi sul finanzia-

mento in essere con Enel Green Power International BV

per 60 milioni di euro;

> la riduzione di 107 milioni di euro dei debiti commerciali,

dovuta sostanzialmente al pagamento di debiti verso par-

ti correlate.

I fondi diversi, pari a 10 milioni di euro, sono invariati rispetto

all’esercizio precedente.

Il capitale investito netto, pari a 9.955 milioni di euro (9.254

milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated), risulta finanzia-

to da mezzi propri per 6.648 milioni di euro (6.480 milioni di

euro al 31 dicembre 2012 restated) e dall’indebitamento fi-

nanziario netto per 3.307 milioni di euro (2.774 milioni di euro

al 31 dicembre 2012 restated).

L’indebitamento finanziario netto, pari a 3.307 milioni di

euro (2.774 milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated), evi-

denzia un incremento di 533 milioni di euro in linea sostan-

zialmente con gli aumenti di capitale deliberati a favore delle

società partecipate Enel Green Power International BV (502

milioni di euro) e Parque Eólico Talinay Oriente SA (44 milioni

di euro).

Il patrimonio netto, pari a 6.648 milioni di euro, è compo-

sto dal capitale sociale (1.000 milioni di euro), dalla riserva le-

gale (200 milioni di euro), dalle altre riserve (4.464 milioni di

euro), nonché dagli utili portati a nuovo (694 milioni di euro)

e dall’utile rilevato nell’esercizio (290 milioni di euro). La varia-

zione rispetto all’esercizio precedente riflette principalmente

la rilevazione dell’utile dell’esercizio (290 milioni di euro) e la

distribuzione dei dividendi 2012 (129 milioni di euro).

55

Investimenti

Investimenti operativiMilioni di euro


Impianti di produzione:

- Geotermici 178 185 (7)

- Idroelettrici 59 55 4

- Solari 37 41 (4)

- Eolici 18 - 18

Altri investimenti operativi 14 5 9

Totale 306 286 20

Gli investimenti relativi agli impianti geotermici hanno riguar-

dato il completamento della attività di rinnovamento parziale

delle centrali Rancia 1, Rancia 2 e Le Prata e le perforazioni

di pozzi riguardanti la centrale di Chiusdino. Sono prosegui-

te, inoltre, le attività relative al progetto di riassetto della cen-

trale di Piancastagnaio che prevede una serie di interventi, di

natura sia mineraria sia impiantistica, finalizzati al recupero

della potenzialità produttiva delle centrali dell’area di Pian-

castagnaio, e al progetto “Recupero Vapore” che prevede la

perforazione di nuovi pozzi geotermici finalizzata al recupero

di vapore per consentire la piena produttività delle centrali esi-

stenti, influenzate dal naturale declino del campo geotermico.

Gli investimenti nel 2013 includono anche l’avvio delle attività

di realizzazione del nuovo impianto Bagnore 4, l’installazione

di gruppi binari presso la centrale di Bagnore 3 (1 MW entrato

in esercizio nel 2013) e il mantenimento degli impianti già in

esercizio.

Gli interventi relativi agli impianti idroelettrici hanno riguardato

le attività di rinnovamento delle centrali di Castelviero, Sparone,

Croce del Gallo, Pederobba, Traponzo, Alpignano, Bognanco,

Castel Giubileo, Ponte Annibale, il completamento della cen-

trale di Bardonecchia e il mantenimento degli impianti già in

esercizio.

Gli investimenti relativi agli impianti solari si riferiscono princi-

palmente alle attività di realizzazione dei nuovi impianti di Ser-

re Persano/Difesa (21 MW entrati in esercizio nel 2013) e Bolo-

gnano/Triano (0,08 MW entrati in esercizio nel 2013) nonché al

completamento degli impianti di Catania, Interporto, Rosolini,

Casoli, Nocciano, Sesto Campano, Capriati e Barrafranca.

Gli investimenti relativi agli impianti eolici si riferiscono al

completamento degli impianti di Portoscuso e Potenza Pie-

tragalla, all’avvio delle attività di realizzazione dell’impianto

di San Vito dei Normanni e al mantenimento degli impianti

già in esercizio.

Complessivamente, nel 2013, a fronte degli investimenti in

impianti di produzione si è registrato un aumento di capacità

produttiva pari a 22 MW, principalmente riferibile agli impian-

ti solari.

Gli investimenti in impianti di produzione sono pari a 292 mi-

lioni di euro (281 milioni di euro nel 2012) e sono esposti, di-

stinti per finalità, nella tabella seguente.

Milioni di euro


Investimenti per finalità

Rinnovamento (1) 96 87 9

Mantenimento (2) 104 96 8

Nuovi impianti 92 98 (6)

Totale 292 281 11

(1) Si intende, per rinnovamento, la trasformazione di impianti esistenti. (2) Si intende, per mantenimento, il miglioramento, l’ammodernamento e l’eventuale sviluppo di impianti esistenti, interventi legati a tematiche di sicurezza, ambiente o altri

obblighi di legge e prescrizioni di organi di vigilanza.


Analisi della struttura finanziaria

Indebitamento finanziario nettoL’indebitamento finanziario netto è composto come di seguito evidenziato.

Milioni di euro

al 31.12.2013 al 31.12.2012 restated Variazione

Indebitamento a lungo termine

Finanziamenti bancari 800 845 (45)

Debiti verso parti correlate 1.200 1.200 -

Indebitamento a lungo termine 2.000 2.045 (45)

Crediti finanziari a lungo termine (21) (23) 2

Indebitamento netto a lungo termine 1.979 2.022 (43)

Indebitamento a breve termine

Quote correnti dei finanziamenti a medio/lungo termine 45 40 5

Indebitamento bancario a breve termine 45 40 5

Altri debiti finanziari a breve termine e verso parti correlate 1.341 761 580

Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine 1.341 761 580

Altri crediti finanziari a breve termine (49) (41) (8)

Disponibilità presso banche e titoli a breve (9) (8) (1)

Disponibilità e crediti finanziari a breve termine (58) (49) (9)

Indebitamento netto a breve termine 1.328 752 576

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 3.307 2.774 533

L’indebitamento finanziario netto, pari a 3.307 milioni di euro

(2.774 milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated), evidenzia

un incremento di 533 milioni di euro in linea sostanzialmen-

te con gli aumenti di capitale deliberati a favore delle società

partecipate Enel Green Power International BV (502 milioni di

euro) e Parque Eólico Talinay Oriente SA (44 milioni di euro).

Flussi finanziariMilioni di euro


Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all’inizio dell’esercizio 8 9 (1)

Flusso di cassa da attività operativa 370 479 (109)

Flusso di cassa da attività di investimento (765) (1.008) 243

Flusso di cassa da attività di finanziamento 396 528 (132)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell’esercizio 9 8 1

Il flusso di cassa da attività operativa ha generato liquidità


(-23%) rispetto al 2012 restated (479 milioni di euro). Tale va-

riazione risente del maggiore fabbisogno connesso alla varia-

zione del capitale circolante netto nei due esercizi a confronto.

Il flusso di cassa da attività di investimento ha assorbito liquidità


rispetto al 2012 restated (1.008 milioni di euro).

Il flusso di cassa impiegato in investimenti in partecipazioni per

594 milioni di euro (758 milioni di euro al 31 dicembre 2012

restated) e in immobili, impianti e macchinari per 294 milioni

di euro (286 milioni di euro nel 2012 restated) è stato infatti in

parte compensato dall’incasso del corrispettivo per la cessione

della partecipazione nella controllata Enel.si (86 milioni di euro)

e della vendita di attività materiali (58 milioni di euro, di cui 51

milioni di euro relativi a cessioni del 2012).

Il flusso di cassa da attività di finanziamento ha generato li-

quidità per 396 milioni di euro, in riduzione di 132 milioni di

euro rispetto al 2012 restated (528 milioni di euro).

57

Risultati delle principali società controllate

Enel Green Power International BVLa società, di diritto olandese, è la holding delle partecipate

estere del Gruppo Enel Green Power; in particolare, Enel Gre-

en Power International BV detiene le partecipazioni nel Nord

America, nell’America Latina e in Europa (Romania, Bulgaria,

Grecia, Francia, Spagna, Turchia) e in Sudafrica.

Sintesi della gestioneNel corso del 2013 la società ha effettuato diverse operazioni:

> aumenti di capitale, principalmente in favore della holding

brasiliana (per 233 milioni di euro) e della holding norda-

mericana (per complessivi 168 milioni di euro);

> stipula di un nuovo contratto di finanziamento con BEI

(Banca Europea per gli Investimenti) per un importo pari

a 50 milioni di euro da rimborsare in 26 rate semestrali a

partire dal 2016, oltre al tiraggio dell’ulteriore tranche con

EKF (la Export Kredit Fonden, ossia la Export Credit Agency

danese), attraverso Citibank International PLC, di 85 milio-

ni di euro da rimborsare in 23 rate semestrali a partire dal

2014.

Sintesi dei principali risultati economici, patrimoniali e finanziariCon riferimento all’andamento economico, la società chiude l’esercizio 2013 con un utile netto di 20 milioni di euro, principal-

mente riconducibile ai dividendi ricevuti per 15 milioni di euro e ai proventi finanziari netti per 12 milioni di euro.


Principali rischi e incertezze

Rischi di prezzo e di mercatoPer la natura del proprio business Enel Green Power SpA è espo-

sta alle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettrica,

nonché alle modifiche del quadro regolatorio di riferimento.

Per mitigare l’esposizione al rischio di prezzo la Società ha svi-

luppato una strategia di stabilizzazione dei margini che pre-

vede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata dell’energia

prodotta, mediante contratti a lungo, medio e breve termine,

secondo le prassi commerciali in uso nei diversi Paesi nei quali

Enel Green Power SpA opera. Si è dotata, inoltre, di policy e pro-

cedure formali che disciplinano la attività di vendita di energia

sui vari mercati nei quali Enel Green Power SpA opera, nonché

la misurazione del rischio commodity residuo, la definizione

di un limite di rischio massimo accettabile e la realizzazione di

operazioni di copertura mediante il ricorso a contratti derivati.

La Società è esposta solo in misura marginale alle variazioni dei

prezzi dei combustibili.

Con riferimento al rischio di variazioni impreviste delle regole

di funzionamento dei settori regolamentati, che possono inci-

dere sul valore della produzione, Enel Green Power SpA opera

un presidio costante dei rapporti con gli organismi di governo e

regolazione locali, adottando un approccio di trasparenza, col-

laborazione e proattività nell’affrontare e rimuovere le fonti di

instabilità dell’assetto regolatorio.

Rischi di volumeI volumi di produzione sono soggetti a variabilità, sia a causa

della naturale variabilità delle fonti di produzione, sia a causa di

eventuali indisponibilità degli impianti.

La diversificazione tecnologica e geografica del parco di produ-

zione di Enel Green Power SpA consente di mitigare la naturale

variabilità nella disponibilità delle fonti idroelettrica, eolica e so-

lare, che come noto varia in funzione delle condizioni climatiche

dei siti nei quali si trovano gli impianti. Una significativa quota

di produzione da fonte geotermica, non soggetta a variabilità

climatica, contribuisce alla mitigazione del rischio volume.

Il rischio legato a eventuali malfunzionamenti degli impianti, o

a eventi accidentali avversi che ne compromettano temporane-

amente la funzionalità, viene mitigato ricorrendo alle migliori

strategie di prevenzione e protezione, incluse tecniche di ma-

nutenzione preventiva e predittiva, nonché applicando le mi-

gliori best practice internazionali. Il rischio residuo viene gestito

con il ricorso a specifici contratti di assicurazione, finalizzati alla

copertura di un ampio spettro di rischi operativi, incluse even-

tuali perdite economiche da mancata produzione.

Rischi finanziariEnel Green Power SpA è esposta al rischio di cambio derivante

dai flussi di cassa connessi alla vendita di energia sui mercati

internazionali, dai flussi di cassa relativi a investimenti o altre

partite in divisa estera e, in maniera marginale, dall’indebita-

mento denominato in valuta diversa da quella di conto dei

rispettivi Paesi.

Al fine di ridurre il rischio di cambio derivante dalle esposizioni

menzionate, Enel Green Power SpA utilizza contratti derivati (in

particolare contratti forward), oltre ad attuare una politica volta

al bilanciamento dei flussi di cassa in entrata e in uscita, rela-

tivamente alle attività e passività denominate in valuta estera.

L’esposizione al rischio di tasso di interesse per Enel Green

Power SpA deriva dalla quota di indebitamento finanziario

espresso a tasso variabile. La politica di gestione posta in essere

da Enel Green Power SpA è volta al duplice obiettivo di conte-

nere il costo del debito, controllando al contempo la sua varia-

bilità. In particolare, allo scopo di ridurre l’ammontare dell’inde-

bitamento soggetto alla fluttuazione dei tassi di interesse, Enel

Green Power SpA fa ricorso a strumenti derivati (in particolare

interest rate swap).

59

Prevedibile evoluzione della gestioneNel corso del 2013 Enel Green Power ha confermato la propria

posizione di leadership nel settore delle energie rinnovabili e

ha conseguito tutti gli obiettivi strategici comunicati al mer-

cato finanziario nonostante le continue tensioni sui mercati

e i cambiamenti di scenario nella regolamentazione, in modo

particolare nei Paesi europei.

Il 2014 sarà un anno sfidante per il Gruppo, chiamato ad argi-

nare la contrazione dei prezzi sui principali mercati europei e

le misure economiche sfavorevoli adottate dai Paesi per con-

trastare il perdurare della crisi. Enel Green Power ha elaborato

un piano strategico caratterizzato da una crescita della capaci-

tà installata soprattutto nei Paesi emergenti, attraverso un mix

equilibrato di tecnologie.

L’attenzione del Gruppo sarà rivolta ai mercati con abbondan-

ti risorse rinnovabili, stabilità del sistema regolatorio ed eleva-

ta crescita economica.

Nel 2014 inoltre si proseguirà nella ricerca di nuove oppor-

tunità di crescita in Paesi con un ampio potenziale di svilup-

po, sempre con l’obiettivo di incrementare la diversificazione

geografica.

Contestualmente alla crescita il Gruppo proseguirà nell’azione

di razionalizzazione dei costi operativi attraverso una gestione

diretta ed efficiente del parco impianti e di perseguimento di

economie di scala in modo particolare nell’ambito del procu-

rement.

Il Gruppo proseguirà, inoltre, il proprio impegno nel settore del-

la ricerca e dello sviluppo di tecnologie innovative, ponendo la

massima attenzione alle problematiche ambientali e alla safety.


Altre informazioni

Disciplina delle società controllate estere extra uESi attesta che alla data di approvazione da parte del Consiglio

di Amministrazione del Bilancio di Enel Green Power SpA rela-

tivo all’esercizio 2013 – vale a dire il 7 marzo 2014 – sussistono

nell’ambito del Gruppo Enel Green Power le “condizioni per la

quotazione delle azioni di società controllanti società costitu-

ite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione

Europea” (per brevità, nel prosieguo definite “società control-

late estere extra UE”) dettata dalla CONSOB nell’art. 36 del

Regolamento Mercati (approvato con deliberazione n. 16191

del 29 ottobre 2007 e successive modificazioni).

In particolare, si segnala al riguardo che:

a) in applicazione dei parametri di significativa rilevanza ai

fini del consolidamento, introdotti nell’art. 36, comma 2,

del Regolamento Mercati CONSOB, sono state individuate

nell’ambito del Gruppo Enel Green Power 40 società con-

trollate estere extra UE cui la disciplina in questione risulta

applicabile in base ai dati del Bilancio consolidato del Grup-

po Enel Green Power al 31 dicembre 2012.

Trattasi, in particolare, delle seguenti società: 1) Enel For-

tuna SA (Panama); 2) Enel Green Power North America Inc.

(USA); 3) Essex Company (USA); 4) Enel Geothermal LLC

(USA); 5) Enel Brasil Participações Ltda (Brasile); 6) Reno-

vables de Guatemala SA (Guatemala); 7) Smoky Hills Wind

Project II LLC (USA); 8) Texkan Wind LLC (USA); 9) Enel Gre-

en Power Canada Inc. (Canada); 10) Nevkan Renewables

LLC (USA); 11) Enel Green Power Panama SA (già Enel Pa-

nama SA) (Panama); 12) Enel Green Power Chile Ltda (già

Enel Latin America) (Chile); 13) Enel Stillwater LLC (USA);

14) Smoky Hills Wind Farm LLC (USA); 15) Empresa Eléctri-

ca Panguipulli SA (Cile); 16) Hydro Development Group Inc.

(USA); 17) Empresa Eléctrica Puyehue SA (Cile); 18) Geotér-

mica del Norte SA (Cile); 19) Snyder Wind Farm LLC (USA);

20) Enel Kansas LLC (USA); 21) Enel Nevkan Inc. (USA); 22)

Enel Texkan Inc. (USA); 23) Chi Hydroelectric Company

Inc. (Canada); 24) Enel Salt Wells LLC (USA); 25) Primavera

Energia SA (Brasile); 26) Padoma Wind Power LLC (USA);

27) Isamu Ikeda Energia SA (Brasile); 28) Generadora De

Occidente Ltda (Guatemala); 29) Enel Green Power México

Srl de Cv (già Impulsora Nacional De Electricidad Srl de Cv

(Messico); 30) Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl

de Cv (Messico); 31) Enel Green Power Costa Rica SA (Co-

sta Rica) (già Enel de Costa Rica SA); 32) Enel Green Power

Latin America Ltda (già Energía Alerce Ltda) (Cile); 33) Enel

Cove Fort LLC (USA); 34) Proveedora De Electricidad de Oc-

cidente Srl de Cv (Messico); 35) Caney River Wind Project

LLC (USA); 36) Rocky Caney Wind LLC (USA); 37) Rocky

Ridge Wind Project LLC (USA); 38) Stipa Nayaá SA de Cv

(Messico); 39) PH Chucas SA (Costa Rica); 40) EGP Stillwater

Solar LLC (USA);

b) lo Stato patrimoniale e il Conto economico del Bilancio

2013 di tutte le società sopra indicate, quali inseriti nel

reporting package utilizzato ai fini della redazione del bi-

lancio consolidato del Gruppo Enel Green Power, verranno

messi a disposizione del pubblico da parte di Enel Green

Power SpA (secondo quanto previsto dall’art. 36, comma

1, lett. a) del Regolamento Mercati CONSOB) almeno 15

giorni prima della data prevista per lo svolgimento dell’As-

semblea ordinaria annuale – che verrà convocata per l’ap-

provazione del Bilancio di esercizio 2013 di Enel Green

Power SpA – contestualmente ai prospetti riepilogativi dei

dati essenziali dell’ultimo bilancio della generalità delle so-

cietà controllate e collegate (ai sensi di quanto al riguardo

disposto dall’art. 77, comma 2 bis, del Regolamento Emit-

tenti CONSOB approvato con deliberazione n. 11971 del 14

maggio 1999 e successive modificazioni);

c) gli statuti, la composizione e i poteri degli organi sociali di

tutte le società sopra indicate sono stati acquisiti da parte

di Enel Green Power SpA e sono tenuti a disposizione della

CONSOB, in versione aggiornata, ove da parte di quest’ul-

tima fosse avanzata specifica richiesta di esibizione a fini di

vigilanza (secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1,

lett. b) del Regolamento Mercati CONSOB);

d) è stato verificato da parte di Enel Green Power SpA che tut-

te le società sopra indicate:

(i) forniscono al revisore della Capogruppo Enel Green

Power SpA le informazioni necessarie al revisore me-

desimo per condurre l’attività di controllo dei conti an-

nuali e infra-annuali della stessa Enel Green Power SpA

(secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c),

punto i) del Regolamento Mercati CONSOB);

61

(ii) dispongono di un sistema amministrativo-contabile

idoneo a fare pervenire regolarmente alla direzione e

al revisore della Capogruppo Enel Green Power SpA i

dati economici, patrimoniali e finanziari necessari per

la redazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel

Green Power (secondo quanto previsto dall’art. 36,

comma 1, lett. c), punto ii) del Regolamento Mercati

CONSOB).

Disciplina delle società controllate sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di altra societàSi attesta che Enel Green Power SpA soddisfa le condizioni ri-

chieste per la quotazione di azioni di società controllate sot-

toposte all’attività di direzione e coordinamento di un’altra

società quotata, di cui all’art. 37, comma 1, del Regolamento

Mercati (approvato con deliberazione n. 16191 del 29 ottobre

2007, come successivamente modificato).

In particolare, al riguardo si segnala che Enel Green Power

SpA, in quanto società controllata sottoposta all’attività di di-

rezione e coordinamento di altra società:

a) ha adempiuto e adempie regolarmente agli obblighi di

pubblicità previsti dall’art. 2497 bis del codice civile;

b) ha un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la

clientela e i fornitori;

c) ha in essere con Enel SpA un rapporto di tesoreria accen-

trata che risponde all’interesse sociale in quanto garantisce

una maggiore capacità di pianificazione, monitoraggio e

copertura dei fabbisogni finanziari e quindi un’ottimizza-

zione della gestione della liquidità e consente inoltre di

ottenere condizioni competitive del servizio avvalendosi

dell’esperienza specializzata e consolidata della controllan-

te nell’erogazione di tali servizi e di un’efficace capacità di

accesso al sistema bancario e finanziario, come verificato

dal Collegio Sindacale;

d) dispone di un Comitato Controllo e Rischi, di un Comita-

to Parti Correlate e di un Comitato per le Nomine e le Re-

munerazioni composti esclusivamente da Amministratori

indipendenti (così come definiti dallo stesso art. 37 del

Regolamento Mercati). Enel Green Power SpA, in quanto

società controllata sottoposta ad attività di direzione e co-

ordinamento di altra società italiana con azioni quotate in

un mercato regolamentato, dispone altresì di un Consiglio

di Amministrazione composto in maggioranza da Ammini-

stratori indipendenti (sempre come definiti dall’art. 37 del

Regolamento Mercati).

Informativa sulle parti correlateNel corso del mese di dicembre 2010 il Consiglio di Ammini-

strazione di Enel Green Power SpA ha approvato una procedu-

ra che disciplina l’approvazione e l’esecuzione delle operazio-

ni con parti correlate poste in essere da Enel Green Power SpA,

direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale

procedura (reperibile all’indirizzo http://www.enelgreenpo-

wer.com/it-IT/ company /governance /related_ parties/) indi-

vidua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza e la

correttezza, sia sostanziale che procedurale, delle operazioni

con parti correlate ed è stata adottata in attuazione di quanto

disposto dall’art. 2391 bis del codice civile e dalla disciplina

attuativa dettata dalla CONSOB.

In particolare, nel corso del 2013, i rapporti con parti correlate

hanno riguardato specifiche attività, tra cui:

> gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi di

interesse e dei tassi di cambio;

> erogazione di prestazioni professionali e servizi;

> gestione di servizi comuni;

> compravendita di energia;

> compravendita di certificati verdi e bianchi.

Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio

dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale” con la con-

trollante Enel SpA.

Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (decreto del

Presidente della Repubblica 917/1986, artt. 117 e seguenti)

relativa al regime fiscale di tassazione di Gruppo denomina-


to “Consolidato Fiscale Nazionale”, Enel Green Power SpA ha

rinnovato nei termini di legge, congiuntamente con la società

controllante Enel, l’opzione al regime del “Consolidato Fiscale

Nazionale” per il triennio 2013-2015, regolando conseguen-

temente tutti i reciproci obblighi e responsabilità.

Si evidenzia che nel corso del 2013 sono state approvate alcu-

ne operazioni con parti correlate qualificate come operazioni

ordinarie di maggiore rilevanza compiute direttamente da

Enel Green Power SpA o per il tramite di una società da que-

sta controllata e concluse a condizioni equivalenti a quelle di

mercato o standard.

Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui all’art.

13, comma 3, lett. c), del “Regolamento recante disposizioni

in materia di operazioni con parti correlate” adottato dalla

CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successi-

ve modifiche (“Regolamento Parti Correlate”) e della procedu-

ra al riguardo adottata da Enel Green Power SpA in attuazione

del Regolamento stesso. In quanto tali, esse non sono dunque

soggette agli obblighi di pubblicazione previsti per le opera-

zioni con parti correlate di maggiore rilevanza dall’art. 5, com-

mi da 1 a 7, del Regolamento Parti Correlate. Dette operazioni

sono state comunque oggetto di specifica comunicazione alla

CONSOB secondo quanto previsto dal richiamato art. 13, com-

ma 3, lett. c).

Di seguito si riepilogano le principali caratteristiche di tali ope-

razioni:

Parte dell’operazione: Enel Green Power SpA.

Controparte dell’operazione: Enel Trade SpA.

Natura della relazione con la parte correlata: società soggetta

al comune controllo di Enel SpA.

Oggetto dell’operazione: contratto quadro relativo alla vendi-

ta di energia elettrica per l’anno 2014 che si realizza attraverso

contratti bilaterali fisici, nonché contratto quadro relativo alla

vendita di energia elettrica per l’anno 2014 che si realizza at-

traverso contratti bilaterali finanziari.

Corrispettivo dell’operazione: valore massimo rispettivamente

di 430 milioni di euro e di 600 milioni di euro.

Parte dell’operazione: Enel Green Power International BV, so-

cietà interamente controllata da Enel Green Power SpA.

Controparte dell’operazione: Enel Finance International NV.



Oggetto e corrispettivo dell’operazione: contratto di finanzia-

mento avente a oggetto una linea di credito di lungo perio-

do di importo complessivo pari a 3 miliardi di euro erogabili

in due tranche. Le condizioni del contratto di finanziamento

sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del de-

bito con le migliori controparti finanziarie esistenti. Si segnala

che, successivamente alla sottoscrizione del contratto, la par-

ti hanno modificato uno dei suoi termini al fine di prevedere

un’estensione di tre mesi del periodo di utilizzo della prima

tranche del finanziamento.


Controparte dell’operazione: Enel SpA.

Natura della relazione con la parte correlata: società control-

lante.

Oggetto dell’operazione: in relazione a un finanziamento di

200 milioni di euro a Enel Green Power International BV da

parte della Banca Europea per gli Investimenti, garanzia della

durata di 15 anni per un importo massimo erogabile pari a 210

milioni di euro (ovvero il 105% del valore del capitale del finan-

ziamento garantito) in favore della Banca Europea per gli Inve-

stimenti e nell’interesse di Enel Green Power International BV;

Corrispettivo dell’operazione: le condizioni della garanzia

sono in linea con quelle generalmente riconosciute da Enel

Green Power SpA a primari istituti bancari per analogo impor-

to e durata.






Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un contrat-

to di finanziamento per 1,2 miliardi di euro. Le condizioni del

rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato

del debito con controparti bancarie per contratti di pari im-

porto e di uguale durata rispetto al contratto in oggetto.

Nel corso del primo semestre 2013, inoltre, Enel Green Power

SpA ed Enel Energia SpA hanno raggiunto un accordo per la

cessione a quest’ultima dell’intero capitale sociale di Enel.si

Srl.



pazione, fissata al 1° luglio 2013. La cessione di Enel.si Srl si

configura come un’operazione con parte correlata di minore

rilevanza ai sensi dell’apposita procedura adottata da Enel

Green Power SpA in base alla normativa CONSOB di riferi-

mento.

Si riportano di seguito le principali caratteristiche dell’opera-

zione.

63

Controparte dell’operazione: Enel Energia SpA.



Oggetto dell’operazione: cessione dell’intero capitale sociale

di Enel.si Srl.

Corrispettivo dell’operazione: il corrispettivo riconosciuto da

Enel Energia SpA per la cessione dell’intero capitale di Enel.si

Srl è pari a circa 92 milioni di euro (soggetto a un aggiusta-

mento prezzo stimato in 11 milioni di euro alla data di effi-

cacia del trasferimento della partecipazione, di cui versati 6

milioni di euro). Tale corrispettivo è stato determinato sulla

base dell’enterprise value al 31 dicembre 2012 (pari a circa 76

milioni di euro) e della posizione finanziaria netta della società

in pari data (positiva per circa 16 milioni di euro).

Azioni proprie e azioni della controllanteNel corso dell’esercizio 2013 non sono state poste in essere né direttamente né indirettamente operazioni su azioni proprie o

su azioni della società controllante.

Pertanto al 31 dicembre 2013 la Società non possiede azioni proprie né azioni della controllante.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizioI fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono illustrati in un apposito capitolo nell’ambito delle “Note di commen-

to” al bilancio (Nota 42).

uso di strumenti finanziariPer l’informativa inerente all’uso di strumenti finanziari, alle politiche della Società in materia di gestione del rischio e alle

esposizioni al rischio di prezzo, di credito, di liquidità e di variazione dei flussi finanziari si rinvia al capitolo “Gestione dei rischi

finanziari” delle “Note di commento” al bilancio (Nota 4).

Attività di direzione e coordinamentoLa Società è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Enel SpA. I dati relativi all’ultimo bilancio approvato dalla con-

trollante Enel SpA sono riportati nelle “Note di commento” al bilancio (Nota 44).

Approvazione di bilancioL’Assemblea per l’approvazione del bilancio, così come previsto dall’art. 8.2 dello Statuto di Enel Green Power SpA, è convoca-

ta entro 180 giorni dalla chiusura dell’esercizio sociale. L’utilizzo di tale termine rispetto a quello ordinario di 120 giorni dalla

chiusura dell’esercizio sociale, consentito dall’art. 2364, comma 2 del codice civile, è motivato dalla circostanza che la Società è

tenuta alla redazione del bilancio consolidato.

Bilancio di esercizio

66 bilancio di esercizioenel Green PoWer relazione e bilancio di esercizio di enel Green PoWer sPa al 31 dicembre 2013

Prospetti contabili

Conto economico

Euro Note

2013di cui con

parti correlate

2012 restated (1)

di cui con parti correlate

Ricavi e proventi

Ricavi delle vendite e prestazioni 6.a 958.552.496 958.552.496 1.033.555.927 1.033.555.927

Altri ricavi e proventi 6.b 315.867.338 301.943.286 250.510.172 227.953.091

(Subtotale) 1.274.419.834 1.284.066.099

Costi

Materie prime e materiali di consumo 7.a 72.148.838 43.045.920 104.505.100 33.911.404

Servizi 7.b 225.533.163 101.352.840 211.361.220 89.075.536

Costo del personale 7.c 140.739.089 376 179.956.508 126.704

Ammortamenti e perdite di valore 7.d 343.451.875 333.484.513

Altri costi operativi 7.e 44.897.519 45.231 50.532.907 32.100

Costi per lavori interni capitalizzati 7.f (32.071.404) (34.042.167)

(Subtotale) 794.699.080 845.798.081

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity 8 22.483.464 22.483.464 (5.190.673) (5.190.673)

Utile operativo 502.204.218 433.077.345

Proventi da partecipazioni 9 39.328.890 39.328.890 26.173.843 26.173.843

Proventi finanziari 10 14.728.003 12.694.108 11.671.611 9.848.160

Oneri finanziari 10 (132.714.695) (113.213.132) (98.468.781) (81.982.859)

(Subtotale) (78.657.802) (60.623.327)

Utile prima delle imposte 423.546.416 372.454.018

Imposte 11 (204.267.324) (178.603.006)

Utile delle continuing operations 219.279.092 193.851.012

Utile delle discontinued operations 12 70.562.756 15.892.617

Utile dell’esercizio 289.841.848 209.743.629

(1) Per il dettaglio si rinvia alla Nota 5 “Rideterminazione dei dati comparativi al 31 dicembre 2012“.

67

Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio Euro

2013 2012 restated (1)

Utile dell’esercizio rilevato a Conto economico 289.841.848 209.743.629

Altre componenti di Conto economico complessivo:

Rimisurazione delle passività per piani a benefíci definiti (2.349.502) (2.380.854)

Altre componenti di Conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell’utile/(perdita) dell’esercizio (a) (2.349.502) (2.380.854)

Utile/(Perdita) su derivati di cash flow hedge 10.106.101 89.236

Altre componenti di Conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate nell’utile/(perdita) dell’esercizio (b) 10.106.101 89.236

Utile/(Perdita) dell’esercizio rilevato direttamente a patrimonio netto (al netto dell’effetto fiscale) (a+b) 7.756.599 (2.291.618)

Totale utile rilevato nell’esercizio 297.598.447 207.452.011



Stato patrimoniale

Euro Note

ATTIVITà al 31.12.2013di cui con

parti correlate

al 31.12.2012 restated (1)


Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari 13 4.774.332.378 4.589.184.518

Attività immateriali 14 20.336.493 14.629.098

Avviamento 15 5.987.807 -

Attività per imposte anticipate 16 143.572.535 146.544.021

Partecipazioni 17 5.093.557.732 4.487.609.605

Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine 18 20.512.151 17.871.114 23.196.186 20.951.521

Attività finanziarie non correnti 19 6.276.026 6.276.026 1.567.523 1.567.523

Altre attività non correnti 20 9.724.878 2.711.841 16.670.185 2.712.914

10.074.300.000 9.279.401.136

Attività correnti

Rimanenze 21 42.987.396 15.013.789

Crediti commerciali 22 408.221.030 398.655.699 655.787.157 631.923.400

Crediti per imposte sul reddito 23 3.483.647 444 4.664.479 2.591.113

Crediti finanziari e titoli a breve termine 24 49.063.416 48.773.763 41.267.678 41.045.200

Attività finanziarie correnti 25 902.264 902.264 3.373.317 3.373.317

Altre attività correnti 26 146.539.593 104.965.210 130.811.030 87.540.647

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 27 8.700.271 7.547.696

659.897.617 858.465.146

TOTALE ATTIVO 10.734.197.617 10.137.866.282


69

Euro Note

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà al 31.12.2013di cui con

parti correlate

al 31.12.2012 restated (1)


Capitale sociale 1.000.000.000 1.000.000.000

Riserve 4.663.620.729 4.655.864.130

Utili e perdite accumulate 694.360.826 614.117.196

Utile dell’esercizio 289.841.848 209.743.629

TOTALE PATRIMONIO NETTO 28 6.647.823.403 6.479.724.955

Passività non correnti

Finanziamenti a medio/lungo termine 29 1.999.745.454 1.200.000.000 2.044.618.182 1.200.000.000

TFR e altri benefíci ai dipendenti 30 44.146.156 83.350.624

Fondi rischi e oneri 31 67.463.859 42.953.594

Passività per imposte differite 16 10.085.890 8.803.208

Passività finanziarie non correnti 32 14.512.083 12.246.961 29.046.831 26.732.940

Altre passività non correnti 33 60.872.642 37.124.003

2.196.826.084 2.245.896.442

Passività correnti

Finanziamenti a breve termine 34 1.341.614.632 1.336.443.299 760.575.220 712.954.930

Quote correnti dei finanziamenti a medio/lungo termine 29 44.872.727 40.495.054

Quote correnti dei fondi a lungo termine e fondi a breve termine 31 12.171.252 845.360

Debiti commerciali 35 315.118.827 153.590.470 422.227.137 267.422.147

Debiti per imposte sul reddito 36 5.888.504 3.470.062 1.615.388

Altre passività correnti 37 137.887.852 45.474.856 109.141.160 15.616.529

Passività finanziarie correnti 38 31.994.336 30.089.588 77.345.566 74.799.358

1.889.548.130 1.412.244.885

TOTALE PASSIVITà 4.086.374.214 3.658.141.327

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà 10.734.197.617 10.137.866.282



Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

Euro

Capitale sociale Riserva legaleRiserva di

rivalutazione

Riserve da valutazione strumenti finanziari

derivati

Rimisurazione delle passività per piani a

benefíci definiti Altre riserveUtili/(Perdite)

accumulatiUtile

dell’esercizioTotale

patrimonio netto

TOTALE al 31.12.2011 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.642.860) - 4.335.834.785 490.894.803 247.222.393 6.396.272.944

Variazione di fair value della coperura dei flussi finanziari - - - 89.236 89.236

Destinazione dell’utile dell’esercizio 2011 - - - 123.222.393 (123.222.393) -

Dividendi pagati - - - (124.000.000) (124.000.000)

Risultato netto dell’esercizio rilevato a Conto economico - - - 235.535.991 235.535.991

TOTALE al 31.12.2012 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) - 4.335.834.785 614.117.196 235.535.991 6.507.898.171

Effetto di applicazione IAS 19/R - - - - (2.380.854) - - (25.792.362) (28.173.216)

TOTALE al 31.12.2012 restated (1) 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) (2.380.854) 4.335.834.785 614.117.196 209.743.629 6.479.724.955

Effetto di applicazione IAS 19/R - - - (25.792.362) 25.792.362 -

Effetto di applicazione IAS 19/R sul 2013 (OCI) - - - (2.349.502) (2.349.502)

Variazione di fair value della coperura dei flussi finanziari - - - 10.106.101 10.106.101




Arrotondamento - - - 1 1

TOTALE al 31.12.2013 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (5.447.523) (4.730.356) 4.335.834.785 694.360.826 289.841.848 6.647.823.403


71

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

Euro

Capitale sociale Riserva legaleRiserva di

rivalutazione

Riserve da valutazione strumenti finanziari

derivati

Rimisurazione delle passività per piani a

benefíci definiti Altre riserveUtili/(Perdite)

accumulatiUtile

dell’esercizioTotale

patrimonio netto

TOTALE al 31.12.2011 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.642.860) - 4.335.834.785 490.894.803 247.222.393 6.396.272.944

Variazione di fair value della coperura dei flussi finanziari - - - 89.236 89.236




TOTALE al 31.12.2012 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) - 4.335.834.785 614.117.196 235.535.991 6.507.898.171

Effetto di applicazione IAS 19/R - - - - (2.380.854) - - (25.792.362) (28.173.216)

TOTALE al 31.12.2012 restated (1) 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) (2.380.854) 4.335.834.785 614.117.196 209.743.629 6.479.724.955

Effetto di applicazione IAS 19/R - - - (25.792.362) 25.792.362 -

Effetto di applicazione IAS 19/R sul 2013 (OCI) - - - (2.349.502) (2.349.502)

Variazione di fair value della coperura dei flussi finanziari - - - 10.106.101 10.106.101




Arrotondamento - - - 1 1

TOTALE al 31.12.2013 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (5.447.523) (4.730.356) 4.335.834.785 694.360.826 289.841.848 6.647.823.403



Rendiconto finanziarioEuro

Note 2013di cui con

parti correlate

2012 restated (1)

di cui conparti correlate

Utile prima delle imposte 495.475.831 388.654.444

Rettifiche per:

Ammortamenti e perdite di valore 7.d 343.451.875 329.859.819

Accantonamenti ai fondi rischi e oneri e TFR e altri benefíci ai dipendenti 7.e 2.043.906 10.732.098

Dividendi da società controllate, collegate e altre imprese 9 (39.328.890) (39.328.890) (42.374.268) (42.374.268)

(Proventi)/Oneri finanziari netti 10 117.986.692 100.519.024 86.797.170 72.134.699

(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri elementi non monetari 7.e (68.075.882) (68.075.882) 44.959.190

Flusso di cassa generato da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto 851.553.532 818.628.453

- di cui discontinued operations (71.929.415) (16.200.425)

Incremento/(Decremento) fondi rischi e oneri e TFR e altri benefíci ai dipendenti 30,31 (15.297.004) (25.586.749)

(Incremento)/Decremento di rimanenze 21 (27.973.607) (925.544)

(Incremento)/Decremento crediti e debiti commerciali 22,35 (163.692.418) 119.436.025 (8.855.506) (230.809.029)

(Incremento)/Decremento di altre attività/passività correnti e non correnti 20,26,33,37 (91.983.083) (42.937.631) (77.807.331) (2.568.471)

Interessi attivi/(passivi) e altri proventi/(oneri) finanziari incassati/(pagati) (23.445.157) - (64.637.690) (20.143.549)

Dividendi incassati da società controllate, collegate e altre imprese 36.959.359 36.959.359 42.205.532 42.205.532

Imposte pagate (196.585.429) (165.458.453) (203.610.751) (131.862.471)

Flusso di cassa da attività operativa (a) 369.536.193 479.410.414

- di cui discontinued operations - 16.200.425

Investimenti in immobili, impianti e macchinari 13 (293.767.308) (285.590.217)

Investimenti in attività immateriali 14 (11.912.879) (10.517.930)

Investimenti in partecipazioni 17 (594.355.843) (594.355.843) (757.978.378) (757.978.378)

Dismissioni di partecipazioni 85.629.415 -

Disinvestimenti in attività materiali e immateriali 13,14 49.090.343 45.753.200

Flusso di cassa da attività di investimento (b) (765.316.272) (1.008.333.325)

- di cui discontinued operations 76.429.415 -

Nuove emissioni/(rimborsi) di debiti finanziari a lungo termine 29 (40.495.055) 360.706.047 243.166.985

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari 18,24,34 566.927.709 618.840.213 290.778.241

Dividendi pagati (129.500.000) (88.433.647) (124.000.000) 84.679.600

Flusso di cassa da attività di finanziamento (c) 396.932.654 527.484.288

Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (a+b+c) 1.152.575 (1.438.623)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all’inizio dell’esercizio 27 7.547.696 8.986.319

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell’esercizio 27 8.700.271 7.547.696


73

note di commento

1Forma e contenuto del bilancio

Enel Green Power SpA, che opera nel settore della produzione

di energia elettrica da fonti rinnovabili, ha la forma giuridica di

società per azioni e ha sede in Roma, viale Regina Margherita

125.

Enel Green Power SpA, in qualità di Capogruppo, ha predispo-

sto il Bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31

dicembre 2013, presentato in apposito e separato fascicolo.

Gli Amministratori in data 7 marzo 2014 hanno autorizzato

la pubblicazione del presente Bilancio di esercizio al 31 di-

cembre 2013.

Gli Amministratori in data 7 marzo 2014 hanno approvato il

bilancio e la sua messa a disposizione degli azionisti nei ter-

mini previsti dall’art. 2429 del codice civile. Il presente bilancio

sarà sottoposto per l’approvazione all’Assemblea in data 12

maggio 2014 e sarà depositato entro i termini previsti dall’art.

2435 del codice civile. Ai fini di quanto previsto dallo IAS 10.17,

la data presa in considerazione dagli Amministratori nella re-

dazione del bilancio è il 7 marzo 2014, data di approvazione

da parte del Consiglio di Amministrazione.

Il presente bilancio è assoggettato a revisione legale da parte

della Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA.

Conformità agli IFRS/IASIl bilancio relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2013 è

stato predisposto in conformità ai princípi contabili interna-

zionali (International Accounting Standards - IAS e Internatio-

nal Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall’Interna-

tional Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni

emesse dall’International Financial Reporting Interpretations

Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee

(SIC), riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del regolamen-

to (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura dell’esercizio.

L’insieme di tutti i princípi e le interpretazioni di riferimento

sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.

Il presente bilancio è stato predisposto in attuazione del comma

3 dell’art. 9 del decreto legislativo n. 38 del 28 febbraio 2005.

Base di presentazioneIl Bilancio di esercizio è costituito dal Conto economico, dal

Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio, dallo

Stato patrimoniale, dal Prospetto delle variazioni del patrimo-

nio netto e dal Rendiconto finanziario, nonché dalle relative

Note di commento.

Il bilancio è corredato dalla Relazione sulla gestione secondo

quanto previsto dall’art. 2428 del codice civile.

Nello Stato patrimoniale la classificazione delle attività e pas-

sività è effettuata secondo il criterio “corrente/non corrente”

con specifica separazione delle attività possedute per la vendita

e delle passività associate ad attività possedute per la vendita,

qualora presenti. Le attività correnti, che includono disponibi-

lità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere

realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del-

la Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le

passività correnti sono quelle per le quali è prevista l’estinzione

nel normale ciclo operativo della Società o nei 12 mesi successi-

vi alla chiusura dell’esercizio.

Il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi,

mentre il Rendiconto finanziario è presentato utilizzando il me-

todo indiretto.

La valuta utilizzata per la presentazione degli schemi di bilancio

è l’euro (valuta funzionale della Società) e i valori riportati nelle

note di commento sono espressi in milioni di euro, salvo quan-

do diversamente indicato.

Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuità aziendale

dell’attività applicando il metodo del costo storico a eccezione

delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair

value, come indicato nei criteri di valutazione delle singole voci.

Gli schemi del Conto economico, dello Stato patrimoniale e del

Rendiconto finanziario evidenziano le transazioni con parti cor-

relate, per la cui definizione si rimanda a un paragrafo succes-

sivo.

La Società, possedendo partecipazioni di controllo, predispone

anche un bilancio redatto su base consolidata. In tale bilancio,

in applicazione di quanto previsto dall’IFRS 8 e dallo IAS 33,

sono riportati dati e informazioni relativi, rispettivamente, a

segmenti operativi e all’utile per azione.


2Princípi contabili e criteri di valutazione

uso di stime e giudizi del managementLa redazione del bilancio, in applicazione degli IFRS-EU, richie-

de che il management prenda decisioni ed effettui stime e as-

sunzioni che possono aver effetto sui valori dei ricavi, dei costi,

delle attività e delle passività di bilancio e sulla relativa infor-

mativa, nonchè sulle attività e passività potenziali alla data di

riferimento. Le stime e le decisioni assunte dal management si

basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati

ragionevoli nella fattispecie; vengono adottate quando il va-

lore contabile delle attività e passività non è facilmente desu-

mibile da altre fonti. I risultati che si consuntiveranno potreb-

bero differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste

periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a

Conto economico, qualora la stessa interessi solo quell’eserci-

zio. Nel caso in cui la revisione interessi esercizi sia correnti sia

futuri, la variazione è rilevata nell’esercizio in cui la revisione

viene effettuata e nei relativi periodi futuri.

Al fine di una migliore comprensione del bilancio, di seguito

sono indicate le principali voci interessate dall’uso delle sti-

me contabili e le fattispecie che risentono di una significativa

componente del giudizio del management, evidenziando le

principali assunzioni utilizzate nel loro processo di valutazio-

ne, nel rispetto dei sopra richiamati princípi contabili interna-

zionali. La criticità insita in tali valutazioni è determinata, infat-

ti, dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a

tematiche per loro natura incerte.

Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei

giudizi adottati potrebbero determinare un impatto significa-

tivo sui risultati successivi.

uso di stime

Pensioni e altre prestazioni post-pensionamento

Una parte dei dipendenti della Società beneficia di piani pen-

sionistici che offrono prestazioni previdenziali basate sulla sto-

ria retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti

beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani di benefíci

post-pensionamento.

I calcoli dei costi e delle passività associate a tali piani sono

basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che utilizza-

no una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati

statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi futuri.

Sono, inoltre, considerati come componenti di stima gli indici

di mortalità e di recesso, le ipotesi relative all’evoluzione fu-

tura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni,

nonché l’analisi dell’andamento tendenziale dei costi dell’as-

sistenza sanitaria.

Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati ef-

fettivi, per effetto dell’evoluzione delle condizioni economi-

che e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di recesso e

della durata di vita dei partecipanti, oltre che di variazioni dei

costi effettivi dell’assistenza sanitaria.

Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla

quantificazione della spesa previdenziale e degli altri oneri a

questa collegati.

Recuperabilità di attività non correnti

Il valore contabile delle attività non correnti viene sottoposto

a verifica periodica e ogni qualvolta le circostanze o gli eventi

ne richiedano una più frequente verifica. L’avviamento viene

sottoposto a verifica almeno annualmente. Tali verifiche di re-

cuperabilità vengono svolte secondo i criteri previsti dallo IAS

36 e più dettagliatamente descritti nella successiva Nota 4.

Qualora si ritenga che il valore contabile di un gruppo di atti-

vità non correnti abbia subíto una perdita di valore, lo stesso

è svalutato fino a concorrenza del relativo valore recuperabile,

stimato con riferimento al suo utilizzo e alla eventuale ces-

sione futura, in base a quanto stabilito nei più recenti piani

aziendali.

Si ritiene che le stime di tali valori recuperabili siano ragione-

voli; tuttavia, possibili variazioni dei fattori di stima su cui si

basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potrebbero pro-

durre valutazioni diverse. L’analisi di ciascuno dei gruppi di at-

tività non correnti è unica e richiede alla direzione aziendale

l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in

relazione alle specifiche circostanze.

Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impi-anti della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge 134/2012

La legge 7 agosto 2012, n. 134 recante “Misure urgenti per la

crescita del Paese”, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale in data

11 agosto 2012, ha profondamente innovato la disciplina del-

le concessioni idroelettriche italiane prevedendo, tra l’altro,

che cinque anni prima dello scadere di una concessione di

grande derivazione per uso idroelettrico e nei casi di decaden-

za, rinuncia e revoca, ove non sussista un prevalente interes-

se pubblico a un diverso uso delle acque, incompatibile con il

mantenimento dell’uso a fine idroelettrico, l’amministrazione

competente indice una gara a evidenza pubblica per l’attri-

75

buzione a titolo oneroso della concessione per un periodo di

durata di 20 anni fino a un massimo di 30 anni.

Al fine di garantire la continuità gestionale, la legge di cui so-

pra ha altresì stabilito le modalità di trasferimento dal conces-

sionario uscente al nuovo concessionario della titolarità del

ramo di azienda al necessario per l’esercizio della concessio-

ne, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla con-

cessione stessa, dietro il riconoscimento di un corrispettivo da

determinarsi in contradditorio tra il concessionario uscente e

l’amministrazione concedente, tenuto conto dei seguenti ele-

menti:

> per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte for-

zate e i canali di scarico, considerati gratuitamente devol-

vibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque

e impianti elettrici (art. 25 del Regio Decreto 11 dicembre

1933, n. 1775), il corrispettivo sarà determinato sulla base

del costo storico rivalutato, calcolato al netto dei contributi

pubblici in conto capitale, anch’essi rivalutati, ricevuti dal

concessionario per la realizzazione di tali opere, diminuito

della misura del’ordinario degrado;

> per i beni materiali diversi dai precedenti, il corrispettivo

sarà determinato sulla base del valore di mercato, inteso

come valore di ricostruzione a nuovo diminuito della misu-

ra dell’ordinario degrado.

Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce importan-

ti novità in materia di trasferimento della titolarità del ramo di

azienda relativo all’esercizio delle concessioni idroelettriche,

risultano evidenti tutte le difficoltà legate all’applicazione pra-

tica dei suddetti princípi a cui rimangono associate delle incer-

tezze che non consentono di effettuare una stima affidabile

del valore che potrà essere recuperato al termine delle attuali

concessioni (valore residuo).

I principali elementi di incertezza sono i seguenti:

> il corrispettivo per il trasferimento del ramo di azienda do-

vrà essere concordato con l’amministrazione concedente

cinque anni prima della scadenza della concessione, sulla

base di parametri tecnico- economici, attualmente non di-

sponibili e che saranno resi noti con decreto del Ministe-

ro dello Sviluppo Economico, su parere dell’Autorità per

l’energia elettrica e il gas;

> è verosimile ritenere che l’iter per la quantificazione di tale

valore passi per un processo di accertamento caratterizzato

da elementi aleatori non marginali, in particolare con

riferimento all’identificazione del normale deperimento

subíto dai beni in discussione e agli atteggiamenti che

potranno assumere le diverse controparti;

> la legge stessa, riconoscendo l’esistenza di obiettive incer-

tezze legate alla determinazione del corrispettivo, sin d’ora

prevede che in caso di mancato accordo tra concessionario

e concedente si debba far ricorso a tre soggetti terzi quali-

ficati e indipendenti (di cui due indicati rispettivamente da

ciascuna delle parti e il terzo dal Presidente del Tribunale

delle acque pubbliche territorialmente competente);

> a oggi, non è disponibile alcun dato storico a cui poter fare

riferimento poiché la norma non ha ancora trovato appli-

cazione.

In ragione dei suddetti elementi di indeterminatezza, gli Am-

ministratori hanno ritenuto di non poter procedere a una sti-

ma ragionevole e affidabile del valore residuo.

Questa modifica normativa, la cui applicazione impone co-

munque al concessionario subentrante di corrispondere un

corrispettivo al concessionario uscente, ha indotto il mana-

gement a riconsiderare il periodo di ammortamento dei beni

definiti come gratuitamente devolvibili prima della legge 134

(in precedenza stante la loro gratuita devolvibilità era ancorato

al termine più ravvicinato fra quello della concessione e della

vita utile del singolo bene) commisurandolo non più alla durata

della concessione ma, se più ampia, alla vita economico-tecnica

del singolo bene a far data dal 1° settembre 2012. Allorquando

si renderanno disponibili elementi ulteriori per effettuare una

stima affidabile del valore residuo, si procederà alla modifica

prospettica dei valori contabili delle attività coinvolte.

Determinazione del fair value di strumenti finanziari e delle componenti eventuali del costo delle acqui-sizioni di partecipazioni (contingent consideration)

Il fair value degli strumenti finanziari è determinato sulla base

di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove disponibili,

o, per gli strumenti finanziari non quotati, utilizzando specifi-

che tecniche di valutazione (principalmente basate sul present

value) che massimizzano input osservabili sul mercato. Nelle

rare circostanze ove ciò non fosse possibile, gli input sono sti-

mati dal management tenendo conto delle caratteristiche de-

gli strumenti oggetto di valutazione.

In conformità con il nuovo principio contabile internazionale

IFRS 13, la Società include la misura del rischio di credito, sia

della controparte (Credit Valuation Adjustment o CVA) sia pro-

prio (Debit Valuation Adjustment o DVA), al fine di poter effet-

tuare l’aggiustamento del fair value degli strumenti finanziari

derivati per la corrispondente misura del rischio controparte.

In particolare, la Società misura il CVA/DVA basandosi sull’e-

sposizione netta di portafoglio verso ciascuna controparte

e allocando, successivamente, l’aggiustamento sui singoli

strumenti finanziari che lo costituiscono. Al fine di misurare

il CVA/DVA, la Società utilizza la tecnica di valutazione basata

sulla Potential Future Exposure, i cui input sono prevalente-

mente osservabili sul mercato.


Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di

input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato in bilancio

per tali strumenti.

Le componenti di costo eventuali delle acqusizioni di parteci-

pazioni sono iscritte al loro fair value basato sulle probabilità

di accadimento dell’evento che ne determina l’insorgenza.

Recupero futuro di imposte anticipate

Al 31 dicembre 2013 il bilancio comprende attività per im-

poste anticipate, connesse alla rilevazione di componenti di

reddito a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui

recupero negli esercizi futuri è ritenuto dagli Amministratori

altamente probabile.

La recuperabilità delle suddette imposte anticipate è subordi-

nata al conseguimento di utili imponibili futuri sufficientemen-

te capienti per l’utilizzo dei benefíci delle altre attività fiscali dif-

ferite. La valutazione della predetta recuperabilità tiene conto

della stima dei redditi imponibili futuri e si basa su pianificazioni

fiscali prudenti; tuttavia, nel momento in cui si dovesse consta-

tare che Enel Green Power SpA non fosse in grado di recuperare

negli esercizi futuri la totalità o una parte delle predette impo-

ste anticipate rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al

Conto economico dell’esercizio in cui si verifica tale circostanza.

Contenziosi

Enel Green Power SpA è parte in giudizio in diversi contenziosi

legali relativi alla produzione di energia elettrica. Data la natu-

ra di tali contenziosi, non è sempre oggettivamente possibile

prevedere l’esito finale di tali vertenze, alcune delle quali po-

trebbero concludersi con esito sfavorevole.

Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passivi-

tà significative per i casi in cui i legali abbiano constatato la

probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole

dell’importo della perdita.

Smantellamento e ripristino siti

Nel calcolo della passività relativa allo smantellamento e ri-

pristino degli impianti fotovoltaici e eolici l’obbligazione,

basata su ipotesi finanziarie e ingegneristiche, è calcolata at-

tualizzando i futuri flussi di cassa attesi che Enel Green Power

ritiene di dover pagare a seguito dell’operazione di smantel-

lamento.

Il tasso di sconto impiegato per l’attualizzazione della passi-

vità è quello cosiddetto privo di rischio, al lordo delle imposte

(risk free rate).

Tale passività è quantificata dalla direzione aziendale sulla

base della tecnologia esistente alla data di valutazione ed è

rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nelle tecniche

di smantellamento e ripristino, nonché della continua evolu-

zione delle leggi esistenti.

Successivamente il valore dell’obbligazione è adeguato per ri-

flettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima.

Parti correlate

Per parti correlate si intendono principalmente quelle che

condividono con Enel Green Power SpA il medesimo sogget-

to controllante, le società che direttamente o indirettamente,

attraverso uno o più intermediari, controllano, sono controllate,

oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel

Green Power SpA e quelle nelle quali la medesima detiene una

partecipazione tale da poter esercitare un’influenza notevole.

Nella definizione di parti correlate rientrano i Fondi pensione

Fopen e Fondenel, i Sindaci e i loro stretti familiari, i dirigenti

con responsabilità strategiche e i loro stretti familiari di Enel

Green Power SpA e delle società da questa direttamente e/o in-

direttamente controllate. I dirigenti con responsabilità strategi-

che sono coloro che hanno il potere e la responsabilità, diretta o

indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo del-

le attività della società e comprendono i relativi Amministratori.

Valutazione dell’esistenza dei requisiti del controllo

Lo IAS 27 “Bilancio consolidato e separato” definisce il control-

lo come il potere di determinare le strategie aziendali della

controllata, definendone gli indirizzi operativo-finanziari, al

fine di ottenere i benefíci derivanti dalla sua attività.

L’esistenza del controllo prescinde dal mero possesso della

maggioranza azionaria dell’acquisita o dalla forma contrat-

tuale adottata per l’acquisizione; pertanto, è richiesto il giudi-

zio del management nel valutare la presenza di situazioni che

delineano il potere del Gruppo nel definire l’indirizzo strategi-

co e operativo della partecipata.

Per le società controllate il cui controllo non deriva dal pos-

sesso della maggioranza dei diritti di voto, il management ha

analizzato gli accordi con gli altri investitori al fine di acclarare

se questi garantiscano al Gruppo il predetto potere di indirizzo

strategico, pur essendo in possesso di una quota di minoranza

dei diritti di voto. In tale processo valutativo, il management

ha tenuto conto anche dei diritti di voto potenziali (call option,

warrant ecc.), al fine di valutarne la pronta esercitabilità alla

data di riferimento.

Partecipazioni in società controllate, collegate e a controllo congiuntoPer società controllate si intendono tutte le società su cui Enel

Green Power SpA ha il potere di determinare, direttamente o

indirettamente, le politiche finanziarie e operative al fine di

ottenere i benefíci derivanti dalle loro attività.

Per partecipazioni in imprese collegate si intendono quelle

nelle quali si ha un’influenza notevole. Nel valutare l’esistenza

77

del controllo e dell’influenza notevole si prendono in conside-

razione anche i diritti di voto potenziali effettivamente eserci-

tabili o convertibili.

Per società a controllo congiunto (joint venture) si intendono

tutte le società nelle quali Enel Green Power SpA esercita il con-

trollo sull’attività economica congiuntamente con altre entità.

Tali partecipazioni sono valutate al costo di acquisto. Tale

costo è comprensivo del fair value attribuito in sede di rileva-

zione iniziale delle componenti eventuali (contingent consi-

deration). Eventuali successive variazioni di fair value di dette

componenti sono imputate a Conto economico. Il costo è ret-

tificato per eventuali perdite di valore; queste sono successiva-

mente ripristinate, qualora vengano meno i presupposti che le

hanno determinate; il ripristino di valore non può eccedere il

costo originario.

Nel caso in cui la perdita di pertinenza della Società ecce-

da il valore contabile della partecipazione e la partecipante

sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite

dell’impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite, l’e-

ventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un

apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi e oneri.

Conversione delle poste in valutaLe transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono ri-

levate al tasso di cambio in essere alla data dell’operazione. Le

attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa

dalla valuta funzionale sono successivamente adeguate al tas-

so di cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio. Le at-

tività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte

al costo storico sono convertite utilizzando il tasso di cambio

in vigore alla data di iniziale rilevazione dell’operazione. Le at-

tività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte

al fair value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla

data di determinazione di tale valore.

Le differenze cambio eventualmente emergenti sono riflesse

nel Conto economico.

Misurazione del fair value Il Gruppo determina il fair value in conformità all’IFRS 13 ogni

qualvolta tale misurazione sia richiesta dai princípi contabili

internazionali, quale criterio di rilevazione e/o valutazione

ovvero quale informativa integrativa in relazione a specifiche

attività e passività.

Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la ven-

dita di un’attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento

di una passività nell’ambito di una transazione ordinaria posta

in essere tra operatori di mercato, alla data di valutazione.

La misurazione del fair value suppone che l’operazione di ven-

dita dell’attività o di trasferimento della passività abbia luogo

nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha luogo il mag-

gior volume e livello di transazioni per l’attività o la passività. In

assenza di un mercato principale, si suppone che la transazione

abbia luogo nel mercato più vantaggioso al quale la Società ha

accesso, vale a dire il mercato suscettibile di massimizzare i ri-

sultati della transazione di vendita dell’attività o di minimizzare

l’ammontare da pagare per trasferire la passività.

Dopo aver determinato il mercato, si individuano specifici par-

tecipanti al mercato, ossia acquirenti e venditori indipendenti,

informati, in grado di entrare in una transazione per l’attività o

la passività e motivati ma non obbligati o diversamente indotti

a perfezionare la transazione.

Nel determinare le assunzioni da considerare nella determina-

zione del fair value è necessario identificare le ipotesi che gli

operatori del mercato prenderebbero in considerazione per

definire il prezzo dell’attività o della passività, assumendo che

gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse economico.

In conformità all’IFRS 13, la misurazione del fair value tiene

conto delle caratteristiche delle specifiche attività o passività

oggetto di valutazione, in particolare:

> per le attività non finanziarie si considera la capacità di un

operatore di mercato di generare benefíci economici im-

piegando l’attività nel suo massimo e migliore utilizzo o

vendendola a un altro operatore di mercato capace di im-

piegarlo nel suo massimo e miglior utilizzo;

> per le passività e gli strumenti rappresentativi di capitale

proprio, il fair value include l’effetto del c.d. “non-perfor-

mance risk”, ossia il rischio che il Gruppo non sia in grado di

adempiere alle proprie obbligazioni;

> nel caso di gruppi di attività e passività finanziarie gestiti

sulla base della propria esposizione netta ai rischi di merca-

to o al rischio di credito, è ammessa la misurazione del fair

value su base netta;

> per le passività relative a contingent consideration associa-

te ad acquisizioni di società, il fair value è determinato in

base alle probabilità di accadimento che ne determinano

l’insorgenza.

Nella misurazione del fair value delle attività e delle passività,

il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle circo-

stanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti per valu-

tare il fair value stesso, massimizzando l’utilizzo di input osser-

vabili e riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.

Tutte le attività e passività misurate al fair value o il cui fair va-

lue è indicato nelle note al bilancio, sono classificate nei tre

livelli gerarchici di seguito descritti, in base agli input utilizzati

nella determinazione del fair value stesso.

In particolare:

> livello 1, relativo al fair value determinato sulla base di


prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per attività

o passività identiche a cui la Società può accedere alla data

di valutazione;

> livello 2, relativo al fair value determinato sulla base di input

diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma osservabili di-

rettamente o indirettamente;

> livello 3, relativo al fair value determinato sulla base di dati

non osservabili.

Per le attività e passività misurate al fair value su base ricorren-

te, il Gruppo determina se si sia verificato un trasferimento tra

i livelli sopra indicati, individuando a ogni chiusura contabile,

il livello in cui è classificato l’input significativo di più basso li-

vello di gerarchia utilizzato per la valutazione.

Immobili, impianti e macchinari Gli immobili, impianti e macchinari, riferiti principalmente a im-

pianti di produzione (in cui sono compresi terreni, fabbricati e

opere civili, condotte forzate, opere idrauliche fisse, caldaie e

ausiliari, componenti turbogas, macchinari), macchine d’ufficio,

mobili e dotazioni di ufficio, oltre a immobilizzazioni in corso di

costruzione, sono rilevati al costo storico, comprensivo dei co-

sti accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in

funzione del bene per l’uso per cui è stato acquistato e dei costi

interni capitalizzati relativi ai prelievi di materiali di magazzino

e al costo del lavoro. Il costo è incrementato, in presenza di ob-

bligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo stimato

per lo smantellamento e la rimozione dell’attività. La corrispon-

dente passività è rilevata in un fondo del passivo nell’ambito dei

fondi per rischi e oneri futuri. Il trattamento contabile delle revi-

sioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tas-

so di attualizzazione sono indicati al punto “Fondi rischi e oneri”.

Gli oneri finanziari relativi a finanziamenti direttamente at-

tribuibili all’acquisto o costruzione di beni che richiedono un

rilevante periodo di tempo prima di essere pronti per l’uso o

la vendita (cosiddetti “qualifying asset”), vengono capitalizzati

come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari con-

nessi all’acquisto/costruzione di beni che non presentano tali

caratteristiche vengono rilevati a Conto economico nell’eser-

cizio di competenza.

Alcuni beni oggetto di rivalutazione alla data di transizione

ai princípi contabili internazionali IFRS-EU, o in periodi prece-

denti, sono stati rilevati sulla base del fair value, considerato

come valore sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di

rivalutazione.

Qualora parti significative di singoli beni materiali abbiano

differenti vite utili, le componenti identificate sono rilevate e

ammortizzate separatamente.

I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rilevati a

incremento del valore contabile dell’elemento a cui si riferi-

scono, qualora sia probabile che i benefíci futuri derivanti dal

costo affluiranno alla società e il costo dell’elemento possa es-

sere determinato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rile-

vati nel Conto economico nell’esercizio in cui sono sostenuti.

I costi di sostituzione di un intero cespite, o di parte di esso,

sono rilevati come incremento del valore del bene a cui fanno

riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il va-

lore netto contabile dell’unità sostituita è imputato a Conto

economico rilevando l’eventuale plus/minusvalenza.

Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto dei

relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di va-

lore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito.

L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita

utile stimata del bene, che è riesaminata con periodicità an-

nuale; eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente.

L’ammortamento inizia quando il bene è disponibile all’uso

identificato dal momento in cui viene connesso alla rete di tra-

smissione elettrica.

La vita utile stimata delle principali attività materiali è di se-

guito riportata.

Immobili, impianti e macchinari Vita utile (anni)

Impianti di produzione idroelettrica

Terreni illimitata

Fabbricati e opere civili 60

Condotte forzate 50

Macchinario meccanico ed elettrico 40

Opere idrauliche fisse 100

Impianti di produzione geotermoelettrica

Terreni illimitata


Torri refrigeranti 20

Turbine e generatori 30

Parti turbina a contatto con il fluido 10

Macchinario meccanico altro 20

Impianti di produzione eolica

Terreni illimitata


Macchinari - Aerogeneratore 25

Macchinari - Torri 25

Attrezzature - App. elettriche - Impianti ausiliari 25

Sistemi di automazione e controllo 15

Impianti di produzione solare

Terreni illimitata


Solare - Generatori di vapore 20

Solare - Altro macchinario 20

Solare - Inverter 15

Solare - Trasformatori elevatori 20

Solare - Turbina a vapore ciclo termico 20

Solare - Alternatore 40

Attrezzature - App. elettriche - Impianti ausiliari 40

Sistemi di automazione e controllo 20

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La vita utile delle migliorie su fabbricati di terzi è determinata

sulla base della durata del contratto di locazione o se inferiore

della durata dei benefíci derivanti dalla miglioria stessa.

I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili

e industriali, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita

utile illimitata.

Gli impianti includono beni (essenzialmente opere di raccolta,

di regolazione e di condotte forzate e i canali di scarico) che,

prima delle recenti novità normative introdotte con la legge n.

134 del 7 agosto 2012 (“Misure urgenti per la crescita del Pa-

ese”), pubblicata in Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012,

erano classificati come beni gratuitamente devolvibili asserviti

alle concessioni di derivazione d’acqua a uso idroelettrico. La

scadenza di tali concessioni è fissata al 31 dicembre 2029.

A seguito dell’entrata in vigore del citato provvedimento, tali

beni dovranno essere trasferiti, alla scadenza della concessione

e in caso di mancato rinnovo, al nuovo concessionario, unita-

mente al ramo di azienda di cui fanno parte, dietro il riconosci-

mento di un importo che, per quanto attiene specificamente a

tali beni, è determinato partendo dal costo storico rivalutato, al

netto di eventuali contributi pubblici in conto capitale, anch’essi

rivalutati, tenuto conto dell’ordinario degrado. Pertanto, a par-

tire dal mese di settembre 2012 anche i beni precedentemente

considerati devolvibili sono ammortizzati, alla stregua delle al-

tre categorie di immobili, impianti e macchinari, lungo la vita

economico tecnica (anche laddove questa ecceda la scadenza

della concessione), come già illustrato in sede di commento del

precedente punto “Valore ammortizzabile di alcuni elementi

degli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della

legge 134/2012” di questo stesso paragrafo.

L’introduzione della suddetta legge ha determinato una ridu-

zione degli ammortamenti stimata in 30 milioni di euro.

I beni rilevati nell’ambito degli immobili, impianti e macchi-

nari sono eliminati contabilmente o al momento della loro

dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è

atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’eventuale relativo utile

o perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come

differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissio-

ne, qualora esista, e il valore netto contabile dei beni eliminati.

Attività immaterialiLe attività immateriali riguardano le attività prive di consi-

stenza fisica, identificabili, controllate dall’impresa e in grado

di produrre benefíci economici futuri, nonché l’avviamento,

quando acquisito a titolo oneroso. Esse sono rilevate al costo

di acquisto o di produzione interna, quando è probabile che

dal loro utilizzo vengano generati benefíci economici futuri e

il relativo costo può essere attendibilmente determinato.

Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputa-

zione necessari a rendere le attività disponibili per l’uso.

Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono esposte

al netto dei relativi ammortamenti accumulati e delle even-

tuali perdite di valore, determinate secondo le modalità di se-

guito descritte.

L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita

utile stimata, che è riesaminata con periodicità almeno annua-

le; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono

applicati prospetticamente.

L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è di-

sponibile all’uso.

Le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono

assoggettate ad ammortamento sistematico ma sottoposte

a verifica almeno annuale di recuperabilità (impairment test).

Le attività immateriali sono eliminate contabilmente o al

momento della loro dismissione o quando nessun beneficio

economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’e-

ventuale relativo utile o perdita, rilevato a Conto economico, è

determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivan-

te dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto contabile

dell’attività eliminata.

La vita utile stimata delle principali attività immateriali è la

seguente:

Attività immateriali Vita utile (anni)

Software tutelato 3

Software non tutelato 3

Perdite di valore delle attività Le attività materiali (immobili, impianti e macchinari) e imma-

teriali sono analizzate, almeno una volta l’anno, al fine di ve-

rificare l’esistenza di indicatori di un’eventuale riduzione del

loro valore. Qualora esistano, si procede, per ogni attività inte-

ressata, alla stima del relativo valore recuperabile, rappresen-

tato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi accessori di

vendita, e il valore d’uso.

Per quest’ultimo si intende il valore attuale dei flussi finan-

ziari futuri stimati per l’attività oggetto di valutazione. Nel

determinare il valore d’uso, i flussi finanziari futuri attesi

sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto al lordo del-

le imposte che riflette le valutazioni correnti di mercato del

costo del denaro rapportato al periodo dell’investimento e

ai rischi specifici dell’attività. Per un’attività che non genera

flussi finanziari ampiamente indipendenti, il valore recupe-


rabile è determinato in relazione alla cash generating unit cui

tale attività appartiene.

Qualora il valore di iscrizione dell’attività, o della relativa cash

generating unit a cui essa è allocata, sia superiore al suo va-

lore recuperabile, è riconosciuta a Conto economico una per-

dita di valore.

Le perdite di valore di cash generating unit sono imputate in

primo luogo a riduzione del valore contabile dell’eventuale av-

viamento attribuito alla stessa e, quindi, a riduzione delle altre

attività, in proporzione al loro valore contabile.

Se vengono meno i presupposti per una svalutazione prece-

dentemente effettuata, il valore contabile dell’attività è ripristi-

nato con imputazione a Conto economico, nei limiti del valore

netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe avuto se non

fosse stata effettuata la svalutazione e se fossero stati effettua-

ti i relativi ammortamenti.

Il valore recuperabile delle attività immateriali con vita indefini-

ta e quello delle attività immateriali non ancora disponibili per

l’uso sono sottoposti a verifica della recuperabilità del valore

annualmente o, in presenza di indicatori che possano far rite-

nere che le suddette attività possano aver subíto una riduzione

di valore, anche più frequentemente. Il valore originario dell’av-

viamento non viene ripristinato anche qualora, negli esercizi

successivi, vengano meno le ragioni che hanno determinato la

riduzione di valore.

RimanenzeLe rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il co-

sto e il valore netto di presumibile realizzo. La configurazione

di costo utilizzata è il costo medio ponderato che include gli

oneri accessori di competenza. Per valore netto di presumibile

realizzo si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svol-

gimento delle attività al netto dei costi stimati per realizzare la

vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.

Per la parte di magazzino posseduto per adempiere a vendite

già concluse, il valore netto di realizzo è determinato sulla base

di quanto stabilito nel relativo contratto di cessione.

I materiali e gli altri beni di consumo (comprensivi delle commo-

dity energetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo pro-

duttivo non sono oggetto di svalutazione, qualora ci si attenda

che il prodotto finito nel quale verranno incorporati sarà vendu-

to a un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie valutate al fair value con imputazione al Conto economicoSono classificati in tale categoria i titoli di debito e le partecipa-

zioni in imprese diverse da quelle controllate, collegate e joint

venture detenuti a scopo di negoziazione o designati al fair va-

lue a Conto economico al momento della rilevazione iniziale.

Tali strumenti sono inizialmente iscritti al relativo fair value.

Successivamente alla rilevazione iniziale, gli utili e le perdite

derivanti dalle variazioni del fair value sono rilevati a Conto

economico.

Finanziamenti e creditiRientrano in questa categoria i crediti (finanziari e commercia-

li), ivi inclusi i titoli di debito, non derivati, non quotati in mer-

cati attivi, con pagamenti fissi o determinabili e per cui non vi

sia l’intento predeterminato di successiva vendita.

Tali attività sono, inizialmente, rilevate al fair value, eventual-

mente rettificato dei costi di transazione e, successivamente,

valutate al costo ammortizzato sulla base del tasso di interesse

effettivo, rettificato per eventuali perdite di valore. Tali riduzio-

ni di valore sono determinate come differenza tra il valore con-

tabile e il valore corrente dei flussi di cassa futuri attualizzati al

tasso di interesse effettivo originario.

In caso di attività finanziarie rinegoziate, le perdite di valore

sono determinate utilizzando il tasso di interesse effettivo ori-

ginario prima della modifica delle condizioni.

I crediti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini

commerciali, non sono attualizzati.

Disponibilità liquide e mezzi equivalentiLe disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i va-

lori numerari, ossia quei valori che possiedono i requisiti della

disponibilità a vista o a brevissimo termine, del buon esito e

dell’assenza di spese per la riscossione.

Debiti commercialiI debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e

successivamente valutati al costo ammortizzato. I debiti com-

merciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali

non sono attualizzati.

Passività finanziarieLe passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono

iscritte quando la Società diviene parte nelle clausole contrat-

tuali dello strumento e valutate inizialmente al fair value al

netto dei costi di transazione direttamente attribuibili. Succes-

sivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio

del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di in-

teresse effettivo.

Strumenti finanziari derivatiI derivati sono rilevati al fair value e sono designati come stru-

menti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’og-

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getto della copertura è formalmente documentata e l’effica-

cia della copertura, verificata periodicamente, rispetta i limiti

previsti dallo IAS 39.

Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio

di variazione del fair value delle attività o passività oggetto di

copertura (fair value hedge), le variazioni del fair value dello

strumento di copertura sono imputate a Conto economico;

coerentemente, gli adeguamenti al fair value delle attività o

passività oggetto di copertura sono anch’essi rilevati a Conto

economico.

Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio

di variazione dei flussi di cassa attesi degli elementi coperti

(cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente

rilevate a patrimonio netto, per la porzione qualificata come

efficace, e sono rilevate a Conto economico solo quando, con

riferimento alla posta coperta, si manifesta la variazione dei

flussi di cassa da compensare.

La porzione di fair value dello strumento di copertura che non

soddisfa la condizione per essere qualificata come efficace è

rilevata a Conto economico.

Le variazioni del fair value dei derivati di negoziazione e di

quelli che non soddisfano più le condizioni per essere quali-

ficati come di copertura ai sensi dello IAS 39 sono rilevate a

Conto economico.

La rilevazione di tali strumenti è effettuata alla data di ne-

goziazione.

I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano valu-

tati a fair value) sono altresì analizzati per identificare l’esi-

stenza di derivati “impliciti” (embedded derivative) che sono

scorporati e valutati al fair value. Le suddette analisi sono

effettuate sia al momento in cui si entra a far parte del con-

tratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso

che comporti una modifica significativa dei flussi finanziari

originari connessi.

Il fair value è determinato in base alle quotazioni ufficiali uti-

lizzate per gli strumenti scambiati in mercati regolamentati.

Per gli strumenti non scambiati in mercati regolamentati il fair

value è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi sulla

base della curva dei tassi di interesse di mercato alla data di

riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai

cambi di fine periodo.

Si evidenzia, inoltre, che la Società analizza tutti i contratti di

acquisti e vendite a termine di attività non finanziarie, con

particolare attenzione agli acquisti e vendite a termine di

elettricità e commodity energetiche, per verificare se gli stessi

debbano essere classificati e trattati conformemente a quan-

to previsto dallo IAS 39, ovvero risultino essere stati stipulati

per pervenire alla consegna fisica coerentemente alle normali

esigenze di acquisto/vendita/uso previsto dalla Società (own

use exemption).

Se tali contratti non sono sottoscritti al fine dell’ottenimento o

della consegna di elettricità o di commodity energetiche, sono

valutati al fair value.

Eliminazione contabile di attività e passività finanziarieLe attività finanziarie vengono eliminate contabilmente qua-

lora si verifichi una delle seguenti condizioni:

> il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa dall’attività

è scaduto;

> la Società ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-

nefíci connessi all’attività, cedendo i suoi diritti a ricevere

flussi di cassa dell’attività oppure assumendo un’obbliga-

zione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a uno o

più eventuali beneficiari in virtù di un contratto che rispetta

i requisiti previsti dallo IAS 39 (c.d. “pass through test”);

> la Società non ha né trasferito né mantenuto sostanzial-

mente tutti i rischi e benefíci connessi all’attività finanziaria

ma ne ha ceduto il controllo.

Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente quan-

do sono estinte, ossia quando l’obbligazione contrattuale è

adempiuta, cancellata o prescritta.

TFR e altri benefíci per i dipendentiLa passività relativa ai benefíci riconosciuti ai dipendenti ed

erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del

rapporto di lavoro per piani a benefíci definiti o relativa ad altri

benefíci a lungo termine erogati nel corso dell’attività lavo-

rativa è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla

base di ipotesi attuariali stimando l’ammontare dei benefíci

futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimen-

to (c.d. “metodo di proiezione unitaria del credito”). La passivi-

tà, iscritta in bilancio al netto delle eventuali attività al servizio

del piano, è rilevata per competenza lungo il periodo di matu-

razione del diritto. La valutazione della passività è effettuata

da attuari indipendenti.

Con riferimento alle passività (attività) nette per i piani a benefíci

definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione

attuariale delle passività, il rendimento delle attività a servizio

dei predetti piani (al netto degli interessi attivi) e l’effetto del

massimale (c.d. “asset ceiling”) delle attività (al netto dei correla-

ti interessi) sono rilevati nell’ambito delle altre componenti del

Conto economico complessivo (OCI), quando si verificano.

In caso di modifica o introduzione di un piano a benefíci defi-

niti o di altri benefíci a lungo termine, l’eventuale costo previ-


denziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service

cost) è rilevato immediatamente a Conto economico.

Termination benefitsLe passività per benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione

anticipata del rapporto di lavoro sono rilevate nella data più

immediata tra le seguenti:

> il momento in cui la Società non può più ritirare l’offerta di

tali benefíci;

> il momento in cui la Società rileva i costi di una ristruttura-

zione che rientra nell’ambito di applicazione dello IAS 37

e implica il pagamento di benefíci dovuti per la cessazione

del rapporto di lavoro.

Tali passività sono valutate sulla base della natura del bene-

ficio concesso. In particolare, quando i benefíci concessi rap-

presentano un miglioramento di altri benefíci successivi alla

conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti,

la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste

per tale tipologia di benefíci. Altrimenti, se si prevede che i be-

nefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di la-

voro saranno liquidati interamente entro 12 mesi dalla data di

riferimento del bilancio annuale, la relativa passività è valutata

secondo le disposizioni previste per i benefíci a breve termine;

se si prevede che non saranno liquidati interamente entro 12

mesi dalla data di riferimento del bilancio annuale, la relativa

passività è valutata secondo le disposizioni previste per gli altri

benefíci a lungo termine.

Fondi rischi e oneriGli accantonamenti ai fondi rischi e oneri sono rilevati quando,

alla data di riferimento, in presenza di un’obbligazione legale

o implicita nei confronti di terzi derivante da un evento pas-

sato, è probabile che per soddisfare l’obbligazione si renderà

necessario un esborso di risorse il cui ammontare è stimabile

in modo attendibile. Se l’effetto è significativo, gli accantona-

menti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri

attesi a un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette

la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in

relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico attri-

buibile all’obbligazione. Quando l’accantonamento è attua-

lizzato, l’adeguamento periodico del valore attuale dovuto al

fattore temporale è riflesso nel Conto economico come onere

finanziario.

Se la passività è connessa allo smantellamento e/o ripristino di

attività materiali, il fondo è rilevato in contropartita all’attività

cui si riferisce e la rilevazione dell’onere a Conto economico

avviene attraverso il processo di ammortamento della predet-

ta attività materiale.

Le variazioni di stima degli accantonamenti al fondo sono

riflesse nel Conto economico dell’esercizio in cui avviene la

variazione, a eccezione di quelle relative ai costi previsti per

smantellamento e/o ripristino che risultino da cambiamenti

nei tempi e negli impieghi di risorse economiche necessarie

per estinguere l’obbligazione o che risultino da variazioni del

tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a incremento o a

riduzione delle relative attività e imputate a Conto economico

tramite il processo di ammortamento. Se sono rilevate a in-

cremento dell’attività, viene inoltre valutato se il nuovo valore

contabile dell’attività stessa possa essere interamente recupe-

rato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a Conto econo-

mico pari all’ammontare ritenuto non recuperabile.

Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in contropar-

tita all’attività fino a concorrenza del suo valore contabile e, per

la parte eccedente, immediatamente a Conto economico.

Contributi I contributi sono rilevati in bilancio al fair value quando vi è la

ragionevole certezza che saranno ricevuti o che sono soddi-

sfatte le condizioni per l’ottenimento degli stessi, così come

previste da Governi, enti governativi e da analoghi enti locali,

nazionali o internazionali.

I contributi ricevuti, sia a fronte di specifiche spese sia a fronte

di specifici beni il cui valore è iscritto tra le attività materiali e

immateriali, sono rilevati tra le altre passività e accreditati a

Conto economico lungo il periodo in cui si rilevano i costi a

essi correlati.

I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a

conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le con-

dizioni di iscrivibilità.

Certificati verdiI certificati verdi (CV) sono assimilati a contributi non monetari

in conto esercizio e, inizialmente, rilevati al fair value nell’am-

bito degli “Altri ricavi e proventi”, per competenza, nel periodo

contabile in cui l’energia “pulita” prodotta viene immessa in

rete, in contropartita alle altre attività di natura non finanziaria.

Nel momento in cui i CV sono accreditati sul conto di proprie-

tà, il relativo valore è riclassificato dalle “Altre attività” alle “Ri-

manenze”.

Ricavi I ricavi sono rilevati quando è probabile che i benefíci econo-

mici futuri saranno fruiti dalla Società e quando possono esse-

re attendibilmente misurati.

Più in particolare, secondo la tipologia di operazione, i ricavi

sono rilevati sulla base dei criteri specifici di seguito riportati:

83

> i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i rischi e

i benefíci rilevanti della proprietà dei beni sono trasferiti

all’acquirente e il loro ammontare può essere attendibil-

mente determinato;

> i ricavi per vendita di energia elettrica si riferiscono ai quan-

titativi venduti nel periodo, ancorché non fatturati, e sono

determinati sulla base delle letture dei misuratori degli im-

pianti di produzione e dei dati scambiati da Enel Produzio-

ne SpA, intestataria del contratto di dispacciamento, con il

GME e con il GSE (sulla base del contratto di mandato);

> i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con riferi-

mento allo stadio di completamento delle attività. Nel caso

in cui non sia possibile determinare attendibilmente il va-

lore dei ricavi, questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza

dei costi sostenuti che si ritiene saranno recuperati.

Proventi e oneri finanziariI proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza

sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relati-

ve attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse

effettivo e includono le variazioni di fair value degli strumenti

finanziari rilevati al fair value a Conto economico e le variazio-

ni di fair value dei derivati connessi a operazioni finanziarie.

DividendiI dividendi da partecipazioni sono rilevati quando è stabilito il

diritto degli azionisti a riceverne il pagamento.

I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rap-

presentati come movimento del patrimonio netto alla data

in cui sono approvati, rispettivamente, dall’Assemblea degli

Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Imposte sul redditoLe imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra i “de-

biti per imposte sul reddito” al netto degli acconti versati, ov-

vero nella voce “crediti per imposte sul reddito” qualora il sal-

do netto risulti a credito, sono determinate in base alla stima

del reddito imponibile e in conformità alla vigente normativa

fiscale.

Le imposte differite e anticipate sono calcolate sulle diffe-

renze temporanee tra i valori patrimoniali iscritti nel bilancio

e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando

l’aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tem-

poranea si riverserà, determinata sulla base delle aliquote

fiscali previste da provvedimenti in vigore o sostanzialmente

in vigore alla data di riferimento.

Le attività per imposte anticipate sono rilevate quando il loro

recupero è probabile, cioè quando si prevede che possano

rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a re-

cuperare l’attività.

La recuperabilità delle attività per imposte anticipate viene ri-

esaminata a ogni chiusura dell’esercizio.

Le imposte differite e anticipate, applicate dalla medesima

autorità fiscale, sono compensate se la Società vanta un di-

ritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali

correnti con le passività fiscali correnti che si genereranno al

momento del loro riversamento.

Le imposte correnti e differite sono rilevate nel Conto econo-

mico, a eccezione di quelle relative a voci direttamente adde-

bitate o accreditate a patrimonio netto, nei cui casi l’effetto fi-

scale è riconosciuto direttamente a patrimonio netto. Le altre

imposte non correlate al reddito, come le tasse sugli immobili,

sono incluse tra gli “Altri costi operativi”.



relativa al regime fiscale di tassazione del Gruppo Enel de-

nominato “Consolidato Fiscale Nazionale”, Enel Green Power

SpA ha rinnovato congiuntamente con la società controllan-

te Enel SpA l’opzione per il regime del “Consolidato Fiscale

Nazionale” per il triennio 2013-2015, regolando conseguen-

temente tutti i reciproci obblighi e responsabilità.

Discontinued operations e attività non correnti possedute per la venditaLe attività non correnti (o gruppi in dismissione) il cui valore

contabile sarà recuperato principalmente attraverso la vendita

anziché con il loro utilizzo continuativo sono classificate come

possedute per la vendita e rappresentate separatamente dalle

altre attività e passività dello Stato patrimoniale. Tale circostan-

za si verifica solo quando la vendita è altamente probabile e le

attività non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili,

nella loro attuale condizione, per la vendita immediata.

Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) classifica-

te come possedute per la vendita sono dapprima rilevate in

conformità allo specifico IFRS-EU di riferimento applicabile a

ciascuna attività o passività e, successivamente, sono rileva-

te al minore tra il valore contabile e il relativo fair value, al

netto dei costi di vendita. Eventuali successive perdite di va-

lore sono rilevate direttamente a rettifica delle attività non

correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedute

per la vendita con contropartita a Conto economico. I corri-

spondenti valori patrimoniali dell’esercizio precedente non

sono riclassificati.

Un’attività operativa cessata (discontinued operation) rappre-

senta una parte dell’impresa che è stata dismessa o classificata

come posseduta per la vendita, e:


> rappresenta un importante ramo di attività o area geogra-

fica di attività;

> è parte di un piano coordinato di dismissione di un

importante ramo di attività o area geografica di attività;

> è una società controllata acquisita esclusivamente allo

scopo di essere rivenduta.

I risultati delle attività operative cessate – siano esse dismesse

oppure classificate come possedute per la vendita e in corso

di dismissione – sono esposti separatamente nel Conto eco-

nomico, al netto degli effetti fiscali. I corrispondenti valori re-

lativi all’esercizio precedente, ove presenti, sono riclassificati

ed esposti separatamente nel Conto economico, al netto degli

effetti fiscali, ai fini comparativi.

Le attività non correnti per le quali vengono meno i presuppo-

sti per la loro classificazione come possedute per la vendita, o

che cessano di far parte di un gruppo in dismissione classifica-

to come posseduto per la vendita, sono valutate al minore tra:

> il valore contabile prima che l’attività (o gruppo in dismis-

sione) fosse classificata come posseduta per la vendita, ret-

tificato per tutti gli ammortamenti, svalutazioni o ripristini

di valore che sarebbero stati altrimenti rilevati se l’attività (o

il gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come

posseduta per la vendita; e

> il valore recuperabile, pari al maggiore tra il suo fair value al

netto dei costi di vendita e il suo valore d’uso, calcolato alla

data in cui è stata presa la decisione di non vendere.

3Princípi contabili di recente emanazione

Princípi di prima adozione e applicabiliIl Gruppo ha adottato i seguenti princípi contabili internazio-

nali e interpretazioni di prima adozione al 1° gennaio 2013.

> “Modifiche allo IAS 1 – Esposizione nel bilancio delle voci

delle altre componenti di conto economico complessivo”,

emesso a giugno 2011. Con riferimento agli elementi delle

altre componenti di conto economico complessivo (OCI), il

principio emendato dispone che debbano essere presenta-

ti distinguendo quelli che in futuro, saranno riclassificati a

Conto economico (c.d. “recycling”) da quelli che non saran-

no mai riclassificati a conto economico. L’applicazione delle

nuove disposizioni non ha determinato impatti significativi.

> “IAS 19 – Benefíci per i dipendenti”, emesso a giugno 2011.

Sostituisce la vigente versione dello IAS 19. La modifica più

significativa apportata al principio riguarda l’obbligo di ri-

levare tutti gli utili/perdite attuariali nell’ambito degli OCI,

con conseguente eliminazione del c.d. “corridor approach”.

Inoltre, introduce regole più stringenti per la presentazione

dei dati in bilancio, disaggregando il costo in tre compo-

nenti; elimina il rendimento atteso sulle attività a servizio

del piano; non consente più di differire la rilevazione con-

tabile a Conto economico del past service cost; introduce

regole più dettagliate per la rilevazione dei termination

benefit. Gli effetti derivanti dall’applicazione del principio

emendato sono riepilogati nella Nota 5.

> “IFRS 13 – Valutazione del fair value”, emesso a maggio 2011.

Rappresenta un framework trasversale cui fare riferimento

ogni qualvolta altri princípi contabili richiedano o permetta-

no l’applicazione del criterio del fair value. Il principio fornisce

una guida su come determinare il fair value, introducendo,

inoltre, specifici requisiti di informativa. L’applicazione delle

nuove disposizioni non ha determinato impatti significativi.

> “Modifiche all’IFRS 7 – Compensazione di attività e passività

finanziarie”, emesso a dicembre 2011, parallelamente alle

modifiche allo IAS 32. Richiede di ampliare l’informativa in

materia di compensazione di attività e passività finanziarie,

al fine di consentire agli utilizzatori dei bilanci di valutare

gli effetti, anche potenziali, sulla posizione finanziaria della

società, dei contratti di netting, inclusi i diritti di compen-

sazione associati ad attività o passività rilevate in bilancio.

L’applicazione delle nuove disposizioni non ha determina-

to impatti significativi.

> “Ciclo annuale di miglioramenti 2009-2011 dei princípi

contabili internazionali”, emesso a maggio 2012; contiene

modifiche formali e chiarimenti a princípi già esistenti. L’ap-

plicazione delle modifiche non ha determinato impatti si-

gnificativi per il Gruppo. In particolare, sono stati modificati

i seguenti princípi:

- “IAS 1 – Presentazione del bilancio”; la modifica chiarisce

come debba essere presentata in bilancio l’informativa

comparativa e specifica che la società può decidere vo-

lontariamente di presentare informativa comparativa

aggiuntiva;

- “IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari”; la modifica

chiarisce che se i pezzi di ricambio e le attrezzature sod-

disfano i requisiti per essere classificati come “immobili,

impianti e macchinari” devono essere rilevati e valutati

secondo lo IAS 16, altrimenti devono essere classificati

come rimanenze;

- “IAS 32 – Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio e

informazioni integrative”; la modifica dispone che le im-

85

poste sul reddito correlate alle distribuzioni ai possessori

di strumenti rappresentativi di capitale e quelle correlate

ai costi di transazione relativi a operazioni sul capitale de-

vono essere contabilizzate secondo le disposizioni dello

IAS 12;

- “IAS 34 – Bilanci intermedi”; la modifica dispone che, nei

bilanci intermedi, debba essere indicato il totale delle at-

tività e delle passività di uno specifico settore solo se tale

dato è regolarmente fornito al più alto livello decisionale

operativo e se lo stesso ha subíto una variazione signifi-

cativa rispetto all’ultimo bilancio annuale presentato.

Princípi non ancora applicabili e non adottatiLa Commissione Europea nel corso degli esercizi 2012 e 2013

ha omologato i seguenti princípi, applicabili negli esercizi suc-

cessivi, significativi per la Società:

> “IAS 27 – Bilancio separato”, emesso a maggio 2011. Con-

testualmente all’emissione dell’IFRS 10 e dell’IFRS 12, il vi-

gente IAS 27 è stato modificato sia nella denominazione

sia nel contenuto, eliminando tutte le disposizioni relative

alla redazione del bilancio consolidato (le altre disposizioni

sono rimaste invariate). A seguito di tale modifica, pertan-

to, il principio indica solo i criteri di rilevazione e misurazio-

ne contabile nonché l’informativa da presentare nei bilanci

separati in materia di controllate, joint venture e collegate.

Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente a parti-

re dal 1° gennaio 2014. L’applicazione futura delle nuove

disposizioni non determinerà impatti per la Società.

> “IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto”, emesso a maggio

2011; sostituisce lo “IAS 31 – Partecipazioni in joint ventu-

re” e il “SIC 13 – Imprese sotto controllo congiunto - confe-

rimenti in natura da parte dei partecipanti al controllo”. A

differenza dello IAS 31, che nella valutazione degli accordi

di controllo congiunto (c.d. “joint arrangement”) dà preva-

lenza alla forma contrattuale prescelta, il nuovo principio

fonda il processo valutativo sui diritti e obblighi attribuiti

alle parti dell’accordo. In particolare, il nuovo standard con-

tabile individua due tipologie di joint arrangement: la joint

operation, qualora le parti dell’accordo abbiano diritto pro

quota alle attività e siano responsabili pro quota delle passi-

vità derivanti dall’accordo stesso; e la joint venture, qualora

le parti abbiano diritto a una quota delle attività nette o

del risultato economico derivanti dall’accordo. Nel bilancio

consolidato, la partecipazione a una joint operation deve

essere riflessa contabilmente mediante la rilevazione delle

attività/passività e dei costi/ricavi connessi all’accordo sulla

base dei diritti/obblighi spettanti, a prescindere dall’inte-

ressenza partecipativa detenuta; la partecipazione a una

joint venture, invece, deve essere consolidata utilizzando

l’equity method (non è più consentita l’applicazione del

consolidamento proporzionale).

Il nuovo principio sarà applicabile sul bilancio consolidato

retroattivamente a partire dal 1° gennaio 2014.

L’applicazione del nuovo standard determinerà un cambia-

mento nel criterio di valutazione di quelle società che sa-

ranno classificate come delle joint venture e che, in virtù di

ciò, saranno consolidate solo ed esclusivamente utilizzando

l’equity method.

> “IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint ventu-

re”, emesso a maggio 2011. Contestualmente all’emissione

dell’IFRS 11 e dell’IFRS 12, il vigente IAS 28 è stato modi-

ficato sia nella denominazione sia nel contenuto. In parti-

colare, il nuovo principio, che include anche le disposizioni

del “SIC 13 – Jointly Controlled Entities-Non-Monetary Con-

tributions by Venturers”, descrive l’applicazione del meto-

do del patrimonio netto che costituisce, nell’ambito di un

bilancio consolidato, il criterio di valutazione delle società

collegate e delle joint venture. Il nuovo principio sarà ap-

plicabile sul bilancio consolidato retroattivamente a partire

dal 1° gennaio 2014.

> “IFRS 12 – Informativa sulle partecipazioni in altre entità”,

emesso a maggio 2011. Racchiude in un unico standard

contabile l’informativa da presentare in materia di interessi

detenuti in società controllate, joint operation e joint ventu-

re, collegate e in structured entities. In particolare, il princi-

pio ingloba e sostituisce l’attuale informativa richiesta dallo

IAS 27, IAS 28 e IAS 31, al fine di garantire un set informa-

tivo maggiormente uniforme e coerente, introducendo

nuovi obblighi informativi con riferimento alle controllate

con rilevanti azionisti di minoranza e alle collegate e joint

venture individualmente significative.

Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente sul bi-

lancio consolidato a partire dagli esercizi che hanno inizio

il 1° gennaio 2014.

> “Modifiche allo IAS 32 – Compensazione di attività e passivi-

tà finanziarie”, emesso a dicembre 2011. Lo IAS 32 dispone

che un’attività e una passività finanziaria debbano essere

compensate e il relativo saldo netto esposto nello stato pa-

trimoniale, quando e soltanto quando una società:

a) ha correntemente un diritto legale a compensare gli im-

porti rilevati contabilmente; e

b) intende estinguerle per il residuo netto o intende rea-

lizzare l’attività e contemporaneamente estinguere la pas-

sività.

La modifica allo IAS 32 chiarisce le condizioni che devono

sussistere affinché siano soddisfatti tali due requisiti. Con

riferimento al primo requisito, la modifica amplia l’illu-


strazione dei casi in cui una società ha “correntemente un

diritto legale a compensare”; con riferimento al secondo,

precisa che qualora la società regoli separatamente l’atti-

vità e la passività finanziaria, ai fini della compensazione,

è necessario che il rischio di credito o di liquidità non siano

significativi e a tal riguardo, illustra le caratteristiche che de-

vono avere i c.d. “gross settlement system”.

Le modifiche al principio saranno applicabili retroattiva-

mente a partire dal 1° gennaio 2014. L’applicazione futura

delle nuove disposizioni non determinerà impatti rilevanti.

> “Modifiche all’IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12 – Guida alle dispo-

sizioni transitorie”, emesso a giugno 2012. La modifica ha

l’obiettivo di chiarire alcuni aspetti relativi alla fase di pri-

ma applicazione dei princípi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12. In

particolare, l’IFRS 10 è stato emendato chiarendo che per

data di applicazione iniziale del principio debba intendersi

l’inizio dell’esercizio in cui lo stesso è applicato per la pri-

ma volta (i.e. 1° gennaio 2013); è stata, inoltre, limitata

l’informativa comparativa da fornire nel primo esercizio di

applicazione. L’IFRS 11 e l’IFRS 12 sono stati emendati in

maniera analoga, limitando gli effetti, in termini sia di ret-

tifica dei dati di bilancio sia di informativa, derivanti dalla

prima applicazione dell’IFRS 11.

Le modifiche saranno applicabili retroattivamente sul bil-

nacio consolidato a partire dagli esercizi che hanno inizio il

1° gennaio 2014.

> “Modifiche agli IFRS 10, IFRS 12 e allo IAS 27 – Entità di

investimento”, emesso a ottobre 2012. La modifica in esa-

me introduce un’eccezione all’obbligo, contenuto nell’I-

FRS 10, di consolidare tutte le società controllate, nel caso

in cui la controllante si qualifichi come “entità di investi-

mento”. In particolare, le “entità di investimento”, come

definite dalla modifica in esame, non devono consolidare

le proprie società controllate a eccezione del caso in cui

queste ultime forniscano servizi correlati all’attività di in-

vestimento della controllante. Le società controllate non

consolidate devono essere valutate in conformità all’IFRS 9

ovvero allo IAS 39. La controllante di un’“entità di investi-

mento” deve, invece, consolidare tutte le proprie control-

late (incluse quelle detenute mediante l’entità di investi-

mento stessa), eccetto il caso in cui anch’essa si qualifichi

come tale. La modifica sarà applicabile retroattivamente a

partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2014.

L’applicazione futura delle nuove disposizioni non deter-

minerà impatti per la Società.

> “Modifiche allo IAS 36 – Informazioni integrative sul valore

recuperabile delle attività non finanziarie”, emesso a mag-

gio 2013. Le modifiche apportate allo IAS 36 dall’IFRS 13

non riflettevano le intenzioni dello IASB circa l’informativa

da presentare in bilancio in merito al valore recuperabile

delle attività svalutate. Conseguentemente, lo IASB ha mo-

dificato ulteriormente il principio, eliminando l’informativa

introdotta dall’IFRS 13 e richiedendo specifica informativa

circa la misurazione del fair value nei casi in cui il valore re-

cuperabile delle attività svalutate è basato sul fair value al

netto dei costi di dismissione. Le modifiche in esame, infine,

richiedono informativa sul valore recuperabile delle attività

o CGU per le quali, durante il periodo, è stata rilevata o ri-

pristinata una perdita di valore.

Le modifiche saranno applicabili retroattivamente a partire

dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2014. L’appli-

cazione futura delle nuove disposizioni non determinerà

impatti per la Società.

> “Modifiche allo IAS 39 – Novazione di derivati e continua-

zione della contabilizzazione di copertura”, emesso a giu-

gno 2013. Le modifiche hanno l’obiettivo di consentire alle

società, laddove specifiche condizioni siano soddisfatte, di

non interrompere l’hedge accounting per effetto della no-

vazione dello strumento di copertura con una controparte

centrale (CCP), in applicazione di leggi o regolamenti.

Le modifiche saranno applicabili retroattivamente a partire

dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2014. L’appli-

cazione futura delle nuove disposizioni non determinerà

impatti per la Società.

Nel corso degli anni 2009-2013 l’International Accounting

Standards Board (IASB) e l’International Financial Reporting

Interpretations Committee (IFRIC) hanno pubblicato nuovi

princípi e interpretazioni che, al 31 dicembre 2013, non risul-

tano ancora omologati dalla Commissione Europea. Tra que-

sti, si evidenziano di seguito quelli che si ritiene possano avere

effetti sul Bilancio consolidato del Gruppo.

> “IFRS 9 – Financial Instruments”, emesso a novembre 2009

e successivamente rivisto, costituisce la prima delle tre fasi

del progetto di sostituzione dello IAS 39. Il nuovo standard

definisce i criteri per la classificazione delle attività e delle

passività finanziarie. Le attività finanziarie devono essere

classificate sulla base del c.d. “business model” dell’impresa

e delle caratteristiche dei relativi flussi di cassa contrattuali

associati. Con riferimento ai criteri di valutazione, il nuovo

standard prevede che, inizialmente, le attività e passività

finanziarie debbano essere valutate al fair value, inclusivo

degli eventuali costi di transazione che sono direttamente

attribuibili all’assunzione o emissione delle stesse. Succes-

sivamente, attività e passività finanziarie possono essere

valutate al fair value, ovvero a costo ammortizzato, salvo

l’esercizio della c.d. “fair value option”. In merito ai criteri di

valutazione degli investimenti in strumenti di capitale non

detenuti per finalità di trading, è possibile optare irrevoca-

87

bilmente per la presentazione delle variazioni di fair value

tra gli other comprehensive income; i relativi dividendi do-

vranno essere in ogni caso rilevati a conto economico.

Nel corso del mese di novembre 2013 è stata introdotta

la sezione relativa all’hedge accounting. Le nuove dispo-

sizioni relative alle rilevazioni contabili degli effetti delle

relazioni di copertura richiedono di riflettere in bilancio le

politiche di gestione del rischio, eliminando incoerenze e

debolezze previste dal modello dello IAS 39. L’attuale ver-

sione dell’IFRS 9 non contiene alcun riferimento al macro

hedge, tema sul quale lo IASB sta ancora dibattendo. Per-

tanto, fino alla conclusione dell’intero progetto relativo

all’hedge accouting, il principio consente alle società di

scegliere se adottare i criteri previsti dallo stesso o quelli

previsti dallo IAS 39.

Le modifiche introdotte a novembre 2013 hanno, inoltre,

eliminato il riferimento a una data di prima applicazione

obbligatoria del principio, il quale è disponibile per l’ap-

plicazione immediata. La Società, tuttavia, non applicherà

il principio prima della sua omologazione. La Società sta

valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle

nuove disposizioni.

> “Amendments to IFRS 9 and IFRS 7 – Mandatory effective

date and transition disclosure”, emesso a dicembre 2011.

Tale amendment modifica l’”IFRS 9 – Financial Instruments”,

posticipando la data di prima adozione obbligatoria del

principio dal 1° gennaio 2013 al 1° gennaio 2015 e dettan-

do nuove regole per la transizione dall’applicazione dello

IAS 39 all’applicazione dell’IFRS 9. Tali disposizioni sono sta-

te, tuttavia, superate dalle modifiche all’IFRS 9 emesse nel

mese di novembre 2013 commentate al punto precedente.

L’amendment in esame, inoltre, modifica l’”IFRS 7 – Stru-

menti finanziari: informazioni integrative”, introducendo

nuova informativa comparativa, obbligatoria o facoltativa

in relazione alla data di transizione all’IFRS 9.

La Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione

futura delle nuove disposizioni.

> “IFRIC 21 – Levies”, emesso a maggio 2013. L’interpretazio-

ne definisce il momento in cui una società deve rilevare in

bilancio una passività a fronte del proprio obbligo di pagare

tasse (diverse dalle imposte sui redditi) dovute allo Stato o, in

generale, a Organismi locali o internazionali. In particolare,

l’interpretazione dispone che la predetta passività debba es-

sere rilevata in bilancio quando l’evento che determina l’ob-

bligo di pagare la tassa (per esempio, raggiungimento di una

determinata soglia di ricavi), così come definito dalla legisla-

zione, si verifica. Qualora l’evento che determina il predetto

obbligo si verifichi lungo uno specifico periodo di tempo, la

passività deve essere rilevata progressivamente.

L’interpretazione sarà applicabile retroattivamente, previa

omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il

1° gennaio 2014. La Società non prevede impatti derivanti

dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.

> “Amendment to IAS 19 – Defined benefit plans: employees

contributions”, emesso a novembre 2013. Le modifiche

hanno l’obiettivo di chiarire come rilevare i contributi ver-

sati dai dipendenti nell’ambito di un piano a benefíci defi-

niti. In particolare, i contributi correlati ai servizi resi devono

essere rilevati a riduzione del service cost:

- lungo il periodo in cui i dipendenti prestano i propri ser-

vizi, se l’ammontare dei contributi dovuti varia in ragione

del numero di anni di servizio; oppure

- nel periodo in cui il correlato servizio è reso, se l’ammon-

tare dei contributi dovuti non varia in ragione del nume-

ro di anni di servizio.

Le modifiche saranno applicabili retroattivamente, previa

omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1°

gennaio 2015. La Società sta valutando gli impatti derivanti

dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.

> “Annual improvements to IFRSs 2010-2012 cycle”, emesso a

dicembre 2013. Contiene modifiche formali e chiarimenti a

princípi già esistenti che, si ritiene, non avranno impatti si-

gnificativi per la Società. In particolare, sono stati modificati


- “IFRS 2 – Pagamenti basati sulle azioni”; la modifica chia-

risce il significato delle “vesting conditions” definendo

separatamente le “performance conditions” e le “service

conditions”. Le modifiche saranno applicabili prospetti-

camente, previa omologazione, ai pagamenti basati su

azioni la cui data di assegnazione coincide o è successiva

al 1° luglio 2014;

- “IFRS 3 – Aggregazioni aziendali”; la modifica chiarisce

come deve essere classificata e valutata un’eventuale con-

tingent consideration pattuita nell’ambito di una business

combination. In particolare, la modifica chiarisce che se

la contingent consideration rappresenta uno strumento

finanziario, deve essere classificata come passività finan-

ziaria o come strumento rappresentativo di capitale. Nel

primo caso, la passività è valutata al fair value e le relative

variazioni sono rilevate a conto economico in conformità

all’IFRS 9. Le contingent consideration che non rappre-

sentano strumenti finanziari sono valutate al fair value e

le relative variazioni sono rilevate a conto economico. Le

modifiche saranno applicabili prospetticamente, previa

omologazione, alle aggregazioni aziendali la cui data di

acquisizione coincide o è successiva al 1° luglio 2014;

- “IFRS 8 – Settori operativi”; la modifica introduce ulterio-

re informativa da presentare in bilancio. In particolare,


dovrà essere fornita una breve descrizione circa il modo

in cui i settori sono stati aggregati e quali indicatori eco-

nomici sono stati considerati nel determinare se i settori

operativi hanno caratteristiche economiche similari. La

modifica sarà applicabile, previa omologazione, a partire

dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2015;

- “IFRS 13 – Valutazione del fair value”; la modifica chiari-

sce, nell’ambito delle basis for conclusions del principio,

che lo IASB non intende modificare i criteri di valutazione

dei crediti e dei debiti a breve termine;

- “IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari”; la modifica

chiarisce che quando un elemento degli immobili, im-

pianti e macchinari è rivalutato, il suo valore di carico

“lordo” è adeguato in maniera consistente con la rivalu-

tazione; inoltre, chiarisce che l’ammortamento cumulato

è calcolato come differenza tra il valore di carico “lordo”

e il valore di carico dopo aver tenuto in considerazione

ogni perdita di valore cumulata. Le modifiche saranno

applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi

che hanno inizio il 1° gennaio 2015. In particolare, saran-

no applicabili alle rivalutazioni riconosciute nell’esercizio

chiuso al 31 dicembre 2015 e nell’esercizio immediata-

mente precedente;

- “IAS 24 – Informativa di bilancio sulle operazioni con par-

ti correlate”; la modifica chiarisce che è parte correlata

anche la società (od ogni membro di un gruppo di cui

è parte) che presta, alla società o alla sua controllante,

servizi resi da dirigenti con responsabilità strategica (c.d.

“management entity”). La modifica inoltre, introduce in-

formativa inerente a tale tipologia di parte correlata. Le

modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a

partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2015;

- “IAS 38 – Attività immateriali”; la modifica chiarisce che

quando un’attività immateriale è rivalutata, il suo valore

di carico “lordo” è adeguato in maniera consistente con

la rivalutazione; inoltre, chiarisce che l’ammortamento

cumulato è calcolato come differenza tra il valore di cari-

co “lordo” e il valore di carico dopo aver tenuto in consi-

derazione ogni perdita di valore cumulata. Le modifiche

saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli

esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2015. In partico-

lare, saranno applicabili alle rivalutazioni riconosciute

nell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015 e nell’esercizio

immediatamente precedente.

> “Annual improvements to IFRSs 2011-2013 cycle”, emesso a

dicembre 2013. Contiene modifiche formali e chiarimenti a

princípi già esistenti che, si ritiene, non avranno impatti si-

gnificativi per il Gruppo. In particolare, sono stati modificati


- “IFRS 3 – Aggregazioni aziendali”; la modifica chiarisce

che l’IFRS 3 non si applica, nel bilancio del joint arrange-

ment, per la rilevazione contabile della creazione di ogni

tipo di joint arrangement (ex IFRS 11). La modifica sarà

applicabile prospetticamente, previa omologazione, a


- “IFRS 13 – Valutazione del fair value”; la modifica chiari-

sce che l’eccezione prevista dal principio di valutare le at-

tività e le passività finanziarie basandosi sull’esposizione

netta di portafoglio si applica anche a tutti i contratti che

rientrano nell’ambito di applicazione dello IAS 39/IFRS 9

anche se non soddisfano i requisiti previsti dallo IAS 32

per essere classificati come attività/passività finanziarie.

La modifica sarà applicabile, previa omologazione, a par-

tire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2015. In

particolare, sarà applicabile prospetticamente a partire

dalla data in cui il Gruppo ha applicato per la prima volta

l’IFRS 13;

- “IAS 40 – Investimenti immobiliari”; la modifica dispone

che un immobile detenuto da un locatario mediante un

leasing operativo può essere qualificato come investi-

mento immobiliare se l’immobile avrebbe altrimenti sod-

disfatto i requisiti previsti dal principio per essere quali-

ficato come tale e se il locatario valuta tali investimenti

al fair value. La modifica, inoltre, chiarisce che quando

una società acquista un investimento immobiliare deve

valutare se tale acquisto rappresenti una business combi-

nation secondo quanto disposto dall’IFRS 3. La modifica

relativa agli immobili detenuti mediante un leasing sarà

applicabile retroattivamente, previa omologazione, a


la modifica relativa all’acquisizione di un investimento

immobiliare sarà applicabile prospetticamente, previa

omologazione, alle acquisizioni successive al 1° gennaio

2015.

4Gestione dei rischi finanziari

Enel Green Power SpA, nell’esercizio delle proprie attività di

holding industriale, è esposta a diversi rischi quali il rischio di

mercato, il rischio di credito e il rischio liquidità.

Il rischio di mercato deriva dall’esposizione alle fluttuazioni

delle variabili macroeconomiche quali i tassi di interesse, i tassi

89

di cambio tra l’euro e le altre valute nelle quali opera l’impre-

sa, nonché i prezzi delle commodity; il rischio credito deriva

dalla possibilità di default di una controparte, mentre il rischio

liquidità deriva dalla possibile mancanza di risorse finanziarie

per far fronte agli impegni assunti sia nel breve sia nel lungo

termine.

Rischio di mercatoIl rischio di mercato consiste nella possibilità che le variazioni

dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle com-

modity possano influire negativamente sul valore delle attivi-

tà, delle passività o dei flussi di cassa attesi.

Il rischio tasso di interesse è connesso alla variabilità degli

oneri finanziari relativi all’indebitamento a lungo termine in-

dicizzato a tasso variabile. Nell’ambito dell’attività di vendita

a termine dell’energia attraverso indicizzazioni al prezzo delle

commodity energetiche denominate in dollari statunitensi, la

Società è esposta contemporaneamente al rischio commodi-

ty e al rischio tasso di cambio. Per contenere tali esposizioni

all’interno dei limiti definiti nell’ambito delle politiche di ge-

stione del rischio, Enel Green Power SpA stipula contratti deri-

vati over the counter (OTC); in particolare, la controparte per le

operazioni in derivati su commodity è Enel Trade SpA, mentre

per le operazioni in derivati su tasso di interesse e di cambio è

la controllante Enel SpA.

Le operazioni che, nel rispetto delle politiche di gestione del

rischio, soddisfano i requisiti imposti dai princípi contabili per

il trattamento in hedge accounting sono designate “di coper-

tura”, mentre quelle che non soddisfano i requisiti richiesti dai

princípi contabili di riferimento sono classificate “di trading”,

ancorché da un punto di vista gestionale siano state stipulate

per finalità di copertura.

Enel Green Power SpA non stipula contratti derivati ai fini spe-

culativi.

Il fair value di un contratto derivato, che rappresenta il corri-

spettivo per l’eventuale estinzione anticipata alla data di rile-

vazione, è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per

gli strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value

degli strumenti non quotati in mercati regolamentati è deter-

minato mediante modelli di valutazione appropriati per cia-

scuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati

di mercato relativi alla data di chiusura dell’esercizio contabile

(quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatilità) attualizzan-

do i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse

di mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in

divise diverse dall’euro ai cambi di fine esercizio forniti dalla

Banca Centrale Europea.

Il valore nozionale di un derivato è l’importo contrattuale in

base al quale sono scambiati i differenziali; tale ammontare può

essere espresso sia in base a un valore sia in base a quantità

(quali per esempio tonnellate, convertite in euro moltiplican-

do l’ammontare nozionale per il prezzo fissato). Gli ammontari

espressi in valute diverse dall’euro sono convertiti in euro appli-

cando il tasso di cambio in essere alla data di bilancio.

Gli importi nozionali dei derivati di seguito riportati non rap-

presentano importi scambiati fra le parti e di conseguenza

non sono una misura dell’esposizione creditizia della Società.

Rischio tasso di interesseIl duplice obiettivo di riduzione dell’ammontare di indebita-

mento finanziario soggetto alla variazione dei tassi di inte-

resse e di riduzione del costo della provvista viene raggiunto

ponendo in essere, tramite la controllante Enel SpA, contratti

di interest rate swap, che prevedono lo scambio, a intervalli di

tempo specificati, di flussi di interesse a tasso variabile contro

flussi di interesse a tasso fisso, concordato tra le parti, entram-

bi calcolati su un medesimo capitale nozionale di riferimento;

la scadenza dei contratti derivati non eccede la scadenza della

passività finanziaria sottostante.

Nella seguente tabella vengono forniti, alle date del 31 dicem-

bre 2013 e del 31 dicembre 2012, il nozionale e il fair value

dei contratti derivati su tasso di interesse con evidenza della

tipologia contrattuale.

Milioni di euro Nozionale Fair value

Derivati su tasso di interesse al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012

Interest rate swap 595 391 (6) (25)

Nella seguente tabella vengono forniti, alle date del 31 dicem-

bre 2013 e del 31 dicembre 2012, il nozionale e il fair value

dei contratti derivati su tasso di interesse con ulteriore eviden-

za del trattamento contabile adottato. Il derivato classificato

come di trading è stato negoziato nel 2012 da Enel Green

Power SpA con Enel SpA, per conto della sua controllata Ener-

gia Eolica Srl.


Milioni di euro Nozionale asset Fair value asset Nozionale liability Fair value liability

Derivati su tasso di interesseal

31.12.2013al

31.12.2012al

31.12.2013al

31.12.2012al

31.12.2013al

31.12.2012al

31.12.2013al

31.12.2012

Derivati di cash flow hedge interest rate swap 160 - 6 - 385 337 (12) (25)

Derivati trading interest rate swap 25 27 1 1 25 27 (1) (1)

Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa non attualizzati attesi negli esercizi a venire relativi ai predetti strumenti

finanziari derivati.

Milioni di euro Fair value Stratificazione dei flussi di cassa attesi

Derivati su tasso al 31.12.2013 2014 2015 2016 2017 2018 Oltre

Derivati di cash flow hedge con fair value positivo 6 (3) (2) (1) - 1 14

Derivati di cash flow hedge con fair value negativo (12) (8) (6) (3) (1) - 8

Derivati di trading con fair value positivo 1 - - - - - (1)

Derivati di trading con fair value negativo 1 - - - - - 1

L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile non coperto

dal rischio di tasso di interesse rappresenta il principale elemen-

to di rischio per l’impatto negativo che potrebbe verificarsi sul

Conto economico, in termini di maggiori oneri finanziari, con-

seguentemente a un aumento dei tassi di interesse di mercato.

In base all’analisi dell’indebitamento di Enel Green Power SpA,

si rileva che al 31 dicembre 2013 il 27% dell’indebitamento a

medio e lungo termine è a tasso variabile e risulta coperto al

100% da operazioni in derivati su tasso di interesse (interest

rate swap).

Al 31 dicembre 2013, se i tassi di interesse a tale data fossero

stati di 25 punti base più alti, a parità di ogni altra variabile, il

patrimonio netto sarebbe stato più alto di 9 milioni a di euro a

seguito dell’incremento del fair value dei derivati su tassi di cash

flow hedge. Al 31 dicembre 2013, se i tassi di interesse a tale

data fossero stati di 25 punti base più bassi, a parità di ogni altra

variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 9 milio-

ni di euro a seguito del decremento del fair value dei derivati su

tassi di cash flow hedge.

La variabilità dei tassi di interesse non produce effetti a Con-

to economico in termini di oneri finanziari grazie alle coper-

ture eseguite.

Rischio tasso di cambioAl fine di ridurre il rischio di cambio derivante da attività, pas-

sività e flussi di cassa previsti in divisa estera, Enel Green Power

SpA stipula con Enel SpA contratti forward allo scopo di copri-

re i flussi di cassa in valute diverse dall’euro. Generalmente la

scadenza dei contratti forward non eccede i 12 mesi.

La Società ha contratto esclusivamente debito espresso nella

propria divisa funzionale, ossia in euro, pertanto non si confi-

gura l’esistenza di una esposizione al rischio tasso di cambio.

Al 31 dicembre 2013 risultano in essere i seguenti contratti

forward:


Derivati su cambi al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012

Forward 1 - - -

Nella seguente tabella vengono forniti, alla data del 31 dicembre 2013 e del 31 dicembre 2012, il nozionale e il fair value dei

contratti derivati su tasso di cambio suddivisi per trattamento contabile adottato e tipologia di strumento.

Migliaia di euro Nozionale asset Fair value asset Nozionale liability Fair value liability

Derivati su cambi al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012

Derivati di trading: - - - - 1 - - -

forward - - - - 1 - - -

Totale derivati su tasso di cambio - - - - 1 - - -

91

Rischio prezzo energiaCon l’obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi

dell’energia vengono utilizzate varie tipologie di contratti de-

rivati, in particolare contratti per differenza (CFD) e swap.

L’esposizione al rischio legata alla variazione del prezzo dell’e-

nergia deriva essenzialmente dall’attività di vendita di energia

a prezzo variabile (vendite in Borsa) dell’energia prodotta da

impianti non qualificati IAFR. In relazione all’energia venduta

sulla Borsa dell’energia elettrica, Enel Green Power SpA ricorre

alla stipula di “Contratti per differenza (CFD) a due vie” con

Enel Trade SpA, nei quali le differenze sono regolate a favo-

re della controparte nel caso in cui il Prezzo Unico Nazionale

(PUN) superi il prezzo strike, e a favore di Enel Green Power

SpA nel caso contrario. Per tali contratti non è previsto un

premio fisso, e vengono stipulati tipicamente nell’anno prece-

dente la consegna dell’energia.

L’esposizione residua, derivante dalle vendite sulla Borsa non

coperte da CFD a due vie, può essere valutata e gestita in fun-

zione di maggiore certezza in merito ai volumi di produzione

attesi, attraverso eventuali ulteriori operazioni di copertura a

più breve scadenza.

Nella tabella seguente vengono forniti il nozionale e il fair va-

lue dei contratti derivati su commodity in essere al 31 dicem-

bre 2013 e al 31 dicembre 2012.


al 31.12.2013 al 31.12.2012 al 31.12.2013 al 31.12.2012

Derivati di cash flow hedge

CFD a due vie con Enel Trade SpA (breve) 435 135 (2) 2

CFD a due vie con Enel Trade SpA (lungo) - 9 - -

Totale derivati di cash flow hedge 435 144 (2) 2

TOTALE DERIVATI SU COMMODITY 435 144 (2) 2

Nella seguente tabella vengono forniti, alla data del 31 dicembre 2013 e del 31 dicembre 2012, il nozionale e il fair value dei

contratti derivati su commodity suddivisi per trattamento contabile adottato e tipologia di strumento.

Milioni di euro Nozionale asset Fair value asset Nozionale liability Fair value liability

al 31.12.2013

al 31.12.2012

al 31.12.2013

al 31.12.2012

al 31.12.2013

al 31.12.2012

al 31.12.2013

al 31.12.2012


CFD a due vie con Enel Trade SpA (breve) 435 135 (2) 2 - - - -

CFD a due vie con Enel Trade SpA (lungo) - 9 - - - - - -

Totale derivati di cash flow hedge 435 144 (2) 2 - - - -

TOTALE DERIVATI SU COMMODITY 435 144 (2) 2 - - - -

Si precisa che la Società analizza tutti i contratti di compraven-

dita di energia elettrica conclusi, al fine di individuare se gli

stessi si qualifichino come un contratto derivato da valutare ai

sensi dello IAS 39 o se lo stesso, pur non configurandosi come

un contratto derivato, contenga eventuali derivati impliciti

che debbano essere valutati ai sensi dello IAS 39.

Al momento non sono emersi derivati impliciti da scorporare,

mentre i contratti che si qualificano come derivati sono coe-

rentemente valutati.

Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa attesi negli

esercizi futuri relativi ai predetti strumenti finanziari derivati.

Milioni di euro Fair value Stratificazione dei flussi di cassa attesi

al 31.12.2013 2014 2015 2016 2017 2018 oltre


CFD a due vie con Enel Trade SpA (breve) (2) (2) - - - - -


Nella successiva tabella è indicato il fair value che tali contratti

assumerebbero nel caso di un incremento e di un decremento

del 10% dei prezzi delle commodity energetiche sottostanti il

modello di valutazione dei prezzi dell’energia del mercato in

Italia, nel caso dei CFD, e delle quotazioni dei fattori di rischio

sottostanti, nel caso dei derivati su combustibili.

Milioni di euro Fair value

al 31.12.2013 al 31.12.2012


Decremento 10% (breve) 9 15

Decremento 10% (lungo) - 1

CFD a due vie con Enel Trade SpA (breve) (2) 2

CFD a due vie con Enel Trade SpA (lungo) - -

Incremento 10% (breve) (11) (11)

Incremento 10% (lungo) - (1)

Decremento 10% - -

Derivati su commodity verso Enel Trade SpA - -

Incremento 10% - -

Totale derivati di cash flow hedge (2) 2

Decremento 10% - -

Derivati su commodity verso Enel Trade SpA - -

Incremento 10% - -

Totale derivati di trading - -

TOTALE DERIVATI SU COMMODITY (2) (2)

Rischio di credito Enel Green Power SpA è caratterizzata da significative con-

centrazioni del rischio del credito verso entità del Gruppo

Enel e verso le proprie controllate. Nell’ambito della propria

attività la Società impegna solo in via residuale linee di credi-

to commerciali verso controparti esterne; inoltre, effettua un

controllo regolare sulla esposizione delle controparti com-

merciali.

Inoltre, al fine di mitigare l’esposizione al rischio di credito,

Enel Green Power può fare ricorso alla acquisizione di garan-

zie bancarie e/o al factoring.

Nel corso del 2012, ai fini di una migliore gestione del rischio di

credito e di altri minori, anche in considerazione del peggiora-

mento dello scenario macroeconomico, Enel Green Power ha

effettuato alcune operazioni di cessione senza rivalsa di atti-

vità per certificati verdi a fronte delle quali si è spogliata della

maggior parte dei rischi, e in particolare del rischio di credito, a

esse associati e pertanto sono state oggetto di rimozione con-

tabile.

Un’indicazione quantitativa sintetica dell’esposizione massi-

ma al rischio di credito è desumibile dal valore contabile delle

attività finanziarie espresse al lordo di eventuali fondi di sva-

lutazione.

Al 31 dicembre 2013 l’esposizione massima al rischio di cre-

dito ammonta a 485 milioni di euro (725 milioni di euro al 31

dicembre 2012) ed è composta come di seguito dettagliato.

Milioni di euro

al 31.12.2013 al 31.12.2012 Variazione

Crediti finanziari e titoli a medio e lungo termine 21 23 (2)

Attività finanziarie non correnti 6 2 4

Crediti commerciali (1) 408 656 (248)

Crediti finanziari e titoli a breve termine 49 41 8

Attività finanziarie correnti 1 3 (2)

Totale 485 725 (240)

(1) Di cui 399 milioni di euro verso parti correlate.

93

Rischio di liquidità Per la gestione del rischio di liquidità Enel Green Power si av-

vale dei servizi di gestione della tesoreria erogati da Enel SpA

e del ricorso alle linee di credito.

La previsione dei fabbisogni di liquidità è determinata sulla

base dei flussi di cassa previsti dall’ordinaria gestione azien-

dale. Questi ultimi, unitamente alla disponibilità di linee di

credito, assicurano la disponibilità dei fabbisogni di liquidità.

La misura e il controllo del rischio di liquidità sono assicurati

dal costante monitoraggio di specifici indicatori.

Gestione del capitale proprioGli obiettivi della Società nella gestione del capitale sono ispi-

rati alla creazione di valore per l’azionista, alla garanzia degli

interessi degli stakeholder e alla salvaguardia della continuità

aziendale, nonché al mantenimento di un adeguato livello di

patrimonializzazione e di equilibrio finanziario, coerentemen-

te con gli obiettivi strategici definiti dalla controllante tesi a

supportare efficientemente lo sviluppo dell’attività aziendale.

5Rideterminazione dei dati comparativi al 31 dicembre 2012

L’applicazione obbligatoria di un principio contabile di nuova

applicazione (IAS 19/R) e dell’IFRS 5 per la cessione di Enel.si

(discontinued operations) e la modifica volontaria del criterio

di rappresentazione dei contributi per incentivi (certificati ver-

di) hanno comportato la necessità di modificare i dati com-

parativi relativi al bilancio dell’esercizio precedente come di

seguito illustrato.

Effetto IAS 19/RA seguito dell’applicazione, a partire dal 1° gennaio 2013 con

efficacia retrospettica, della nuova versione del principio con-

tabile “IAS 19/R – Benefíci per i dipendenti”, si evidenziano i

principali effetti che impattano sui risultati economici e patri-

moniali dell’esercizio 2012 inclusi ai soli fini comparativi nel

presente bilancio:

> non essendo più applicabile il c.d. “corridor approach”, tut-

ti gli utili e perdite attuariali sono rilevati direttamente a

patrimonio netto; pertanto, sono stati rilevati a patrimonio

netto gli utili e le perdite attuariali non rilevati in applica-

zione del predetto metodo (per 4 milioni di euro), con con-

seguente rettifica delle rispettive passività per benefíci ai

dipendenti iscritte nello Stato patrimoniale al 31 dicembre

2012. Su entrambe le variazioni sono stati calcolati gli ef-

fetti fiscali teorici;

> non essendo più consentito il differimento della rilevazione

contabile a conto economico del past service cost, la quota

di costo relativa a prestazioni di lavoro passate non ancora

rilevata è stata iscritta interamente nel patrimonio netto,

al netto degli effetti fiscali teorici, con contropartita la

relativa passività per benefíci ai dipendenti. In particolare,

tale ultima voce è stata rideterminata al 1° gennaio 2013

anche per tenere conto del past service cost non rilevato,

pari a 39 milioni di euro, associato al piano di accompagna-

mento graduale al pensionamento emesso in Italia alla fine

del 2012.

Si rileva inoltre che l’impatto sullo Stato patrimoniale al 31 di-

cembre 2011 è trascurabile, per cui non è stato riportato.

Certificati verdiA seguito della modifica volontaria del criterio di rappresenta-

zione dei contributi per incentivi si è proceduto alla riclassifica

dei certificati verdi dalla voce “Ricavi delle vendite e delle pre-

stazioni” alla voce “Altri ricavi e proventi” (221 milioni di euro

nel 2012) e il valore dei certificati verdi maturati e non ancora

accreditati sul conto di proprietà è stato riclassificato dalla voce

“Crediti commerciali” alla voce “Altre attività non finanziarie

correnti” (64 milioni di euro al 31 dicembre 2012 e 45 milioni di

euro al 1° gennaio 2012).

Cessione Enel.Si SrlA seguito della cessione, avvenuta con data di efficacia 1°

luglio 2013, dell’intero capitale di Enel.si Srl, società intera-

mente posseduta da Enel Green Power, a Enel Energia SpA,

società della Divisione Generazione, Energy Management e

Mercato Italia del Gruppo Enel, la plusvalenza realizzata con

la cessione delle quote nel capitale sociale della stessa è stata

classificata nelle discontinued operations (72 milioni di euro),

al netto del relativo effetto fiscale (1 milione di euro), avu-

to riguardo al fatto che la transazione, benché realizzata fra

entità del Gruppo Enel, è fondata su presupposti che hanno

sostanza economica.






















Nelle tabelle seguenti sono evidenziate le variazioni allo

schema di Stato patrimoniale e al Conto economico a fron-

te di tali sopracitate modifiche, inclusive degli effetti fiscali

a esse relative.

Euro

ATTIVITà Note al 31.12.2012 Effetti IAS 19/R Certificati verdi al 31.12.2012

restated


Immobili, impianti e macchinari 13 4.589.184.518 - - 4.589.184.518

Attività immateriali 14 14.629.098 - - 14.629.098

Attività per imposte anticipate 16 131.923.551 14.620.470 - 146.544.021

Partecipazioni 17 4.487.609.605 - - 4.487.609.605

Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine 18 23.196.186 - - 23.196.186

Attività finanziarie non correnti 19 1.567.523 - - 1.567.523

Altre attività non correnti 20 16.670.185 - - 16.670.185

9.264.780.666 14.620.470 - 9.279.401.136

Attività correnti

Rimanenze 21 15.013.789 - - 15.013.789

Crediti commerciali 22 719.968.218 - (64.181.061) 655.787.157

Crediti per imposte sul reddito 23 4.664.479 - - 4.664.479

Crediti finanziari e titoli a breve termine 24 41.267.678 - - 41.267.678

Attività finanziarie correnti 25 3.373.317 - - 3.373.317

Altre attività correnti 26 66.629.969 - 64.181.061 130.811.030

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 27 7.547.696 - - 7.547.696

858.465.146 - - 858.465.146

TOTALE ATTIVO 10.123.245.812 14.620.470 - 10.137.866.282

95

Euro

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà Note al 31.12.2012 Effetti IAS 19/R Certificati verdi al 31.12.2012

restated

Capitale sociale 1.000.000.000 - - 1.000.000.000

Riserve 4.658.244.984 (2.380.854) - 4.655.864.130

Utili e perdite accumulate 614.117.196 - - 614.117.196

Utile dell’esercizio 235.535.991 (25.792.362) - 209.743.629

TOTALE PATRIMONIO NETTO 28 6.507.898.171 (28.173.216) - 6.479.724.955


Finanziamenti a medio/lungo termine 29 2.044.618.182 - - 2.044.618.182

TFR e altri benefíci ai dipendenti 30 40.556.938 42.793.686 - 83.350.624

Fondi rischi e oneri 31 42.953.594 - - 42.953.594

Passività per imposte differite 16 8.803.208 - - 8.803.208

Passività finanziarie non correnti 32 29.046.831 - - 29.046.831

Altre passività non correnti 33 37.124.003 - - 37.124.003

2.203.102.756 42.793.686 - 2.245.896.442

Passività correnti

Finanziamenti a breve termine 34 760.575.220 - - 760.575.220

Quote correnti dei finanziamenti a medio/lungo termine 29 40.495.054 - - 40.495.054

Quote correnti dei fondi a lungo termine e fondi a breve termine 31 845.360 - - 845.360

Debiti commerciali 35 422.227.137 - - 422.227.137

Debiti per imposte sul reddito 36 1.615.388 - - 1.615.388

Altre passività correnti 37 109.141.160 - - 109.141.160

Passività finanziarie correnti 38 77.345.566 - - 77.345.566

1.412.244.885 - - 1.412.244.885

TOTALE PASSIVITà 3.615.347.641 42.793.686 - 3.658.141.327

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà 10.123.245.812 14.620.470 - 10.137.866.282

Euro

Note 2012 IAS 19/R Certificati verdi Cessione Enel.si 2012 restated

Ricavi e proventi

Ricavi delle vendite e prestazioni 6.a 1.254.212.965 - (220.657.038) - 1.033.555.927

Altri ricavi e proventi 6.b 29.853.134 - 220.657.038 - 250.510.172

(Subtotale) 1.284.066.099 - - - 1.284.066.099

Costi

Materie prime e materiali di consumo 7.a 104.505.100 - - - 104.505.100

Servizi 7.b 211.361.220 - - - 211.361.220

Costo del personale 7.c 140.779.219 39.177.289 - - 179.956.508

Ammortamenti e perdite di valore 7.d 333.484.513 - - - 333.484.513

Altri costi operativi 7.e 50.532.907 - - - 50.532.907

Costi per lavori interni capitalizzati 7.f (34.042.167) - - - (34.042.167)

(Subtotale) 806.620.792 39.177.289 - - 845.798.081

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity 8 (5.190.673) - - - (5.190.673)

Utile operativo 472.254.634 (39.177.289) - - 433.077.345

Proventi da partecipazioni 9 42.374.268 - - (16.200.425) 26.173.843

Proventi finanziari 10 11.671.611 - - - 11.671.611

Oneri finanziari 10 (98.468.781) - - - (98.468.781)

(Subtotale) (44.422.902) - - (16.200.425) (60.623.327)

Utile prima delle imposte 427.831.732 (39.177.289) - (16.200.425) 372.454.018

Imposte 11 (192.295.741) 13.384.927 - 307.808 (178.603.006)

Utile delle continuing operations 235.535.991 (25.792.362) - (15.892.617) 193.851.012

Utile delle discontinued operations 12 - - - 15.892.617 15.892.617

Utile dell’esercizio 235.535.991 (25.792.362) - - 209.743.629

Gli effetti sul Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’e-

sercizio e sul Rendiconto finanziario si limitano invece a talune

riclassifiche tra le diverse componenti, in linea con quanto evi-

denziato nel prospetto di Stato patrimoniale.

Gli effetti relativi al 1° gennaio 2012, ove esistenti, sono stati

riportati nei rispettivi paragrafi.


Informazioni sul Conto economico

Ricavi e proventi

6.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 959 milioni

Milioni di euro

2013di cui con

parti correlate 2012 restateddi cui con

parti correlate Variazione

Energia 865 865 872 872 (7)

Altre vendite e prestazioni 94 94 162 162 (68)

Totale 959 1.034 (75)

I ricavi per “Energia”, pari a 865 milioni di euro (872 milioni

di euro nel 2012 restated) e interamente riferibili ai rapporti

con le parti correlate, riflettono i quantitativi di energia ven-

duti nell’esercizio, pari a 12.905 GWh (11.289 GWh nel 2012

restated), e si riferiscono principalmente:

> per 414 milioni di euro a 6.206 GWh di energia venduti in

Borsa (462 milioni di euro a 6.154 GWh nel 2012 restated);

> per 399 milioni di euro a 6.254 GWh di energia venduta a

Enel Trade SpA tramite contratti bilaterali (253 milioni di

euro a 3.374 GWh nel 2012 restated verso Enel Trade SpA e

117 milioni di euro a 1.532 GWh verso Enel Produzione SpA);

> per 25 milioni di euro a 296 GWh venduti al Gestore dei Ser-

vizi Energetici (GSE) a prezzo incentivato (21 milioni di euro a

229 GWh nel 2012 restated).

I ricavi per energia comprendono, inoltre, per 18 milioni di

euro i ricavi per energia incentivata derivante dal Conto Ener-

gia (12 milioni di euro nel 2012 restated) e per 6 milioni di euro

i ricavi per CCP (Corrispettivo Corretta Previsione) (7 milioni di

euro nel 2012 restated), introdotto con la delibera dell’Auto-

rità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) 5/2010 al fine di in-

centivare la corretta pianificazione delle immissioni in rete da

parte dei produttori da fonti rinnovabili.

La voce “Altre vendite e prestazioni”, pari a 94 milioni di euro

(162 milioni di euro nel 2012 restated), si riferisce:

> per 62 milioni di euro alle attività connesse alla progetta-

zione, realizzazione e messa in esercizio degli impianti per

le società del Gruppo controllate da Enel Green Power SpA

(112 milioni di euro nel 2012 restated); la riduzione riflette

la conclusione dell’attività di realizzazione e messa in eser-

cizio degli impianti delle società controllate;

> per 32 milioni di euro ai ricavi per management fee e altri

servizi di coordinamento effettuati per le società controlla-

te da Enel Green Power (invariati rispetto al 2012 restated).

I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono così suddivisi per

area geografica:

Milioni di euro


Italia 889 947 (58)

UE 17 54 (37)

Nord America 14 7 7

Centro e Sud America 38 26 12

Sudafrica 1 - 1

Totale 959 1.034 (75)

97

6.b Altri ricavi e proventi - Euro 316 milioni

Milioni di euro

2013di cui con



Certificati verdi 295 295 221 221 74

Altri ricavi e proventi 21 7 30 7 (9)

Totale 316 251 65

La voce “Certificati verdi ”, pari a 295 milioni di euro (compren-

sivi di una sopravvenienza passiva di 2 milioni di euro), si rife-

risce ai ricavi per certificati verdi (CV) assegnati su 3.346 GWh

di energia prodotta da impianti qualificati IAFR (221 milioni di

euro i ricavi per CV assegnati su 2.739 GWh nel 2012 restated).

Tali ricavi sono attribuibili per 137 milioni di euro ai 1.589

GWh prodotti da impianti geotermoelettrici qualificati IAFR

(113 milioni di euro per 1.404 GWh nel 2012 restated), per

87 milioni di euro ai 958 GWh prodotti da impianti eolici

(59 milioni di euro per 734 GWh nel 2012 restated) e per 73

milioni di euro ai 799 GWh prodotti da impianti idroelettrici

qualificati IAFR (48 milioni di euro per 601 GWh nel 2012

restated).

Tali ricavi si riferiscono per 196 milioni di euro a CV già ven-

duti (a un prezzo medio unitario di 88,38 euro/MWh), per 79

milioni di euro agli 883 GWh di CV maturati ma non ancora

accreditati sul conto titoli di Enel Green Power (valorizzati a un

prezzo unitario di 89,29 euro/MWh) e per 22 milioni di euro ai

249 GWh di CV accreditati sul conto titoli di Enel Green Power

ma non ancora venduti (valorizzati a un prezzo medio unitario

di 89,21 euro/MWh).

La voce “Altri ricavi e proventi” accoglie principalmente:

> per 6 milioni di euro il riaddebito dei costi del personale

(7 milioni di euro nel 2012 restated) principalmente alle

controllate del Centro e Sud America (2 milioni di euro nel

2013 e nel 2012 restated), a Enel Green Power North Ame-

rica (2 milioni di euro nel 2013 e nel 2012 restated) a Enel

Green Power España (1 milione di euro nel 2013 e nel 2012

restated) e a 3SUN Srl (1 milione di euro nel 2013 e nel 2012

restated);

> per 5 milioni di euro i corrispettivi ricevuti principalmente

da terzi (enti, consorzi e acquedotti) per l’attingimento

dell’acqua dalle centrali idroelettriche e dai bacini di pro-

prietà di Enel Green Power SpA (5 milioni di euro nel 2012

restated);

> per 5 milioni di euro i proventi per cessione energia termica

rilevati a fronte di contratti per teleriscaldamento con privati,

aziende ed enti pubblici (4 milioni di euro nel 2012 restated).

Costi

7.a Materie prime e materiali di consumo - Euro 72 milioni

Milioni di euro

2013di cui con



Energia elettrica 27 27 18 18 9

Materiali e apparecchi non destinati a magazzino 25 63 (38)

Materiali e apparecchi destinati a magazzino 8 6 2

Altri acquisti di materie prime e materiali di consumo 12 16 18 16 (6)

Totale 72 105 (33)

Costi per materie prime capitalizzati 3 3

La voce “Energia elettrica” si riferisce principalmente:

> per 8 milioni di euro all’energia acquistata da Terna SpA (8

milioni di euro nel 2012 restated) e per 12 milioni di euro

all’energia acquistata dal GME SpA (4 milioni di euro nel

2012 restated);

> per 5 milioni di euro all’energia acquistata da Enel Energia


SpA per il funzionamento dei servizi ausiliari di centrale,

direttamente o indirettamente connessi alla produzione di

energia elettrica, per i servizi di illuminazione e per la forza

motrice (5 milioni di euro nel 2012 restated).

La voce “Materiali e apparecchi non destinati a magazzino” si

riferisce per 15 milioni di euro a materiali per la realizzazione

di impianti di altre società del Gruppo (54 milioni di euro nel

2012 restated) e per 10 milioni di euro all’acquisto di reagenti

per il funzionamento di alcuni impianti di produzione (9 milio-

ni di euro nel 2012 restated).

L’acquisto di “Materiali e apparecchi destinati a magazzino” si

riferisce principalmente all’acquisto di parti di ricambio per gli

impianti di produzione geotermica.

Gli “Altri acquisti di materie prime e materiali di consumo” si

riferiscono principalmente all’acquisto dei pannelli da socie-

tà correlate.

7.b Servizi - Euro 226 milioni

Milioni di euro

2013di cui con



Servizi 167 96 163 84 4

Godimento beni di terzi 59 5 48 5 11

Totale 226 211 15

I costi per servizi si riferiscono a società correlate per 96 milioni

di euro (84 milioni di euro nel 2012 restated) e a terzi per 71

milioni di euro (79 milioni di euro nel 2012 restated).

I costi per servizi da terzi si riferiscono principalmente:

> per 25 milioni di euro ai lavori di manutenzione e ripara-

zione degli impianti (34 milioni di euro nel 2012 restated),

che comprendono anche i costi di realizzazione di impianti

per terzi;

> per 13 milioni di euro ai corrispettivi per prestazioni pro-

fessionali e tecniche, consulenze strategiche, di direzione

e organizzazione aziendale, revisione contabile e altri costi

(11 milioni di euro nel 2012 restated);

> per 12 milioni di euro ai premi assicurativi per polizze di va-

ria natura connesse alla copertura dei rischi (12 milioni di

euro nel 2012 restated).

In particolare, i costi per servizi da società correlate si riferisco-

no principalmente:

> per 22 milioni di euro ai costi per management fee e altri

servizi di supporto prestati dalla controllante Enel SpA (28

milioni di euro nel 2012 restated);

> per 28 milioni di euro ai servizi prestati dalla società Enel

Servizi Srl relativi principalmente al “global service”, ai ser-

vizi informatici, al service amministrativo e all’amministra-

zione del personale (28 milioni di euro nel 2012 restated);

> per 9 milioni di euro ai servizi di energy management ef-

fettuati da Enel Produzione SpA (9 milioni di euro nel 2012

restated);

> per 21 milioni di euro alle fee e ai corrispettivi riconosciuti al

GME SpA per il diritto di utilizzo della capacità di trasporto

(11 milioni di euro nel 2012 restated).

I costi per “Godimento beni di terzi” si riferiscono principal-

mente ai canoni di derivazione acque, ai canoni demaniali e ai

sovraccanoni bacini imbriferi montani e rivieraschi dovuti agli

enti pubblici locali a fronte di concessioni di utilizzo di acque

pubbliche a scopo idroelettrico (54 milioni di euro nel 2013 e

48 milioni di euro nel 2012 restated).

99

7.c Costo del personale - Euro 141 milioni

Milioni di euro


Salari e stipendi 99 96 3

Oneri sociali 31 29 2

Trattamento di fine rapporto e altri benefíci 6 45 (39)

Altri costi 5 10 (5)

Totale 141 180 (39)

di cui capitalizzati (25) (27) (2)

Il costo del personale ammonta complessivamente a 141 mi-

lioni di euro, registrando un decremento di 39 milioni di euro

rispetto all’esercizio precedente da imputare essenzialmente

all’iscrizione nel 2012 restated delle passività relative al piano

di accompagnamento al pensionamento.

La voce “Salari e stipendi”, pari a 99 milioni di euro (96 milioni

di euro nel 2012 restated), si incrementa in relazione al maggior

costo medio e la maggiore consistenza media dell’esercizio per

effetto della crescita fisiologica (54 unità rispetto al 2012).

La voce “Oneri sociali”, pari a 31 milioni di euro (29 milioni di

euro nel 2012 restated), presentano un incremento di 2 mi-

lioni di euro e si riferiscono ai contributi INPS e istituti minori

per 28 milioni di euro (27 milioni di euro nel 2012 restated) e

a piani a contributi definiti a carico dell’azienda inerenti al Fo-

pen per 3 milioni di euro. La voce è composta come di seguito

dettagliato.

Milioni di euro


Oneri sociali su benefíci a breve termine 28 27 1

INAIL 1 1 -

INPS 27 26 1

Oneri sociali su programmi a contributi definiti 3 2 1

Fopen 3 2 1

Totale 31 29 2

La diminuzione del “Trattamento di fine rapporto e altri be-

nefíci” è connessa principalmente alla rilevazione degli oneri

relativi al piano di accompagnamento alla pensione, assegna-

to a taluni dipendenti in Italia a fine 2012 (pari a 43 milioni di

euro). Tale piano è stato ritirato nel mese di settembre 2013 e

conseguentemente è stato rilasciato il fondo con un impatto

positivo pari a 39 milioni di euro nel mese di dicembre 2013;

a valle della sottoscrizione con le organizzazioni sindacali

dell’accordo attuativo che definisce il numero dei dipendenti

interessati (235 unità), il programma di esodo (nel corso del

2013, del 2014 e al 1° gennaio 2015) e le prestazioni a cui il

dipendente avrà diritto, è stato accantonato nell’ambito del

fondo rischi un importo pari a 40 milioni di euro.

Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media

dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata

con quella del periodo precedente, nonché la consistenza ef-

fettiva al 31 dicembre 2013.

Consistenza

Media Finale Media Finale

2013 2012

Dirigenti 50 51 50 50

Quadri 310 316 275 294

Impiegati 895 889 847 889

Operai 638 671 631 640

Totale 1.893 1.927 1.803 1.873


7.d Ammortamenti e perdite di valore - Euro 343 milioni

Milioni di euro


Ammortamenti attività materiali 261 293 (32)

Ammortamenti attività immateriali 7 4 3

Perdite di valore 75 36 39

Totale 343 333 10

di cui capitalizzati 4 4 -

Gli “Ammortamenti delle attività materiali” si riferiscono agli im-

pianti di produzione per 235 milioni di euro (267 milioni di euro

nel 2012 restated), ai fabbricati per 24 milioni di euro (24 milioni

di euro nel 2012 restated) e ad altre attività materiali per 2 mi-

lioni di euro (2 milioni di euro nel 2012 restated). La riduzione

degli ammortamenti delle attività materiali per complessivi 32

milioni di euro è dovuta principalmente all’applicazione della

legge 134/2012 sui beni gratuitamente devolvibili applicata a

partire dal mese di settembre 2012, come commentato nella

Nota 2 “Princípi contabili e criteri di valutazione”.

La voce “Perdite di valore”, pari a 75 milioni di euro (36 milio-

ni di euro nel 2012 restated), riflette principalmente la stima

dell’adeguamento al valore recuperabile delle partecipazioni

in 3SUN (60 milioni di euro) e Geotérmica Nicaragüense (13

milioni di euro), tenuto conto delle incertezze sulle prospetti-

ve di redditività delle partecipate.

Nel corso del primo semestre 2013, infatti, il management del-

la joint venture 3SUN ha evidenziato la presenza di indicatori

di impairment, quali alcune criticità tecnologiche legate alla

fase di startup e le mutate condizioni di mercato con riferi-

mento ai prezzi di vendita dei pannelli. Sulla base di tali in-

dicatori, si è ritenuto opportuno eseguire un impairment test

al fine di verificare l’eventuale riduzione del valore contabile

degli asset aziendali.

La valutazione economico-finanziaria è stata elaborata ap-

plicando il metodo finanziario del discounted cash flow, nella

versione unlevered e con valori post imposte, al fine di stimare

l’enterprise value (EV) della cash generating unit (CGU) 3SUN

sulla base di:

> tasso di crescita alla fine del periodo esplicito: 0,5%;

> periodo esplicito dei flussi di cassa: 5 anni;

> tasso di sconto (WACC) post-tax: 7,9% nel periodo esplicito

e 9,9% alla fine del periodo esplicito;

> terminal value: perpetuity, prevedendo comunque dei costi

addizionali di mantenimento di 5 milioni di euro all’anno.

7.e Altri costi operativi - Euro 45 milioni

Milioni di euro


Accantonamenti netti a fondi per rischi e oneri 2 4 (2)

Contributi e quote associative 28 26 2

Imposte e tasse 11 9 2

Minusvalenze - 6 (6)

Altri costi operativi 4 6 (2)

Totale 45 51 (6)

I “Contributi e le quote associative” si riferiscono principal-

mente agli importi riconosciuti a Comuni, Province e Regioni,

sedi di centrali, sulla base di specifici accordi tra le parti; in

particolare, accolgono i contributi riconosciuti alla Regione

Toscana nell’ambito dell’Accordo Volontario Attuativo del

Protocollo di Intesa stipulato tra Enel e la Regione Toscana

che prevede un contributo a carico di Enel Green Power SpA

calcolato in funzione della produzione complessiva dell’an-

no precedente.

Le “Imposte e tasse” si riferiscono principalmente all’IMU (9 mi-

lioni di euro nel 2013 e 6 milioni di euro nel 2012 restated).

101

7.f Costi per lavori interni capitalizzati - Euro (32) milioni

Milioni di euro


Personale 25 27 (2)

Materiali 3 3 -

Ammortamenti 4 4 -

Totale 32 34 (2)

La voce “Personale”, in linea con i valori del 2012 restated, si

riferisce principalmente a personale dipendente impiegato

nella progettazione e realizzazione degli impianti.

La voce “Ammortamenti” si riferisce alla quota capitalizzata

degli ammortamenti relativi agli impianti di perforazione ge-

otermica.

8. Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity - Euro 22 milioni

Milioni di euro

2013di cui con



Proventi realizzati su derivati

Cash flow hedge - copertura prezzo commodity 25 25 11 11 14

Totale proventi da gestione rischio commodity 25 11 14

Oneri realizzati su derivati di trading e non copertura su prezzo commodity:

Cash flow hedge - copertura prezzo commodity (3) (3) (16) (16) 13

Totale oneri da gestione rischio commodity (3) (16) 13

PROVENTI/(ONERI) NETTI DA GESTIONE RISCHIO COMMODITY 22 (5) 27

I proventi netti da gestione rischio commodity si riferiscono interamente a oneri e proventi su contratti derivati di cash flow

hedge in essere con parti correlate chiusi al 31 dicembre 2013.

9. Proventi da partecipazioni - Euro 39 milioniI “Proventi da partecipazioni”, pari a 39 milioni di euro (26 mi-

lioni di euro nel 2012 restated), si riferiscono per:

> 32 milioni di euro ai dividendi relativi agli utili dell’eserci-

zio 2012 della società LaGeo SA de CV (partecipata da Enel

Green Power SpA al 36,2%);

> 4 milioni di euro ai dividendi della società controllata Mai-

cor Wind Srl;

> 1 milione di euro ai dividendi della società controllata Ener-

gia Eolica Srl;

> 1 milione di euro ai dividendi della società controllata Enel

Green Power Canaro Srl;

> 1 milione di euro ai dividendi della società controllata Enel

Green Power San Gillio Srl.


10. Proventi/(Oneri) finanziari netti - Euro (118) milioni

Milioni di euro

2013di cui con



Differenze positive di cambio - 1 1 (1)

Interessi e altri proventi da attività finanziarie 14 12 9 7 5

Proventi da strumenti finanziari derivati 1 1 2 2 (1)

Altri interessi attivi e proventi finanziari - - -

Totale proventi finanziari 15 12 3

Interessi e altri oneri da passività finanziarie: (122) (90) (32)

- finanziamenti a lungo termine (95) (70) (80) (60) (15)

- finanziamenti a breve termine (33) (32) (21) (14) (12)

- altri oneri finanziari (7) (6) (1)

- oneri finanziari capitalizzati 13 17 (4)

Oneri da strumenti finanziari derivati (11) (11) (8) (8) (3)

Totale oneri finanziari (133) (98) (35)

Totale proventi/(oneri) finanziari netti (118) (86) (32)

La voce “Interessi e altri oneri da passività finanziarie” registra un incremento di 32 milioni di euro dovuto al maggior indebi-

tamento medio a breve termine e all’aumento dei tassi di interesse applicati alle linee di credito a breve e a lungo termine in

essere con la finanziaria del Gruppo.

11. Imposte - Euro 204 milioni

Milioni di euro


Imposte correnti (1) 212 207 5

Rettifiche relative a esercizi precedenti (7) (9) 2

Imposte differite/(anticipate ) (1) (19) 18

Totale 204 179 25

(1) Non comprendono le imposte relative alle attività operative cessate, esposte nella voce “Utile” delle discontinued operations (1 milione di euro).

Le ”Imposte correnti”, pari a 212 milioni di euro (207 milioni

di euro nel 2012 restated), comprendono per 162 milioni di

euro la fiscalità ordinaria (158 milioni di euro nel 2012 resta-

ted) determinata applicando le aliquote in vigore per l’an-

no di imposta 2013 (27,5% per l’IRES e 4,29% per l’IRAP) e

per 50 milioni di euro (49 milioni di euro nel 2012 restated)

l’effetto dell’applicazione dell’addizionale IRES, anche det-

ta “Robin Hood Tax” (10,5% nel 2013 e 2012 restated).

Nel seguente prospetto è esposta la riconciliazione tra onere

fiscale effettivo e teorico, determinato applicando al risultato

ante imposte l’aliquota fiscale vigente nell’esercizio.

Milioni di euro

2013 2012 restated

Risultato ante imposte 495 389

Imposte teoriche 136 27,5% 107 27,5%

Addizionale IRES 52 10,5% 41 10,5%

IRAP 33 6,7% 29 7,5%

Differenze permanenti e partite minori (17) (3,0%) 2 0,5%

Imposte effettive (1) 204 41,2% 179 46,0%

(1) Non comprendono le imposte relative alle attività operative cessate, esposte nella voce “Utile” delle discontinued operations (1 milione di euro).

103

12. utile delle discontinued operations

A seguito della cessione, avvenuta con data di efficacia 1°

luglio 2013, dell’intero capitale di Enel.si Srl, società intera-

mente posseduta da Enel Green Power, a Enel Energia SpA,

la plusvalenza realizzata con la cessione delle quote nel capi-

tale sociale della stessa è stata classificata tra le discontinued

operations.



discontinued operations del Conto economico, al netto del

relativo effetto fiscale (1 milione di euro), avuto riguardo al

fatto che la transazione, benché realizzata fra entità del Grup-

po Enel, è fondata su presupposti che hanno sostanza econo-

mica. Con riferimento alla stima dell’aggiustamento prezzo,

si segnala che lo stesso diverrà definitivo solo a conclusione

del processo di verifica tra le parti della consistenza di alcune

partite specifiche, previsto per il 30 giugno 2014, così come

disposto dall’accordo siglato fra le parti.






















Informazioni sullo Stato patrimoniale

Attivo


13. Immobili, impianti e macchinari - Euro 4.774 milioni

Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativo agli esercizi 2012 e 2013 sono di seguito rappresentati.

Milioni di euroTerreni e

fabbricati Impianti e

macchinari

Attrezzature industriali e

commerciali Altri beniImmobilizzazioni in corso e acconti Totale

Costo storico 1.156 6.803 27 54 689 8.729

Fondo ammortamento (318) (3.548) (25) (44) - (3.935)

Consistenza al 31 dicembre 2011 838 3.255 2 10 689 4.794

- di cui beni gratuitamente devolvibili 749 749

Investimenti 16 87 1 1 164 269

Disinvestimenti (7) (28) - (1) (165) (201)

Passaggi in esercizio 13 136 - - (149) -

Ammortamenti (24) (267) - (1) (1) (293)

Altri movimenti - 20 - - - 20

Totale variazioni (2) (52) 1 (1) (151) (205)

- di cui ex beni gratuitamente devolvibili (19) (19)

Costo storico 1.178 7.018 28 54 539 8.817

Fondo ammortamento (342) (3.815) (25) (45) (1) (4.228)

Consistenza al 31 dicembre 2012 restated 836 3.203 3 9 538 4.589

- di cui ex beni gratuitamente devolvibili 730 730

Investimenti 11 101 - 3 179 294

Dismissioni (1) (1) - - (5) (7)

Passaggi in esercizio 21 273 - 3 (297) -

Variazioni di perimetro (1) 17 122 - - 3 142

Ammortamenti (24) (235) - (2) - (261)

Altri movimenti - 17 - - - 17

Totale variazioni 24 277 - 4 (120) 185

- di cui ex beni gratuitamente devolvibili (10) (10)

Costo storico 1.226 7.530 28 60 419 9.263

Fondo ammortamento (366) (4.050) (25) (47) (1) (4.489)

Consistenza al 31 dicembre 2013 860 3.480 3 13 418 4.774

- di cui ex beni gratuitamente devolvibili 720 720

(1) Fusione per incorporazione della società controllata Enel Green Power Portoscuso Srl con efficacia reale 1° dicembre 2013 e data di efficacia contabile e fiscale 1° gennaio 2013.

105

Nella seguente tabella vengono riportati i valori netti al 31 dicembre 2013 e al 31 dicembre 2012 restated degli immobili, im-

pianti e macchinari e delle immobilizzazioni in corso e acconti in base alla natura.

Milioni di euro

al 31.12.2013

di cui immobilizzazioni in corso e acconti

al 31.12.2012 restated

di cui immobilizzazioni in corso e acconti Variazione

Terreni e fabbricati 861 1 837 1 24


- idroelettrici 1.612 65 1.604 65 8

- geotermici 1.366 256 1.329 237 37

- eolici 633 26 525 57 108

- fotovoltaici 228 13 103 - 125

- altri 7 6 117 116 (110)

Totale impianti di produzione 3.846 366 3.678 475 168

Attrezzature e altri beni 40 26 33 22 7

Totale beni in esercizio 3.886 392 3.711 497 175

Migliorie su immobili di terzi 2 1 1

Acconti 25 25 40 40 (15)

TOTALE 4.774 418 4.589 538 185

- di cui ex beni gratuitamente devolvibili 720 730 (10)

L’incremento della voce, pari a 185 milioni di euro, è attribui-

bile sostanzialmente all’effetto combinato degli investimen-

ti (294 milioni di euro), degli ammortamenti (261 milioni di

euro) e dei disinvestimenti dell’esercizio (7 milioni di euro),

nonché della fusione per incorporazione della società control-

lata Enel Green Power Portoscuso (142 milioni di euro).

Gli “ex beni gratuitamente devolvibili” includono opere idrau-

liche fisse asservite alle concessioni di derivazione d’acqua a

uso idroelettrico che, a seguito dell’entrata in vigore della leg-

ge n. 134 del 7 agosto 2012 (“Misure urgenti per la crescita

del Paese”), pubblicata in Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto

2012, non dovranno essere trasferiti a titolo gratuito al con-

cessionario.

Di seguito vengono sintetizzati per tipologia gli investimenti

effettuati nel corso del 2013 e del 2012 restated. Tali investi-

menti, complessivamente pari a 306 milioni di euro nel 2013,

sono in aumento rispetto al 2012 restated di 20 milioni di euro.

Milioni di euro



- geotermici 178 185 (7)

- idroelettrici 59 55 4

- solari 37 41 (4)

- eolici 18 - 18

Altri investimenti operativi 14 5 9

Totale 306 286 20


14. Attività immateriali - Euro 20 milioni

Milioni di euroSoftware

tutelatiImmobilizzazioni in corso e acconti Totale

Costo storico 11 1 12

Fondo ammortamento (4) - (4)

Consistenza al 31 dicembre 2011 7 1 8

Investimenti 11 - 11

Ammortamenti (4) - (4)

Totale variazioni 7 - 7



Consistenza al 31 dicembre 2012 restated 14 1 15

Investimenti 8 4 12

Ammortamenti (7) - (7)

Totale variazioni 1 4 5



Consistenza al 31 dicembre 2013 15 5 20

I “Software tutelati” sono costituiti in prevalenza da software

per supportare esigenze gestionali e software necessari per

adeguamenti a standard aziendali.

Le “Immobilizzazioni in corso e acconti” si riferiscono a costi

capitalizzati per la realizzazione di sistemi informativi finaliz-

zati a supportare esigenze gestionali.

15. Avviamento - Euro 6 milioni

In data 28 novembre 2013 è stato depositato presso il Regi-

stro delle Imprese di Roma l’atto di fusione per incorporazio-

ne della società Enel Green Power Portoscuso Srl detenuta al

100% da Enel Green Power. Gli effetti reali della fusione de-

corrono dal 1° dicembre 2013, mentre gli effetti contabili e

fiscali sono stati imputati al bilancio della società incorporante

con efficacia retroattiva al 1° gennaio 2013. Tale operazione

ha generato un avviamento di 6 milioni di euro.

107

16. Attività/(Passività) per imposte anticipate/(differite) - Euro 144 milioni ed euro (10) milioni

Nel seguito vengono dettagliati i movimenti delle”Attività per imposte anticipate” e delle “Passività per imposte differite” per

tipologia di differenze temporali, determinati sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimenti in vigore.

Milioni di euro Incrementi con imputazione a Decrementi con imputazione a


Conto economico

Patrimonio netto

Conto economico

Patrimonio netto al 31.12.2013

Attività per imposte sul reddito anticipate

Accantonamenti per rischi e oneri a deducibilità differita 11 17 - (4) - 24

Ammortamenti di attività materiali e immateriali a deducibilità differita 104 14 - (12) - 106

TFR e altri benefíci ai dipendenti 23 5 - (19) - 9

Strumenti finanziari derivati 9 - 1 - (5) 5

Totale 147 36 1 (35) (5) 144

Passività per imposte sul reddito differite

Differenze relative ad attività materiali e immateriali 8 - - - - 8

Strumenti finanziari derivati 1 - 2 - (1) 2

Totale 9 - 2 - (1) 10

Le “Attività per imposte anticipate” e le “Passività per imposte

differite” sono determinate sulla base delle aliquote fiscali vi-

genti alla data di rientro e ammontano rispettivamente a 144

milioni di euro (147 milioni di euro al 31 dicembre 2012 re-

stated) e a 10 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre

2012 restated). Il valore delle imposte anticipate al 31 dicem-

bre 2013 è stato perciò determinato applicando aliquote del

27,5% per l’IRES (27,5% al 31 dicembre 2012), del 10,5% o del

6,5% per l’addizionale IRES per il settore energia in ragione

del probabile anno di recupero (10,5% o 6,5% per l’addizio-

nale IRES per il settore energia in ragione del probabile anno

di recupero al 31 dicembre 2012) e del 4,3% per l’IRAP (4,3%

al 31 dicembre 2012).

Le imposte anticipate e differite rimangono sostanzialmente

in linea con l’esercizio precedente.


17. Partecipazioni - Euro 5.094 milioni

Milioni di euro

Valore a bilancio al

31.12.2012Quota di

possesso % Acquisizioni Cessioni Fusioni

Ricapitalizza-zione/

Ripatrimonializ-zazione

Rettifiche di valore

Valore a bilancio al

31.12.2013Quota di

possesso %

Partecipazioni in società controllate

Enel Green Power International BV 4.113 100,00% - - - 502 - 4.615 100,00%

Enel.si Srl 9 100,00% - (9) - - - - -

Geotérmica Nicaragüense SA 13 60,00% - - - - (13) - 60,00%

Renovables de Guatemala SA 90 51,00% - - - - - 90 51,00%

Enel Green Power Portoscuso Srl 17 100,00% - - (17) - - - -

Enel Green Power Calabria Srl - 100,00% - - - 42 - 42 100,00%

Enel Green Power Puglia Srl 3 100,00% - - - - - 3 100,00%

Enel Green Power Strambino Srl - 60,00% - - - - - - 60,00%

Maicor Wind Srl 25 60,00% - - - - - 25 60,00%

Energia Eolica Srl 4 51,00% - - - - - 4 51,00%

Taranto Solar Srl 1 51,00% - - - - - 1 51,00%

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl 7 100,00% - - - - - 7 100,00%

Enel Green Power Cutro Srl 9 100,00% - - - 60 - 69 100,00%

Enel Green Power Canaro Srl 1 100,00% - - - - - 1 100,00%

Enel Green Power San Gillio Srl 2 80,00% - - - - - 2 80,00%

PH Chucas SA (1) 44 22,20% - - - - - 44 22,20%

Enel Green Power CAI Agroenergy Srl - 51,00% - - - - - - 51,00%

Parque Eólico Talinay Oriente SA (2) - - 44 - - - - 44 34,56%

Enel Green Power Finale Emilia Srl - - 8 - - - - 8 70,00%

Enel Green Power Villoresi Srl - - - - - - - - 51,00%

Partecipazioni in società collegate

LaGeo SA de Cv 75 36,20% - - - - - 75 36,20%

Terrae SpA 11 15,00% 4 - - - - 15 20,00%

Partecipazioni in società a controllo congiunto

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 11 50,00% - - - - - 11 50,00%

3SUN Srl 51 33,33% - - - 19 (60) 10 33,33%

PowerCrop Srl - - 24 - - - - 24 50,00%

Totale partecipazioni (3) 4.486 80 (9) (17) 623 (73) 5.090

(1) La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power SpA per il 22,17% e da Enel de Costa Rica SA per il 40,3%.(2) La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power SpA per il 34,56% e da Enel Green Power Chile SA per il 60,92%.(3) La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro.

109

Le “Acquisizioni” si riferiscono principalmente all’acquisizione

del controllo nelle società Parque Eólico Talinay Oriente SA

(44 milioni di euro), detenuta da Enel Green Power SpA per il

34,56% e da Enel Green Power Chile SA per il 60,92%, ed Enel

Green Power Finale Emilia Srl (8 milioni di euro), e all’acquisi-

zione del controllo congiunto in PowerCrop Srl (24 milioni di

euro), società del gruppo Maccaferri dedicata alla riconversio-

ne energetica a biomasse degli ex zuccherifici Eridania.

Le “Ricapitalizzazioni/ripatrimonializzazioni” si riferiscono

principalmente all’apporto di patrimonio alla controllata Enel

Green Power International BV (502 milioni di euro), realizza-

to al fine di dotare quest’ultima della disponibilità finanziaria

necessaria per procedere alla ripatrimonializzazione di alcune

controllate estere impegnate in attività di investimento, non-

ché agli apporti di patrimonio effettuati a beneficio di alcune

società italiane (121 milioni di euro).

Le “Cessioni” si riferiscono esclusivamente alla partecipazione

totalitaria in Enel.si (9 milioni di euro), già commentata nella

Nota 12 “Utile delle discontinued operations”, mentre le “Fu-

sioni” si riferiscono alla partecipazione in Enel Green Power

Portoscuso, già commentata nel paragrafo “Fatti di rilievo del

2013”.

Per le “Rettifiche di valore” si rinvia alla Nota 7.d, “Ammorta-

menti e perdite di valore”.

Si evidenzia, inoltre, che relativamente alla società Maicor

Wind Srl detenuta al 60% da Enel Green Power SpA, la So-

cietà si è impegnata ad acquistare da Plt Energia SpA, che ne

detiene il 40%, l’intera quota di partecipazione di proprietà

della stessa al verificarsi di alcune condizioni contrattualmen-

te definite per un importo di 9 milioni di euro sulla base di una

opzione put detenuta dalla controparte.

Nel prospetto che segue è riportato l’elenco delle partecipa-

zioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiun-

to al 31 dicembre 2013 con evidenza delle principali infor-

mazioni.

Milioni di euro Sede legale Capitale sociale Patrimonio

netto Utile/(Perdita)

2013Quota di

possesso % Valore a bilancio

Partecipazioni in società controllate

Enel Green Power International BV Olanda 245 4.564 23 100,00% 4.615

Renovables de Guatemala SA Guatemala 171 193 17 51,00% 90

Enel Green Power Calabria Srl Italia - 47 2 100,00% 42

Enel Green Power Puglia Srl Italia 1 1 (3) 100,00% 3

Enel Green Power Strambino Srl Italia - 1 - 60,00% -

Maicor Wind Srl Italia 21 29 6 60,00% 25

Energia Eolica Srl Italia 5 12 2 51,00% 4

Taranto Solar Srl Italia - 2 - 51,00% 1

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl Italia 5 3 (2) 100,00% 7

Enel Green Power Cutro Srl Italia - 71 5 100,00% 69

Enel Green Power Canaro Srl Italia - 1 1 100,00% 1

Enel Green Power San Gillio Srl Italia - 3 1 80,00% 2

PH Chucas SA Costa Rica 123 122 - 22,20% 44

Enel Green Power CAI Agroenergy Srl Italia - - - 51,00% -

Parque Eólico Talinay Oriente SA Cile 120 131 10 34,60% 44

Enel Green Power Finale Emilia Srl Italia 10 8 - 70,00% 8

Enel Green Power Villoresi Srl Italia - - - 51,00% -

Partecipazioni in società collegate

LaGeo SA de Cv El Salvador 135 214 52 36,20% 75

Terrae SpA (1) Italia 19 62 (3) 15,00% 15

Partecipazioni in società a controllo congiunto

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl Italia - 10 (4) 50,00% 11

3SUN Srl Italia 270 28 (35) 33,33% 10

PowerCrop Srl Italia 4 28 (2) 50,00% 24

Totale partecipazioni (2) 5.090

(1) I valori fanno riferimento al 31 dicembre 2012.(2) La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro.


Le partecipazioni in Enel Green Power International BV, Maicor

Wind, Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl ed Enel Gre-

en Power & Sharp Solar Energy Srl, pur presentando un valore di

carico superiore al patrimonio netto delle partecipate non sono

state assoggettate a test di impairment, tenuto conto sia della

prospettiva di redditività delle partecipazioni detenute da Enel

Green Power International BV nei Paesi esteri, sia dell’assenza

di evidenti indicatori di perdita esterni e interni delle società.

18. Crediti finanziari e titoli a medio e lungo termine - Euro 21 milioni

Milioni di euro

al 31.12.2013di cui con

parti correlate


di cui con parti correlate Variazione

Prestiti a dipendenti a lungo termine 3 2 1

Altri crediti finanziari a medio e lungo termine 18 18 21 21 (3)

Totale 21 23 (2)

I “Prestiti a dipendenti a lungo termine” sono riconosciuti a tassi

di mercato e sono erogati a fronte dell’acquisto della prima casa

o per gravi necessità familiari. Tali prestiti vengono rimborsati

dai dipendenti in base a prestabiliti piani di ammortamento.

Gli “Altri crediti finanziari a medio e lungo termine” sono re-

lativi al finanziamento soci erogato alla controllata 3SUN Srl,

rilasciato da Enel Green Power SpA (13 milioni di euro), e alla

controllata Enel Green Power Finale Emilia (5 milioni di euro).

19. Attività finanziarie non correnti - Euro 6 milioni


al 31.12.2013al 31.12.2012

restated al 31.12.2013al 31.12.2012

restatedVariazione del

fair value

Derivati di trading:

- tassi di interesse 25 27 1 2 (1)

Derivati di cash flow hedge:

- contratti per differenza a due vie con Enel Trade SpA - 9 - - -

- contratti per differenza a due vie con Enel SpA 160 - 5 - 5

Totale 185 36 6 2 4

Le “Attività finanziarie non correnti” si riferiscono principal-

mente al derivato di trading che Enel Green Power SpA ha

negoziato con Enel SpA per conto della sua controllata Ener-

gia Eolica.

Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evidenzia

che tali derivati sono classificati come livello 2.

20. Altre attività non correnti - Euro 10 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Acconti su partecipazioni 2 9 (7)

Depositi in contanti presso terzi 1 1 -

Altri crediti diversi 7 3 7 3 -

Totale 10 17 (7)

111

Gli “Acconti su partecipazioni” sono costituiti principalmente

da acconti versati a terzi per l’acquisto di partecipazioni. La

suddetta voce si riduce principalmente per l’acquisto del 50%

della partecipazione della società PowerCrop Srl, titolare di

alcuni impianti in via di sviluppo alimentati a biomassa per i

quali era stato pagato un acconto al 31 dicembre 2012.

Gli “ Altri crediti diversi” si riferiscono principalmente al cre-

dito IRES per il rimborso delle maggiori imposte sui redditi

versate per effetto della mancata deduzione della quota di

IRAP relativa alle spese per il personale dipendente e assimi-

lato (decreto legge 201/2011).

Attività correnti

21. Rimanenze - Euro 43 milioni

Le “Rimanenze”, pari a 43 milioni di euro (15 milioni di euro

al 31 dicembre 2012 restated), si riferiscono per 22 milioni di

euro ai certificati verdi iscritti e non ancora venduti, per 17 mi-

lioni di euro a rimanenze per materiali e apparecchi geoter-

mici ed eolici (15 milioni di euro al 31 dicembre 2012) e per 4

milioni di euro a rimanenze di pannelli fotovoltaici.

22. Crediti commerciali - Euro 408 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Vendita/trasporto di energia elettrica 130 130 158 158 (28)

Altri crediti 278 269 498 474 (220)

Totale 408 656 (248)

I crediti per “Vendita di energia elettrica”, pari a 130 milioni di

euro (158 milioni di euro al 31 dicembre 2012), si riferiscono:

> alla vendita di energia al GME per 86 milioni di euro (134

milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated);

> alla gestione del rischio commodity effettuata da Enel Tra-

de per 39 milioni di euro (19 milioni di euro al 31 dicembre

2012 restated);

> alla vendita di energia al GSE per 5 milioni di euro (4 milioni

di euro al 31 dicembre 2012 restated).

Gli “Altri crediti”, pari a 278 milioni di euro (498 milioni di euro

al 31 dicembre 2012 restated), si riferiscono principalmente a

crediti commerciali verso società controllate italiane ed estere

per i servizi di coordinamento e la prestazione di servizi finaliz-

zati alla realizzazione e messa in esercizio degli impianti eolici

e fotovoltaici, nonché per le attività di management fee e altre.

La riduzione rispetto al 31 dicembre 2012 restated è dovuta

principalmente alla fusione per incorporazione di Enel Green

Power Portoscuso Srl (156 milioni di euro) e alla ripatrimonia-

lizzazione effettuata mediante rinuncia ai crediti di Enel Green

Power Cutro (60 milioni di euro) ed Enel Green Power Calabria

Srl (42 milioni di euro).

Nella seguente tabella si riportano i crediti commerciali suddi-

visi per area geografica.

Milioni di euro

al 31.12.2013al 31.12.2012

restated Variazione

Clienti

Italia 191 479 (288)

UE 96 106 (10)

Extra UE 121 71 50

Totale 408 656 (248)


23. Crediti per imposte sul reddito - Euro 3 milioniI “Crediti per imposte sul reddito” si riferiscono principalmente ad acconti relativi all’addizionale IRES (5 milioni di euro al 31

dicembre 2012 restated).

24. Crediti finanziari e titoli a breve termine - Euro 49 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Crediti finanziari e titoli a breve termine verso controllate e joint venture

Enel Green Power Strambino Solar Srl 1 1 1 1 -

PowerCrop Srl 5 5 - - 5

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 43 43 40 40 3

Totale 49 41 8

La voce accoglie i crediti per finanziamenti a breve termine concessi ad alcune controllate e società a controllo congiunto. Tali

finanziamenti sono remunerati a tassi di mercato.

25. Attività finanziarie correnti - Euro 1 milioneLa voce comprende i crediti per proventi finanziari realizzati sul contratto di copertura attivato per la controllata Energia Eolica.

Le ”Attività finanziarie correnti” al 31 dicembre 2012 restated comprendevano il fair value positivo dei derivati di cash flow

hedge in essere con Enel Trade SpA per 2 milioni di euro.

26. Altre attività correnti - Euro 147 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Certificati verdi 88 88 64 64 24

Quote di costi differiti 17 1 17 -

Crediti per contributi in conto impianti 5 5 -

Anticipi a fornitori 6 9 (3)

Altri crediti 31 16 36 24 (5)

Totale 147 131 16

I “Certificati verdi” accolgono il fair value dei titoli non ancora

accreditati sul conto di proprietà.

I “Crediti per contributi in conto impianti” rappresentano la

parte non ancora incassata dei contributi riconosciuti dal Mi-

nistero delle Attività Produttive ai sensi della legge 488/1992.

Le ”Quote di costi differiti” si riferiscono alle quote di canoni

demaniali per gli impianti idroelettrici e di altri sovraccanoni

pagati anticipatamente e da differire ai futuri esercizi.

Gli “Altri crediti” si riferiscono principalmente ad altri crediti

verso le società controllate per 16 milioni di euro e verso terzi

per 6 milioni di euro, ad anticipi diversi verso terzi per 4 milioni

di euro e ad altri crediti tributari per 3 milioni di euro.

27. Disponibilità liquide - Euro 9 milioniLe disponibilità liquide accolgono le giacenze liquide connesse alla gestione operativa e non sono gravate da vincoli.

113

Passivo

Patrimonio netto

28. Patrimonio netto - Euro 6.648 milioni

Il patrimonio netto è composto come di seguito dettagliato.

Capitale sociale - Euro 1.000 milioni Il ”Capitale sociale” è rappresentato da 5.000.000.000 di azio-

ni ordinarie, con un valore nominale di 0,20 euro, e risulta in-

teramente versato.

Al 31 dicembre 2013, in base delle risultanze del libro dei soci

e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CONSOB e per-

venute alla Società ai sensi dell’art. 120 del decreto legislativo

24 febbraio 1998, n. 58 nonché delle altre informazioni a di-

sposizione, non risultano azionisti in possesso di una parteci-

pazione superiore al 2% del capitale della Società all’infuori di

Enel SpA (con il 68,29% del capitale sociale) e di Norges Bank

(con il 2,02% del capitale sociale, posseduto alla data del 29

luglio 2013).

Riserve - Euro 4.664 milioni

Riserva legale - Euro 200 milioniLa “Riserva legale” è pari al 20% del capitale sociale e ha quindi

raggiunto i limiti previsti dall’art. 2430 del codice civile.

Riserva di rivalutazione - Euro 138 milioniLa “Riserva di rivalutazione”, costituita in sede di scissione da

Enel Produzione SpA, rappresenta l’ammontare della rivalu-

tazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità alla legge

350/2003. Tale riserva è in sospensione d’imposta (in caso di

distribuzione l’ammontare lordo della riserva è assoggettato

all’imposta ordinaria con riconoscimento di un credito d’im-

posta del 19%).

Allo stato attuale la distribuzione di tale riserva è differita a

tempo indefinito.

Riserve da valutazione di strumenti finanziari - Euro (5) milioni

Milioni di euro al 31.12.2012

restated

Utili/(Perdite) rilevati a

patrimonio netto

nell’esercizio

Rilasciati a Conto

economico

Effetto fiscale a patrimonio

netto al 31.12.2013

Utili/(Perdite) da variazione di fair value della copertura dei flussi finanziari (16 ) 5 11 (5) (5)

Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (16) 5 11 (5) (5)

Altre riserve diverse - Euro 4.331 milioniLe “Altre riserve diverse” accolgono, oltre alle riserve attribuite alla Società in sede di scissione da Enel Produzione SpA, 3.700

milioni di euro rilevati nel 2010 a fronte di rinuncia al credito da parte di Enel SpA e la riserva relativa alle rimisurazione delle

passività per piani a benefíci definiti.

utili e perdite accumulati - Euro 694 milioniGli “Utili e perdite accumulati” accolgono gli utili di esercizi precedenti portati a nuovo.

Utile dell’esercizio - Euro 290 milioniDi seguito si riporta la tabella relativa alla disponibilità e distribuibilità del patrimonio netto.


Milioni di euro ImportoPossibilità di

utilizzareQuota

disponibile

Capitale sociale 1.000

Riserve di capitale

Altre 4.474 A, B, C 4.459

Riserve di utili

Riserva legale 200 B

Riserve da valutazione strumenti finanziari derivati (5) A, B

Rimisurazione delle passività per piani a benefíci definiti (5) B

Utili e perdite accumulati 694 A, B, C 694

Totale 6.358

- di cui quota distribuibile 5.153

A: per aumento di capitaleB: per copertura perditeC: per distribuzione ai soci


29. Finanziamenti a medio/lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 2.045 milioni

Milioni di euro Scadenza Saldo contabile Valore nozionale Saldo contabile Valore nozionale

al 31.12.2013 al 31.12.2012 restated

Finanziamenti

Tasso fisso - Finanziamento EGPI BV 2023 1.200 1.200 1.200 1.200

Tasso variabile - Mutuo BEI (2002) 2016 82 82 109 109

Tasso fisso - Mutuo BEI (2010) 2030 300 300 300 300



Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2009) 2017 35 35 44 44




Totale 2.045 2.045 2.085 2.085

Nel corso del 2013 la Società non ha stipulato nuovi contratti di finanziamento terzi. Si riepilogano, di seguito, i contratti attual-

mente in essere, tutti in valuta euro.

Finanziamenti erogati dalla Banca Europea per gli investimenti (BEI) a supporto degli investimenti nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile

> Finanziamento erogato nel 2002 per 300 milioni di euro e

rimborsato per più di due terzi; il piano del prestito prevede

il rimborso in rate semestrali con scadenza nel 2016;

> finanziamento erogato nel 2010 per 300 milioni di euro; il

piano del prestito prevede il rimborso in rate semestrali a

partire da giugno 2016 e con scadenza nel 2030;

> finanziamenti erogati nel 2010 e nel 2012 di durata ven-

tennale rispettivamente di 140 e 160 milioni di euro. En-

trambi i finanziamenti prevedono un rimborso semestrale

delle quote e scadenza nel 2032.

115

Finanziamenti erogati da Intesa Sanpaolo SpA Per lo sviluppo di investimenti in Sud America, la Società ha

stipulato i seguenti contratti, per i quali è previsto un rimborso

semestrale delle quote e un contributo in conto interessi da

parte di Simest (società finanziaria di sviluppo e promozione

delle imprese italiane all’estero):

> finanziamento erogato nel 2009 per 35 milioni di euro allo

scopo di finanziare il progetto Palo Viejo in Guatemala con

scadenza nel 2017;


scopo di finanziare il progetto Palo Viejo in Guatemala con

scadenza nel 2018;


scopo di finanziare il progetto Chucas in Costa Rica con sca-

denza nel 2020;


scopo di finanziare il progetto Talinay in Cile con scadenza

nel 2020.

La movimentazione dell’esercizio del valore nozionale dell’in-

debitamento a lungo termine, comprese le quote a breve ter-

mine, è riepilogata nella seguente tabella:

Milioni di euro Valore nozionale Rimborsi Valore nozionale

al 31.12.2012 restated al 31.12.2013

Finanziamenti

Tasso fisso - Finanziamento EGPI BV 1.200 1.200

Tasso variabile - Mutuo BEI (2002) 109 (27) 82

Tasso fisso - Mutuo BEI (2010) 300 300

Tasso variabile - Mutuo BEI (2010) 140 140

Tasso variabile - Mutuo BEI (2012) 160 160

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2009) 44 (9) 35

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2010) 44 (4) 40

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2011) 44 44

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2012) 44 44

Totale 2.085 (40) 2.045

Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria, tra il valore contabile e il fair value dell’indebitamento a lun-

go termine, comprensivo della quota in scadenza nei prossimi 12 mesi.

Milioni di euro Saldo contabile Fair value Saldo contabile Fair value

al 31.12.2013 al 31.12.2012 restated

Finanziamenti

Tasso fisso - Finanziamento EGPI BV 1.200 1.403 1.200 1.200

Tasso variabile - Mutuo BEI (2002) 82 81 109 109

Tasso fisso - Mutuo BEI (2010) 300 294 300 300



Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2009) 35 36 44 44




Totale 2.045 2.234 2.085 2.085

Nella tabella successiva è indicata la composizione dei finanziamenti a lungo termine distinguendo tra quote con scadenza

superiore a 12 mesi e quote correnti.


Milioni di euro Scadenza Saldo contabile Quote

correnti Quote con

scadenza Quota scadente nel

al 31.12.2013 <12 mesi >12 mesi 2015 2016 2017 oltre

Finanziamenti

Tasso fisso - Finanziamento EGPI BV 2023 1.200 - 1.200 - - - 1.200

Tasso variabile - Mutuo BEI (2002) 2016 82 27 55 27 28 - -

Tasso fisso - Mutuo BEI (2010) 2030 300 - 300 - 15 - 285

Tasso variabile - Mutuo BEI (2010) 2032 140 - 140 - - - 140

Tasso variabile - Mutuo BEI (2012) 2032 160 - 160 - - - 160

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2009) 2017 35 9 26 9 9 8 -

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2010) 2018 40 9 31 9 9 9 4

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2011) 2020 44 - 44 - 9 9 26

Tasso variabile - Mutuo Intesa Sanpaolo (2012) 2020 44 - 44 4 9 9 22

Totale 2.045 45 2.000 49 79 35 1.837

I debiti finanziari non sono coperti da garanzie reali.

Il tasso di interesse medio, in vigore ed effettivo, è pari al 4,12%.

Viene di seguito rappresentato l’indebitamento finanziario a

lungo termine per valuta di origine e per tasso di interesse.

Milioni di euro Saldo contabileValore

nozionale

Tasso di interesse in

vigore

Tasso di interesse effettivo

al 31.12.2012

restated al 31.12.2013 al 31.12.2013

Euro 2.085 2.045 2.045 4,12% 4,12%

Di seguito si evidenzia la composizione dell’indebitamento finanziario netto.

Milioni di euro


parti correlate



Liquidità 9 8 1

Crediti finanziari correnti 49 49 41 41 8

Altri crediti finanziari a breve termine 49 41 8

Quota corrente di debiti verso banche (45) (40) (5)

Altri debiti finanziari a breve termine (1.341) (1.336) (761) (713) (580)

Indebitamento finanziario corrente (1.386) (801) (585)

Indebitamento finanziario corrente netto (1.328) (752) (576)

Debiti verso banche (800) (845) 45

Debiti verso altri finanziatori e società correlate (1.200) (1.200) (1.200) (1.200) -

Indebitamento finanziario non corrente (2.000) (2.045) 45

Indebitamento finanziario netto come da comunicazione CONSOB (3.328) (2.797) (531)

Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine 21 18 23 21 (2)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (3.307) (2.774) (533)

117

30. TFR e altri benefíci ai dipendenti - Euro 44 milioniCome illustrato nella Nota 5, la passività in esame è stata og-

getto di restatement a seguito dell’applicazione della nuova

versione del principio “IAS 19 - Benefíci ai dipendenti”. I dati

comparativi di seguito indicati sono, pertanto, rettificati in ra-

gione di tale restatement.

La Società riconosce ai dipendenti varie forme di benefíci in-

dividuati nelle prestazioni connesse a trattamento di fine rap-

porto di lavoro, indennità per mensilità aggiuntive e indennità

sostitutiva del preavviso, premi di fedeltà, assistenza sanitaria

e sconto energia (modificato dai recenti accordi contrattuali

per i dipendenti in servizio).

La voce accoglie gli accantonamenti destinati a coprire i be-

nefíci successivi al rapporto di lavoro per programmi a benefíci

definiti e altri benefíci a lungo termine spettanti ai dipendenti

in forza di legge o di contratto.

Tali obbligazioni, considerate “obbligazioni a benefíci definiti”,

in linea con le previsioni dello IAS 19/R, sono state determina-

te sulla base del “metodo della proiezione unitaria del credi-

to”, con il quale la passività è calcolata in misura proporzionale

al servizio già maturato alla data, rispetto a quello che presu-

mibilmente potrebbe essere prestato in totale.

La voce “Sconto energia” include taluni benefíci relativi alla

fornitura di energia elettrica a uso domestico, che assegnata

fino allo scorso esercizio ai dipendenti in servizio e a quelli in

stato di quiescenza, è stata – a seguito della sottoscrizione di

specifici accordi con le parti sindacali – convertita in altre for-

me di trattamento a favore dei dipendenti in servizio e, per-

tanto, resta a oggi in vigore per i soli dipendenti in stato di

quiescenza.

La voce accoglie gli accantonamenti destinati a coprire i be-

nefíci dovuti al momento della cessazione del rapporto di la-

voro o successivamente al rapporto di lavoro per piani a be-

nefíci definiti, nonché altri benefíci a lungo termine spettanti

ai dipendenti in forza di legge, di contratto o per altre forme

di incentivazione ai dipendenti.

Le obbligazioni, in linea con le previsioni dello IAS 19, sono

state determinate sulla base del “metodo della proiezione uni-

taria del credito”.

Il saldo dei benefíci in esame al 31 dicembre 2013 è riportato

nella seguente tabella.

Milioni di euro

al 31.12.2013

Trattamento di fine rapporto 25

Indennità mensilità aggiuntive 3

Indennità sostitutiva del preavviso 1

Premio di fedeltà 3

Assistenza sanitaria ASEM 3

Sconto energia 5

Piano di accompagnamento graduale alla pensione -

Piani di incentivazione al personale 4

Totale 44

In data 30 settembre 2013, il piano a benefíci definiti “Piano

di accompagnamento graduale alla pensione”, emesso nel di-

cembre 2012, finalizzato all’accompagnamento graduale al

pensionamento di alcuni dipendenti del Gruppo, è cessato.

Tale cessazione consegue all’assoluta mancanza di adesio-

ni al piano stesso e al fatto che una parte significativa della

platea dei dipendenti che avrebbero potuto essere interessa-

ti dal piano ha aderito in concreto all’Accordo siglato con le

Organizzazioni Sindacali per l’applicazione delle disposizioni

previste dall’art. 4 della legge 92/2012, presentando quest’ul-

timo migliori condizioni economiche e normative, che di fatto

hanno reso non più attrattivo il suddetto piano.

Poiché la cessazione anticipata del piano ha determinato l’eli-

minazione di tutti gli obblighi della Società a esso connessi, la

relativa passività è stata interamente rilasciata a Conto econo-

mico, con un effetto positivo pari a 40 milioni di euro.

Nel seguito si evidenzia la variazione intervenuta nell’esercizio

del valore attuale delle passività attuariali relative ai predetti

piani.


Milioni di euroal 1° gennaio 2013 restated

Utili/(Perdite) rilevati

a Conto economico

nell’esercizio


nelle altre componenti

del Conto economico

complessivo (OCI) Erogazioni

Altre variazioni

al 31 dicembre 2013

Trattamento di fine rapporto e altri benefíci 25 1 1 (2) - 25

Assistenza sanitaria (ASEM) 3 - - - - 3

Sconto energia 4 - 1 - - 5

Piano di accompagnamento graduale alla pensione 40 (40) - - - -

Indennità sostitutiva del preavviso (ISP) 1 - - - - 1

Indennità mensilità aggiuntiva (IMA) 4 (1) - - - 3

Premio di fedeltà 3 - - - - 3

Piani di incentivazione al personale 3 - - - 1 4

Totale 83 (40) 2 (2) 1 44

Nel seguito si evidenzia la variazione intervenuta nell’esercizio precedente del valore attuale delle passività attuariali relative ai

predetti piani.

Milioni di euroal 1° gennaio

2012


a Conto economico

nell’esercizio


nelle altre componenti

del Conto economico

complessivo (OCI) Erogazioni

Altre variazioni

al 31 dicembre 2012 restated

Trattamento di fine rapporto e altri benefíci 22 - 3 (1) 1 25

Assistenza sanitaria (ASEM) 3 - - - - 3

Sconto energia 3 1 - - - 4

Piano di accompagnamento graduale alla pensione - 38 2 - - 40

Indennità sostitutiva del preavviso (ISP) 1 - - - - 1

Indennità mensilità aggiuntiva (IMA) 4 - - - - 4

Premio di fedeltà 2 - - - 1 3

Premi di incentivazione al personale 2 - - - 1 3

Totale 37 39 5 (1) 3 83

Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefíci ai dipendenti sono di seguito evidenziate.

2013 2012

Tasso di attualizzazione 3,0% 3,2%

Tasso di incremento delle retribuzioni 3,0% 2,0%

Tasso di incremento del costo per spese sanitarie 3,0% 3,0%

Di seguito si riporta un’analisi di sensitività che illustra gli ef-

fetti sulla passività per benefíci definiti a seguito di variazioni,

ragionevolmente possibili alla fine dell’esercizio, delle singole

ipotesi attuariali rilevanti adottate nella stima della predetta

passività.

119

Benefíci pensionistici Sconto energia Altri benefíci

Decremento 0,5% tasso di attualizzazione 31 6 6

Incremento 0,5% tasso di attualizzazione 28 5 5

Incremento 0,5% tasso di inflazione 30 5 6

Incremento 0,5% delle retribuzioni 30 5 6

Incremento 0,5% delle pensioni in corso di erogazione 30 5 6

incremento 1% costi assistenza sanitaria 30 5 6

Incremento di 1 anno dell’aspettativa di vita dipendenti in forza e pensionati 30 5 1

L’analisi di sensitività sopra indicata è stata determinata applicando una metodologia che estrapola l’effetto sulla passività netta

per benefíci definiti, a seguito della variazione ragionevole di una singola assunzione, lasciando invariate le altre.

31. Fondi rischi e oneri (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 80 milioniI “Fondi rischi e oneri” sono destinati a coprire le passività che

potrebbero derivare alla Società da vertenze giudiziali e da al-

tro contenzioso, senza considerare gli effetti di quelle verten-

ze che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali

un eventuale onere non sia ragionevolmente quantificabile.

Nel determinare l’entità del fondo si considerano sia gli oneri

presunti che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da

altro contenzioso intervenuti nell’esercizio, sia l’aggiornamen-

to delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti. La

movimentazione dei fondi rischi e oneri è di seguito riportata.

Milioni di euroal 31.12.2012

restated Accantonamenti Utilizzi Altri movimenti al 31.12.2013Di cui quota

corrente

Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:

- contenzioso legale 15 1 (1) (3) 12 -

- relativo a oneri su impianti di produzione 29 10 (8) - 31 1

Totale 44 11 (9) (3) 43 1

Fondo oneri per incentivi all’esodo - 40 (2) (1) 37 11

TOTALE 44 51 (11) (4) 80 12

Fondo contenzioso legale - Euro 12 milioniIl fondo contenzioso legale è destinato a coprire le passività

che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altri con-

tenziosi. Esso include la stima dell’onere a fronte dei conten-

ziosi sorti nell’esercizio, oltre all’aggiornamento delle stime

sulle posizioni sorte negli esercizi precedenti, in base alle indi-

cazioni dei legali interni e esterni.

Fondo rischi relativo a oneri su impianti di produzione - Euro 31 milioniSi riferiscono ai fondi di seguito riportati.

Fondo Imposta Comunale sugli Immobili e IMu - Euro 10 milioni Tale fondo è stato costituito a copertura del rischio di soccom-

benza nei contenziosi ancora aperti con gli Uffici del Territorio

e i Comuni relativamente all’Imposta Comunale sugli Immobili

connessa a impianti di produzione di energia elettrica.

Fondo smantellamento e ripristino - Euro 11 milioniTale fondo accoglie la stima dei futuri oneri da sostenere, in

presenza di obbligazioni legali, contrattuali o implicite, per lo

smantellamento degli impianti.

Altri fondi - Euro 10 milioniGli “Altri fondi” sono costituiti principalmente dal fondo oneri

ambientali che accoglie la stima dei futuri oneri da sostenere

per il disinquinamento o il ripristino delle condizioni ambien-

tali originarie, ove l’attività abbia procurato danni all’ambien-

te, in presenza di obbligazioni legali contrattuali implicite.

Fondo oneri per incentivi all’esodo - Euro 37 milioniIl “Fondo oneri per incentivi all’esodo” riflette l’iscrizione per

40 milioni di euro del Fondo esodo incentivato (ex art. 4 leg-

ge 92/2012, c.d. “Legge Fornero”). In data 6 settembre 2013,

Enel Green Power, unitamente alle altre società del Gruppo


Enel interessate dall’Accordo sindacale siglato nel mese di

maggio con riferimento alle modalità attuative della “Legge

Fornero”, ha infatti sottoscritto con le organizzazioni sindaca-

li uno specifico accordo attuativo che definisce il numero dei

dipendenti interessati (235 unità), il programma di esodo (nel

corso del 2013, del 2014 e al 1° gennaio 2015) e le prestazioni

a cui il dipendente avrà diritto. Da tale data, la proposta di Enel

Green Power è divenuta irrevocabile e pertanto si è proceduto

a iscrivere il relativo fondo.

32. Passività finanziarie non correnti - Euro 15 milioniSono costituite dalla valutazione al fair value dei contratti derivati di cash flow hedge e di trading; nella tabella che segue sono

riportati il relativo valore nozionale e il fair value.


al 31.12.2013al 31.12.2012

restated al 31.12.2013al 31.12.2012

restatedVariazione del

fair value

Derivati di cash flow hedge:

- tassi di interesse 385 337 12 25 (13)

- valutazione opzione acquisto 12 12 2 2 -

Derivati di trading

- tassi di interesse 25 27 1 1 -

Totale 422 376 15 28 (1) (13)

(1) La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro.

Come esposto nella Nota 4 “Gestione dei rischi finanziari”, al

31 dicembre 2013 i derivati di cash flow hedge si riferiscono

alla copertura delle operazioni su tasso di interesse dell’inde-

bitamento a lungo termine e a tasso variabile. Al 31 dicembre

2013 il 27% dell’indebitamento a medio e lungo termine è a

tasso variabile e risulta coperto al 100% da operazioni in deri-

vati su tasso di interesse (interest rate swap).

Relativamente alle scadenze contrattuali dei flussi di cassa si

rimanda a quanto rappresentato nella Nota 4 “Gestione dei

rischi finanziari”.

Le passività finanziarie non correnti accolgono per 2 milioni di

euro il fair value dell’opzione di riacquisto della quota detenu-

ta da Simest (8,8%) nella società Renovables de Guatemala SA.

Nella tabella che segue sono riepilogati i saldi del fair value

dei derivati non correnti, suddivisi in funzione del criterio di

misurazione.

Milioni di euro al 31.12.2013

Livello 1(prezzi quotati

non aggiustati)

Livello 2(stima con dati

osservabili)

Livello 3(stima con dati

non osservabili)

Derivati di cash flow hedge 12 - 12 -

Valutazione opzione acquisto 2 - - 2

Derivati di trading 1 - 1 -

Totale 15 - 13 2

33. Altre passività non correnti - Euro 61 milioniLa voce si riferisce per 60 milioni di euro ai contributi da ero-

gare ai Comuni della Regione Toscana, sedi di centrali geoter-

miche, in base a quanto previsto dall’art. 4 dell’Accordo Volon-

tario Attuativo del Protocollo di Intesa del 20 dicembre 2007

(37 milioni di euro al 31 dicembre 2012); in particolare, tale

Accordo, firmato nel mese di aprile 2010, prevede che Enel

Green Power SpA corrisponda agli enti locali, a titolo di com-

pensazione ambientale e territoriale, un importo definito per

ciascun MW autorizzato.

La voce accoglie, inoltre, il debito verso i dipendenti cessati in

applicazione dell’Accordo ex art. 4, in relazione alle somme

dovute a titolo di incentivo all’esodo (1 milione di euro).

121

Passività correnti

34. Finanziamenti a breve termine - Euro 1.342 milioniL’indebitamento a breve termine accoglie per 998 milioni di

euro la posizione a debito verso Enel Green Power Internatio-

nal BV per finanziamenti a breve termine ricevuti.

La voce accoglie, inoltre, per 278 milioni di euro la posizione a

debito della Società nei confronti della controllante Enel SpA

per i rapporti intrattenuti tramite il conto corrente intersocie-

tario (612 milioni di euro al 31 dicembre 2012) e per 60 milio-

ni di euro la posizione a debito della Società nei confronti di

alcune società controllate in relazione alla procedura di cash

pooling in essere con le stesse (101 milioni di euro al 31 di-

cembre 2012).

Con riferimento all’indebitamento a breve termine verso la

controllante Enel SpA, si evidenzia che lo stesso matura inte-

ressi passivi a un tasso pari all’Euribor a un mese - media men-

sile base 360 più uno spread dello 1,5%.

35. Debiti commerciali - Euro 315 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Debiti commerciali

- per fatture da ricevere 184 100 187 105 (3)

- per fatture ricevute 131 54 235 162 (104)

Totale 315 422 (107)

I “Debiti commerciali” si riferiscono per 161 milioni di euro a

debiti verso terzi (155 milioni di euro al 31 dicembre 2012) e

per 154 milioni di euro a debiti verso parti correlate (267 mi-

lioni di euro al 31 dicembre 2012).

I debiti verso terzi si riferiscono principalmente ai debiti verso

fornitori per acquisti di materiali, apparecchi e per appalti e

prestazioni varie.

I debiti verso parti correlate si riferiscono principalmente alle

prestazioni effettuate dalle società del Gruppo Enel e, in par-

ticolare:

> per 50 milioni di euro ai contratti di service con Enel Servi-

zi Srl, quali, principalmente, i contratti di global service, di

amministrazione, di amministrazione del personale e altre

prestazioni (71 milioni di euro al 31 dicembre 2012);

> per 14 milioni di euro alle cessioni di credito effettuate da

fornitori di Enel Green Power SpA a favore di Enel.Factor

SpA (26 milioni di euro al 31 dicembre 2012);

> per 29 milioni di euro ai servizi di energy management e

ad altre prestazioni effettuate da Enel Produzione SpA (19

milioni di euro al 31 dicembre 2012).

Nella seguente tabella si riportano i debiti commerciali suddi-

visi per area geografica.

Milioni di euro

al 31.12.2013al 31.12.2012

restated Variazione

Clienti

Italia 291 413 (122)

UE 23 9 14

Extra UE 1 - 1

Totale 315 422 (107)

L’analisi per maturazione dei debiti commerciali, stante la sostanziale regolarità dei loro pagamenti, è ritenuta non significativa.


36. Debiti per imposte sul reddito - Euro 6 milioniI “Debiti per imposte sul reddito” si riferiscono principalmente

per 3 milioni di euro ai debiti per imposte sul reddito nei con-

fronti della controllante Enel SpA nell’ambito del Consolidato

Fiscale, al debito per IRAP per 1 milione di euro (2 milioni di

euro al 31 dicembre 2012) e al debito per addizionale IRES per

1 milione di euro.

37. Altre passività correnti - Euro 138 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Debiti per contributi di urbanizzazione 27 26 1

Debiti verso dipendenti 13 14 (1)

Debiti verso enti previdenziali 9 9 -

Debiti per canoni demaniali, derivazione acque e sovraccanoni 7 4 3

Altre passività correnti 82 45 56 16 26

Totale 138 109 29

I “Debiti per contributi di urbanizzazione” accolgono i debi-

ti verso gli enti locali sedi di centrali elettriche, per contributi

relativi a opere di urbanizzazione e interventi vari sul territo-

rio interessato alla costruzione dell’impianto; in particolare, si

riferiscono ai contributi da erogare ai Comuni della Regione

Toscana, sedi di centrali geotermiche, in base all’art. 3 dell’Ac-

cordo Volontario Attuativo del Protocollo di Intesa del 20 di-

cembre 2007 che prevede un contributo a carico di Enel Green

Power SpA calcolato in funzione della produzione complessi-

va dell’anno precedente.

I “Debiti verso enti previdenziali” accolgono i contributi a ca-

rico della Società gravanti sulle retribuzioni del mese di di-

cembre da versare nel mese di gennaio 2014, nonché le re-

lative quote del TFR destinate al fondo Pensione Dirigenti del

Gruppo Enel (Fondenel) e al fondo Pensione Dipendenti del

Gruppo Enel (Fopen) e gli oneri relativi ad altre competenze

maturate dal personale, quali, principalmente, ferie maturate

e non godute e straordinari.

I ”Debiti per canoni demaniali, derivazioni acque e sovracca-

noni” accolgono canoni demaniali, sovraccanoni bacini imbri-

feri montani e rivieraschi e altri canoni, dovuti a fronte di con-

cessioni di utilizzo di acque pubbliche a scopo idroelettrico.

Le “Altre passività correnti “ sono costituite principalmente da

debiti derivanti dalla regolazione dell’IVA di Gruppo (35 milio-

ni di euro), da debiti connessi a imposte indirette e tasse a cari-

co della Società (3 milioni di euro), da debiti connessi all’acqui-

sto di partecipazioni (14 milioni di euro) e da debiti residuali.

38. Passività finanziarie correnti - Euro 32 milioni

Milioni di euro


parti correlate



Ratei passivi finanziari correnti 15 13 3 1 12

Contratti per differenza a due vie con Enel Trade SpA 2 2 - 2

Altri debiti finanziari 15 15 74 74 (59)

Totale 32 77 (45)

Gli “Altri debiti finanziari” si riferiscono principalmente agli

interessi passivi maturati sul conto corrente intersocietario in-

trattenuto con la controllante Enel SpA per 15 milioni di euro

(14 milioni di euro al 31 dicembre 2012 restated).

I valori al 31 dicembre 2012 restated accoglievano gli interessi

passivi sul finanziamento in essere con Enel Green Power In-

ternational BV per 60 milioni di euro.

123

39. Informativa sulle parti correlate Nel corso del mese di dicembre 2010 il Consiglio di Ammi-

nistrazione di Enel Green Power SpA ha approvato una pro-

cedura che disciplina l’approvazione e l’esecuzione delle

operazioni con parti correlate poste in essere da Enel Green

Power SpA, direttamente ovvero per il tramite di società con-

trollate. Tale procedura (reperibile all’indirizzo http://www.

enelgreenpower.com/it-IT/company/governance/related_

parties/) individua una serie di regole volte ad assicurare la

trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale,

delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata in

attuazione di quanto disposto dall’art. 2391 bis del codice

civile e dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB.

In particolare, nel corso del 2013, i rapporti con parti correla-

te hanno riguardato specifiche attività, tra cui:

> gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi di

interesse e dei tassi di cambio;

> erogazione di prestazioni professionali e servizi;

> gestione di servizi comuni;

> compravendita di energia;

> compravendita di certificati verdi e bianchi.

Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio

dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale” con la

controllante Enel SpA.



relativa al regime fiscale di tassazione di Gruppo denomina-

to “Consolidato Fiscale Nazionale”, Enel Green Power SpA ha

rinnovato nei termini di legge, congiuntamente con la so-

cietà controllante Enel, l’opzione al regime del “Consolidato

Fiscale Nazionale” per il triennio 2013-2015, regolando con-

seguentemente tutti i reciproci obblighi e responsabilità; per

la società Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl non si

è reso necessario procedere al rinnovo in quanto la società

è entrata a far parte del regime di consolidato nel 2012 e il

triennio sarà in scadenza nel 2014.

Si evidenzia che nel corso del 2013 sono state approvate al-

cune operazioni con parti correlate qualificate come opera-

zioni ordinarie di maggiore rilevanza compiute direttamente

da Enel Green Power SpA o per il tramite di una società da

questa controllata e concluse a condizioni equivalenti a quel-

le di mercato o standard.

Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui

all’art. 13, comma 3, lett. c), del “Regolamento recante dispo-

sizioni in materia di operazioni con parti correlate” adottato

dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e

successive modifiche (“Regolamento Parti Correlate”) e della

procedura al riguardo adottata da Enel Green Power SpA in

attuazione del Regolamento stesso. In quanto tali, esse non

sono dunque soggette agli obblighi di pubblicazione previsti

per le operazioni con parti correlate di maggiore rilevanza

dall’art. 5, commi da 1 a 7, del Regolamento Parti Correlate.

Dette operazioni sono state comunque oggetto di specifica

comunicazione alla CONSOB secondo quanto previsto dal ri-

chiamato art. 13, comma 3, lett. c).

Di seguito si riepilogano le principali caratteristiche di tali

operazioni.


Controparte dell’operazione: Enel Trade SpA.



Oggetto dell’operazione: contratto quadro relativo alla ven-

dita di energia elettrica per l’anno 2014 che si realizza at-

traverso contratti bilaterali fisici, nonché contratto quadro

relativo alla vendita di energia elettrica per l’anno 2014 che

si realizza attraverso contratti bilaterali finanziari.

Corrispettivo dell’operazione: valore massimo rispettivamen-

te di 430 milioni di euro e di 600 milioni di euro.






Oggetto e corrispettivo dell’operazione: contratto di finanzia-

mento avente a oggetto una linea di credito di lungo perio-

do di importo complessivo pari a 3 miliardi di euro erogabili

in due tranche. Le condizioni del contratto di finanziamento

sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del de-

bito con le migliori controparti finanziarie esistenti. Si segna-

la che, successivamente alla sottoscrizione del contratto, la

parti hanno modificato uno dei suoi termini al fine di preve-

dere un’estensione di tre mesi del periodo di utilizzo della

prima tranche del finanziamento.


Controparte dell’operazione: Enel SpA.

Natura della relazione con la parte correlata: società controllante.

Oggetto dell’operazione: in relazione a un finanziamento di


200 milioni di euro a Enel Green Power International BV da

parte della Banca Europea per gli Investimenti, garanzia del-

la durata di 15 anni per un importo massimo erogabile pari

a 210 milioni di euro (ovvero il 105% del valore del capitale

del finanziamento garantito) in favore della Banca Europea

per gli Investimenti e nell’interesse di Enel Green Power In-

ternational BV.

Corrispettivo dell’operazione: le condizioni della garanzia

sono in linea con quelle generalmente riconosciute da Enel

Green Power SpA a primari istituti bancari per analogo im-

porto e durata.






Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un con-

tratto di finanziamento per 1,2 miliardi di euro. Le condizioni

del rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul mer-

cato del debito con controparti bancarie per contratti di pari

importo e di uguale durata rispetto al contratto in oggetto.

Nel corso del primo semestre 2013, inoltre, Enel Green Power

SpA ed Enel Energia SpA hanno raggiunto un accordo per la

cessione a quest’ultima dell’intero capitale sociale di Enel.si Srl.



pazione, fissata al 1° luglio 2013. La cessione di Enel.si Srl si

configura come un’operazione con parte correlata di minore

rilevanza ai sensi dell’apposita procedura adottata da Enel

Green Power SpA in base alla normativa CONSOB di riferi-

mento.

Si riportano di seguito le principali caratteristiche dell’ope-

razione.

Controparte dell’operazione: Enel Energia SpA.



Oggetto dell’operazione: cessione dell’intero capitale sociale

di Enel.si Srl.

Corrispettivo dell’operazione: il corrispettivo riconosciuto da

Enel Energia SpA per la cessione dell’intero capitale di Enel.si Srl

è pari a circa 92 milioni di euro (soggetto a un aggiustamen-

to prezzo stimato in 11 milioni di euro alla data di efficacia

del trasferimento della partecipazione, di cui versati 6 milio-

ni di euro). Tale corrispettivo è stato determinato sulla base

dell’enterprise value al 31 dicembre 2012 (pari a circa 76 mi-

lioni di euro) e della posizione finanziaria netta della società

in pari data (positiva per circa 16 milioni di euro).

La società controllante Enel SpAI rapporti con la controllante Enel SpA riguardano principal-

mente i) la centralizzazione presso la Capogruppo di alcune

funzioni di supporto inerenti alle attività legali, personale,

segreteria societaria, amministrazione, pianificazione e con-

trollo relative a Enel Green Power; ii) i servizi di direzione e

coordinamento svolti dalla Capogruppo Enel SpA nei con-

fronti di Enel Green Power.

Parti correlate interne al Gruppo EnelI rapporti più significativi con le società controllate da Enel

SpA riguardano:

> Enel Trade SpA: vendita di energia e di certificati verdi da

Enel Green Power SpA a Enel Trade SpA e gestione del ri-

schio su commodity effettuata da Enel Trade SpA per le

società del Gruppo Enel Green Power;

> Enel Distribuzione SpA: vendita di certificati bianchi da

Enel.si a Enel Distribuzione SpA;

> Enel Produzione SpA: vendita di energia da Enel Green

Power SpA a Enel Produzione SpA e prestazione di servi-

zi di teleconduzione degli impianti idroelettrici ed eolici,

mantenimento in sicurezza delle dighe e manutenzione

degli impianti idroelettrici svolti da Enel Produzione SpA

per Enel Green Power SpA;

> Enel Servizi Srl: gestione dei servizi di approvvigionamen-

to, gestione degli spazi, servizi amministrativi, di ristora-

zione e di gestione del parco macchine svolti da Enel Ser-

vizi Srl per Enel Green Power SpA;

> Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servizi consulenziali e ge-

stione tecnica dei progetti relativi alla costruzione di nuovi

impianti svolti da Enel Ingegneria e Ricerca SpA per Enel

Green Power SpA e le società del Gruppo;

> Enel Finance International NV: erogazione di finanziamenti a

Enel Green Power SpA e alle società del Gruppo;

> società all’interno del subgruppo Endesa: gestione di servizi

amministrativi, di fornitura di software e hardware e di com-

pravendita di energia per il subgruppo Enel Green Power

España.

125

Rapporti commerciali e diversi 2013

Costi Ricavi

Milioni di euro Crediti Debiti Beni Servizi Beni Servizi

al 31.12.2013 2013 2013

Società controllante

Enel SpA - 42 - 22 - -

Totale - 42 - 22 - -

Imprese controllate e collegate

3SUN Srl 6 4 14 - - 1

Adams Solar PV Project Two (Pty) Ltd - 2 - - - -

Almeyda Solar SpA 8 - - - 8 -

Altomonte FV Srl 2 - - - - 1

Buffalo Dunes Wind Project LLC 5 - - - - 5

Dominica Energía Limpia Srl de Cv 2 - - - - 2

Empresa Eléctrica Panguipulli SA 2 - - - - -

Empresa Eléctrica Puyehue SA 2 - - - - -

Endesa SA - 1 - 1 - -

Enel Brasil Participações Ltda 7 - - - - 1

Enel Cove Fort LLC 2 - - - - 2

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 6 - - - 5 1

Enel Green Power Calabria Srl 4 1 - - - 4

Enel Green Power Canaro Srl 16 - - - - -

Enel Green Power Chile Ltda 6 - - - - 4

Enel Green Power Costa Rica SA 3 - - - - -

Enel Green Power Cristal Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power Cutro Srl (già IRIS 2006 Srl) 12 1 - - - 10

Enel Green Power Emiliana Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power España SL 50 12 - 6 - 10

Enel Green Power Finale Emilia Srl 2 - - - - 2

Enel Green Power France Sas 4 1 - 1 - 1

Enel Green Power Guatemala SA 4 - - - - 2

Enel Green Power Hellas SA 8 2 - 1 - 2

Enel Green Power International BV 3 - - - - -

Enel Green Power Joana Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power Latin America Ltda 3 - - - - -

Enel Green Power México Srl de Cv 1 - - - - -

Enel Green Power Modelo I Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power Modelo II Eólica SA 1 - - - - 1

Enel Green Power North America Inc. 19 - - - - 9

Enel Green Power Panama SA 12 - - - - 1

Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power Pedra do Geronimo Eólica SA 2 - - - - 1

Enel Green Power Primavera Eólica SA 2 - - - - 2

Enel Green Power Puglia Srl 1 - - - - -

Enel Green Power Romania Srl 20 - - - - 4

Enel Green Power San Gillio Srl 1 - - - - -

Enel Green Power São Judas Eólica SA 2 - - - - 2

Enel Green Power Tacaicó Eólica SA 1 - - - - 1

Enel Green Power TSS Srl 3 - - - - -

Energia Eolica Srl 4 1 - - - -


Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv 1 - - - - -

Energías Renovables La Mata SAPI de Cv 1 - - - - 1

Enerlive Srl 2 2 - - - -

Enexon Hellas SA 1 - - - - -

Eólica Zopiloapan S.A.P.I. de CV 7 - - - - -

Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA 1 - - - - -

Geotérmica del Norte SA 1 - - - - -

IMA Engineering Solutions Srl 3 - - - - 1

International Wind Parks of Achaia SA 2 - - - - -

Kalenta Ltd 1 - - - - -

Maicor Wind Srl 2 - - - - -

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de cv 1 - - - - -

Molinos de Viento del Arenal SA 1 - - - - -

P.H. Chucas SA 2 - - - - 1

Parque Eólico Sierra del Madero SA 1 - - - - -

Parque Eólico Valle de los Vientos SA 3 - - - - 3

PowerCrop Srl 1 - - - - 1

Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de cv 1 - - - - -

Renovables de Guatemala SA 2 - - - - -

Solar Morea Energiaki SA 1 - - - - -

Stipa Nayaá SA de CV 7 - - - - -

Varokub Green Energy Srl 1 - - - - 1

Altre parti correlate 3 4 - 1 - 6

Totale 282 31 14 10 13 88

Società del Gruppo Enel

Enel Distribuzione SpA 1 - 1 - - -

Enel Energia SpA - 12 5 - - -

Enel Energy Europe SL - 1 - 1 - -

Enel.Factor - 14 - - - -

Enel Ingegneria e Ricerca SpA - 13 - 8 - -

Enel Produzione SpA 85 29 - 9 - -

Enel Servizi Srl 1 50 - 28 - -

Enel Trade SpA 39 6 - - 400 -

Enel.si Srl 4 3 3 - - 1

Totale 130 128 9 46 400 1

TOTALE 412 201 23 78 413 89

Costi Ricavi


al 31.12.2013 2013 2013

127

Rapporti commerciali e diversi 2012

Costi Ricavi


al 31.12.2012 2012 2012

Impresa controllante

Enel SpA 10 128 - 28 - -

Totale 10 128 - 28 - -


Enel Green Power North America Inc. 15 - - - - 7

Enel Green Power Portoscuso Srl 156 2 - - - 5

Enel Green Power Romania Srl 26 - - - - 13

Enel Green Power Hellas SA 4 2 - 1 - 1

Enel Green Power France Sas 2 - - 1 - 1

Enel Green Power Bulgaria EAD (già Enel Maritza East 4) 1 - - - - -

Enel Green Power España SL 43 6 - 5 - 12

Enel Brasil Participações Ltda 5 - - - - 1

Enel de Costa Rica SA 3 - - - - -

Enel.si Srl 8 1 - - - 2

Altomonte FV Srl 1 - - - - 1

Enel Green Power Calabria Srl 46 - - - - 5

Enel Panama SA (ex Americas Generation Corporation) 10 - - - - 3

Energía Alerce Ltda 3 - - - - 1

Energia Eolica Srl 4 1 - - - 1

Enerlive Srl 3 1 - - - -

Maicor Wind Srl 1 - - - - -

Empresa Eléctrica Panguipulli SA 2 - - - - -

Empresa Eléctrica Puyehue SA 2 - - - - 1

Enel Chile Ltda 2 - - - - -

Enel Guatemala SA 3 - - - - 1

LaGeo SA de Cv 7 - - - - -

International Wind Parks of Thrace SA 1 - - - - 1

Enel Green Power San Gillio Srl 1 - - - - 1

Enel Green Power Puglia Srl 1 - - - - -

Enel Green Power TSS Srl 3 - - - - 1

Geotérmica del Norte SA 1 - - - - -

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 1 - 8 - - 1

Enexon Hellas SA 19 - - - 18 1

3SUN Srl - - 7 - - 1

Enel Green Power International BV 1 - - - - -

Egp Geronimo Holding Company Inc. - - - - - 1

Empresa Nacional de Geotermia SA 1 - - - - -

Enel Cove Fort LLC 1 - - - - 1

Enel Green Power Canaro Srl 15 - - - - -

Enel Green Power Cristal Eólica SA 1 - - - - 1

Enel Green Power Emiliana Eólica SA 1 - - - - -

Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv 1 - - - - -

Eólica Zopiloapan SAPI de Cv 7 - - - - 7

EPB São Judas Eólico - - - - - 1


Costi Ricavi


al 31.12.2012 al 31.12.2012 2012 2012

Geotérmica del Norte SA - - - - - 1

IRIS 2006 Srl 62 - - - - 54

Kalenta Solar MEPE 1 - - - - 1

Molinos de Viento del Arenal SA 1 - - - - -

Parque Eólico Sierra del Madero 1 - - - - 1

Parque Eólico Valle de los Vientos SA 1 - - - - 1

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl - - - - - -

PH Chucas SA 1 - - - - 1

Primavera Energía SA - - - - - 1

Renovables de Guatemala SA 2 - - - - 2

Solar Morea Energiaki SA 1 - - - - 1

Solar Thessalia Société Anonyme of Energy 3 - - - - 3

Stipa Nayaá SA de CV 6 - - - - 6

Total Electric SA 1 - - - - 1

Enel Green Power São Judas Eólica SA 1 - - - - -

Enel Latin America (Chile) Ltda 1 - - - - -

International Wind Parks of Achaia SA 1 - - - - -

Altre parti correlate 2 2 - 1 - 6

Totale 487 15 15 8 18 151


Enel Produzione SpA 134 19 - 9 116 1

Enel Trade SpA 21 3 - - 254 -

Enel Distribuzione SpA 1 - 2 1 - -

Enel Servizi Srl 1 71 - 28 - -

Enel Ingegneria e Innovazione SpA - 12 - 3 - -

Enel Energia SpA - 6 5 - - -

Enel Servizio Elettrico SpA - 1 - - - -

Enel.Factor - 26 - - - -

Endesa SA - 1 - 1 - -

Totale 157 139 7 42 370 1

TOTALE 654 282 22 78 388 152

129

Rapporti finanziari 2013

Milioni di euro Crediti Debiti Oneri Proventi

al 31.12.2013 2013


Enel SpA 8 306 26 1

Totale 8 306 26 1


3SUN Srl 13 - - 1

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 44 - - 2

Enel Green Power Canaro Srl - - - 1

Enel Green Power Finale Emilia Srl 5 - - -

Enel Green Power International BV - 2.210 87 2

Enel Green Power México Srl de Cv - - - 1

Enel Green Power North America Inc. - - - 4

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl - 51 - -

Enel Green Power San Gillio Srl - - - 1

Enel Green Power Strambino Solar Srl 1 - - -

Energia Eolica Srl 1 4 - 1

Enerlive Srl - 4 - -

Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA - - - 1

LaGeo SA de Cv - - - 32

Maicor Wind Srl - 1 - 4

PowerCrop Srl 5 - - -

Altre parti correlate - 1 - 1

Totale 69 2.271 87 51


Enel Trade SpA - 2 3 25

Totale - 2 3 25

TOTALE 77 2.579 116 77


Rapporti finanziari 2012

Milioni di euro Crediti Debiti Oneri Proventi

al 31.12.2012 2012


Enel SpA 3 653 22 -

Totale 3 653 22 -

Imprese controllate

Energia Eolica Srl 1 - - 3

Taranto Solar Srl - - - -

Enel Green Power Strambino Solar Srl 1 - - -

Maicor Wind Srl - 2 - 6

Enerlive Srl - 5 - -

Enel.si Srl 1 20 - 17

Enel Green Power International BV - 1.261 60 1

Geotérmica Nicaragüense SA - - - 1

Enel Chile Ltda - - - 1

Enel Green Power España SL - - - 1

Enel Green Power North America Inc. - - - 2

LaGeo SA de Cv - - - 18

Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 40 - - 1

3SUN Srl 21 - - 1

Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl - 47 - -

Enel Green Power Portoscuso Srl - 26 - -

Altre parti correlate 1 - - -

Totale 65 1.361 60 52


Enel Trade SpA 2 - 16 11

Altre parti correlate - - - -

Totale 2 - 16 11

TOTALE 70 2.014 98 63

131

Parti correlate esterne al Gruppo EnelIn quanto operatore nel campo della produzione di energia

elettrica da fonti rinnovabili Enel Green Power vende energia

elettrica e usufruisce di servizi di distribuzione e trasporto per

un certo numero di società controllate dallo Stato (azionista di

Gruppo Enel SpA).

I rapporti con le imprese possedute o controllate dallo Stato

riguardano principalmente:

> Gestore dei Mercati Energetici SpA;

> Gestore dei Servizi Energetici SpA;

> Acquirente Unico SpA;

> Terna SpA.

Costi Ricavi


al 31.12.2013 2013 2013

Parti correlate esterne al Gruppo Enel

GME SpA - - 12 21 407 5

GSE SpA 92 2 - 2 27 313

Terna SpA - - 8 - 7 -

Totale 92 2 20 23 441 318

Costi Ricavi


al 31.12.2012 2012 2012

Parti correlate esterne al Gruppo Enel

GSE SpA 68 - - - 242 12

GME SpA - - 4 11 453 3

Eni SpA - 1 - - - -

Terna SpA - - 8 - 9 3

Totale 68 1 12 11 704 18


40. Impegni contrattuali e garanzie

Milioni di euro

al 31.12.2013 al 31.12.2012 Variazione

Fideiussioni e garanzie prestate a: 2.114 781 1.333

- terzi 58 42 16

- imprese controllate 2.056 739 1.317

Impegni assunti: 754 830 (76)

- forniture e prestazioni 754 830 (76)

Totale 2.868 1.611 1.257

Le fideiussioni rilasciate nell’interesse di società controllate

sono relative alla copertura degli impegni assunti, riconduci-

bili tipicamente a garantire la serietà della partecipazione a

gare indette per lo sviluppo di nuovi progetti, il pagamento di

taluni contratti di costruzione di impianti, la connessione alla

rete elettrica degli impianti in costruzione e/o in esercizio, le

prestazioni sui contratti pluriennali di vendita di energia.

La Società ha in essere impegni con la società Vestas Italia Srl

per la fornitura, il trasporto, l’installazione e la manutenzione

nei vari Paesi in cui il Gruppo opera e per il periodo 2011-2015,

di turbine eoliche per una potenza complessiva di 268 MW,

con l’opzione in favore di Enel Green Power di incrementare

tale potenza di ulteriori 700 MW nello stesso periodo di va-

lidità.

Si evidenzia, infine, che Enel Green Power SpA ha in essere

impegni con la Regione Toscana relativamente al Protocollo

di Intesa, siglato nel 2007 in cui Enel si impegna a favore di

attività di ricerca e di innovazione tecnologica nel campo delle

energie rinnovabili. Gli impegni riferibili specificamente alla

società Enel Green Power non saranno definibili fino a quando

non verrà concordato con la Regione l’elenco dettagliato delle

attività da considerare idonee per gli scopi di cui sopra.

41. Passività e attività potenziali

Arbitrato LaGeo

Nell’ottobre del 2008 Enel Produzione ha promosso un pro-

cedimento arbitrale, secondo le regole della Camera di Com-

mercio Internazionale di Parigi, contro Comisiòn Ejecutiva

Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), interamente controllata

dalla Repubblica di El Salvador, e Inversiones Energéticas SA

de Cv (INE), interamente controllata da CEL, per far valere il

loro inadempimento di talune disposizioni contenute nel pat-

to parasociale stipulato tra Enel Produzione e INE il 4 giugno

2002, avente a oggetto la gestione della società LaGeo.

In particolare, tale patto parasociale stipulato in occasione

delle riforme del settore elettrico da parte di El Salvador preve-

deva il diritto di Enel Produzione (alla quale Enel Green Power

è succeduta per effetto dell’atto di scissione del 2008) di poter

finanziare gli investimenti di LaGeo imputando ad aumento

di capitale i pagamenti effettuati. Lo stesso patto prevedeva

inoltre il dovere di LaGeo di distribuire interamente gli utili

della società.

Dopo aver osservato il patto nelle prime fasi di realizzazione

delle centrali geotermiche in El Salvador fino a portare la par-

tecipazione di Enel Produzione in LaGeo al 36,20%, LaGeo

non ha più permesso a Enel Produzione (e quindi a Enel Green

Power) di finanziare gli investimenti deliberati e conseguente-

mente di sottoscrivere eventuali aumenti di capitale.

Enel Produzione ha dunque chiesto al collegio arbitrale di con-

dannare INE e CEL (i) all’esecuzione in forma specifica degli

obblighi previsti dal patto, con la distribuzione degli utili netti

come dividendi, permettendo di finanziare gli investimenti in

LaGeo e sottoscrivere il corrispondente aumento di capitale

nonché al risarcimento di danni per 30 milioni di dollari statu-

nitensi oltre a interessi, tasse e spese legali o, in alternativa, (ii)

a risarcire i danni quantificati complessivamente in 264,2 mi-

lioni di dollari statunitensi oltre a interessi, tasse e spese legali.

Nel corso del giudizio INE si è costituita chiedendo l’estromis-

sione di CEL e un risarcimento danni a carico di Enel Green

Power per complessivi 100,3 milioni di dollari statunitensi per

gli asseriti danni provocati dalla cattiva esecuzione dei lavori

realizzati sino alla data della domanda a fronte degli investi-

133

menti finanziati sino a quel momento dal Gruppo Enel.

Con decisione notificata alle parti il 5 luglio 2011, il collegio

arbitrale ha sancito il diritto di Enel Green Power a finanziare

gli investimenti di LaGeo, capitalizzando i relativi importi. Di

conseguenza il collegio arbitrale ha condannato INE a far sì

che, entro 30 giorni dalla notifica della decisione, Enel Green

Power possa partecipare a un aumento di capitale della socie-

tà sottoscrivendo circa 9 milioni di azioni per un controvalore

di circa 127 milioni di dollari statunitensi. In conseguenza di

tale decisione Enel Green Power dovrebbe possedere il 53%

del capitale sociale della società.

Il collegio arbitrale ha, inoltre, condannato INE a permettere

che LaGeo distribuisca gli utili realizzati nel 2008 e nel 2009

e ha interamente respinto le domande di risarcimento danni

presentate contro Enel Green Power.

INE ha impugnato il provvedimento di fronte alla Corte di Ap-

pello di Parigi che, con decisione dell’8 gennaio 2013, ha con-

fermato il lodo reso dagli arbitri.

CEL ha presentato ricorso per Cassazione avverso la sentenza

della Corte D’Appello di Parigi che, in data 8 gennaio 2013, ha

confermato la decisione del collegio arbitrale.

Si è appreso da mezzi stampa che un avvocato salvadoregno

(probabilmente collegato al partito del Presidente della Re-

pubblica, Funes) ha presentato alla Sala Administrativa della

Corte Suprema di El Salvador domanda di nullità del patto pa-

rasociale. Tale atto non è stato notificato a Enel Green Power

ma alla sola CEL. Enel Green Power chiederà di essere ammes-

sa nel giudizio, con riserva di ripetizione dei danni anche sulla

base delle garanzie prestate dalla controparte in occasione

della stipula del patto parasociale.

Nel mese di luglio 2013 il Parlamento salvadoregno ha appro-

vato una legge che ha stabilito l’uscita dello Stato di El Salva-

dor dalla Convenzione di Washington del 1965 che prevede

per gli investitori stranieri la possibilità di agire contro lo Stato

davanti all’International Center for Settlement of Investment

Disputes (ICSID).

Enel Green Power, prima che la predetta legge entrasse in vi-

gore, ha iniziato un giudizio dinanzi la ICSID al fine di tutelare

il propri diritti contro le interferenze che il Governo salvado-

regno sta ponendo in essere nei rapporti che intercorrono tra

Enel Green Power e CEL.

Nel mese di novembre 2013, dopo varie anticipazioni di stam-

pa, il Procuratore della Repubblica di El Salvador ha deposita-

to i risultati di un’inchiesta relativi alle vicende che portarono

all’acquisizione di LaGeo da parte del Gruppo Enel nel 2002.

Una volta chiusa l’istruttoria la Procura della Repubblica ha

notificato una convocazione a un’udienza istruttoria per vari

numerosi funzionari pubblici che parteciparono al processo di

creazione di LaGeo e di messa in vendita di quote della società.

Tra gli indagati risultano anche due ex dipendenti di Enel Gre-

en Power insieme all’avvocato che seguì l’operazione per Enel

Green Power.

Il provvedimento di convocazione all’udienza riguarda Enel

Green Power El Salvador.

Il giudizio promosso dalla Procura della Repubblica sembra

fondato su una fattispecie di peculato nella quale i funzionari

pubblici avrebbero commesso alcune violazioni delle leggi di

El Salvador di cui Enel Green Power avrebbe beneficiato.

In realtà tutte le circostanze dedotte dalla Procura della Re-

pubblica sono già state valutate nel corso del procedimen-

to arbitrale internazionale condotto secondo le regole della

Camera di Commercio Internazionale di Parigi; in tale ambito

il collegio arbitrale ha riconosciuto l’infondatezza della rico-

struzione dei fatti operata da CEL (e oggi ripresa dalla Procura

della Repubblica) e le ragioni di Enel Green Power.

Si segnala inoltre che il Procuratore della Repubblica rinviene

anche violazioni di legge nel fatto che le concessioni in ma-

teria geotermica non siano state affidate per legge ma con

atto amministrativo. Al riguardo, però, si deve rilevare che la

decisione di permettere l’affidamento di queste concessioni

solo con legge si deve a una sentenza della Corte Costituzio-

nale intervenuta solo quest’anno. A ogni modo le concessioni

“operative” di LaGeo vennero affidate con legge.

Il giudice istruttore a chiusura della prima fase non ha ritenuto

i fatti dedotti certi o gravi e, pertanto, ha rigettato la richiesta

di misure cautelari del Procuratore della Repubblica.

Arbitrato CIS contro Enel Green PowerIn data 4 agosto 2010 Enel Green Power SpA ha stipulato un

contratto di superficie avente a oggetto i lastrici solari dei ca-

pannoni industriali siti nel Centro Ingrosso Sviluppo Campano

Gianni Nappi SpA (CIS) al fine di realizzare ed esercire un im-

pianto fotovoltaico.

In data 22 aprile 2011, durante la fase di realizzazione del pre-

detto impianto, si è sviluppato un incendio su uno dei capan-

noni dove la ditta appaltatrice di Enel Green Power, la General

Membrane SpA, stava realizzando l’impianto.

Il CIS, per accertare le cause dell’incendio e per la valutazione

dei danni, ha promosso un accertamento tecnico preventivo

dinanzi al Tribunale di Nola.

Il consulente tecnico nominato dal Tribunale ha depositato la

perizia finale nella quale ha indicato che le cause dell’incendio


sono da attribuire probabilmente a fatto accidentale provoca-

to dagli operai che stavano lavorando sul capannone interes-

sato dall’incendio. La perizia inoltre quantifica i danni diretti

subiti dal CIS in complessivi 3 milioni di euro.

In data 26 marzo 2012 si è sviluppato un secondo incendio su

un altro dei capannoni di proprietà del CIS.

In data 3 novembre 2012 il CIS ha avviato il procedimento ar-

bitrale previsto dall’art. 21 del contratto di superficie stipulato

con Enel Green Power. Con l’atto di accesso all’arbitrato, il CIS

ha chiesto la condanna di Enel Green Power SpA al pagamen-

to della somma di 5,2 milioni di euro in relazione al primo in-

cendio.

Il 5 aprile 2013 Enel Green Power si è costituita nel procedi-

mento arbitrale proponendo una domanda riconvenzionale

di circa 44 milioni di euro per danni subiti sia dall’incendio del

22 aprile 2011 sia da quello del 26 marzo 2012, nonché dall’il-

legittimo comportamento del CIS che, ritardando i lavori di

costruzione dell’impianto, ha impedito a Enel Green Power di

aggiudicarsi le tariffe incentivanti di maggior favore. Nell’am-

bito di detto procedimento Enel Green Power ha chiesto al

Collegio Arbitrale di nominare un consulente tecnico di ufficio

(CTU) per accertare le responsabilità dell’incendio del 22 apri-

le 2011, attribuite a Enel Green Power senza alcun razionale

scientifico dal precedente CTU nominato su istanza del CIS dal

Tribunale di Nola. All’udienza del 4 novembre 2013 è stata

accettata la nomina da parte del nuovo CTU. Il termine per il

deposito della perizia del CTU è fissato al 7 marzo 2014.

Nelle more della procedura arbitrale, CIS e Interporto Campa-

no (con cui Enel Green Power ha sottoscritto un contratto di

locazione ultraventennale avente a oggetto lastrici solari di al-

tri capannoni siti nella medesima zona) hanno iniziato contro

Enel Green Power un procedimento cautelare ritenendo che

l’installazione dell’impianto fotovoltaico sui lastrici solari degli

immobili di loro proprietà impedisca il rilascio dei certificati di

prevenzione incendi ai titolari delle attività che operano nei

locali sottostanti all’impianto. Il Tribunale ha disposto la no-

mina di un consulente tecnico. Nel mese di dicembre 2013 il

Tribunale ha emesso un’ordinanza con cui ha ordinato a Enel

Green Power di porre in essere tutti i rimedi necessari per miti-

gare il rischio incendi. Enel Green Power ha promosso reclamo

avverso la predetta ordinanza in data 27 dicembre 2013. In

data 11 febbraio 2014 il Tribunale di Nola ha rigettato il recla-

mo promosso da Enel Green Power confermando la decisione

di primo grado.

Enel Green Power SpA contro General Membrane (giudizio succedaneo all’arbitrato di cui al punto precedente)Enel Green Power in data 1° marzo 2013 ha iniziato dinanzi

al Tribunale Civile di Roma un giudizio contro General Mem-

brane, quale mandataria del Raggruppamento Temporaneo

delle imprese che hanno realizzato la costruzione dell’impian-

to fotovoltaico presso il CIS, al fine di ottenere il risarcimento

dei danni subiti a seguito dell’incendio verificatosi in data 22

aprile 2011.

L’importo dei danni richiesto da Enel Green Power nell’ambito

di detto procedimento è di circa 16 milioni di euro.

Le imprese appaltatrici, costituitesi in giudizio, hanno soste-

nuto di non avere responsabilità nell’evento dannoso e hanno

chiesto a Enel Green Power il pagamento di circa 9 milioni di

euro a titolo di risarcimento danni.

Il giudizio attualmente è nella fase istruttoria

Resit Srl La società Resit nel 2010 ha ceduto alla società Enel Green Po-

wer il 100% delle quote della società Altomonte FV Srl, tito-

lare di un progetto fotovoltaico nel comune di Altomonte di

potenza di 20 MW.

Il prezzo concordato tra le parti è stato stabilito tenendo in

considerazione come base variabile la diversa capacità per la

quale l’impianto avrebbe potuto ottenere autorizzazione.

Poiché il progetto venne autorizzato per una capacità infe-

riore a quella complessivamente attesa, Enel Green Power ha

provveduto al pagamento dell’importo connesso alla capacità

effettiva dell’impianto.

Avendo la società Resit provveduto a impugnare il diniego di

autorizzazione e contemporaneamente a richiedere nuova

autorizzazione, la parte restante dell’impianto è stata succes-

sivamente autorizzata. Per tale ragione Resit ha chiesto a Enel

Green Power il pagamento di quanto originariamente pattu-

ito per il caso in cui l’intero impianto fosse stato interamente

realizzato. Enel Green Power, pur manifestando la propria di-

135

sponibilità a corrispondere parte di tale importo, ha rilevato

come nelle more dell’ottenimento dell’autorizzazione fosse

mutato il regime tariffario e che l’impianto realizzato a segui-

to della nuova autorizzazione fosse più piccolo di quello origi-

nariamente progettato.

Resit, contestando le argomentazioni di Enel Green Power, ha

ottenuto dal Tribunale di Roma un Decreto Ingiuntivo per il

pagamento di circa 1,6 milioni di euro per l’acquisto della so-

cietà Altomonte. Enel Green Power ha proposto opposizione

e ha consegnato alla controparte – nell’udienza di trattazione

della causa – l’importo di 0,5 milioni di euro. Nelle more del

procedimento giudiziario, le parti hanno sottoscritto in data

29 luglio 2013 un accordo transattivo, in base al quale Enel

Green Power ha corrisposto ulteriori 2,2 milioni di euro a titolo

di development fee. In occasione della stipula della transazio-

ne si è altresì convenuto per l’affidamento a Resit delle attività

di O&M per tre anni per gli impianti di Altomonte 1, Altomon-

te 2, Istia, SEV e Paglialonga (prezzo inferiore del 10% rispetto

ai valori di mercato e complessivamente pari a 0,7 milioni di

euro).

42. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio

Richiesta di risarcimento da parte del ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del MareIn data 18 febbraio 2014 è stato notificato alla società Enel

Green Power SpA un atto di citazione innanzi al Tribunale Ci-

vile di Venezia (udienza 4 luglio 2014) promosso dal Ministero

dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare avente

a oggetto la richiesta di risarcimento di un danno ambientale

verificatosi nel periodo 2002-2004 relativo al mancato rilascio

del Deflusso Minimo Vitale del fiume Piave e la conseguente

morte dei pesci e microrganismi presenti nel bacino del fiume

Piave, ove sono presenti vari impianti di produzione idroelet-

trica della società convenuta.

La domanda di risarcimento ammonta a circa 13 milioni di

euro.

La causa è stata avviata anche contro la società Enel Produ-

zione SpA, proprietaria di alcuni asset idroelettrici che attin-

gono acqua dal medesimo fiume Piave, nonché nei confron-

ti di alcuni dipendenti (Angelo Nasso, Sergio Adami e Paolo

Tartaglia), tutti dipendenti delle società Enel Green Power ed

Enel Produzione che all’epoca dei fatti si erano succeduti nella

qualità di responsabili dell’esercizio e manutenzione delle suc-

citate centrali idroelettriche.

Nei confronti dei succitati dipendenti il giudizio penale si è

concluso nel maggio del 2013 con l’assoluzione di tutti gli im-

putati da parte della Corte di Appello di Venezia.

Attualmente è in corso l’istruttoria sulla vicenda e allo stato

non emergono elementi tali che facciano ritenere una respon-

sabilità della società Enel Green Power SpA.

Modifica alla struttura organizzativa di Enel Green PowerIn data 25 febbraio 2014, il Consiglio di Amministrazione di

Enel Green Power ha approvato una rivisitazione della struttu-

ra organizzativa del Gruppo al fine di rispecchiare le effettive

scelte strategiche di Enel Green Power in un’ottica di maggiore

efficienza.

Tale circostanza comporta la ridefinizione del perimetro dell’a-

rea Italia ed Europa nonché dell’area Iberia e America Latina

suddivisione ormai non più al passo con lo sviluppo corrente

del Gruppo Enel Green Power.

Più specificamente:

> la sub-area Iberia è stata assorbita nel naturale alveo dell’a-

rea Italia ed Europa al fine di garantire una omogeneità ge-

ografica e di obiettivi di business;

> l’area Iberia e America Latina è stata ridenominata area

America Latina, area che mantiene i Paesi del Centro e Sud

America oggetto di una forte crescita negli ultimi anni (Bra-

sile, Cile e Paesi andini e Messico e Centro America).


43. Compensi alla Società di revisione ai sensi dell’art. 149 duodecies del “Regolamento Emittenti COnSOB”

I corrispettivi di competenza dell’esercizio 2013 riconosciuti

alla Società di revisione e alle entità appartenenti al suo net-

work a fronte di prestazioni di servizi sono riepilogati nella ta-

bella che segue, redatta secondo quanto indicato dall’art. 149

duodecies del “Regolamento Emittenti CONSOB”.

Tipologia di servizi Soggetto che ha

erogato il servizioCompensi (milioni

di euro)

Enel Green Power SpA

Revisione contabile

Ernst & Young SpA 0,1

Servizi di attestazione


Totale 0,3

Società controllate da Enel Green Power SpA

Revisione contabile


Entità della rete di REY 1,5

Servizi di attestazione

Ernst & Young SpA -

Entità della rete di REY 0,1

Totale 1,7

TOTALE 2,0

137

44. Attività di direzione e coordinamentoSi riportano i dati essenziali dell’ultimo bilancio di Enel SpA, che esercita attività di direzione e coordinamento su Enel Green

Power SpA.

Stato patrimonialeMilioni di euro al 31.12.2012

ATTIVITà


Attività materiali e immateriali 16

Partecipazioni 39.189

Attività finanziarie non correnti 1.835

Altre attività non correnti 822

Totale 41.862

Attività correnti

Crediti commerciali 478

Attività finanziarie correnti 6.443

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 6.461

Altre attività correnti 522

Totale 13.904

TOTALE ATTIVITà 55.766

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà

PATRIMONIO NETTO 25.828


Finanziamenti a lungo termine 19.315

Passività per imposte differite e fondi rischi e oneri 560

Passività finanziarie non correnti 2.393

Altre passività non correnti 240

Totale 22.508

Passività correnti

Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 5.762

Debiti commerciali 193

Passività finanziarie correnti 798

Altre passività correnti 677

Totale 7.430

TOTALE PASSIVITà 29.938

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITà 55.766

Conto economicoMilioni di euro 2012

Ricavi 335

Costi 432

Proventi da partecipazioni 4.175

Proventi/(Oneri) finanziari netti (846)

Imposte (188)

Utile dell’esercizio 3.420

139

Corporate governance Il sistema di corporate governance di Enel Green Power SpA e

del Gruppo societario che a essa fa capo è conforme ai princípi

contenuti nel Codice di Autodisciplina delle società quotate (5),

cui la Società aderisce. L’indicato sistema di corporate gover-

nance è inoltre ispirato alle raccomandazioni formulate dalla

CONSOB in materia e, più in generale, alle best practice inter-

nazionali.

Il sistema di governo societario adottato da parte di Enel

Green Power e del Gruppo risulta essenzialmente orientato

all’obiettivo della creazione di valore per gli azionisti in un

orizzonte di medio-lungo periodo, nella consapevolezza della

rilevanza sociale delle attività in cui il Gruppo è impegnato e

della conseguente necessità di considerare adeguatamente,

nel relativo svolgimento, tutti gli interessi coinvolti.

In conformità a quanto previsto dalla legislazione italiana in

materia di società con azioni quotate, l’organizzazione della

Società si caratterizza per la presenza:

> di un Consiglio di Amministrazione incaricato di provvede-

re in ordine alla gestione aziendale;

> di un Collegio Sindacale chiamato a vigilare: (i) circa l’osser-

vanza della legge e dello Statuto, nonché sul rispetto dei

princípi di corretta amministrazione nello svolgimento del-

le attività sociali; (ii) sul processo di informativa finanziaria,

nonché sull’adeguatezza della struttura organizzativa, del

sistema di controllo interno e del sistema amministrativo-

contabile della Società; (iii) sulla revisione legale dei conti

annuali e dei conti consolidati, nonché circa l’indipendenza

della società di revisione legale dei conti; ed, infine, (iv) sul-

le modalità di concreta attuazione delle regole di governo

societario previste dal Codice di Autodisciplina;

> dell’Assemblea dei soci, competente a deliberare tra l’altro

– in sede ordinaria o straordinaria – in merito: (i) alla no-

mina e alla revoca dei componenti il Consiglio di Ammini-

strazione e il Collegio Sindacale e circa i relativi compensi e

responsabilità; (ii) all’approvazione del bilancio e alla desti-

nazione degli utili; (iii) all’acquisto e alla alienazione delle

azioni proprie; (iv) ai piani di azionariato; (v) alle modifica-

zioni dello Statuto sociale; (vi) all’emissione di obbligazioni

convertibili.

L’attività di revisione legale dei conti risulta affidata a una

società specializzata iscritta nell’apposito registro, nominata

dall’Assemblea dei soci su proposta motivata del Collegio Sin-

dacale.

Per informazioni dettagliate sul sistema di corporate governance si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti pro-

prietari di Enel, pubblicata sul sito internet della Società (www.enelgreenpower.com, sezione “Governance”).

(5) Disponibile nelle sue varie edizioni sul sito internet di Borsa Italiana (all’indirizzo http://www.borsaitaliana.it).

Luigi Ferraris (P)Francesco Starace (AD/DG)

Luca Anderlini (2,3)Carlo Angelici (2,3)Andrea Brentan

Giovanni Battista Lombardo (1)Giovanni Pietro Malagnino (1,3)

Luciana Tarozzi (1)Francesca GostinelliPaola Muratorio (2)

Società di revisioneErnst & Young

Franco Fontana (P)Giuseppe Ascoli

Leonardo Perrone

Assemblea

Consiglio diAmministrazione

ComitatoControllo e

Rischi1

Comitato per leNomine e le

Remunerazioni2

Comitato PartiCorrelate3

CollegioSindacale

140 attestazione dell’amministratore delegato e del dirigente preposto

enel green poWer relazione e BilanCio di eserCizio di enel green poWer spa al 31 diCemBre 2013

Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013, ai sensi dell’art. 154 bis, comma 5, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell’art. 81 ter del Regolamento COnSOB 14 maggio 1999, n. 11971

141

1. I sottoscritti Francesco Starace e Giulio Antonio Carone, nella qualità rispettivamente di Amministratore

Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel Green Power

SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154 bis, commi 3 e 4, del decreto legi-

slativo 24 febbraio 1998, n. 58:

a. l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e

b l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio

di esercizio di Enel Green Power SpA, nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2013 e il 31

dicembre 2013.

2. Al riguardo si segnala che:

a. l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio di esercizio

di Enel SpA è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull’informa-

tiva finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel mo-

dello “Internal Controls - Integrated Framework” emesso dal Committee of Sponsoring Organizations

of the Treadway Commission (COSO);

b. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria non sono emersi aspet-

ti di rilievo.

3. Si attesta inoltre che il Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 dicembre 2013:

a. è redatto in conformità ai princípi contabili internazionali applicabili riconosciuti nell’Unione

Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 19

luglio 2002;

b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

c. è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica

e finanziaria dell’emittente.

4. Si attesta infine che la Relazione sulla gestione che correda il Bilancio di esercizio di Enel Green Power

SpA al 31 dicembre 2013 comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestio-

ne, nonché della situazione dell’emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze

cui è esposto.

Roma, 7 marzo 2014

Francesco Starace Giulio Antonio Carone

Amministratore Delegato

di Enel Green Power SpA

Dirigente preposto alla redazione dei documenti

contabili societari di Enel Green Power SpA

Relazioni

144 relazionienel Green PoWer relazione e BilanCio di eserCizio di enel Green PoWer sPa al 31 diCemBre 2013

Relazione del Collegio Sindacale all’Assemblea degli Azionisti di Enel Green Power SpA convocata per l’approvazione del Bilancio di esercizio 2013 (ai sensi dell’art. 153 del decreto legislativo n. 58del 24 febbraio 1998)

145

Signori Azionisti,

nel corso dell’esercizio che si è chiuso il 31 dicembre 2013 abbiamo svolto per la Società Enel Green Power

SpA (nel prosieguo anche la “Società”) l’attività di vigilanza prevista dalla legge. In particolare, ai sensi del

combinato disposto dell’art. 149, comma 1, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 (d’ora in avanti,

per brevità, indicato come “Testo Unico della Finanza”) e dell’art. 19, comma 1, del decreto legislativo 27

gennaio 2010, n. 39 (d’ora in avanti, per brevità, indicato come “Decreto 39/10”) abbiamo vigilato:

(i) circa l’osservanza della legge e dello statuto, nonché sul rispetto dei princípi di corretta amministra-

zione nello svolgimento delle attività sociali;

(ii) in merito all’adeguatezza della struttura organizzativa della Società, per gli aspetti di nostra compe-

tenza;

(iii) circa l’adeguatezza e l’efficacia del sistema di controllo interno e di gestione del rischio;

(iv) sul processo di informativa finanziaria e sull’adeguatezza del sistema amministrativo-contabile della

Società, nonché sull’affidabilità di quest’ultimo nel rappresentare correttamente i fatti di gestione;

(v) sulla revisione legale dei conti annuali e dei conti consolidati, nonché circa l’indipendenza della Socie-

tà di revisione legale dei conti;

(vi) sulle modalità di concreta attuazione delle regole di governo societario previste dal Codice di Autodi-

sciplina delle società quotate (d’ora in avanti, per brevità, indicato come “Codice di Autodisciplina”),

cui la Società aderisce;

(vii) circa l’adeguatezza delle disposizioni impartite dalla Società alle sue controllate per consentire alla

stessa Enel Green Power SpA di adempiere regolarmente agli obblighi di informativa al mercato pre-

visti dalla legge.

Nello svolgimento degli opportuni controlli e verifiche sui profili e sugli ambiti di attività sopra evidenziati

non abbiamo riscontrato particolari criticità.

Anche in osservanza delle indicazioni fornite dalla CONSOB con comunicazione DEM/1025564 del 6 apri-

le 2001 e successivi aggiornamenti, riferiamo e segnaliamo quanto segue.

> Abbiamo vigilato sull’osservanza della legge e dello statuto e non abbiamo osservazioni da formulare

al riguardo.

> Abbiamo ricevuto dall’Amministratore Delegato, con periodicità trimestrale e anche attraverso la no-

stra partecipazione alle riunioni del Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power SpA, adeguate

informazioni sull’attività svolta, sul generale andamento della gestione e sulla sua prevedibile evolu-

zione, nonché sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla

Società e dalle sue controllate. Possiamo dare atto che le azioni deliberate e poste in essere sono state

conformi alla legge e allo statuto e non sono state manifestamente imprudenti, azzardate, in poten-

ziale conflitto di interessi, in contrasto con le delibere assunte dall’Assemblea o tali da compromettere

l’integrità del patrimonio sociale. Per la descrizione delle caratteristiche delle operazioni di maggior

rilievo economico, finanziario e patrimoniale esaminate, si rimanda a quanto riferito nella Relazione

sulla gestione degli Amministratori al Bilancio di esercizio chiuso al 31 dicembre 2013 e al Bilancio con-

solidato dell’esercizio 2013 del Gruppo Enel Green Power (capitolo “Fatti di rilievo del 2013”).

> Non abbiamo riscontrato l’esistenza di operazioni atipiche o inusuali svolte con terzi, con società del

Gruppo Enel Green Power o con parti correlate.

> Nel capitolo “Informativa sulle parti correlate” inserito nelle note di commento al Bilancio di esercizio

chiuso al 31 dicembre 2013 (d’ora in avanti, per brevità, indicato come Bilancio 2013), gli Amministra-

tori indicano adeguatamente le principali operazioni con parti correlate – individuate sulla base dei

princípi contabili internazionali e delle disposizioni emanate in materia dalla CONSOB – effettuate dalla

Società; a tale capitolo rinviamo per quanto attiene all’individuazione della tipologia delle operazioni

e dei relativi effetti economici, patrimoniali e finanziari. Sono ivi richiamate, inoltre, le modalità pro-

cedurali adottate per assicurare che le operazioni con parti correlate vengano effettuate nel rispetto

dei criteri di trasparenza e di correttezza procedurale e sostanziale. Si dà atto che le operazioni ivi


indicate sono state poste in essere nel rispetto delle modalità di approvazione ed esecuzione previste

nell’apposita procedura – adottata nel rispetto di quanto disposto dall’art. 2391 bis del codice civile e

dalla disciplina attuativa dettata dalla CONSOB – che individua una serie di regole volte ad assicurare la

trasparenza e la correttezza, sia sostanziale sia procedurale, delle operazioni con parti correlate poste

in essere da Enel Green Power SpA direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale pro-

cedura – adottata dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 1° dicembre 2010 e da ultimo

modificata dal medesimo Consiglio di Amministrazione in data 3 febbraio 2014 – è descritta nella Re-

lazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l’esercizio 2013. Tutte le operazioni con parti

correlate poste in essere nel periodo di riferimento e riportate nelle note di commento al Bilancio 2013

sono riconducibili all’ordinaria gestione, sono state effettuate nell’interesse della Società e regolate a

condizioni di mercato.

> Nel corso del 2013 la Società ha ceduto a Enel Energia SpA l’intero capitale della controllata Enel.si Srl.

L’accordo ha acquisito efficacia in data 1° luglio 2013. L’operazione, i cui principali effetti sono illustrati

anche nella Relazione sulla gestione, si è inquadrata nella strategia perseguita dalla Società di una

maggiore focalizzazione nel core business, attraverso lo sviluppo, l’investimento, la realizzazione e la

gestione di impianti rinnovabili a livello globale.

> La Società ha dichiarato di avere redatto il Bilancio 2013 – al pari di quello dell’esercizio precedente – in

conformità ai princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International

Financial Reporting Standards - IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e

alle interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e

dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del Regola-

mento CE n. 1606/2002, in vigore alla chiusura dell’esercizio 2013, e alle interpretazioni emesse e in

vigore alla stessa data (l’insieme di tali princípi ed interpretazioni di riferimento di seguito saranno

indicati come “IFRS-EU”). La Società ha, inoltre, dichiarato che il Bilancio 2013 è stato predisposto e re-

datto in attuazione del comma 3 dell’art. 9 del decreto legislativo 28 febbraio 2005, n. 38 e dei relativi

provvedimenti attuativi nonché nella prospettiva della continuità aziendale dell’attività, applicando il

metodo del costo storico, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al

fair value. Nelle note di commento al Bilancio 2013 sono riportati analiticamente i princípi contabili e i

criteri di valutazione adottati. In particolare, riguardo ai princípi contabili di recente emanazione, oltre

ai princípi non ancora applicabili e pertanto non adottati, sono riportati i princípi di prima adozione, fra

i quali rileva lo “IAS 19/R – Benefíci per i dipendenti”, la cui applicazione, come descritto al paragrafo

5 delle suddette note ha comportato la rideterminazione dei dati comparativi al 31 dicembre 2012. Il

Bilancio 2013 di Enel Green Power SpA è stato sottoposto a revisione contabile da parte della Società di

revisione Reconta Ernst & Young SpA che, ai sensi degli artt. 14 e 16 del Decreto 39/10, ha espresso al ri-

guardo, a mezzo di apposita relazione, un giudizio senza rilievi né richiami di informativa, anche con ri-

ferimento alla coerenza della Relazione sulla gestione con il bilancio. Abbiamo valutato la proposta del

Consiglio di Amministrazione di destinazione dell’utile di esercizio 2013 e non abbiamo osservazioni.

> La Società ha dichiarato di aver predisposto anche il Bilancio consolidato relativo all’esercizio chiuso

al 31 dicembre 2013 (d’ora in avanti, per brevità, indicato come Bilancio consolidato 2013”) del Grup-

po Enel Green Power – al pari di quello dell’esercizio precedente – redatto in conformità ai princípi

IFRS-EU, nonché in base a quanto disposto dal decreto legislativo 28 febbraio 2005, n. 38 e dai relativi

provvedimenti attuativi. Anche il Bilancio consolidato 2013 del Gruppo Enel Green Power è redatto

nella prospettiva della continuità aziendale, applicando il metodo del costo storico, con l’eccezione

delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value. Riguardo ai princípi contabili di

recente emanazione, anche nelle note di commento al Bilancio consolidato 2013, oltre ai princípi non

ancora applicabili e pertanto non adottati, sono riportati i princípi di prima adozione, fra i quali rileva lo

“IAS 19/R – Benefíci per i dipendenti”, la cui applicazione, come descritto nel paragrafo 4 delle suddette

note, ha comportato la rideterminazione dei dati comparativi al 31 dicembre 2012. Il Bilancio conso-

lidato 2013 del Gruppo Enel Green Power è stato anch’esso sottoposto a revisione contabile da parte

147

della Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA che, ai sensi degli artt. 14 e 16 del Decreto 39/10,

ha espresso al riguardo, a mezzo di apposita relazione, un giudizio senza rilievi né richiami di informati-

va, anche con riferimento alla coerenza della Relazione sulla gestione con il Bilancio consolidato 2013.

La Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA, per gli incarichi a essa conferiti, ha altresì emesso le

relazioni sulla revisione dei bilanci relativi all’esercizio 2013 delle società italiane del Gruppo Enel Green

Power sottoposte a revisione senza rilievi. Le attività di verifica svolte da parte dei corrispondenti esteri

della Reconta Ernst & Young SpA sui reporting packages delle principali società estere del Gruppo Enel

Green Power, selezionate in base al piano di lavoro predisposto dalla stessa Società e utilizzati per la

revisione del Bilancio consolidato 2013 del Gruppo, non hanno fatto emergere rilievi di significatività

tale da dovere essere riflessi nel giudizio sul bilancio medesimo. Gli organi di controllo delle principali

società italiane del Gruppo Enel Green Power hanno dichiarato, per quanto di competenza, di aver

svolto la propria attività di vigilanza nel rispetto della normativa di riferimento e non hanno segnalato

anomalie e/o rilievi, esprimendo nel contempo parere favorevole all’approvazione dei bilanci da parte

delle rispettive Assemblee.

> Segnaliamo che nelle Relazioni sulla gestione tanto al Bilancio 2013 quanto al Bilancio consolidato 2013

del Gruppo Enel Green Power è stata riportata la descrizione dei principali rischi e incertezze a cui la So-

cietà e il Gruppo Enel Green Power sono esposti, unitamente alle informazioni attinenti all’ambiente e

al personale, con riferimento alle modifiche introdotte dal decreto legislativo n. 32 del 2 febbraio 2007

– attuativo della direttiva 2003/51/CE che ha modificato precedenti direttive 78/660, 83/349, 86/635

e 91/674/CEE relative ai conti annuali e ai conti consolidati di taluni tipi di società – all’art. 2428, commi

1 e 2, del codice civile. I rischi e le incertezze in questione sono stati approfonditi dal Collegio Sindacale

nel corso degli incontri periodici con i rappresentanti e i responsabili delle Funzioni Amministrazione,

Finanza e Controllo, Audit, Risk Management, nonché con le altre strutture coinvolte.

> Tenuto conto delle raccomandazioni formulate dall’Autorità Europea degli Strumenti Finanziari e

dei Mercati (“ESMA”) in data 21 gennaio 2013 – intese ad assicurare una maggiore trasparenza delle

metodologie adottate da parte delle società quotate nell’ambito delle procedure di impairment test

sull’avviamento – in linea con quanto raccomandato dal documento congiunto Banca d’Italia - CON-

SOB - ISVAP n. 4 del 3 marzo 2010, la rispondenza della procedura di impairment test alle prescrizioni

del principio contabile internazionale IAS 36 ha formato oggetto di espressa approvazione da parte del

Consiglio di Amministrazione della Società, previo parere favorevole rilasciato al riguardo dal Comitato

Controllo e Rischi, nella seduta del 21 febbraio 2014, ossia in data anteriore rispetto a quella di appro-

vazione dei documenti di Bilancio 2013.

> Diamo atto che il Consiglio di Amministrazione della Società – a seguito delle opportune verifiche ef-

fettuate da parte del Comitato Controllo e Rischi – ha attestato, alla data di approvazione del Bilancio

dell’esercizio 2013, la perdurante osservanza, nell’ambito del Gruppo Enel Green Power, della discipli-

na dettata dalla CONSOB in materia di trasparenza contabile, di adeguatezza della struttura organizza-

tiva e del sistema dei controlli interni che le società controllate, costituite e regolate dalla legge di Stati

non appartenenti all’Unione Europea, devono rispettare affinché le azioni di Enel Green Power SpA

possano rimanere quotate nei mercati regolamentati italiani (ai sensi dell’art. 36 del c.d. “Regolamento

Mercati”, approvato con deliberazione CONSOB n. 16191 del 29 ottobre 2007).

> Diamo atto che il Consiglio di Amministrazione, a seguito delle opportune verifiche effettuate da parte

del Comitato Controllo e Rischi, ha attestato altresì che la Società soddisfa le condizioni richieste per

la quotazione di azioni di società controllate sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di

un’altra società quotata, di cui all’art. 37, comma 1, del Regolamento Mercati. Inoltre, ai sensi dell’art.

37, comma 1, lettera c) del Regolamento Mercati il Collegio ha proceduto a verificare l’attestazione del

Consiglio di Amministrazione relativa all’esistenza dell’interesse sociale al rapporto di tesoreria accen-

trata in essere tra la Società e la controllante Enel SpA.

> Abbiamo vigilato, per quanto di nostra competenza, sull’adeguatezza della struttura organizzativa del-

la Società (e, più in generale del Gruppo Enel Green Power nel suo insieme) tramite l’acquisizione di


informazioni dai responsabili delle competenti funzioni aziendali e incontri con gli organi di controllo

delle principali società italiane del Gruppo Enel Green Power al fine del reciproco scambio di dati e

informazioni rilevanti.

> Nel corso del 2013, Enel Green Power SpA ha consolidato lo sviluppo della strategia organizzativa co-

siddetta “Organizzazione Transnazionale” che sviluppa e sostiene una visione e un approccio organiz-

zativo interno multiplo e differente in un contesto di integrazione solido ma nello stesso tempo flessibi-

le in cui sono distribuite risorse e capacità a livello internazionale interdipendenti tra loro, mantenendo

un presidio centrale che garantisca trasversalità e omogeneità di strutture e processi. La Società ha

esteso la sua strategia di sviluppo a Paesi destinatari di nuovi investimenti. Tale sviluppo è stato suppor-

tato da una organizzazione in fieri a supporto del raggiungimento degli obiettivi strategici del Gruppo.

A tal proposito gli obiettivi perseguiti sono stati:

- ricerca di efficienza e sinergie derivanti dal processo di integrazione globale;

- gestione delle opportunità attraverso la flessibilità multinazionale;

- sviluppo dell’innovazione, dell’apprendimento e dell’adattamento;

- responsabilizzazione a livello locale;

- sviluppo del business nei nuovi Paesi.

A oggi la struttura organizzativa di Enel Green Power SpA è articolata secondo il seguente modello di

funzionamento:

- Funzioni di Shaping e Safeguarding volte a garantire il ruolo di indirizzo e coordinamento, con l’obiet-

tivo di ottimizzare i processi. Appartengono a tale categoria le Funzioni Amministrazione Finanza e

Controllo, Risk Management, Innovation, Safety, Ambiente e Qualità, Affari Legali e Societari, Audit,

Affari Regolamentari, Personale e Organizzazione e Relazioni Esterne.

- Funzioni di Services volte a garantire la fornitura di servizi e la gestione degli stessi a supporto del core

business del Gruppo Enel Green Power ricercando la massimizzazione dell’efficienza e assicurando

l’allineamento alle best practice del Gruppo Enel. Appartengono a questa categoria le Funzioni Infor-

mation & Communication Technology e Procurement.

- Funzioni di Business centralizzate transnazionali, focalizzate sull’intera value chain, volte a massi-

mizzare la creazione di valore, valorizzando le competenze distintive dislocate geograficamente nei

diversi continenti in cui il Gruppo Enel Green Power è presente, attraverso la definizione e ottimiz-

zazione di processi omogenei nonché la creazione di centri di eccellenza tecnologici. Appartengo-

no a questa categoria le Funzioni Business Development, Engineering & Construction e Operation &

Maintenance.

- Aree di Business, caratterizzate da un perimetro geografico definito sulla base di esigenze legate alla

massa critica e al grado di prossimità degli asset detenuti o da realizzare. La struttura organizzativa

delle Aree prevede, ove necessario, presidi locali delle funzioni di shaping e safeguarding e di busi-

ness che riportano, funzionalmente, alle rispettive funzioni centrali. Nell’ambito delle Aree ricadono

le società controllate aventi rilevanza strategica per il Gruppo. Appartengono a tale categoria l’Area

Nord America, l’Area Iberia e America Latina e l’Area Italia ed Europa. Nell’ambito delle Aree di Busi-

ness nel corso del 2013 è stata ceduta la società Enel.Si Srl alla società Enel Energia SpA.

Nel corso dell’anno, con particolare riferimento ai processi di integrazione ed efficientamento delle

strutture, oltre che alla progettazione, organizzazione e change management:

- la Funzione Business Development è stata riorganizzata a livello di strutture di Area/Paese che ope-

rano a specchio con le Aree primo riporto del Chief Executive Officer (“CEO”); sono state riorganiz-

zate anche le funzioni a staff del Business Development al fine di seguire in maniera più efficiente

il business e analizzare e selezionare le opportunità di acquisizione e vendita di progetti, nonché le

opportunità di partnership per lo sviluppo della pipeline. La novità più rilevante è stata la costituzio-

ne dell’Unità Business Development International retail per presidiare i mercati esteri e individuare

le opportunità di sviluppo retail facendo leva sulle specifiche competenze e posizioni di mercato del

Gruppo Enel Green Power;

149

- la Funzione Procurement ha subíto una riorganizzazione strutturandosi per tecnologia di business al

fine di conseguire le sinergie ed economie di scala presenti a livello di Gruppo;

- sono state ristrutturate le Funzioni Information & Communication Technology e Relazioni Esterne se-

guendo il modello organizzativo suddiviso per aree geografiche; inoltre, all’interno di quest’ultima è

stata costituita l’Unità CSR (Corporate Social Responsibility) con lo scopo di porre maggiore sensibilità

al tema della sostenibilità del Gruppo Enel Green Power attraverso la predisposizione di un proprio

bilancio di sostenibilità, la definizione di progetti e iniziative specifiche e il loro coordinamento a

livello locale, sostenendo il modello di business a lungo termine e il coinvolgimento, la diffusione e

lo sviluppo della comunità locale.

Nel corso del 2013, inoltre, anche le strutture di livelli inferiori rispetto ai primi riporti del CEO hanno

subíto delle riorganizzazioni o strutturazioni al fine di rendere più consolidata e integrata l’intera or-

ganizzazione del Gruppo Enel Green Power. Le famiglie professionali maggiormente interessate sono

state Amministrazione, Finanza e Controllo, Affari Legali e Societari, Personale e Organizzazione, le

Funzioni di Services di supporto del core business quali Information & Communication Technology e

Procurement e le Funzioni di Business centralizzate transnazionali quali Operation & Maintenance e

Business Development.

Relativamente ai progetti lanciati e sviluppati nel corso del 2013, si evidenziano:

- progetto One Company: progetto promosso dal Gruppo Enel che nel corso del 2013 ha visto con-

cludersi la fase relativa al ridisegno, all’omogenizzazione e allastandardizzazione dei processi per le

Funzioni centrali di Shaping e Safeguarding più rilevanti, producendo una chiara e trasparente deter-

minazione delle responsabilità tra tutti gli attori interessati e l’incremento dell’efficienza ed efficacia

dei processi in un’ottica di integrazione e ricerca di sinergie;

- progetto Rightsizing volto a determinare il corretto dimensionamento delle strutture organizzati-

ve e determinare opportunità di re-deployment attraverso strumenti di training, mobilità interna e

insourcing di attività e/o efficientamento di strutture e creazione di pool/centri di eccellenza per il

business;

- progetto Global Professional System, partito nel 2012 e in fase di chiusura nel 2013 con lo scopo di

creare i cataloghi delle professioni di Enel Green Power a livello globale definiti sulla base delle com-

petenze tecniche e professionali presenti in azienda. L’obiettivo è quello di definire un linguaggio

comune per gestire lo sviluppo professionale delle risorse all’interno dell’organizzazione allineando

i processi di selezione, valutazione, sviluppo, training e mobilità all’interno del Gruppo. Un obiettivo

importante di questo progetto è rappresentato dall’identificazione di ruoli professionali e persone

chiave (Key Professional People) all’interno del Gruppo al fine di dare rilievo alla carriera tecnica/

professionale delle risorse coinvolte.

- SAP HR Global: progetto, già avviato nel corso del precedente esercizio, che mira a fornire alla Fun-

zione Personale e Organizzazione una univocità di processi, sistemi, report e dati omogenei tramite

la creazione di un sistema unico globale e integrato con i sistemi locali. I risultati attesi sono la stan-

dardizzazione e maggiore efficienza dei processi delle risorse umane e la migliore disponibilità di dati

consolidati attraverso l’integrazione e il consolidamento di processi e sistemi.

Inoltre, la Società provvede, su base continuativa, a monitorare le best practice di mercato, al fine di

avviare tempestivamente eventuali azioni di miglioramento dei propri processi aziendali.

Riteniamo che il sistema organizzativo sopra descritto sia adeguato a supportare lo sviluppo strategico

della Società e del Gruppo Enel Green Power e risulti coerente con le esigenze di controllo.

> Abbiamo vigilato, anche con periodici incontri con il Responsabile della Funzione Amministrazione,

Finanza e Controllo, sull’indipendenza della Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA, abbia-

mo ricevuto da quest’ultima specifica conferma scritta circa la sussistenza di tale requisito (secondo

quanto previsto dall’art. 17, comma 9, lett. a) del Decreto 39/10) e abbiamo discusso i contenuti di

tale dichiarazione con il socio responsabile della revisione; a tale riguardo abbiamo inoltre vigilato,

così come previsto dall’art. 19, comma 1, lett. d) del Decreto 39/10, circa la natura e l’entità dei servizi


diversi dall’incarico principale di revisione legale dei conti prestati alle società del Gruppo Enel Green

Power da parte della Reconta Ernst & Young SpA e delle entità appartenenti al relativo network. Nel

paragrafo 43 delle note di commento al Bilancio 2013 sono indicati, ai sensi dell’art. 149 duodecies del

Regolamento Emittenti CONSOB, i corrispettivi alla Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA di

competenza dell’esercizio 2013.

> La Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA ha inoltre provveduto a presentarci, ai sensi di quan-

to previsto dall’art. 19, comma 3, del Decreto 39/10, con riferimento all’esercizio 2013, la relazione

“sulle questioni fondamentali emerse in sede di revisione legale”, dalla quale non è emersa la presenza

di carenze significative rilevate nel sistema di controllo interno in relazione al processo di informativa

finanziaria.

> La Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA con lettera del 13 febbraio 2014 ha rappresentato

alla Società, in conformità con i criteri di cui alla Comunicazione CONSOB n. DAC/RM/96003556 del 18

aprile 1996, l’esigenza di rivedere in aumento il numero delle ore e di conseguenza il corrispettivo per

la propria attività per l’esercizio 2013 nonché per i successivi esercizi 2014-2019.

ll Collegio Sindacale ha formulato un’apposita proposta da sottoporre all’Assemblea ordinaria degli

azionisti della Società e depositata agli atti della stessa, avente a oggetto l’adeguamento del corri-

spettivo della Reconta Ernst & Young SpA che prevede per il 2013 complessivamente 4.345 ore e un

corrispettivo pari a 194.023,42 euro e per il periodo 2014-2019 complessivamente 4.130 annue e un

corrispettivo annuo pari a 184.422,72 euro.

> Abbiamo vigilato sul processo di informativa finanziaria, sull’adeguatezza del sistema amministrativo-

contabile della Società e sull’affidabilità dello stesso a rappresentare correttamente i fatti di gestione,

nonché sul rispetto dei princípi della corretta amministrazione nello svolgimento delle attività sociali e

non abbiamo osservazioni da formulare al riguardo. Abbiamo svolto le relative verifiche mediante l’ot-

tenimento di informazioni dal Responsabile della Funzione Amministrazione, Finanza e Controllo della

Società (tenuto conto del ruolo di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

rivestito dall’interessato), l’esame della documentazione aziendale e l’analisi dei risultati del lavoro

svolto dalla Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA. L’Amministratore Delegato e il Dirigente

preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Enel Green Power SpA hanno attestato con

apposita relazione, con riferimento al Bilancio 2013: (i) l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche

dell’impresa e l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del

bilancio stesso; (ii) la conformità del contenuto del bilancio medesimo ai princípi contabili internazio-

nali applicabili riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del Regolamento CE n. 1606/2002; (iii) la corri-

spondenza del bilancio in questione alle risultanze dei libri e delle scritture contabili e la sua idoneità a

rappresentare in maniera veritiera e corretta la situazione patrimoniale, economica e finanziaria della

Società; (iv) che la Relazione sulla gestione, che correda il bilancio, comprende un’analisi attendibile

dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione della Società, unitamente alla

descrizione dei principali rischi e incertezze cui quest’ultima è esposta. Nella citata relazione è stato

altresì segnalato che l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bi-

lancio della Società è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull’infor-

mativa finanziaria e che dalla valutazione di detto sistema non sono emersi aspetti di rilievo. Analoga

relazione di attestazione risulta redatta con riguardo al Bilancio consolidato 2013. La valutazione del

sistema di controllo interno è stata supportata anche dagli esiti del c.d. “monitoraggio indipendente”.

> Abbiamo vigilato sull’adeguatezza ed efficacia del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

anche con periodici incontri con il Responsabile della Funzione Audit, con la partecipazione alle riunio-

ni del Comitato Controllo e Rischi e con l’acquisizione della relativa documentazione. Alla luce delle

verifiche effettuate, e in assenza di criticità significative rilevate, si ha motivo di ritenere che il sistema

di controllo interno e di gestione dei rischi sia adeguato, efficace ed effettivamente funzionante; si se-

gnala che il Consiglio di Amministrazione della Società nel gennaio 2012, nel febbraio 2013 e da ultimo

nel febbraio 2014 ha espresso una valutazione conforme sul punto.

151

> Nel corso dell’esercizio, al Collegio Sindacale non sono pervenute denunce ex art. 2408 del codice civi-

le, né esposti, né sono state intraprese iniziative da parte di terzi.

> Nel corso della riunione del 3 aprile 2013 il Collegio ha verificato il rispetto della disciplina sul rinnovo

del Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power SpA.

> Abbiamo vigilato sulle modalità di concreta attuazione del Codice di Autodisciplina, cui la Società ade-

risce, verificando la conformità del sistema di corporate governance di Enel Green Power alle racco-

mandazioni espresse da tale Codice. Una dettagliata informativa sul sistema di corporate governance

della Società è contenuta nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l’esercizio

2013.

> Si segnala, secondo quanto previsto dal criterio applicativo 3.C.5 del Codice di Autodisciplina, che il

Collegio Sindacale nel mese di maggio 2013, a valle del rinnovo del Consiglio di Amministrazione, e

successivamente nel mese di febbraio 2014 ha avuto modo di verificare che il Consiglio di Ammini-

strazione, nel valutare l’indipendenza dei propri componenti non esecutivi, ha correttamente appli-

cato i criteri indicati nel Codice di Autodisciplina medesimo e ha seguito a tal fine una procedura di

accertamento trasparente, le cui caratteristiche sono descritte nella Relazione sul governo societario

e gli assetti proprietari per l’esercizio 2013. Per quanto riguarda la c.d. “autovalutazione” dell’indi-

pendenza dei propri componenti, il Collegio Sindacale ha verificato la sussistenza dei relativi requisiti

nel mese di febbraio 2014. I componenti del Collegio Sindacale hanno adempiuto all’obbligo di co-

municazione degli incarichi di amministrazione e controllo ricoperti in società di capitali italiane nei

tempi e nei modi previsti dall’art. 148 bis del Testo Unico della Finanza e dagli artt. 144 duodecies e

seguenti del c.d. “Regolamento Emittenti” adottato dalla CONSOB con deliberazione n. 11971 del 14

maggio 1999.

> Apposita informativa sulla remunerazione maturata nel corso dell’esercizio 2013, in ragione dei rispet-

tivi incarichi ricoperti dall’Amministratore Delegato/Direttore Generale e dagli altri Amministratori,

sarà contenuta nella Relazione sulla remunerazione di cui all’art. 123 ter del Testo Unico della Finanza,

attualmente in corso di definizione, che sarà sottoposta all’approvazione del Consiglio di Amministra-

zione e pubblicata nel rispetto dei termini di legge; analoga informativa sarà fornita nel medesimo

documento su base aggregata, nel rispetto della normativa CONSOB di riferimento, per i dirigenti con

responsabilità strategiche.

> La Società ha adottato nel giugno 2010 con effetti a partire dalla data di inizio delle negoziazioni delle

azioni sul MTA, ossia dal 4 novembre 2010, un apposito regolamento per la gestione interna e il trat-

tamento delle informazioni riservate (consultabile sul sito internet aziendale www.enelgreenpower.

com) nonché per la comunicazione all’esterno di documenti e informazioni aziendali, da ultimo modi-

ficato a dicembre 2012 ai fini del recepimento delle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina. Tale

regolamento contiene adeguate disposizioni indirizzate alle società controllate per consentire a Enel

Green Power di adempiere regolarmente agli obblighi di informativa al mercato previsti dalla legge,

ai sensi dell’art. 114, comma 2 del Testo Unico della Finanza. I principali contenuti di tale regolamento

sono descritti nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l’esercizio 2013.

> Nel corso del 2013 il Collegio Sindacale ha rilasciato i seguenti pareri espressi ai sensi dell’art. 2389,

comma 3 del codice civile:

- nel corso del mese di marzo 2013, un parere sulla modifica del trattamento normativo e retributivo

dell’Amministratore Delegato con efficacia dal 1° gennaio 2013 sino alla scadenza del mandato, av-

venuta con l’approvazione del Bilancio di esercizio 2012 da parte dell’Assemblea dei soci;

- nel corso del mese di maggio 2013, a) un parere, in ordine al compenso da riconoscere al Presidente

del Consiglio di Amministrazione e ai componenti dei vari Comitati istituiti all’interno del Consiglio

di Amministrazione (ovvero Comitato Controllo e Rischi, Comitato Parti Correlate e Comitato per le

Nomine e le Remunerazioni), a seguito della costituzione dei Comitati medesimi a valle del rinnovo

del Consiglio di Amministrazione, e b) un parere in ordine al trattamento normativo e retributivo da

riconoscere all’Amministratore Delegato per il mandato 2013-2015.


> Il Collegio Sindacale, nel mese di aprile 2013 ha esaminato – secondo quanto previsto dall’art. 7.C.1,

lett. e), del Codice di Autodisciplina – i risultati esposti da Reconta Ernst & Young SpA nella relazione

sulle questioni fondamentali emerse in sede di revisione legale nel corso dell’esercizio 2012.

> La Società ha altresì adottato in data 1° dicembre 2008 un Codice Etico (anch’esso consultabile sul sito

internet aziendale www.enelgreenpower.com) – successivamente aggiornato alla luce delle modifiche

normative e organizzative intervenute, nonché per allinearne ulteriormente i contenuti alla best prac-

tice internazionale – che esprime gli impegni e le responsabilità etiche nella conduzione degli affari,

regolando e informando i comportamenti aziendali alla trasparenza e alla correttezza verso tutti gli

stakeholder.

> Con riferimento al decreto legislativo 8 giugno 2001 n. 231 (nel prosieguo, il “D.Lgs. 231/01”), la Socie-

tà ha adottato, a far data dal 1° dicembre 2008, e successivamente aggiornato sulla base delle novità

legislative di volta in volta emanate in materia, un modello organizzativo e gestionale i cui contenuti

risultano coerenti con le linee guida elaborate dalle associazioni di categoria. Il modello in questione

– concepito quale strumento da adottare da parte di tutte le società italiane del Gruppo – si compone

di una “parte generale” e di diverse “parti speciali”, dedicate alle diverse tipologie di reati individuati

dal D.Lgs. 231/01 e che il modello stesso intende prevenire. Per una descrizione delle principali carat-

teristiche di tale modello e delle relative modalità di adozione da parte delle varie società del Gruppo

si rinvia a quanto indicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari per l’eserci-

zio 2013. L’Organismo di Vigilanza (OdV) chiamato a vigilare sul funzionamento e l’osservanza del

modello stesso e di curare il suo aggiornamento adotta una composizione collegiale: fino al mese di

giugno del 2013 esso è risultato composto dai Responsabili delle Funzioni Audit, Affari Legali e Socie-

tari e dal responsabile dell’Unità Corporate e Governance, M&A e Finanza della Funzione Affari Legali

e Societari, in quanto figure dotate di specifiche competenze professionali in merito all’applicazione

del modello e non direttamente coinvolte in attività operative. Poiché ai sensi dell’art. 3.2. del modello

di organizzazione e gestione ex decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231 di Enel Green Power SpA la

durata in carica dei componenti l’OdV coincide con quella del Consiglio di Amministrazione che lo ha

nominato, a valle del rinnovo del Consiglio medesimo, da parte dell’Assemblea dei soci del 24 aprile

2013, la Società ha provveduto a nominare un nuovo OdV composto dai Responsabili delle Funzioni

Audit e Affari Legali e Societari e da un professionista esterno alla Società, dotato di esperienza e speci-

fiche competenze in materia in grado di garantire autonomia e indipendenza, che ha assunto la carica

di Presidente dell’OdV. Il Collegio Sindacale ha ricevuto adeguate informazioni sulle principali attività

svolte nel corso del 2013 da parte dell’OdV; dall’esame di tali attività non è emersa evidenza di fatti e/o

situazioni da menzionare nella presente relazione.

> Si dà atto che, dal 1° dicembre 2008, il Consiglio di Amministrazione ha adottato il piano “Tolleran-

za Zero alla Corruzione”, che integra il Codice Etico e il modello organizzativo e gestionale di cui al

D.Lgs. 231/01 recependo le raccomandazioni in materia di corruzione formulate da Transparency

International.

> L’attività di vigilanza del Collegio Sindacale nell’esercizio 2013 è stata svolta in sedici (16) riunioni, di

cui dieci (10) congiuntamente con il Comitato Controllo Rischi, nonché con la partecipazione a quindici

(15) riunioni del Consiglio di Amministrazione e a sette (7) riunioni del Comitato Parti Correlate, di cui a

quattro (4) riunioni ha partecipato l’intero Collegio Sindacale mentre alle restanti tre (3) ha partecipato

il solo Presidente del Collegio Sindacale. Inoltre, il Collegio ha partecipato a due (2) riunioni del Comi-

tato per le Nomine e le Remunerazioni, mentre il solo Presidente del Collegio Sindacale ha partecipato

a ulteriori nove (9) riunioni di tale Comitato.

Nel corso di detta attività e sulla base delle informazioni ottenute dalla Società di revisione Reconta Ernst

& Young SpA non sono stati rilevati omissioni e/o fatti censurabili e/o irregolarità o, comunque, fatti signi-

ficativi tali da richiedere segnalazioni all’Autorità di vigilanza ovvero menzione nella presente relazione.

Il Collegio Sindacale, a seguito dell’attività di vigilanza svolta e in base a quanto emerso nello scambio

153

di dati e informazioni con la Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA, Vi propone di approvare il

Bilancio di esercizio della Società al 31 dicembre 2013 in conformità a quanto proposto dal Consiglio di

Amministrazione.

Signori Azionisti,

con l’Assemblea per la quale siete stati convocati viene a scadere il nostro mandato e pertanto Vi invitiamo

a provvedere al rinnovo del Collegio Sindacale.

Vi ringraziamo per la fiducia fin qui accordataci.

Roma, 9 aprile 2014 Il Collegio Sindacale

Franco Fontana - Presidente

Leonardo Perrone - Sindaco

Giuseppe Ascoli - Sindaco


Relazione della Società di revisione sul Bilancio di esercizio 2013 di Enel Green Power SpA

Concept designInarea - Roma

RealizzazioneAleteia - Roma

FotoArchivio EnelAlessandro Cosmelli

Revisione testipostScriptum - Roma

Pubblicazione fuori commercio

A cura di Direzione Relazioni Esterne Enel

Il presente fascicolo forma parte integrante

della Relazione Finanziaria Annuale di cui

all’art. 154 ter, comma 1, T.U. della Finanza

(decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58)

Enel Green Power

Società per azioni

Sede legale in Roma

Viale Regina Margherita, 125 Capitale sociale

Euro 1.000.000.000

(al 31 dicembre 2013) i.v. Codice Fiscale e Registro Imprese di Roma n. 10236451000

R.E.A. di Roma n. 1219253 Partita IVA n. 10236451000

enelgreenpower.com

Relazione e Bilancio di esercizio di Enel Green Power SpA al 31 … · 2017-10-02 · 6 RELAZIONE E...

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