Egp spa folleto

FOLLETO
INFORMATIVO
OFERTA PÚBLICA DE VENTA Y ADMISIÓN
A NEGOCIACIÓN EN EL MERCATO TELEMATICO
AZIONARIO ORGANIZADO Y ADMINISTRADO
POR BORSA ITALIANA S.P.A. DE ACCIONES
ORDINARIAS DE

EMISOR
Enel Green Power S.p.A.
ACCIONISTA VENDEDOR
Enel S.p.A.

Responsable de la Colocación y Sponsor
Mediobanca - Banca di Credito Finanziario S.p.A.

Coordinadores de la Oferta Global de Venta

Joint Bookrunners
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria
Barclays Capital
JPMorgan
BofA Merrill Lynch
Morgan Stanley
UniCredit Corporate & Investment Banking
Asesor Financiero
Leonardo & Co.

La Oferta Pública de Venta forma parte de una Oferta Global de Venta de acciones
ordinarias, dirigida al público general en Italia, y de una Oferta Institucional dirigida a
inversores institucionales en Italia y en el extranjero, de conformidad con la Regulation
S de la United States Securities Act de 1933 y sus sucesivas modificaciones, y en los
Estados Unidos de América, de forma limitada a los Qualified Institucional Buyers, de
conformidad con la Rule 144A adoptada en virtud de la United States Securities Act de
1933. Las personas residentes en países extranjeros fuera de Italia, y concretamente los
residentes en Australia, Japón y Canadá, no podrán participar en la Oferta Global de
Venta, a no ser que se encuentren en los límites permitidos por las leyes y la regulación
del país correspondiente. El Folleto Informativo ha sido depositado en la CONSOB
(Comisión Nacional para las Sociedades y la Bolsa Italiana) en fecha 15 octubre 2010
a continuación de la comunicación de la autorización para la publicación con nota
del 13 octubre 2010, protocolo nº 10084114. La publicación del Folleto Informativo
no implica juicio alguno por parte de la CONSOB sobre la idoneidad de la inversión
propuesta ni sobre los datos y las informaciones relativas a la misma. El Folleto
Informativo se encuentra disponible en el domicilio social del Emisor en Roma,
Viale Regina Margherita nº 125, del Responsable de la Colocación y de las entidades
colocadoras, así como en la página web del Emisor www.enelgreenpower.com, del
Responsable de la Colocación, de las entidades colocadoras y de Borsa Italiana S.p.A.
El Emisor y el Accionista Vendedor han solicitado a la CONSOB (Comisión Nacional
para las Sociedades y la Bolsa Italiana) que tramite con la Comisión Nacional del
Mercado de Valores (CNMV) el procedimiento establecido en el artículo 18 Directiva
2003/71/CE y emita el certificado de aprobación que certifique que el Folleto ha sido
redactado conforme a dicha Directiva.

Indice

ÍNDICE
RESUMEN ........................................................................................................................................................ 7
SECCIÓN I ..................................................................................................................................................... 25
CAPÍTULO I – PERSONAS RESPONSABLES ......................................................................................... 26
1.1 Responsables del Folleto informativo .................................................................................................... 26
1.2 Declaración de responsabilidad .............................................................................................................. 26
CAPÍTULO II – AUDITORES LEGALES DE LAS CUENTAS............................................................... 26
2.1 Auditores legales del Emisor.................................................................................................................. 27
2.2 Informaciones sobre las relaciones con la Sociedad Auditora ............................................................... 27
CAPÍTULO III – INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA .................................................. 28
3.1 Información económica, patrimonial y financiera ................................................................................. 29
3.2 Indicadores financieros alternativos de rendimiento .............................................................................. 31
3.3 Indicadores no financieros alternativos de rendimiento ......................................................................... 34
CAPÍTULO IV – FACTORES DE RIESGO ............................................................................................... 36
CAPÍTULO V – INFORMACIÓN SOBRE EL EMISOR.......................................................................... 57
5.1 Historia y evolución de la actividad del Emisor..................................................................................... 57
5.1.1 Denominación social ................................................................................................................. 57
5.1.2 Datos de inscripción en el Registro Mercantil .......................................................................... 57
5.1.3 Fecha de constitución y duración del Emisor ........................................................................... 57
5.1.4 Domicilio y forma jurídica, legislación a la que se somete el Emisor, país de
constitución y domicilio social .................................................................................................. 57
5.1.5 Hechos relevantes en la evolución de las actividades del Emisor y del Grupo ........................ 57
5.2 Principales inversiones ........................................................................................................................... 66
5.2.1 Inversiones realizadas a lo largo del semestre cerrado a 30 de junio de 2010 y en los
ejercicios 2008 y 2009 ............................................................................................................... 66
5.2.2 Inversiones en curso de realización .......................................................................................... 71
5.2.3 Inversiones futuras .................................................................................................................... 71
CAPÍTULO VI – PANORÁMICA DE LAS ACTIVIDADES .................................................................... 74
6.1 Principales actividades de Enel Green Power ........................................................................................ 74
6.1.1 Preámbulo ................................................................................................................................. 74
6.1.2 Unidades de negocio a través de las que el Grupo opera ......................................................... 86
6.1.3 Modelo de negocios ................................................................................................................. 115
6.1.4 Pipeline y proyectos en ejecución .................................................................................................
6.1.5 Estructura organizativa del Grupo................................................................................................
6.1.6 Programas futuros y estrategias ....................................................................................................
6.1.7 Cuadro normativo .........................................................................................................................
6.2 Principales mercados y posicionamiento competitivo ......................................................................... 157
6.3 Factores excepcionales ......................................................................................................................... 162
6.4 Eventual dependencia del Emisor de patentes o licencias, de contratos industriales, comerciales
o financieros o de nuevos procesos de producción .............................................................................. 162

1

Folleto Informativo Enel Green Power S.p.A.

6.5 Fuentes de las declaraciones del Emisor sobre la posición competitiva .............................................. 162
CAPÍTULO VII – ESTRUCTURA ORGANIZATIVA ............................................................................. 163
7.1 Descripción del grupo al que pertenece el Emisor ............................................................................... 163
7.2 Descripción de las sociedades del Grupo ............................................................................................. 166
CAPÍTULO VIII – INMUEBLES, PLANTAS Y MAQUINARIA .......................................................... 169
8.1 Inmovilizaciones materiales existentes o previstas .............................................................................. 169
8.2 Problemas ambientales ......................................................................................................................... 177
CAPÍTULO IX – RESUMEN DE LA SITUACIÓN GESTORA Y FINANCIERA ............................... 179
9.1 Situación financiera .............................................................................................................................. 179
9.2 Gestión operativa ................................................................................................................................. 181
9.2.1 Información sobre los factores importantes que han tenido repercusión significativa en
la renta procedente de la actividad del Grupo ........................................................................ 182
9.2.2 Información económica para los semestres cerrados a fecha 30 de junio de 2010 y 2009 .... 190
9.2.3 Información económica para los ejercicios cerrados en fecha 31 de diciembre de 2009 y
2008 ......................................................................................................................................... 197
9.2.4 Análisis de los principales indicadores económicos y de gestión por unidad de negocio ...... 204
9.2.5 Información sobre políticas o factores de naturaleza gobernativa, económica, fiscal,
monetaria o política que hayan tenido, o podrían tener, directa o indirectamente,
repercusiones significativas en la actividad del Emisor ......................................................... 213
CAPÍTULO X – RECURSOS FINANCIEROS ........................................................................................ 214
10.1 Recursos financieros del Emisor .......................................................................................................... 214
10.2 Flujos de caja del Emisor ..................................................................................................................... 223
10.2.1 Flujos de caja para el semestre cerrado a fecha 30 de junio de 2010 y 2009 ........................ 223
10.2.2 Flujos de caja para el ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008 ................. 225
10.3 Indicadores de instrumentos financieros derivados.............................................................................. 227
10.3.1 Riesgo de los tipos de interés .................................................................................................. 227
10.3.2 Riesgo del tipo de cambio ....................................................................................................... 229
10.3.3 Riesgo de precios de productos básicos .................................................................................. 230
10.4 Limitaciones al uso de recursos financieros ......................................................................................... 233
10.5 Fuentes previstas de financiación ......................................................................................................... 233
CAPÍTULO XI – INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO, PATENTES Y LICENCIAS ....................... 234
11.1 Investigación y desarrollo .................................................................................................................... 234
11.2 Marcas, patentes y licencias ................................................................................................................. 237
CAPÍTULO XII – INFORMACIÓN SOBRE LAS TENDENCIAS PREVISTAS ................................. 238
12.1 Tendencias recientes en los mercados en los que opera el Grupo ........................................................ 238
12.2 Información sobre las tendencias, incertidumbres, demandas, compromisos o hechos sabidos
que podrían repercutir considerablemente en las perspectivas del Emisor, al menos en el
ejercicio en curso.................................................................................................................................. 238
CAPÍTULO XIII – PREVISIONES O CÁLCULOS DE LOS BENEFICIOS ....................................... 239
13.1 Previsiones sobre el beneficio consolidado antes de impuestos y amortizaciones del Emisor y
los principales supuestos en los que se basan....................................................................................... 239

2

Indice

13.1.1 Preámbulo ............................................................................................................................... 239
13.1.2 Principales supuestos en los que se sustenta la elaboración de los Datos Provisionales ...... 239
13.1.3 Datos Provisionales................................................................................................................. 242
13.2 Informe de la Sociedad Auditora sobre los Datos Provisionales .......................................................... 243
CAPÍTULO XIV – ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN, DE DIRECCIÓN O DE
VIGILANCIA Y PRINCIPALES DIRECTIVOS ...................................................................................... 244
14.1 Órganos sociales y principales directivos ............................................................................................ 244
14.1.1 Consejo de Administración...................................................................................................... 244
14.1.2 Principales directivos .............................................................................................................. 250
14.1.3 Comité de Auditores ................................................................................................................ 257
14.2 Conflictos de intereses de los miembros del Consejo de Administración, de los miembros del
Comité de Auditores y de los principales directivos ............................................................................ 264
CAPÍTULO XV – REMUNERACIONES Y BENEFICIOS .................................................................... 265
15.1 Remuneraciones y beneficios de los miembros del Consejo de Administración, de los miembros
del Colegio de Auditores y de los dirigentes principales por los servicios prestados por cualquier
concepto ............................................................................................................................................... 265
15.2 Beneficios sociales ............................................................................................................................... 266
CAPÍTULO XVI ─ PRAXIS DEL CONSEJO DE ADMINISTRACIŌN .............................................. 267
16.1 Duración del cargo de los miembros del Consejo de Administración y de los miembros del
Comité de Auditores ............................................................................................................................. 267
16.2 Contratos laborales suscritos por los miembros del Consejo de Administración y por los
miembros del Comité de Auditores con el Emisor que prevén una indemnización por extinción
de la relación laboral ............................................................................................................................ 267
16.3 Información sobre el Comité de control interno y sobre el Comité para las remuneraciones .............. 267
16.4 Adaptación de las normas en materia de gobernanza corporativa ....................................................... 269
CAPÍTULO XVII – EMPLEADOS ............................................................................................................ 272
17.1 Número de empleados .......................................................................................................................... 272
17.2 Participaciones accionariales y planes de stock option ........................................................................ 272
17.3 Descripción de posibles acuerdos de participación de los empleados en el capital del Emisor ........... 272
CAPÍTULO XVIII – PRINCIPALES ACCIONISTAS ............................................................................. 273
18.1 Principales accionistas ......................................................................................................................... 273
18.2 Derechos de voto distintos pertenecientes a los principales accionistas .............................................. 273
18.3 Indicación del eventual sujeto que ejerce el control en virtud del art. 93 de la Ley de Finanzas
Italiana (Testo Unico della Finanza) .................................................................................................... 273
18.4 Acuerdos que pueden determinar una variación en la posición de control del Emisor ........................ 274
CAPÍTULO XIX – OPERACIONES CON PARTES CONTROLADAS ............................................... 275
19.1 Relaciones con las partes controladas en relación al Grupo ................................................................ 276
19.1.1 Relaciones entre el Grupo y la sociedad de control Enel........................................................ 280
19.1.2 Relaciones entre sociedades del Grupo y partes controladas internas al Grupo Enel ........... 287
19.1.3 Relaciones comerciales entre el Emisor y otras partes controladas externas al Grupo
Enel.......................................................................................................................................... 296

3


19.2 Relaciones del Emisor con las sociedades del Grupo .......................................................................... 297
19.3 Adquisiciones de sociedades pertenecientes al Grupo Enel ................................................................. 299
CAPÍTULO XX – INFORMACIÓN FINANCIERA SOBRE LOS ACTIVOS Y LOS PASIVOS,
LA SITUACIÓN FINANCIERA Y LOS BENEFICIOS Y LAS PÉRDIDAS DEL EMISOR ............... 303
20.1 Información patrimonial y económica del Grupo en los ejercicios cerrados a fecha 31 de
diciembre de 2009 y 2008 .................................................................................................................... 305
20.1.1 Notas explicativas.................................................................................................................... 310
20.2 Balance consolidado semestral abreviado a fecha 31 de junio de 2010 ............................................... 379
20.2.1 Notas explicativas.................................................................................................................... 383
20.2.2 Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power .................................... 418
20.3 Información pro forma ......................................................................................................................... 443
20.4 Posición fiscal ...................................................................................................................................... 455
20.6 Política de dividendos .......................................................................................................................... 456
20.7 Procedimientos judiciales y arbitrales .................................................................................................. 456
20.8 Cambios significativos en la situación financiera o comercial del Emisor. ......................................... 467
CAPÍTULO XXI – INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA ..................................................................... 468
21.1 Capital social ........................................................................................................................................ 468
21.1.1 Capital social suscrito y desembolsado .................................................................................. 468
21.1.2 Existencia de cuotas no representativas del capital, detalle de su número y de sus
características principales ...................................................................................................... 468
21.1.3 Acciones propias ..................................................................................................................... 468
21.1.4 Importe de las obligaciones convertibles, canjeables o con certificado de opción, con
indicación de las modalidades de conversión, canje o suscripción ........................................ 468
21.1.5 Existencia de derechos y/o obligaciones de adquisición sobre capital autorizado pero
no emitido o de un compromiso para el incremento de capital ............................................... 468
21.1.6 Existencia de ofertas en opción que tengan por objeto el capital de eventuales miembros
del Grupo................................................................................................................................. 468
21.1.7 Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales ........................................ 468
21.2 Acto constitutivo y estatutos sociales................................................................................................... 468
21.2.1 Objeto social y objetivos del Emisor ....................................................................................... 468
21.2.2 Síntesis de las disposiciones de los estatutos del Emisor referentes a los miembros del
Consejo de Administración y a los componentes del Comité de Auditores ............................. 470
21.2.3 Derechos y privilegios inherentes a las acciones .................................................................... 472
21.2.4 Disposiciones estatutarias y normativas relativas a la modificación de los derechos de
los accionistas ......................................................................................................................... 473
21.2.5 Previsiones normativas y estatutarias relativas a las juntas del Emisor ................................ 473
21.2.6 Previsiones estatutarias que podrían tener el efecto de retrasar, posponer o impedir la
modificación del sistema de control del Emisor ...................................................................... 474
21.2.7 Obligaciones de comunicación al público de las participaciones relevantes ......................... 474
21.2.8 Previsiones estatutarias relativas a la modificación del capital ............................................. 475
CAPÍTULO XXII – CONTRATOS RELEVANTES ................................................................................. 476

4

Indice

22.1 Cesión de plantas de Ecyr a Acciona ................................................................................................... 476
22.2 Contrato con Sharp y STMicroelectronics ........................................................................................... 476
22.3 Adquisición de una cuota de minoría en Geronimo Wind Energy L.L.C. ........................................... 477
22.4 Adquisición de Padoma Wind Power ................................................................................................... 478
22.5 Acuerdos relativos al desarrollo del proyecto hidroeléctrico de Palo Viejo en Guatemala.................. 479
22.6 Acuerdo con Gas Natural para la disolución de la empresa conjunta Eufer ........................................ 481
22.7 Acuerdos para la adquisición de plantas hidroeléctricas y eólicas en Grecia ...................................... 481
22.8 Acuerdo marco para la compra de turbinas eólicas .............................................................................. 482
CAPÍTULO XXIII – INFORMACIÓN PROCEDENTE DE TERCEROS, DICTÁMENES DE
EXPERTOS Y DECLARACIONES DE INTERESES ............................................................................. 483
23.1 Informes de expertos ............................................................................................................................ 483
23.2 Información procedente de terceros ..................................................................................................... 483
CAPÍTULO XXIV – DOCUMENTOS ACCESIBLES AL PÚBLICO.................................................... 484
CAPÍTULO XXV – INFORMACIÓN SOBRE LAS PARTICIPACIONES........................................... 485
SECCIÓN II .................................................................................................................................................. 486
CAPÍTULO I – PERSONAS RESPONSABLES ....................................................................................... 487
1.1 Responsables del Folleto informativo .................................................................................................. 487
1.2 Declaración de responsabilidad ............................................................................................................ 487
CAPÍTULO II – FACTORES DE RIESGO .............................................................................................. 488
CAPÍTULO III – INFORMACIÓN FUNDAMENTAL ........................................................................... 489
3.1 Declaración relativa al capital circulante ............................................................................................. 489
3.2 Fondos propios y endeudamiento ......................................................................................................... 489
3.3 Intereses de las personas físicas y jurídicas que participan en la Oferta Global de Venta ................... 489
3.4 Motivaciones de la Oferta y empleo de los ingresos ............................................................................ 489
CAPÍTULO IV – INFORMACIÓN RELATIVA A LOS INSTRUMENTOS FINANCIEROS
QUE SE OFRECERÁN / ADMITIRÁN EN LA NEGOCIACIÓN ......................................................... 490
4.1 Descripción de las Acciones ................................................................................................................. 490
4.2 Legislación conforme a la que se han emitido las Acciones ................................................................ 490
4.3 Características de las Acciones ............................................................................................................ 490
4.4 Divisa de las Acciones ......................................................................................................................... 490
4.5 Descripción de los derechos inherentes a las Acciones ........................................................................ 490
4.6 Deliberaciones, autorizaciones y aprobaciones en virtud de las cuales las Acciones han sido o
serán emitidas ....................................................................................................................................... 491
4.7 Fecha de emisión y de puesta a disposición de las Acciones ............................................................... 491
4.8 Limitaciones a la libre circulación de las Acciones ............................................................................. 491
4.9 Indicación de la existencia de eventuales normas en materia de obligación de oferta al público
de compra y/o de oferta de compra residual en relación con las Acciones .......................................... 491
4.10 Ofertas públicas de compra efectuadas sobre las Acciones del Emisor en el curso del último
ejercicio y en el ejercicio en curso ....................................................................................................... 491
4.11 Régimen fiscal ...................................................................................................................................... 491
CAPÍTULO V – CONDICIONES DE LA OFERTA................................................................................. 510

5


5.1 Términos y Condiciones de la Oferta Global de Venta, calendario previsto y modalidad de
suscripción de la Oferta ........................................................................................................................ 510
5.2 Plan de distribución y adjudicación ..................................................................................................... 515
5.3 Fijación del Precio de Oferta ................................................................................................................ 522
5.4 Colocación, adjudicación y venta......................................................................................................... 525
5.5 Oferta Pública en España ..................................................................................................................... 527
CAPÍTULO VI – ADMISIÓN DE LA NEGOCIACIÓN Y MODALIDADES DE
NEGOCIACIÓN .......................................................................................................................................... 536
6.1 Mercados de cotización ........................................................................................................................ 536
6.2 Otros mercados en los que se negocian las acciones u otros instrumentos financieros del Emisor ..... 536
6.3 Otras operaciones ................................................................................................................................. 536
6.4 Intermediarios en las operaciones en el mercado secundario ............................................................... 536
6.5 Estabilización536
CAPÍTULO VII – POSEEDORES DE INSTRUMENTOS FINANCIEROS QUE PROCEDEN A
LA VENTA .................................................................................................................................................... 537
7.1 Accionistas Vendedores........................................................................................................................ 537
7.2 Instrumentos financieros puestos a la venta ......................................................................................... 537
7.3 Acuerdos de Lock-Up ........................................................................................................................... 537
CAPÍTULO VIII – GASTOS RELACIONADOS CON LA OFERTA ................................................... 539
8.1 Ganancias netas totales y estimación de los gastos totales relacionados con la Oferta Global ............ 539
CAPÍTULO IX – DILUCIÓN ..................................................................................................................... 540
9.1 Dilución derivada de la Oferta Global de Venta................................................................................... 540
CAPÍTULO X – INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA ..................................................................... 541
10.1 Sujetos que participan en la operación ................................................................................................. 541
10.2 Otra información sometida a revisión .................................................................................................. 541
10.3 Dictámenes o informes redactados por expertos .................................................................................. 541
10.4 Información procedente de terceros ..................................................................................................... 541
DEFINICIONES ........................................................................................................................................... 542
GLOSARIO .................................................................................................................................................. 546
APÉNDICES ................................................................................................................................................. 552

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[ESTA PÁGINA HA SIDO DEJADA EN BLANCO INTENCIONADAMENTE]

8

Resumen

El presente resumen (el “Resumen”) ha sido redactado de conformidad con lo establecido en el art. 5,
apartado segundo, de la Directiva (CE) 71/2003 y en el art. 24 del Reglamento (CE) 809/2004, y contiene un
resumen de los riesgos y de las características esenciales asociados al Emisor y al Grupo controlado por el
mismo, así como al sector de actividad en el que el Emisor y el Grupo operan.

RESUMEN DE LA OFERTA
La Oferta Global de Venta para la admisión a negociación de las acciones en el Mercato Telematico
Azionario organizado y administrado por Borsa Italiana S.p.A. tiene por objeto un número máximo de
1.415.000.000 acciones puestas a la venta por el Accionista Vendedor.
Para la descripción de la Oferta Global de Venta, véase la Sección II del Capítulo V.

Banda de valoración indicativa
El Oferente, también sobre la base de análisis llevados a cabo por los Coordinadores de la Oferta Global de
Venta, con el fin exclusivo de facilitar la recogida de manifestaciones de interés de los Inversores
Institucionales en el ámbito de la Oferta Institucional, ha establecido, previa consulta con los Coordinadores
de la Oferta Global de Venta, una banda de valoración indicativa de la capitalización de la Sociedad
comprendido entre un mínimo no vinculante de 9.000 millones de euros y un máximo vinculante de 10.500
millones de euros, equivalentes a un mínimo no vinculante de 1,8 euros por Acción y un máximo vinculante
de 2,10 euros por Acción, este último equivalente al Precio Máximo.
Para la determinación de dicha banda de valoración indicativa y del Precio Máximo se han tenido en
consideración los resultados, las perspectivas de desarrollo del ejercicio en curso y de los ejercicios
posteriores de la Sociedad y del Grupo de sociedades que encabeza, considerando las condiciones de
mercado y aplicando las metodologías de valoración típicamente reconocidas a nivel internacional, tanto en
la teoría como en la práctica, además de los resultados de la actividad de premarketing efectuada con
inversores profesionales de alto standing internacional. En particular, a los efectos de la valoración, se han
considerado tanto los resultados derivados de la aplicación del método de los múltiplos de mercado para
comparar la Sociedad con otras sociedades cotizadas de referencia, sobre la base de índices y multiplicadores
de magnitud económica, financiera y patrimonial que sean tanto significativos como comparables, como del
método financiero de valoración de los flujos de caja (el llamado Discounted Cash Flow) con base en la
actualización de los flujos de caja proyectados.
El siguiente cuadro representa, con fines meramente indicativos, los multiplicadores EV/EBITDA P/E de la
Sociedad calculados sobre la base de la banda de valoración indicativa, de los últimos datos patrimoniales
disponibles públicamente así como de los datos consolidados económicos pro forma correspondientes al
ejercicio 2009.
Múltiplo calculado sobre EV/EBITDA 2009 P/E 2009
Valor mínimo de la banda de valoración indicativa 9,2 veces 19,9 veces
Valor máximo de la banda de valoración indicativa 10,3 veces 23,2 veces

A efectos meramente indicativos, se recogen a continuación algunos multiplicadores relacionados con
compañías europeas cotizadas que operan principalmente en el sector de la generación de energía eléctrica
procedente de fuentes renovables.

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A continuación se incluye una descripción resumida del ámbito operativo de dichas sociedades y de su
capitalización a 30 de septiembre de 2010:
 Iberdrola Renovables (sociedad cotizada en España, BME – Bolsa y Mercados Españoles de Madrid,
Barcelona, Bilbao, Valencia, con una capitalización de 10,3 mil millones de euros): opera en el sector de
la generación de la energía eléctrica procedente de fuentes renovables, especialmente la eólica, y está
presente principalmente en España y Estados Unidos. La sociedad disponía a fecha 31 de diciembre de
2009 de una capacidad instalada de 10,8 GW y generó 21,5 TWh de energía eléctrica a lo largo del 2009,
con un coeficiente de carga equivalente al 26%1;
 EDP Renovaveis (sociedad cotizada en Portugal, Euronext Lisboa, con una capitalización de 3,6 mil
millones de euros): opera en el sector de la generación de la energía eléctrica procedente de fuentes
renovables, especialmente la eólica, y está presente principalmente en España, Portugal y Estados
Unidos. A fecha 31 de diciembre de 2009, la sociedad disponía de una capacidad instalada de 5,5 GW y
generó 10,9 TWh de energía en el transcurso del año 2009, con un coeficiente de carga equivalente al
29%2;
 EDP Energies Nouvelles (sociedad cotizada en Francia, Euronext París, con una capitalización de 2,2 mil
millones de euros): opera principalmente en el sector de la generación de energía eléctrica procedente de
fuentes renovables (en particular la eólica y la solar), en el desarrollo de plantas de producción de
energía con fuentes renovables por cuenta de terceros y en la distribución de la energía generada, y está
presente en Europa y Norteamérica. A fecha 31 de diciembre de 2009, la sociedad disponía de una
capacidad instalada de 2,3 GW y generó 4,9 TWh de energía en el transcurso del año 2009, con un
coeficiente de carga equivalente al 28%3;
EV/EBITDA 2009 P/E 2009
Iberdrola Renovables 11,6 veces 27,7 veces
EDP Renovaveis 11,8 veces 31,7 veces
EDF Energies Nouvelles 16,8 veces 22,2 veces

Dichos multiplicadores han sido elaborados sobre la base de datos históricos e informaciones públicas
disponibles y se recogen con el fin de proporcionar información adicional de carácter ilustrativo y a título
únicamente indicativo, sin pretensión alguna de exactitud. Los datos hacen referencia a sociedades
seleccionadas por el Emisor en colaboración con el Sponsor, consideradas potencialmente comparables,
utilizando la capitalización de mercado a 30 de septiembre de 2010, los últimos datos patrimoniales
públicamente disponibles así como los datos consolidados económicos relativos al ejercicio de 2009.
En particular, las sociedades seleccionadas pueden considerarse como potencialmente comparables con el
Emisor por cuanto que éstas desarrollan su actividad en el mismo sector de la generación de energía eléctrica
a partir de fuentes renovables, aunque operan en ámbitos geográficos, tecnológicos y normativos
parcialmente distintos. Por lo tanto, dichos datos podrían resultar irrelevantes y no representativos si se
consideran en términos de la situación económica, patrimonial y financiera específica de la Sociedad o del
contexto económico y normativo de referencia. Por último, tampoco puede excluirse el hecho de que haya
otras sociedades que, con metodologías diferentes de aquéllas recogidas de buena fe en el Folleto, puedan ser
comparables.

1
Fuente: Datos de la sociedad.
2
3
Fuente: Datos de la sociedad. El coeficiente de carga se ha calculado en función de la media de la capacidad instalada a finales de 2008 y finales
de 2009.

10

Resumen

Por otra parte, se hace constar que los multiplicadores han sido preparados exclusivamente para su inclusión
en el Folleto y podrían no ser los mismos en otras operaciones diferentes aunque análogas; la subsistencia de
diferentes condiciones de mercado podría conducir, en buena fe, a un análisis y unas valoraciones total o
parcialmente diferentes de las que se han descrito.
Dichos datos no deben constituir el único fundamento de la decisión de adquirir Acciones de la Sociedad, por
lo que, con el propósito de llevar a cabo una evaluación correcta de la inversión propuesta, cualquier decisión
debe basarse en el examen completo por parte del inversor de la totalidad del Folleto.

11


ADVERTENCIAS
La Oferta Pública de Venta y cotización de acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. (“Enel Green
Power”, la “Sociedad” o el “Emisor”), descrita en el presente Folleto Informativo (“Folleto Informativo” o
el “Folleto”), presenta los elementos de riesgo típicos de una inversión en acciones.
Con el fin de efectuar una correcta evaluación de la inversión, se invita a los inversores a evaluar la
información contenida en el Resumen conjuntamente con los Factores de Riesgo y con la restante
información contenida en el Folleto Informativo.
En particular, se advierte de forma expresa que:
A) el Resumen debe leerse como introducción al Folleto Informativo;
B) toda decisión de invertir en las Acciones debe basarse en la consideración por parte del inversor del
Folleto Informativo en su conjunto;
C) en caso de que se interponga una acción ante la autoridad judicial en relación con alguna de las
informaciones contenidas en el Folleto Informativo, el inversor que haya iniciado el procedimiento
podría estar obligado a hacerse cargo de los gastos de traducción del Folleto Informativo antes del inicio
del mismo;
D) la responsabilidad civil atañe a las personas que han redactado el Resumen, incluida su eventual
traducción, únicamente en la medida en que dicho Resumen resulte engañoso, inexacto o incoherente en
relación con las demás partes del Folleto Informativo.
Los términos incluidos con mayúscula se definen en la sección denominada “Definiciones” del Folleto
Informativo. Las remisiones a Secciones, Capítulos y Apartados hacen referencia a las Secciones, Capítulos
y Apartados del Folleto Informativo.
Se hace constar que el resumen no será objeto de publicación o de difusión pública por separado de las
demás secciones en las que se articula el Folleto Informativo.

A) FACTORES DE RIESGO
La operación descrita en el Folleto Informativo presenta los factores de riesgo típicos de una inversión en
acciones de una sociedad cotizada. Con el fin de llevar a cabo una correcta decisión de inversión, se invita a
los inversores a llevar a cabo una evaluación correcta de los factores concretos de riesgo relativos al Emisor,
al Grupo y al sector de actividad en el que éstos operan, así como aquellos relativos a los valores ofrecidos,
descritos en la correspondiente sección Factores de riesgo, en el capítulo IV del Folleto Informativo cuyos
títulos se indican a continuación.

1. FACTORES DE RIESGO RELATIVOS AL EMISOR Y AL GRUPO
1.1 Riesgos relacionados con la reciente reorganización del Grupo y con la integración de las sociedades
de reciente adquisición
1.2 Riesgos relacionados con la reducida disponibilidad de informaciones financieras y con la
presentación de los datos pro forma en el Folleto
1.3 Riesgos relacionados con la constitución de Enel Green Power mediante la escisión de Enel
Produzione S.p.A.

12

Resumen

1.4 Riesgos relacionados con la pertenencia al Grupo de Enel y con la autonomía de gestión del Emisor
1.4.1 Riesgos relacionados con los límites derivados de la financiación existente del Grupo Enel
1.4.2 Riesgos relacionados con la concentración de tesorería y con las relaciones financieras
existentes entre Enel y las sociedades del Grupo
1.4.3 Riesgos relacionados con las operaciones entre partes vinculadas
1.4.4 Riesgos relacionados con el contrato de licencia de algunas marcas del Grupo
1.5 Riesgos relacionados con la realización efectiva del Plan de Negocios
1.6 Riesgos relacionados con el tipo de cambio
1.7 Riesgos relacionados con el tipo de interés
1.8 Riesgos relacionados a las relaciones con los colaboradores estratégicos
1.9 Riesgos relacionados con las obligaciones derivadas de los Power Purchase Agreements
1.10 Riesgos relacionados con litigios
1.11 Riesgos relacionados con las declaraciones de prevalencia y con las informaciones sobre la evolución
del mercado de referencia y sobre el posicionamiento competitivo

2. FACTORES DE RIESGO RELACIONADOS CON EL SECTOR EN EL QUE OPERAN EL
EMISOR Y EL GRUPO
2.1 Riesgos relacionados con la normativa y regulación de los sectores de actividad en los que opera el
Grupo
2.2 Riesgos relacionados con modificaciones de las políticas de incentivación de la producción de
energías renovables
2.3 Riesgos relacionados con las plantas hidroeléctricas y geotérmicas en funcionamiento en régimen de
concesión administrativa
2.4 Riesgos relacionados con la emisión de permisos, las concesiones y las autorizaciones administrativas
para el desarrollo, la realización y la explotación de las plantas
2.5 Riesgos relacionados con posibles variaciones del precio de venta de la energía eléctrica
2.6 Riesgos relacionados con la clasificación del pipeline
2.7 Riesgos relacionados con la determinación de los lugares idóneos para el desarrollo de los proyectos
del Grupo
2.8 Riesgos relacionados con los costes para la construcción de las plantas
2.9 Riesgos relacionados con el elevado grado de competitividad del sector de producción de energías
procedentes de fuentes renovables
2.10 Riesgos relacionados con la interrupción de la operatividad de las plantas
2.11 Riesgos relacionados con la dependencia de las líneas y servicios de transmisión operados por
terceras partes
2.12 Riesgos relacionados con los cambios climáticos

13


2.13 Riesgos relacionados con la explotación de recursos geotérmicos
2.14 Riesgos relacionados con la inestabilidad política, social y económica de los Países en los que opera
el Grupo
2.15 Riesgos relacionados con la evolución tecnológica
2.16 Riesgos relacionados con el impacto de las plantas en el medio ambiente y en la población
2.17 Riesgos relacionados con la extensión de la aplicación del IBI
2.18 Riesgos relacionados con la actual coyuntura económica

3. FACTORES DE RIESGO RELATIVOS A LA COTIZACIÓN Y A LOS VALORES OFRECIDOS
3.1 Riesgos relativos a la posible liquidez y volatilidad de las acciones de la Sociedad
3.2 Datos relativos a la Oferta Global de Venta y a otras informaciones que se comunicarán
posteriormente a la fecha de publicación del Folleto
3.3 Riesgos relacionados con los compromisos temporales de indisponibilidad de las acciones de la
sociedad
3.4 Riesgos relacionados con posibles conflictos de interés

B. EL EMISOR Y EL GRUPO, LA ACTIVIDAD Y LOS PRODUCTOS
Información sobre el Emisor
Emisor y sujetos que participan en la operación
El Emisor es una società per azioni de derecho italiano, con domicilio social en Roma, Viale Regina
Margherita nº 125, número de teléfono +39.06.83051.
El Emisor está inscrito en el Registro de Comercio de Roma, nº 10236451000 – Registro Económico
Administrativo nº 1219253.
En la Fecha del Folleto, el capital social suscrito y desembolsado del Emisor es de 1.000.000.000 de euros,
repartido en 5.000.000.000 de acciones con valor nominal de 0,20 euros.
Se detallan a continuación los sujetos que participan en la operación:
Sujeto Función
Enel Green Power S.p.A. Emisor
Enel S.p.A. Accionista Vendedor
Mediobanca – Banca di Credito Finanziario S.p.A. Coordinador de la Oferta Global de Venta, Responsable de la Colocación y
Sponsor
Banca IMI S.p.A. Coordinador de la Oferta Global de Venta
Credit Suisse Securities (Europe) Limited Coordinador de la Oferta Global de Venta
Goldman Sachs International Coordinador de la Oferta Global de Venta
KPMG S.p.A. Sociedad auditora del Emisor

14

Resumen

Consejo de Administración y principales directivos
Consejo de Administración
El Consejo de Administración del Emisor a la Fecha del Folleto está compuesto por siete miembros, ha sido
nombrado por la junta de 5 de octubre de 2010 y permanecerá en el cargo hasta la aprobación del balance del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2012. En la siguiente tabla se detallan los miembros del Consejo de
Administración.
Nombre y apellido Cargo
Luigi Ferraris Presidente
Francesco Starace Consejero Delegado y Director General
Carlo Angelici Administrador*
Andrea Brentan Administrador
Giovanni Battista Lombardo Administrador*
Carlo Tamburi Administrador
Luciana Tarozzi Administradora*
* Consejero independiente en relación al art. 148, apartado 3, de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico Della Finanza) y del Código de
Autodisciplina.

(Véase Sección I, Capítulo XIV, Apartado 14.1.1).
Principales directivos
En la siguiente tabla se detallan los principales directivos del Emisor a la Fecha del Folleto.
Nombre y apellido Función
Alberto de Paoli Responsable de administración, finanzas y control
Richard Paul Ingmar Wilhelm Responsable de desarrollo económico
Maurizio Bezzeccheri Responsable de la Península Ibérica y América Latina
Roberto Deambrogio Responsable de Italia y Europa
Toni Volpe Responsable de Norteamérica

Comité de Auditores
El Comité de Auditores del Emisor vigente a la Fecha del Folleto está compuesto por cinco miembros los
cuales han sido nombrados mediante acuerdo de 27 de noviembre de 2008 y permanecerán en el cargo hasta
la aprobación del balance del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2010. En la siguiente tabla se detallan
los miembros del Comité de Auditores.
Nombre y apellido Cargo
Leonardo Perrone Presidente
Giuseppe Ascoli Auditor titular
Giuseppe Mariani Auditor titular
Giulio Monti Auditor suplente
Francesco Rocco Auditor suplente


15


Sociedad Auditora
Con fecha 23 de diciembre de 2008, la junta ordinaria de la Sociedad decidió, de conformidad con lo
dispuesto en el art. 165 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza), encargar a la sociedad
KPMG S.p.A., la auditoría del balance de ejercicio y del balance consolidado de la Sociedad, así como la
revisión contable de los informes semestrales, de las comprobaciones contables periódicas de carácter
trimestral y de las comprobaciones regulares resultantes de la contabilidad correspondiente a los ejercicios
2008-2010. Mediante acuerdo de 10 de junio de 2010, la junta de accionistas aprobó, con efecto desde el
inicio de las negociaciones, la adecuación del encargo de auditoría de KPMG S.p.A. a las disposiciones de
los artículos 14 y 16 del D. Lgs. de 27 de enero de 2010, n.º 39, manteniendo sin cambios su duración.
Asimismo, con fecha 28 de julio de 2010, el Emisor confirió a la Sociedad Auditora el encargo de efectuar,
con carácter voluntario, la auditoría completa (full audit) del balance consolidado semestral abreviado de
Enel Green Power a 30 de junio de 2010 (véase la Sección I, Capítulo II, Apartado 2.1 del Folleto).
Empleados
A 30 de junio de 2010, el Grupo tenía contratados un total de 2.907 empleados.
Accionariado
Según se desprende del libro registro de accionistas, y considerando otras informaciones a disposición de la
Sociedad, a la Fecha del Folleto, el capital social del Emisor es de 1.000.000.000 de euros, constituido por
5.000.000.000 de Acciones con valor nominal de 0,20 euros, perteneciente a Enel S.p.A. en su totalidad.
La siguiente tabla describe la modificación de la estructura accionarial del Emisor en el supuesto de una
colocación de la totalidad de las Acciones objeto de la Oferta.
Accionistas Número de acciones en la Fecha del Folleto % capital social Situacion Post % capital social
Oferta Global de Venta
Enel S.p.A. 5.000.000.000 100 3.585.000.0000 71,7
Mercado - - 1.415.000.000 28,3
Total 5.000.000.000 100 5.000.000.000 100

Considerando la completa ejecución de la Opción Green Shoe, el accionariado de Enel Green Power tendrá
la siguiente composición:
Accionistas Número de acciones en la Fecha del Folleto % capital social Situacion Post % capital social
Oferta Global de Venta
Enel S.p.A. 5.000.000.000 100 3.375.000.000 67,5
Mercado - - 1.625.000.000 32,5
Total 5.000.000.000 100 5.000.000.000 100

Historia y desarrollo del Emisor
Enel Green Power S.p.A. se constituyó en fecha 1 de diciembre de 2008 como consecuencia de la escisión
parcial de Enel Produzione S.p.A. de la rama empresarial de “plantas de producción de energía eléctrica con
utilización de fuentes renovables”.
A pesar de que el Emisor es de reciente constitución, los orígenes de las actividades del Grupo se remontan a
1962, con la constitución del Ente Nazionale per l’Energia Elettrica, que desde entonces opera en el sector de
la producción de energía procedente de fuentes renovables.

16

Resumen

Sucesivamente, siguiendo la línea estratégica de Enel que perseguía un modelo de desarrollo sostenible, en
1999 se constituyó ERGA S.p.A., sociedad para las Energías Renovables Geotérmicas Alternativas
completamente controlada por Enel, y que llevó a cabo importantes adquisiciones de sociedades que
operaban en Estados Unidos, Canadá y Centroamérica y Sudamérica y que ha continuado con una política de
expansión en el sector fotovoltaico mediante la constitución, en 1999, de Enel.si.
En 2002, ERGA cambió su denominación para pasar a denominarse Enel Green Power S.p.A. la cual, en
2005 y en el ámbito de la reorganización de la estructura del grupo perteneciente a Enel, se fusionó por
absorción en Enel Produzione. Desde 2005 el Grupo Enel continúa desarrollando su propia producción de
energía a partir de fuentes renovables, realizando importantes adquisiciones y consolidando su presencia en
éste sector en todo el continente americano: norte, centro y sur.
A lo largo del año 2008, Enel –siguiendo su política de asegurar el suministro energético así como la mejora
de la calidad del medio ambiente– ha considerado de primordial interés la evaluación del sector de las
energías renovables y, por lo tanto, le ha otorgado un papel autónomo en el ámbito del Grupo Enel, incluso
en relación con el perfil societario.
Para ello, el Consejo de Administración de Enel aprobó la constitución de Enel Green Power, como
estructura organizativa y societaria que reagrupa, y de la que dependen, todas las actividades de la División
de Energías Renovables creada desde el 1 de diciembre de 2008, como consecuencia de la escisión parcial de
Enel Produzione. El proceso de reorganización de las energías renovables del Grupo Enel se fue
consolidando, entre otros pasos, mediante la transmisión a Enel Green Power, a partir del 1 de enero de 2009,
de las participaciones titularidad directa e indirecta de Enel S.p.A. en Enel.si, en Enel Green Power
International B.V., subholding titular de las participaciones en las sociedades extranjeras que formaban parte
del Grupo Enel y que operaban en el sector de las energías renovables, y, a partir del 30 de octubre de 2009,
en Enel Erelis S.a.s.
En marzo de 2010 se llevó a cabo la reorganización de las actividades de generación de energía de fuentes
renovables pertenecientes a Enel y a Endesa mediante la adquisición por parte de Enel Green Power del 30%
de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (“Ecyr”, hoy Enel Green Power España, S.L., “Enel Green
Power España”) y la suscripción por parte de Enel Green Power de una ampliación de capital reservada a
dicha sociedad. Después de esta operación, el Emisor es titular del 60% del capital de Ecyr, a través de la
sociedad controlada, Enel Green Power International B.V.
(Véase Sección I, Capítulo V, Apartado 5.1.5 del Folleto).
Actividades
Enel Green Power es uno de los principales operadores a nivel mundial en el sector de la generación de
energía de fuentes renovables. Concretamente, el Grupo trabaja en la producción de energía eléctrica
procedente de fuentes hidroeléctricas, eólicas, geotérmicas, solares y otras.
A 30 de junio de 2010, el Grupo opera en 16 países, con 618 plantas operativas, de una capacidad neta total
de 5.761 MW. En el primer semestre de 2010, la producción neta de energía ha sido de un total de 10,8 TWh
(20,9 TWh en el ejercicio 20094). En esta misma fecha, el Grupo empleaba a 2.907 trabajadores, de los que
1.762 estaban en Italia y 1.145 en el extranjero.

4
Este dato ha sido elaborado de manera pro forma para tener en cuenta la Adquisición de Ecyr como si ésta se hubiera producido a 1 de enero de
2009 (véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5 del Folleto y Capítulo XX, Párrafo 20.3 del Folleto).

17


A la Fecha del Folleto, el Grupo opera a través de las siguientes unidades de negocio:
o Italia y Europa: en Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumania.
o Norteamérica: en los Estados Unidos y en Canadá.
o Península Ibérica y América Latina: en España, Portugal, México, Panamá, Guatemala, El
Salvador, Nicaragua, Costa Rica, Brasil y Chile.
o Enel.si: el Grupo también opera a través de la sociedad completamente controlada Enel.si, en la
oferta de productos, servicios pre y post venta y soluciones integrales para la realización de plantas
de generación y distribución de energía (fotovoltaica, minieólica, solar térmica, bombas geotérmicas
y demás) para el ahorro y eficiencia energética en los usos finales mediante una red de franquicias.
En el ámbito de la propia estrategia de desarrollo en los diferentes Países y en las distintas tecnologías en las
que opera, el Grupo dispone de un pipeline de 29.865 MW y de una cartera de proyectos en desarrollo de
1.085 MW (1.222 MW incluyendo los proyectos eólicos en desarrollo en Portugal del consorcio ENEOP 2,
participado al 30% por Enel Green Power España) a 30 de junio de 2010, subdivididos en proyectos ready to
build (525 MW; 610 MW incluyendo ENEOP 2) y under construction (560 MW; 612 MW incluyendo
ENEOP 2).
Según el Grupo, los factores clave que caracterizan la actividad del Grupo son:
 Presencia en 4 tecnologías de gran escala
 Diversificación geográfica
 Elevado coeficiente de carga medio de las plantas
 Disponibilidad de conocimientos tecnológicos de primer nivel
 Presencia consolidada en el sector de la geotermia
 Constitución en curso de una plataforma integrada en el sector solar
 Eficaz modelo de desarrollo
 Estructura organizativa orientada por procesos
 Asignación de capital centralizada y flexible
 Pertenencia al Grupo Enel
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1 del Folleto).

C. INFORMACIONES FINANCIERAS SELECCIONADAS
A continuación se incluyen algunas informaciones económicas, patrimoniales y financieras del Grupo,
consolidadas de los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como del ejercicio anual
terminado a 31 de diciembre de 2009, y agregados en el caso del ejercicio anual terminado el 31 de
diciembre de 2008. Dicha información ha sido obtenida sin llevar a cabo modificación alguna, salvo donde
se especifique lo contrario:
 de los Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010,
aprobados por el Consejo de Administración del Emisor en fecha 28 de julio de 2010 y objeto de

18

Resumen

auditoría por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin salvedades en
fecha 4 de agosto de 2010;
 de las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009, aprobadas por el Consejo de Administración del Emisor en fecha 11 de junio de
2010 y objeto de auditoría por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe
sin salvedades en fecha 14 de junio de 2010;
 de las Cuentas Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2008, aprobadas por el Consejo de Administración del Emisor en fecha 11 de junio de 2010 y objeto
de auditoría por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin salvedades
en fecha 14 de junio de 2010.
Además, el presente apartado incluye:
 algunas informaciones económicas procedentes del folleto de cuentas de resultados consolidadas pro
forma del Grupo correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, presentado con el
objetivo de simular los principales efectos sobre la situación económica consolidada del Emisor (i) de la
adquisición del 60% del capital social de Ecyr (hoy Enel Green Power España) y (ii) de la
recapitalización del Emisor (véase: Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.3 del Folleto);
 algunos indicadores del resultado financiero del Grupo.
Las informaciones financieras y no financieras detalladas a continuación deben leerse conjuntamente con los
Capítulos V, IX, X y XX de la Sección I del Folleto Informativo.

19


En la siguiente tabla se incluyen los principales datos de cuentas de resultados consolidadas del Grupo
correspondiente a los períodos semestrales terminados el 30 de junio de 2010 y 2009, así como al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009, y agregados del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, así
como los principales datos de cuentas de resultados consolidadas pro forma del Grupo del ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009.
Semestre terminado Ejercicio anual terminado el
el 30 de junio 31 de diciembre
(En millones de euros) 2010 2009 2009 2009 2008
no pro forma
auditado
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity
Italia y Europa 629 646 1.221 1.221 1.144
Norteamérica 85 73 144 144 106
Península Ibérica y América Latina 243 182 566 352 373
Enel.Si 82 39 178 178 153
1.039 940 2.109 1.895 1.776
EBITDA (1) 651 651 1.331 1.207 1.141

Resultado operativo 415 450 822 791 723

Coste financiero (71) (91) (150) (161) (275)
Impuestos 104 133 235 219 (339)

Resultado neto del período (Grupo y minoritarios) 263 239 491 439 834
Cuota de pertenencia de Grupo 253 223 453 418 810
Beneficio por acción: básico y diluido (en euros) 0,08(²) 0,07(²) 0,09(³) 0,14(4) 0,27 (4)
(1) Nótese que el EBITDA no está identificado como medida contable en el ámbito de los IFRS. Para más detalles consultar la sección “Indicadores
financieros alternativos de performance”del presente Apartado.
(2) En cuanto a la determinación del beneficio por acción, véase la Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.2.1.27.
(3) En cuanto a la determinación del beneficio por acción pro forma véase la Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.3.
(4) El beneficio por acción para los ejercicios cerrados a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008, volvió a determinarse en relación con el beneficio
resultante de los balances correspondientes. Concretamente, el presente beneficio por acción se ha calculado teniendo en cuenta los efectos de la
decisión de la junta de accionistas con la cual se reajustó, entre otros, el número de acciones. Específicamente, la junta en objeto aumentó el
capital social de 600 millones de euros a 1.000 millones de euros, al mismo tiempo que reajustó el número de acciones en base a un valor
nominal igual a 0,2 euros por acción. Para el cálculo del presente beneficio por acción se ha tenido en cuenta únicamente el reajuste del número
de acciones como consecuencia de la definición del valor nominal como se indicó anteriormente; por lo tanto, el número de acciones considerado
para este cálculo es igual a 3.000.000.000, que refleja únicamente el nuevo número de acciones como consecuencia de dicha modificación del
valor nominal (600 millones de euros/0,20 euros=3.000.000.000).

20

Resumen

En la siguiente tabla se incluyen los principales datos patrimoniales consolidados del Grupo a 30 de junio de
2010 y a 31 de diciembre de 2009 y agregados del Grupo a 31 de diciembre de 2008.
A 30 de junio A 31 de diciembre
(En millones de euros) 2010 2009 2008
Activo no corriente 11.052 8.442 7.862
Activo corriente 1.358 1.052 850
Activo destinado a la venta 70 - -
Total activo 12.480 9.494 8.712

Patrimonio neto del Grupo 6.532 2.384 2.014
Patrimonio neto de minoritarios 692 180 182
Total patrimonio neto 7.224 2.564 2.196

Pasivo no corriente 2.025 1.512 1.220
Pasivo corriente 3.183 5.418 5.296
Pasivo destinado a la venta 48 - -
Total pasivo 5.256 6.930 6.516
Total patrimonio neto y pasivo 12.480 9.494 8.712

En la siguiente tabla se incluyen los datos de los estados de flujos de efectivo consolidados del Grupo
correspondiente a los semestres terminados a 30 de junio de 2010 y de 2009 y del ejercicio terminado el 31
de diciembre de 2009 y agregados del Grupo del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008.
Semestre terminado el 30 de junio Ejercicio terminado el 31 de diciembre
(En millones de euros) 2010 2009 2009 2008
no auditado
Flujo de efectivo procedente de las 261 319 897 353
actividades de explotación
Flujo de efectivo absorbido por la (1.242) (292) (852) (998)
actividad de inversión
Flujo de efectivo generado/(absorbido) 1.037 (65) (60) 645
por la actividad de financiación
Efectivo y otros activos líquidos 211 125 144 163
equivalentes al cierre del período

Indicadores financieros de resultados alternativos
no auditado pro forma
EBITDA (a)
Italia y Europa 469 488 898 898 838
Enel.Si 1 (10) 7 7 6
651 651 1.331 1.207 1.141
Inversiones brutas (b) 339 no disponible 878 744 899

21


Endeudamiento financiero neto (c) 3.093 5.362 5.340
Créditos financieros extraordinarios y títulos a largo plazo (98) (17) (14)
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power (c) 2.995 5.345 5.326
(a) El EBITDA está definido por parte del Grupo como el resultado del ejercicio antes de amortizaciones y pérdidas por deterioro, de los resultados
financieros, del resultado neto de sociedades por el método de participación y de los impuestos. Puesto que el EBITDA no está identificado como
medida contable en el ámbito de las IFRS, la determinación cuantitativa del mismo podría no ser unívoca. El EBITDA es una magnitud utilizada
por la dirección del Grupo para hacer un seguimiento y valorar su progresión operativa. La dirección considera que el EBITDA es un importante
parámetro para medir el resultado operativo del Grupo al no estar influenciado por los efectos de los diferentes criterios de determinación de las
bases imponibles fiscales, de la cantidad y de las características del capital empleado, así como de las políticas de amortización. Los criterios de
determinación del EBITDA aplicados por el Grupo podrían no ser homogéneos con los adoptados por otros grupos y, por lo tanto, su valor podría
no ser comparable con el determinado por estos últimos.
(b) Las inversiones brutas incluyen inmuebles, plantas y maquinaria y activos inmateriales antes de las eventuales subvenciones recibidas.
(c) Para las modalidades de determinación del endeudamiento financiero neto y del endeudamiento financiero neto de Enel Green Power véase la
Sección I, Capítulo X, Apartado 10.1 del Folleto.

D. CARACTERÍSTICAS DE LA OFERTA
Características e importe total de la Oferta Global de Venta
La Oferta Global de Venta, previa a la admisión a negociación de las acciones en el Mercado Telemático
Accionarial (MTA), tiene por objeto un número máximo de 1.415.000.000 Acciones puestas a la venta por el
Accionista Vendedor.
La Oferta Global de Venta consiste en:
• una Oferta Pública en Italia de como mínimo 176.875.000 Acciones, equivalente al 12,5% de la Oferta
Global de Venta, dirigida al público en general en Italia, a los Accionistas de Enel y a los Empleados
Enel Residentes en Italia. No pueden adherirse a la Oferta Pública los Inversores Institucionales, que
podrán adherirse exclusivamente a la Oferta Institucional referida en el siguiente punto, y
 una Oferta Pública en España de un importe mínimo de 35.375.000 Acciones, equivalentes al 2,5% de la
Oferta Global de Venta, dirigida al público en general en España y a los Empleados Enel residentes en
España. No podrán participar en la Oferta Pública los Inversores Institucionales, quienes podrán
participar exclusivamente en la Oferta Institucional, que se menciona a continuación, y
• una Oferta Institucional de un máximo de 1.202.750.000 Acciones, igual al 85% de la Oferta Global de
Venta, dirigida a Inversores Institucionales en Italia y en el extranjero, en virtud de la Regulación S de la
Securities Act, y en los Estados Unidos de América, de forma limitada a los Qualified Institutional
Buyers (QIB) de conformidad con la Rule 144A de la Securities Act. Los sujetos residentes en Países
extranjeros fuera de Italia, y en particular los residentes en Australia, Japón y Canadá, no podrán
participar en la Oferta Global de Venta, salvo con los límites permitidos por las leyes y la regulación del
País correspondiente.
La Oferta Pública consiste en:
 una oferta reservada al público en general (la “Oferta al Público General”). De las Acciones
efectivamente asignadas al público general, una cuota no superior al 20% será destinada a satisfacer las
solicitudes de compra procedentes del público general para sumas equivalentes al Lote Mínimo
Incrementado o sus múltiplos (para más información, véase la Sección II, Capítulo V, Apartado 5.1.6 del
Folleto Informativo).

22

Resumen

 Una oferta reservada a los Accionistas Enel (la “Oferta a los Accionistas Enel”) no superior al 50% de
la Oferta Pública. De las Acciones efectivamente asignadas a los Accionistas Enel, una cantidad no
superior al 20% será destinada a satisfacer las solicitudes de adjudicación procedentes de los Accionistas
Enel que sean cuantitativamente equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos (para más
información, véase la Sección II, Capítulo V, Apartado 5.1.6 del Folleto Informativo).
 Una oferta reservada a los Empleados Enel Residentes en Italia (la “Oferta a los Empleados Enel”) de
un máximo de 38.071 Lotes Mínimos.
La Oferta Pública empezará a las 9:00 del día 18 de octubre de 2010 y finalizará a las 16:30 del día 29 de
octubre de 2010.
La Oferta Pública en España se iniciará a las 9:00 horas del día 18 de octubre de 2010 y finalizará a las 16:30
del día 29 de octubre de 2010.
La Oferta Institucional empezará el día 18 de octubre de 2010 y finalizará el día 29 de octubre de 2010.
Se hace constar que el calendario de la operación es indicativo y podría sufrir modificaciones en caso de que
se produjeran eventos o circunstancias que quedaran fuera del control de Enel Green Power, incluyendo las
particulares condiciones de volatilidad de los mercados financieros que podrían perjudicar el éxito de la
Oferta Global de Venta. Cualquier modificación posterior en el Período de Oferta será comunicada al público
por medio de un anuncio al efecto que será publicado siguiendo las mismas modalidades de difusión que el
Folleto Informativo. Se entiende que el inicio de la Oferta Global de Venta se llevará a cabo en el plazo de un
mes a partir de la fecha de autorización para la publicación del Folleto Informativo por parte de la Consob.
La Oferta Global de Venta está coordinada y dirigida por Mediobanca, Credit Suisse, Banca IMI y Goldman
Sachs en calidad de Coordinadores de la Oferta Global de Venta.
El pago de las Acciones adjudicadas deberá efectuarse el 4 de noviembre de 2010 (la “Fecha de Pago”) a la
Entidad Colocadora que ha recibido la solicitud de compra, sin cargo de comisión o gasto alguno al
solicitante.
Simultáneamente al pago del precio, las Acciones adjudicadas en el ámbito de la Oferta Pública se pondrán a
disposición de los beneficiarios, de forma desmaterializada, mediante su contabilización en las cuentas de
depósito de las Entidades Colocadoras en Monte Titoli.
Informaciones acerca de la suspensión de la Oferta Pública o revocación de la Oferta Pública y/o de la
Oferta Institucional
Si, entre la fecha de publicación del Folleto Informativo y el día anterior al inicio de la Oferta Pública se
produjeran circunstancias extraordinarias, como las previstas en la práctica internacional, incluyendo entre
otras, graves cambios negativos en la situación política, financiera, económica, monetaria, normativa o de
mercado, ya sea a nivel nacional o internacional, o hechos negativos con respecto a la situación financiera,
patrimonial o crediticia del Emisor y/o sus filiales, o acontecimientos relacionados con el Grupo que sean de
tal magnitud que perjudiquen el éxito de la Oferta Global de Venta o desaconsejen su realización, y que no
estuviesen estipulados en el contrato de colocación y aseguramiento de la Oferta Pública de acuerdo con el
Apartado 5.4 de este Capítulo V del Folleto Informativo, el Oferente, previa consulta con los Coordinadores
de la Oferta Global de Venta, podrá decidir no iniciar la Oferta Pública, debiéndose considerar la misma
anulada. El Oferente lo comunicará antes de o el día previsto para el inicio del Período de Oferta a la Consob
y al público en general mediante la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-
financiero de difusión nacional y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.it.

23


El Oferente, previa consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, se reserva la facultad de
retirar, total o parcialmente, la Oferta Pública, previa notificación a la Consob y al público en general
mediante la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-financiero de difusión nacional
y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.com, antes o en la Fecha de Pago (tal y como ésta se
define en el Apartado 5.1.8 del presente Capítulo V del Folleto Informativo) si (i) al término del Período de
Oferta las solicitudes recibidas fueran inferiores a las Acciones ofrecidas, (ii) la Oferta Institucional no se
llevara a cabo, en todo o en parte, por la falta de suscripción total o parcial o por la resolución del
compromiso de aseguramiento de las Acciones que son objeto de la Oferta Institucional, o (iii) en caso de
resolución, total o parcial del compromiso de aseguramiento recogido en el contrato de colocación y
aseguramiento de la Oferta Pública.
La Oferta Pública también sería retirada si la Bolsa Italiana no resolviera sobre la admisión a negociación y/o
revocara la autorización de la admisión a negociación de acuerdo con lo previsto en el artículo 2.4.3,
apartado 7, del Reglamento de la Bolsa, antes de la Fecha de Pago, previa comunicación a la Consob y al
público en general por medio de la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-
financiero de difusión nacional.
Resultados de la Oferta Pública y de la Oferta Global de Venta
El Responsable de la Colocación comunicará, dentro de los cinco días hábiles siguientes a la fecha de cierre
de la Oferta Pública, los resultados de la misma y los resultados resumidos de la Oferta Global de Venta
y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.com. La copia de dicho aviso se transmitirá
simultáneamente a la Consob y a la Bolsa Italiana, de conformidad con el art. 13, apartado 2, del Reglamento
de Emisores.
Dentro de los dos meses siguientes a la publicación del anuncio mencionado, el Responsable de la
Colocación comunicará a la Consob, según lo dispuesto en el art. 13, apartado 3, del Reglamento de
Emisores, los resultados de las verificaciones sobre las operaciones de colocación y de su eventual
distribución, además de los resultados resumidos de la Oferta Global de Venta.
Sobreadjudicacion y Opción Green Shoe
Se prevé la concesión por parte de Enel S.p.A. a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, de una
opción de solicitar, en préstamo, un número adicional de Acciones correspondientes a una cantidad
equivalente a aproximadamente el 15% del número de Acciones objeto de la Oferta Global de Venta, con el
fin de obtener la Sobreadjudicación en el ámbito de la Oferta Institucional. En caso de Sobreadjudicación,
los Coordinadores de la Oferta Global de Venta podrán ejercitar dicha opción, total o parcialmente, y colocar
las Acciones tomadas en préstamo a los Inversores Institucionales.
Además, se prevé la concesión por parte de Enel a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, de una
opción de compra, al Precio de la Oferta (la “Opción Green Shoe”) de Acciones correspondientes a una
cantidad equivalente a aproximadamente el 15% del número de Acciones objeto de la Oferta Global de
Venta, que se adjudicarán a los destinatarios de la Oferta Institucional en caso de Sobreadjudicación, con la
modalidad indicada en el párrafo anterior.
Las opciones antes mencionadas podrán ser ejercitadas, total o parcialmente, dentro de los 30 días siguientes
a la fecha de admisión a negociación de las Acciones del Emisor en el MTA.

24

Resumen

Precio de Oferta
La determinación del Precio de la Oferta de Acciones tendrá lugar a la finalización de la Oferta Global de
Venta.
Dicha determinación debe tomar en cuenta, entre otros: (i) las condiciones del mercado de títulos valores,
tanto nacional como internacional; (ii) la cantidad y calidad de las manifestaciones de interés recibidas de los
Inversores Institucionales, y (iii) la demanda recibida, en términos de cantidad, en el ámbito de la Oferta
Pública.
Banda de precio
El Oferente, sobre la base de los análisis realizados por los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, y
con el fin exclusivo de poder recabar las manifestaciones de interés de los Inversores Institucionales en la
Oferta Institucional, ha identificado, previa consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, una
banda de valoración indicativa de la capitalización de la Sociedad, comprendido entre un mínimo no
vinculante de 9.000 millones de euros y un máximo vinculante de 10.500 millones de euros, equivalente a un
mínimo no vinculante de 1,8 euros por Acción y un máximo vinculante de 2,10 euros por Acción, este último
equivalente al Precio Máximo.
Para la determinación de dicha banda de valoración indicativa y del Precio Máximo, se han tomado en
consideración los resultados, las perspectivas de desarrollo del ejercicio en curso y los ejercicios posteriores
de la Sociedad y del Grupo de compañías que encabeza, considerando las condiciones de mercado y
aplicando las metodologías de valoración típicamente reconocidas a nivel internacional, tanto en la teoría
como en la práctica, además de los resultados de la actividad de premarketing efectuada con inversores
profesionales de alto standing internacional. En particular, a los efectos de la evaluación, se han considerado
tanto los resultados derivados de la aplicación del método de múltiplos de mercado para comparar la
Sociedad con otras compañías de referencia que cotizan en bolsa con base en índices y multiplicadores de
magnitud económica, financiera y patrimonial que sean tanto significativos como comparables, como del
método financiero de evaluación de flujos de caja (el llamado Discounted Cash Flow) con base en la
actualización de los flujos de caja proyectados.
El siguiente cuadro representa, con fines meramente indicativos, los multiplicadores EV/EBITDA y P/E de la
Sociedad, calculados sobre la base de la banda de valoración indicativa de los últimos datos patrimoniales
disponibles públicamente así como los datos consolidados económicos pro forma correspondientes al
ejercicio 2009.

A efectos meramente indicativos, se recogen a continuación algunos multiplicadores relacionados con
compañías europeas cotizadas en bolsa y que operan principalmente en el sector de generación de energía
eléctrica a partir de fuentes renovables. A continuación se recoge una descripción resumida del ámbito
operativo de dichas compañías y de su capitalización a 30 de septiembre de 2010:
 Iberdrola Renovables (sociedad cotizada en España, BME – Bolsa y Mercados Españoles de Madrid,
Barcelona, Bilbao, Valencia, con una capitalización de 10,3 mil millones de euros): opera en el sector de
generación de energía eléctrica procedente de fuentes renovables, especialmente la eólica, y está
presente principalmente en España y los Estados Unidos. La sociedad disponía al 31 de diciembre de

25


2009 de una capacidad instalada de 10,8 GW y generó 21,5 TWh de energía eléctrica a lo largo del
2009, con un coeficiente de carga del 26%5;
 EDP Renovaveis (sociedad cotizada en Portugal, Euronext Lisboa con una capitalización de 3,6 mil
millones de euros): opera en el sector de generación de energía eléctrica procedente de fuentes
renovables, especialmente la eólica, y está presente principalmente en España, Portugal y los Estados
Unidos. Al 31 de diciembre de 2009 la sociedad disponía de una capacidad instalada de 5,5 GW y
generó 10,9 TWh de energía eléctrica en 2009, con un coeficiente de carga del 29%6;
 EDF Energies Nouvelles (sociedad cotizada en Francia, Euronext París con una capitalización de 2,2
mil millones de euros): opera en el sector de generación de energía eléctrica procedente de fuentes
renovables (en particular energía eólica y solar), en el desarrollo de plantas de producción de energía
con fuentes renovables por cuenta de terceros, y en la distribución de la energía generada, y está
presente en Europa y Norteamérica. Al 31 dicembre de 2009 la sociedad disponía de una capacidad
instalada de 2,3 GW y generó 4,9 TWh de energía eléctrica en 2009, con un coeficiente de carga del
28%7;

Dichos multiplicadores han sido elaborados sobre la base de datos históricos e información pública
disponible, y se recogen con el fin de proporcionar información adicional de carácter ilustrativo y a título
únicamente indicativo, sin pretensión alguna de exactitud. Los datos hacen referencia a sociedades
seleccionadas por el Emisor en colaboración con el Sponsor, consideradas potencialmente comparables,
utilizando la capitalización de mercado a 30 de septiembre de 2010, los últimos datos patrimoniales
públicamente disponibles así como los datos consolidados económicos relativos al ejercicio de 2009.
En particular, las sociedades seleccionadas pueden considerarse como potencialmente comparables con el
Emisor por cuanto que éstas desarrollan su actividad en el mismo sector de generación de energía eléctrica a
partir de fuentes renovables, aunque operan en ámbitos geográficos, tecnológicos y normativos parcialmente
distintos. Por lo tanto, dichos datos podrían resultar irrelevantes y no representativos si se consideran en
términos de la situación económica, patrimonial y financiera específica de la Sociedad o del contexto
económico y normativo de referencia. Por último tampoco puede excluirse el hecho de que haya otras
sociedades que, con metodologías diferentes de aquellas recogidas de buena fe en el Folleto, puedan ser
comparables.
en el Folleto, y podrían no ser los mismos en otras operaciones diferentes aunque análogas; la subsistencia de
diferentes condiciones de mercado podría conducir, en buena fe, a análisis y valoraciones total o
parcialmente diferentes de las que se han descrito.

5
6
7
de 2009.

26

Resumen

Dichos datos no deben constituir el único fundamento de la decisión de adquirir Acciones de la Sociedad, por
lo que, con el propósito de llevar a cabo evaluación correcta de la inversión propuesta, cualquier decisión
debe basarse en el examen completo por parte del inversor de la totalidad del Folleto.
El Precio Máximo de las Acciones es de 2,10 euros por Acción, y coincide con el valor máximo de la banda
de valoración indicativa.
El contravalor del Lote Mínimo y del Lote Mínimo Incrementado, calculado sobre la base del Precio
Máximo, es, respectivamente, de 4.200 euros y 42.000 euros.
La capitalización del Emisor sobre la base del Precio Máximo es de 10.500 millones de euros; la
capitalización del Emisor sobre la base del valor mínimo de la banda de valoración ya mencionado es de
9.000 millones de euros.
La estimación del ingreso total derivado de la Oferta Global de Venta, referenciada al Precio Máximo, neto
de las comisiones máximas reconocidas al Sindicato de la Oferta Pública y al Sindicato de la Oferta
Institucional, es de 2.917 millones de euros.
La determinación del Precio de la Oferta de Acciones tendrá lugar de acuerdo con el mecanismo del open
price.
El Precio de la Oferta, que no podrá ser mayor que el Precio Máximo, será determinado por el Oferente,
previa consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta al final del Período de la Oferta,
tomando en consideración, entre otros, las condiciones del mercado de títulos valores, tanto nacional como
internacional, la cantidad y calidad de las manifestaciones de interés recibidas de los Inversores
Institucionales y la demanda recibida, en términos de cantidad, en el ámbito de la Oferta Pública.
El Precio de la Oferta será el mismo, tanto para la Oferta Pública como para la Oferta Institucional.
No se prevé ningún cargo o gasto adicional que deba ser cubierto por los adjudicatarios en la Oferta Pública.
Cuando el adjudicatario no tenga ninguna relación comercial con la Entidad Colocadora donde se presente la
solicitud de adjudicación, se le puede solicitar la apertura de una cuenta corriente o el desembolso de un
depósito temporal sin otras utilidades, por el importe de Acciones solicitado calculado sobre la base del
Precio Máximo. Dicho desembolso será restituido al adjudicatario, sin cargos por comisiones o gastos,
cuando la solicitud de compra presentada no sea ejecutada.
Comunicación del Precio de Oferta
El Precio de la Oferta será notificado por medio de la publicación de anuncios complementarios en al menos
un periódico económico-financiero de difusión nacional y en la página web de la Sociedad,
www.enelgreenpower.com, dentro de los dos días hábiles siguientes a la finalización del Período de la
Oferta, y transmitido al mismo tiempo a la Consob. El anuncio que indique el Precio de la Oferta contendrá
además el contravalor de los Lotes Mínimos y los Lotes Mínimos Incrementados, los datos relacionados con
la capitalización de la Sociedad calculados sobre la base del Precio de la Oferta y los multiplicadores de
precios del Emisor, calculados sobre la base del Precio de la Oferta, además del ingreso total resultante de la
Oferta Global de Venta referido al Precio de la Oferta y al importe neto tras deducir las comisiones del
Sindicato de la Oferta Pública y del Sindicato de la Oferta Institucional.
Oferta Pública en España
La Oferta Pública en España se iniciará a las 9:00 del 18 de octubre de 2010 y finalizará a las 16:30 del día
29 de octubre de 2010.

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Las Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España serán irrevocables, sin posibilidad de reducción
del importe. Las Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España deberán presentarse solamente ante
los Colocadores de la Oferta Pública en España de conformidad con las reglas del Apartado 5.5.1 de la
Sección II del Folleto Informativo.
El importe mínimo por el que podrán formularse Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España será
de 2.000 euros y el importe máximo, de 60.000 euros.
Las Entidades Colocadoras de la Oferta Pública en España cargarán en la cuenta de los inversores los
importes correspondientes a las acciones adjudicadas a cada uno de ellos en la fecha de liquidación de la
Oferta Pública en España (3 de noviembre de 2010) sin tener en cuenta la provisión de fondos que pudiera
serles exigida. Las acciones asignadas en el marco de la Oferta Pública en España estarán a disposición de
los inversores que resulten adjudicatarios el 4 de noviembre por la mañana.
A la Oferta Pública en España se asignarán inicialmente un mínimo de 35.375.000 acciones, el equivalente al
2,5% de las acciones objeto de la Oferta (excluida la Opción Greenshoe). En todo caso, el aumento del
tamaño de la Oferta Pública en España requerirá el consentimiento de BBVA. El importe definitivo de la
Oferta Pública en España se decidirá no más tarde del 30 de octubre de 2010, con anterioridad a la
realización del prorrateo que deberá tener lugar no más tarde de las 24:00 del 3 de noviembre de 2010. En el
caso de que las Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España superen el volumen de acciones
finalmente adjudicadas a la Oferta Pública en España, se efectuará el correspondiente prorrateo entre las
peticiones de compra de conformidad con las reglas recogidas en el Apartado 5.5.4 de la Sección II del
Folleto Informativo.
La revocación de la Oferta Pública en Italia determinará la revocación automática de la Oferta Pública en
España. La ausencia de cotización de las Acciones en los mercados regulados españoles no comportará la
revocación de la Oferta Pública en España una vez conseguida la negociabilidad de los títulos en Italia.
Mediobanca y BBVA son Lead Managers y Bookrunners de la Oferta Pública en España. Mediobanca ejerce
además las funciones de Aseguradodor no colocador y BBVA, Caja Madrid y la Caixa actúan como
Entidades Aseguradoras y Colocadora.

E. DOCUMENTOS ACCESIBLES AL PÚBLICO
Durante el período de validez del Folleto se podrán consultar copias de los siguientes documentos en la sede
del Emisor en horario de oficina y durante los días laborables (Roma, Viale Regina Margherita nº 125) y en
el domicilio social de Borsa Italiana (Milán, Piazza degli Affari, nº 6) así como en la página web
www.enelgreenpower.com:
(a) Escritura de constitución y estatutos de Enel Green Power S.p.A.;
(b) Reglamento de las sesiones de las juntas de accionistas adoptado por la junta de accionistas de
Enel Green Power con fecha 10 de junio de 2010;
(c) Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010 con
el informe de la Sociedad Auditora;
(d) Cuentas Anuales y Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009, presentado de conformidad con las IFRS adoptadas por la
Unión Europea y con el informe de la Sociedad Auditora;

28

Resumen

(e) Cuentas de resultados consolidadas pro forma del Grupo correspondiente al ejercicio terminado
el 31 de diciembre de 2009 con el informe de la Sociedad Auditora;
(f) Cuentas Anuales y Cuentas Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008, con el informe de la Sociedad Auditora.

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Sección I

SECCIÓN I

31



32

Sección I

CAPÍTULO I – PERSONAS RESPONSABLES

1.1 Responsables del Folleto Informativo
Las siguientes personas asumen la responsabilidad, en relación al contenido de las partes que les compete y
limitándose a las mismas, de la exhaustividad y veracidad de los datos e información contenidas en el
Folleto:
- Enel Green Power S.p.A., con domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita nº 125, en calidad
de Emisor, del Folleto en su totalidad;
- Enel S.p.A., con domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita nº 137, en calidad de Accionista
Vendedor, de las informaciones contenidas en la Sección I, Capítulo IV, Apartados 1.3 y 1.4.1, 1.4.2,
1.4.3, 1.4.4 y 3.3, Capítulo VII, Apartado 7.1, Capítulo XVIII, Capítulo XIX, Apartado 19.1.1 y
19.1.2, Capítulo XXII, Apartado 22.1.y en la Sección II, Capítulo V (con exclusión de los Apartados
5.2.2, 5.2.4, 5.3.4, 5.4.1, 5.4.2) y Capítulo VII del Folleto;
- Mediobanca – Banca di Credito Finanzario S.p.A., con domicilio social en Milán, Piazzetta Enrico
Cuccia nº 1, en calidad de Responsable de la Colocación y Sponsor, de la Sección II, Capítulo V (con
exclusión de los Apartados 5.2.2, 5.3.4, y 5.4.2 y 5.5 y siguientes), Capítulo VI, Apartado 6.5 y
Capítulo VII, Apartado 7.3 del Folleto;
- Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A, con sede en Bilbao, Plaza de San Nicolás, n▫ 4, en calidad de
Lead Manager y Bookrunner de la Oferta Pública en España, de la Sección II, Capítulo V, Apartados
5.5.1, 5.5.2, 5.5.3, 5.5.4, 5.5.5, 5.5.6 y 5.5.7 del Folleto.

1.2 Declaración de responsabilidad
Las personas referidas en el Apartado 1.1 anterior declaran, cada uno en relación con la parte que le compete,
que, habiendo adoptado todas las medidas razonablemente diligentes para tal fin, las informaciones
contenidas en el Folleto Informativo son, hasta donde alcanza su conocimiento, conformes a los hechos y no
presentan omisiones que puedan alterar su contenido.
El Folleto Informativo es conforme al modelo registrado en la Consob con fecha 15 octubre 2010, tras la
obtención de la autorización para la publicación con nota del 13 octubre 2010, protocolo nº 10084114.

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CAPÍTULO II – AUDITORES LEGALES DE LAS CUENTAS

2.1 Auditores legales del Emisor
La sociedad encargada de auditar las cuentas para el Emisor es KPMG S.p.A., con domicilio social y
administrativo en Milán, Via Vittor Pisani nº 25, inscrita en el Albo Speciale Consob (registro de la Comisión
del Mercado de Valores Italiana) de conformidad con el art. 161 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico
della Finanza)8.
El encargo de auditoría contable de los balances de ejercicio consolidados del Emisor para los ejercicios
2008-2010, de la auditoría contable limitada de los informes semestrales para el mismo período, así como la
verificación del correcto mantenimiento de la contabilidad y de la correcta obtención de datos y hechos de
gestión en las escrituras contables en el curso de dichos ejercicios, ha sido conferido a la Sociedad Auditora
mediante decisión de la junta general de sociascon fecha 23 de diciembre de 2008, de conformidad con el
artículo 165 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza)9.
Mediante decisión del 10 de junio de 2010, la junta general de sociasaprobó, con efecto a partir del inicio de
las negociaciones, la adecuación del encargo de auditoría legal de KPMG S.p.A. a las disposiciones de los
artículos 14 y 16 del D. Lgs. del 27 de enero de 2010, nº 39, manteniendo sin variaciones la duración del
mismo. Asimismo, con fecha 28 de julio de 2010, el Emisor confirió a la Sociedad Auditora el encargo de
efectuar en procedimiento voluntario la auditoría contable completa (full audit) del balance consolidado
semestral abreviado de Enel Green Power a 30 de junio de 2010.
KPMG S.p.A. ha llevado a cabo actividades de auditoría contable sobre el balance de ejercicio y sobre el
balance integrado del Emisor a 31 de diciembre de 2008, así como sobre el balance del ejercicio y sobre el
balance consolidado del Emisor a 31 de diciembre de 2009. Asimismo, KPMG S.p.A. ha llevado a cabo la
actividad de auditoría contable sobre el balance consolidado semestral abreviado del Emisor a 30 de junio de
2010.
No se han producido objeciones o negativas para la certificación por parte de la Sociedad Auditora de los
balances del Emisor sometidos a auditoría ni de los informes semestrales sometidos a auditoría contable.

2.2 Informaciones sobre las relaciones con la Sociedad Auditora
Hasta la fecha del Folleto no se ha iniciado ningún proceso de cancelación del encargo conferido por el
Emisor a la Sociedad Auditora, ni ésta ha renunciado al encargo recibido.

8
El art. 161 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza), derogado por el art. 40 del D. Lgs. 39/2010, sigue siendo aplicable, de
conformidad con este mismo decreto, hasta la fecha de entrada en vigor de los reglamentos del Ministerio italiano de Economía y Finanzas
previstos a tal efecto.
9
El art. 165 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza), derogado por el art. 40 del D. Lgs. 39/2010, sigue siendo aplicable, de
conformidad con este mismo decreto, hasta la fecha de entrada en vigor de los reglamentos de los que se habla en el art. 16 del D. Lgs. 39/2010.

34

Sección I

CAPÍTULO III – INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA

Preámbulo
A continuación se presenta cierta información económicas, patrimonial y financiera del Grupo, consolidada
en el caso de los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como del ejercicio cerrado a 31
de diciembre de 2009, y agregadas en el caso del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008. Dichas
informaciones se presentan tal cual, sin modificación alguna, salvo allí donde se indique lo contrario, y
proceden de:
 Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010, aprobado
por el Consejo de Administración del Emisor con fecha 28 de julio de 2010 y sujeto a revisión contable
por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin objeción alguna con
fecha 4 de agosto de 2010;
 Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2009, aprobado por el Consejo de Administración del Emisor con fecha 11 de junio de 2010 y sujeto a
revisión contable por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin
objeción alguna con fecha 14 de junio de 2010;
 Cuentas Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008, aprobado por el Consejo de Administración del Emisor con fecha 11 de junio de 2010 y sujeto a
revisión contable por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin
objeción alguna con fecha 14 de junio de 2010.
Las informaciones patrimoniales, económicas y financieras correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008 se presentan de forma agregada, por cuanto el negocio objeto de oferta pública ha
operado a lo largo de dicho período a través de sociedades controladas directa o indirectamente por Enel, si
bien no siempre en estas sociedades existía una relación jurídica participativa de control. Concretamente, el
Emisor fue constituido a través de una serie de operaciones extraordinarias, que se describen brevemente a
continuación:
 1 de diciembre de 2008: Enel Green Power fue constituida por efecto de la escisión parcial de Enel
Produzione, y ha resultado beneficiaria del sector de empresa que comprende la totalidad de las plantas
de producción geotérmicas, eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas no programables presentes en Italia,
así como de las participaciones en manos de Enel Produzione en las sociedades LaGeo S.A. de CV (del
36,2%) y Geotérmica Nicaraguense S.A. (del 60%), que operan en el sector de las fuentes renovables en
Latinoamérica;
 1 de enero de 2009: adquisición de las participaciones en manos de Enel Investment Holding B.V. en
Enel Green Power International B.V., que representan todo el capital social del subholding holandés, que
poseía participaciones en sociedades extranjeras del grupo Enel que operan en el sector de las fuentes
renovables;
 1 de enero de 2009: adquisición por parte de Enel de la participación totalitaria en Enel.si, sociedad que
opera en el sector de la oferta de servicios, productos y soluciones integradas llaves en mano para el
ahorro y la eficiencia energética, así como en la realización y venta en Italia de plantas fotovoltaicas;
 30 de octubre de 2009: adquisición del capital social de Enel Erelis S.a.s. (hoy Enel Green PowerFrance)
(véase la Sección I, Capítulo V, Apartado 5.1.5 del Folleto).

35


Cuentas Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008
fueron presentadas en procedimiento voluntario con el único objetivo de la preparación del Folleto y del
documento de oferta (Offering Circular) correspondiente a la oferta reservada a inversores institucionales en
el extranjero, de conformidad con la Regulation S de la United States Securities Act de 1933, y sus sucesivas
modificaciones, incluidos los Estados Unidos de América de conformidad con la Rule 144A adoptada en
virtud de la ley United States Securities Act de 1933, y sucesivas modificaciones, para representar la
situación patrimonial, económica y financiera de las sociedades del Grupo dependientes del Emisor, como si
el mismo hubiera operado desde siempre como un grupo único y distinto. Concretamente, las cuentas anuales
agregadas se han preparado aplicando los criterios de valoración y los principios contables utilizados por el
Emisor para la preparación de las cuentas anuales, además de los siguientes criterios de agregación. De
forma específica y con el objetivo de la presentación de las cuentas anuales agreladas, se ha procedido a la
integración de los datos patrimoniales y económicos correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008 de los activos y pasivos dentro del perímetro de operatividad de la Sociedad y bajo el
control del grupo Enel a lo largo del ejercicio 2008. Concretamente, esta integración ha concernido a i) Enel
Green Power International B.V., (ii) Enel.si S.r.l. y (iii) el sector de empresa relativo a la generación de
energía de fuentes renovables objeto de escisión por parte de Enel Produzione S.p.A. (la “Unidad de
Negocio”); en la preparación de las cuentas anuales agregadas no se ha tenido en cuenta la sociedad Enel
Green Power France, al considerarla no significativa en su conjunto. La asignación a las cuentas anuales
agregadas de los costes e ingresos no directamente atribuibles a dicha Unidad de Negocio se ha llevado a
cabo sobre la base de parámetros, que permitieran identificar mejor la correspondiente cuota de pertenencia a
la Unidad de Negocio. Con referencia a los primeros 11 meses del ejercicio 2008 anteriores a la transferencia
de la Unidad de Negocio a la Sociedad, se han llevado a cabo las siguientes operaciones necesarias para la
preparación de las cuentas anuales agregadas, coherentes con la mejor praxis internacional:
 en cuanto a los ingresos y costes indirectos del Grupo para el ejercicio 2008, se ha hecho básicamente
referencia a la capacidad de producción de las plantas transferidas, con la excepción de los servicios
centrales prestados por sociedades del Grupo Enel, para los que se han utilizado sustancialmente los
costes resultantes de los contratos estipulados a lo largo de 2009;
 en cuanto a los instrumentos derivados, se han asignado a la Unidad de Negocio los efectos económicos
de las operaciones creadas para cubrir la volatilidad de las ventas, sobre la base de la producción efectiva
generada;
 por lo que respecta a créditos y deudas comerciales generados por la gestión corriente, se ha asumido que
estos hubieran sido liquidados inmediatamente a través del uso de la cuenta corriente con Enel;
 los impuestos sobre el rédito de la Unidad de Negocio se han determinado asumiendo que éste hubiera
tenido que determinar la propia declaracion de impuestos de forma autónoma y, por lo tanto, de forma
independiente del grupo de pertenencia.
Es necesario evidenciar que en caso de que la sociedad y las actividades que han sido objeto de agregación
hubieran efectivamente operado como grupo único y distinto en dicho ejercicio, no se hubieran producido
necesariamente los resultados patrimoniales, económicos y financieros detallados a continuación (véase
Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.1 del Prospecto).
Además, el presente capítulo incluye:
 las cuentas de resultados consolidadas pro forma del Grupo correspondientes al ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2009, presentado con el objetivo de simular los principales efectos sobre las cuentas de
resultados consolidadas del Emisor (i) de la adquisición del 60% del capital social de Ecyr (hoy Enel

36

Sección I

Green Power España) y (ii) de la recapitalización del Emisor (véase Sección I, Capítulo XX, Apartado
20.4 del Folleto), y
 algunos indicadores de rendimiento financiero y no financiero del Grupo. En cuanto a los indicadores no
financieros, estos se detallan ya sea con base histórica –con referencia a la estructura del Grupo al 30 de
junio de 2010 y 2009 y al 31 de diciembre de 2009 y 2008– como con base pro forma, simulando los
efectos de la adquisición de Ecyr como si se hubiera producido de forma retrospectica el 1 de enero de
2009 –en cuanto a la Producción Neta, la Producción sujeta a incentivos y el coeficiente de carga– y el
31 de diciembre de 2009 en cuanto a la Potencia instalada neta.
Las informaciones financieras y no financieras detalladas a continuación deben leerse conjuntamente con los
capítulos V, IX, X y XX de la Sección I del Folleto informativo.

37


3.1 Información económica, patrimonial y financiera
En la siguiente tabla se incluyen los principales datos económicos consolidados del Grupo para los semestres
cerrados a 30 de junio de 2010 y de 2009, así como para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009, e
integrados del Grupo para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008, así como los principales datos
económicos consolidados pro forma del Grupo para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009.
Ingresos por ventas y servicios 956 868 1.945 1.733 1.789
Otros ingresos 20 25 46 44 18
Ingresos 976 893 1.991 1.777 1.807

Materias primas y bienes de consumo 122 57 244 206 178
Servicios 156 143 317 275 261
Costes del personal 89 77 182 172 149
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 236 201 509 416 418
Otros costes operativos 30 24 60 60 65
Costes por los trabajos internos capitalizados (9) (12) (25) (25) (18)
Costes 624 490 1.287 1.104 1.053

Ganancias/(pérdidas) netos de gestión del riesgo 63 47 118 118 (31)
Commodity

Ingresos financieros 20 11 31 26 42
Costes financieros (71) (91) (150) (161) (275)
Resultado neto de sociedades por el metodo de 3 2 23 2 5
participación
Resultados antes de impuestos 367 372 726 658 495
Impuestos 104 133 235 219 (339)
Resultado del período 263 239 491 439 834

Cuota de pertenencia de Grupo 253 223 453 418 810
Cuota de pertenencia de minoritarios 10 16 38 21 24
Beneficio por acción: básico y diluido (en euros) 0,08¹ 0,07¹ 0,09² 0,14 ³) 0,27 ³
(1) En cuanto a la determinación del beneficio por acción, véase la Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.2.1.27.
(2) En cuanto a la determinación del beneficio por acción pro forma véase la Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.3.
(3) El beneficio por acción para los ejercicios cerrados a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008, volvió a determinarse en relación con el beneficio
resultante de los balances relativos. Concretamente, el presente beneficio por acción se ha calculado teniendo en cuenta los efectos de la decisión
de la asamblea con la cual se reajustó, entre otros, el número de acciones. Específicamente, la junta en objeto aumentó el capital social de 600
millones de euros a 1.000 millones de euros, al mismo tiempo que reajustó el número de acciones en base a un valor nominal igual a 0,2 euros
por acción. Para el cálculo del presente beneficio por acción se ha tenido en cuenta únicamente el reajuste del número de acciones como
consecuencia de la definición del valor nominal como se indicó anteriormente; por lo tanto, el número de acciones considerado para este cálculo
en objeto es igual a 3.000.000.000, que refleja únicamente el nuevo número de acciones como consecuencia de dicha modificación del valor
nominal (600 millones de euros/0,20 euros=3.000.000.000).

38

Sección I

En la siguiente tabla se incluyen los principales datos patrimoniales consolidados del Grupo a 30 de junio de
2010 y a 31 de diciembre de 2009 y agregados del Grupo a 31 de diciembre de 2008.
Activos no corrientes 11.052 8.442 7.862
Activos corrientes 1.358 1.052 850
Activos destinados a la venta 70 - -
Total activos 12.480 9.494 8.712


Pasivos no corrientes 2.025 1.512 1.220
Pasivos corrientes 3.183 5.418 5.296
Pasivos destinados a la venta 48 - -
Total pasivos 5.256 6.930 6.516
Total patrimonio neto y pasivos 12.480 9.494 8.712

En la siguiente tabla se incluyen los datos de síntesis de los estados de flujo de efectivo consolidados del
Grupo correspondiente a los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y 2009 y para el ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2009 y los estados de flujo de efectivo agregados del Grupo correspondiente al ejercicio
anual cerrado a 31 de diciembre de 2008.
no auditado
Flujo de efectivo procedentes de las actividades 261 319 897 353
de explotación
Flujo de efectivo absorbido por actividades de (1.242) (292) (852) (998)
inversión
Flujo de efectivo generado/(absorbido) por 1.037 (65) (60) 645
actividades de financiación
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 211 125 144 163

39


Se detalla a continuación el análisis del Endeudamiento financiero neto del Grupo determinado de
conformidad a lo previsto en el párrafo 127 de las recomendaciones del CESR/05-054b implementativas del
Reglamento CE 809/2004 (el “Endeudamiento Financiero Neto”), a 30 de junio de 2010 y a 31 de diciembre
de 2009 y 2008.
Depósitos bancarios y postales (211) (144) (163)
Títulos (82) (68) (48)
Liquidez (293) (212) (211)
Créditos financieros corrientes (243) (85) (14)
Deudas con bancos a corto plazo 99 77 11
Cuota corriente de deudas con bancos 101 82 72
Cuota corriente de empréstitos de obligaciones 16 13 12)
Cuota corriente de deudas con otros financiadores 28 20 23
Papeles comerciales 13 - -
Otras deudas financieras a corto plazo 2.041 4.336 4.572
Endeudamiento financiero corriente 2.298 4.528 4.690
Endeudamiento financiero corriente neto 1.762 4.231 4.465
Deudas con bancos 876 724 611
Empréstitos de obligaciones 47 47 62
Deudas con otros financiadores y sociedades vinculadas 408 360 202
Endeudamiento financiero no corriente 1.331 1.131 875
Endeudamiento financiero neto 3.093 5.362 5.340

40

Sección I

3.2 Indicadores financieros alternativos de rendimiento
Las siguientes tablas muestran las principales informaciones económicas y financieras utilizadas por el
Emisor para realizar un seguimiento y valorar la progresión económica y financiera del Grupo. Tales
indicadores (EBITDA, rotación de créditos y deudas comerciales, ROI, ROE, ROS, endeudamiento
financiero neto, endeudamiento financiero neto Enel Green Power e inversiones) no son identificados como
medidas contables en el ámbito de las IFRS y, por lo tanto, no deben considerarse medidas alternativas para
la valoración de la progresión económica del Grupo y de su correspondiente posición financiera. El emisor
considera que las informaciones financieras detalladas a continuación son un importante parámetro para la
valoración del rendimiento del Grupo, en la medida que permiten realizar un seguimiento más analítico de su
progresión económica y financiera. Puesto que dichas informaciones financieras no son mediciones cuya
determinación esté reglamentada por principios contables de referencia para la preparación de las Cuentas
Consolidadas y Agregadas y de los datos pro forma del Grupo, el criterio aplicado para la correspondiente
determinación y medición podría no ser homogéneo con el adoptado por otros grupos y, por lo tanto, dichos
datos podrían no ser comparables con los eventualmente presentados por dichos grupos.
Al inicio y durante el semestre Al inicio y durante el ejercicio
terminado el 30 de junio terminado el 31 de diciembre
EBITDA 651 651 1.331 1.207 1.141
EBITDA/costes financieros 9,2 x 7,2 x 8,9 x 7,5 x 4,1 x
Rotación de los créditos 76 no disponible (7) no disponible (7) 100 no disponible (7)
comerciales (en días) (1)
Rotación de las deudas comerciales 314 no disponible (7) no disponible (7) 277 no disponible (7)
(en días) (2)
Relación entre activos 0,4 no disponible (7) no disponible (7) 0,2 0,2
corrientes/pasivos corrientes
Rendimiento del capital invertido 4,6% no disponible (7) no disponible (7) 10,3% 10,1%
(ROI) (3)
Rendimiento del capital propio 3,8% no disponible (7) no disponible (7) 20,7% 61,2%
(ROE) (4)
Rendimiento de las ventas (ROS) (5) 42,5% 50,4% 41,3% 44,5% 40,0%
Patrimonio neto por acción (en 1,3 no disponible (7) no disponible (7) 2,0 1,7
euros) (6)

Nótese que el ROS, ROE, ROI y la rotación de los créditos y las deudas comerciales, además del EBITDA
no se identifican como mediciones en el ámbito de los IFRS. El criterio de determinación de dichos indicios
aplicado por la dirección el Grupo podría no ser homogéneo con el adoptado por otros grupos y, por lo tanto,
su valor podría no ser comparable con el determinado por estos últimos. Concretamente, tales indicios se han
calculado por parte de la dirección del Grupo únicamente utilizando los saldos resultantes de los respectivos
balances de referencia. De forma específica, se representa a continuación el criterio utilizado para su cálculo:
(1) Rotación de los créditos comerciales: créditos comerciales una vez deducido el IVA / ingresos,
multiplicado por los días del período de referencia;
(2) Rotación de las deudas comerciales: deudas comerciales una vez deducido el IVA / la suma de los costes
por materias primas y bienes de consumo, servicios y otros costes operativos, multiplicado por los días
del período de referencia;

41


(3) Rendimiento del capital invertido (ROI): resultado operativo / promedio entre la suma del total de
patrimonio neto y del endeudamiento financiero neto Enel Green Power (como se detalla en la siguiente
tabla) al inicio y al final del período de referencia;
(4) Rendimiento del capital propio (ROE): resultado del período / patrimonio neto total menos el resultado
del período;
(5) Rendimiento de las ventas (ROS): resultado operativo / ingresos;
(6) Patrimonio neto por acción: patrimonio neto del Grupo / número de acciones en circulación al final del
período de referencia.(5.000.000.000 acciones a fecha 30 de junio de 2010 y 1.200.000.000 acciones a
fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008).
(7) Considerando el hecho de que el Folleto no incluye la situación patrimonial a fecha 30 de junio de 2009,
31 de diciembre de 2009 pro forma y 1 de enero de 2008, el cálculo de estos indicadores financieros
alternativos de rendimiento no resulta aplicable.
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power 2.995 5.345 5.326
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power / Patrimonio neto 0,4 x 2,1 x 2,4 x
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power / EBITDA (1) 2,5 x 4,4 x 4,7 x
(1) El EBITDA a 30 de junio de 2010 se ha calculado sobre la base anual sumando el EBITDA del primer semestre de 2010 (651 millones de euros),
y el EBITDA del ejercicio 2009 (1.207 millones de euros) menosel EBITDA del primer semestre 2009 (651 millones de euros).

A la Fecha del Folleto, el Grupo opera a través de las siguientes unidades de negocio:
o Italia y Europa: en Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumania.
o Norteamérica: en los Estados Unidos y en Canadá.
o Enel.si: el Grupo también opera, a través de la sociedad íntegramentente controlada Enel.si, en la
oferta de productos, servicios pre y post venta y soluciones integradas para la realización de plantas
de distribución de la energía generada (fotovoltaica, minieólica, solar térmica, bombas geotérmicas y
demás) para el ahorro y la eficiencia energética en los usos finales a través de una red de franquicias
formada, a 30 de junio de 2010, por 548 instaladores, comercios y puntos de venta especializados
distribuidos de forma capilar en Italia.

42

Sección I

Las siguientes tablas muestran para cada una de las unidades de negocio los indicadores con los que la
dirección realiza el seguimiento de la progresión económica y financiera del Grupo.
unaudited pro forma
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión
del riesgo commodity
Italia y Europa 629 646 1.221 1.221 1.144
Enel.si 82 39 178 178 153
EBITDA
Italia y Europa 469 488 898 898 838
Enel.si 1 (10) 7 7 6
Inversiones brutas (b)
Italia y Europa 229 no disponible 453 453 387
Península Ibérica y América Latina 82 no disponible 388 254 223
Norteamérica 28 no disponible 36 36 289
Enel.si - no disponible 1 1 -
(a) Las inversiones incluyen inmuebles, plantas y maquinaria y activos inmateriales sin deducir y eventuales contribuciones en la cuenta de
instalación.

En las siguientes tablas se expone la metodología adoptada por el Grupo para la determinación del EBITDA
y del endeudamiento financiero neto Enel Green Power.
EBITDA
Semestre cerrado el 30 de junio Ejercicio cerrado el 31 de diciembre
Resultado del período 263 239 491 439 834
Impuestos 104 133 235 219 (339)
Resultado neto de sociedades por el metodo de (3) (2) (23) (2) (5)
participación
Costes financieros 71 91 150 161 275
Ingresos financieros (20) (11) (31) (26) (42)
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 236 201 509 416 418
EBITDA 651 651 1.331 1.207 1.141
El EBITDA está definido por parte del Grupo como resultado del período antes de las amortizaciones y pérdidas por deterioro, de los costes e ingresos
financieros, del resultado neto de sociedades por el método de participación y de los impuestos. Puesto que el EBITDA no está identificado como
medida contable en el ámbito de las IFRS, la determinación cuantitativa del mismo podría no ser unívoca. El EBITDA es una medida utilizada por la
dirección del Grupo para realizar un seguimiento y valorar su progresión operativa. La dirección considera que el EBITDA es un importante
parámetro para medir el rendimiento operativo del Grupo al no estar influenciado por los efectos de los diferentes criterios de determinación de las
bases imponibles fiscales, de la cantidad y de las características del capital empleado, así como de las políticas de amortización. Los criterios de
determinación del EBITDA aplicados por el Grupo podrían no ser homogéneos con los adoptados por otros grupos y, por lo tanto, su valor podría no
ser comparable con el determinado por estos últimos.

43


Endeudamiento financiero neto Enel Green Power
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo (98) (17) (14)

3.3 Indicadores no financieros alternativos de rendimiento
Las siguientes tablas muestran los principales indicadores no financieros, conectados con la producción,
utilizados por el Emisor para realizar un seguimiento y valorar la progresión económica y financiera del
Grupo.
Indicadores no financieros por unidad de negocio
2010 2009 2009 2009 2008
pro forma
Italia y Europa
Potencia instalada neta (MW) 2.897 no disponible 2.859 2.859 2.638
Producción neta (GWh) 6.632 6.453 12.047 12.047 11.105
Producción sujeta a incentivos (GWh) 1.835 1.652 3.389 3.389 2.815
Coeficiente de carga 53% 55% 50% 50% 49%
Península Ibérica y América Latina
Producción sujeta a incentivos (GWh) 1.232 605 3.380 1.384 1.309
Norteamérica
Potencia instalada neta (MW) 788 no disponible 788 788 749
Producción sujeta a incentivos (GWh) 714 537 1.347 1.347 1.034

44

Sección I

Indicadores no financieros por principales tecnologías
2010 2009 2009 2009 2008
pro forma
Hidráulica
Eólica
Producción sujeta a incentivos (GWh) 2.094 1.118 4.159 2.588 1.897
Geotérmica
Solar
Producción neta (GWh) 10 1 27 2 2
Producción sujeta a incentivos (GWh) 9 - 25 - -

45



46

Sección I

FACTORES DE RIESGO
CAPÍTULO IV – FACTORES DE RIESGO

La operación de Oferta Pública de Venta y admisión a cotización de las Acciones de Enel Green Power
descrita en el Folleto presenta los siguientes elementos de riesgo típicos de una inversión en acciones.
Con el fin de efectuar una correcta evaluación de la inversión, se invita a los inversores a evaluar los factores
de riesgo concretos relativos al Emisor, al Grupo y al sector de actividad en los cuales estos operan, así como
aquellos relativos a los instrumentos financieros ofrecidos.
Los factores de riesgo descritos a continuación deben ser leídos conjuntamente con la información contenida
en el Folleto.
Las referencias a las Secciones, a los Capítulos y a los Apartados se refieren a las Secciones, Capítulos y
Apartados del Folleto.

1 FACTORES DE RIESGO RELATIVOS AL EMISOR Y AL GRUPO
1.1 Riesgos relacionados con la reciente reorganización del Grupo y la integración de las sociedades de
reciente adquisición
La Sociedad se constituyó el 1 de diciembre de 2008 como consecuencia de la escisión parcial de Enel
Produzione de la rama empresarial “instalaciones de producción de energía eléctrica con utilización de
fuentes renovables”. En la misma fecha se transmitieron a la Sociedad las participaciones de titularidad
directa de Enel Produzione en la sociedad LaGeo y en las sociedades controladas Geotérmica Nicaragüense y
Portoscuso Energia (en la actualidad, Enel Green Power Portoscuso). Posteriormente, desde el 1 de enero de
2009, se han transmitido al Grupo las participaciones titularidad de Enel Investment Holding B.V. en Enel
Green Power International B.V., que representan la totalidad del capital social de la subholding holandesa,
que ostentaba la titularidad de la totalidad de las restantes participaciones en sociedades extranjeras que
forman parte del Grupo Enel, operativas en el sector de las fuentes renovables, así como la total participación
titularidad de Enel en Enel.si. En fecha 30 de octubre de 2009, la Sociedad, a través de la sociedad
controlada Enel Green Power International B.V., adquirió de Enel France S.A.S. toda la participación de esta
última en la sociedad Enel Erelis S.A.S. (en la actualidad, Enel Green Power France S.A.S.). Además, en
fecha 22 de marzo de 2010, la Sociedad, a través de Enel Green Power International B.V., completó la
adquisición del 60% de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (“Ecyr”, en la actualidad, Enel Green
Power España, S.L. “Enel Green Power España”) de Endesa Generación S.A., indirectamente controlada
por Enel S.p.A., a través de la adquisición del 30% de Ecyr y la suscripción de un aumento de capital
reservado a Enel Green Power International B.V. (“Adquisición de Ecyr”, Cfr. Sección I, Capítulo V,
Apartado 5.1.5 del Folleto).
Por tanto, las actividades que forman parte del Grupo han sido recientemente reagrupadas en la estructura
actual y son en parte fruto de adquisiciones recientes, entre las cuales figura la más reciente adquisición del
60% de Ecyr, la cual opera en España y Portugal en el sector de la generación de fuentes de energía
renovable.
El proceso de integración operativa y de dirección de las diversas actividades transferidas al Grupo o bien
objeto de adquisición por parte del mismo (incluidas las relativas a Enel Green Power España) está aún en
curso. La finalización de tal proceso de integración podría realizarse en tiempos y modos distintos a los

47


FACTORES DE RIESGO
originalmente previstos por la Sociedad y podría comportar costes imprevistos, con posibles efectos
negativos en la actividad y en la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.

1.2 Riesgos relacionados con la reducida disponibilidad de información financiera y la presentación de
los datos pro forma en el Folleto
Si bien la actividad de producción de energía de fuentes renovables del Grupo es muy anterior a 2008 por lo
que el actual equipo directivo goza de una contrastada experiencia en el sector de la energía de fuentes
renovables, los inversores pueden confiar, al evaluar las perspectivas de la Sociedad y del Grupo, en la
información financiera histórica del Emisor y del Grupo relativa únicamente a los ejercicios cerrados a fecha
31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008.
El Folleto, de hecho, contiene información económica, patrimonial y financiera del Grupo extraída del: (i)
Balance Agregado del Grupo para el ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2008, (ii) Balance
Consolidado del Grupo para el ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2009, (iii) Balance Consolidado
Semestral Abreviado del Grupo a fecha 30 de junio de 2010, y (iv) la cuenta de resultados consolidada pro
forma del Grupo para el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2009 (“Folleto Consolidado Pro forma”).
Se pone de manifiesto que las informaciones económicas, patrimoniales y financieras del Grupo a 30 de
junio de 2009 contenidas en el Folleto han sido sometidas a auditoría contable por parte de la Sociedad
Auditora.
Datos contables agregados
El Emisor se constituyó en fecha 1 de diciembre de 2008, en el marco del plan de reorganización de las
actividades del sector de las fuentes de energía renovable del Grupo Enel. Por tanto, las actividades
desarrolladas por el Grupo en la actualidad y que son objeto de admisión a cotización han sido realizadas en
el curso del ejercicio 2008 a través de sociedades controladas directa o indirectamente por Enel entre las
cuales, sin embargo, no siempre existía una relación jurídico-participativa de control (véase Sección I,
Capítulo V, Apartado 5.1.5 del Folleto). En consecuencia, el Emisor ha predispuesto para la preparación del
Folleto, el balance agregado para el ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2008 sometido a revisión
contable por parte de la Sociedad Auditora, que ha emitido su propio informe sin salvedades a fecha 14 de
junio de 2010, para manifestar la situación patrimonial, económica y financiera de las sociedades del Grupo
con el Emisor como cabecera, como si el mismo hubiera operado en el referido período como grupo
autónomo (véase Sección I, Capítulo III, Preámbulo y Capítulo IX, Preámbulo, del Folleto). Es necesario sin
embargo destacar que si las sociedades y las actividades que han sido objeto de agregación hubieran
efectivamente operado como grupo autónomo en dicho ejercicio, no se hubieran obtenido necesariamente los
resultados patrimoniales, económicos y financieros señalados en el balance agregado.
Datos pro forma
El folleto consolidado pro forma relativo al ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2009 (el “ Folleto
Consolidado Pro forma”) incluido en el Folleto ha sido preparado para representar los potenciales efectos
de las operaciones relativas a la adquisición de Ecyr y a la recapitalización del Emisor, efectuadas en el mes
de marzo de 2010 (las “Operaciones”). En particular, el Folleto Consolidado Pro forma, sometido a examen
de la Sociedad Auditora, la cual ha emitido su propio informe sin salvedades en fecha 8 de septiembre de
2010, ha sido preparado con la finalidad de simular, según criterios de evaluación coherentes con los datos

48

Sección I

FACTORES DE RIESGO
históricos y conformes con la normativa de referencia, los principales efectos de las Operaciones en la
situación económica del Grupo como si las mismas se hubieran dado el 1 de enero de 2009.
Las informaciones incluidas en el Folleto Consolidado Pro forma representan una simulación de los posibles
efectos que se hubieran podido derivar de las Operaciones, proporcionadas únicamente a efectos ilustrativos.
En particular, si bien el Folleto Consolidado Pro forma ha sido preparado para reflejar retroactivamente los
efectos significativos de operaciones posteriores, y no obstante el cumplimiento de las reglas comúnmente
aceptadas y la utilización de asunciones razonables, existen límites relacionados con la naturaleza misma de
los datos pro forma. Por tanto, subsiste el riesgo de que, si las Operaciones hubieran tenido lugar realmente
en la fecha a la cual el Folleto Consolidado Pro forma se refiere, no se hubieran obtenido necesariamente los
mismos resultados señalados en la cuenta de resultados consolidada pro forma.
Asimismo, se indica que el Folleto Consolidado Pro forma no pretende representar de ninguna manera una
previsión de los resultados futuros del Grupo y en consecuencia no debe ser utilizado en ese sentido.
Por último, en consideración a las distintas finalidades de los datos pro forma respecto a los datos de los
balances históricos y de las diversas modalidades de cálculo de los efectos de las Operaciones con referencia
a la cuenta de resultados consolidada pro forma, estos últimos documentos deben ser leídos e interpretados,
sin que existan relaciones contables entre ellos. (Véase Sección I, Capítulo III, Capítulo IX y Capítulo XX
del Folleto).

1.3 Riesgos relacionados con la constitución de Enel Green Power, llevada a cabo mediante la escisión
de Enel Produzione S.p.A.
La escritura de escisión otorgada por Enel Produzione en favor de Enel Green Power en fecha 27 de
noviembre de 2008, en el marco de la cual, en virtud de dicha escisión parcial de Enel Produzione se produjo
la constitución de Enel Green Power, establece que, si el destino de los activos o pasivos, derechos u
obligaciones no es deducible del proyecto de escisión, los mismos elementos se consideran asignados a Enel
Green Power en tanto en cuanto sean inherentes a la rama empresarial objeto de escisión. Por otra parte, de
conformidad con el artículo 2506-bis, apartado 3º, del Código Civil italiano, la sociedad beneficiaria
responde solidariamente con la sociedad escindida por los elementos del pasivo cuyo destino no sea
deducible del proyecto de escisión, estando dicha responsabilidad limitada al valor efectivo del patrimonio
neto atribuido a la sociedad beneficiaria.
Asimismo, con base en la escritura de escisión, los eventuales activos o pasivos sobrevenidos que se
manifestaran posteriormente a la fecha de eficacia de la escisión (1 de diciembre de 2008) permanecerán
respectivamente a beneficio o a cargo de Enel Green Power para que sean inherentes a la rama empresarial
objeto de la escisión y a los relativos elementos patrimoniales y relaciones jurídicas (con la excepción de los
pasivos sobrevenidos derivados de las relaciones inherentes a los cánones de concesiones debidos y que no
se corresponden con la fecha de entrada en vigor de la escisión, no mencionados en el proyecto de escisión y
que permanecerán a cargo de Enel Produzione).
De conformidad con el artículo 2506-quater, apartado 3º, del Código Civil italiano, la sociedad beneficiaria
es solidariamente responsable con la sociedad escindida de las deudas de la sociedad escindida existentes en
la fecha de la escisión que, como consecuencia del perfeccionamiento de la misma, permanecerán a cargo de
la sociedad escindida. La responsabilidad solidaria ex art. 2506-quater, apartado 3º, del Código Civil italiano
es subsidiaria – surgiendo solo en el supuesto de deudas “no satisfechas” por la sociedad a la que pertenecen

49


FACTORES DE RIESGO
y presuponiendo la preventiva e infructuosa excusión de la sociedad originalmente deudora – así como
limitada al valor efectivo del patrimonio neto transferido a la sociedad beneficiaria. Asimismo, si el Emisor
estuviese obligado a responder de las deudas que han permanecido a cargo de Enel Produzione, la sociedad
beneficiaria estará legitimada a subrogarse, una vez efectuado el pago del crédito, en las razones expuestas
por el acreedor satisfecho contra Enel Produzione y, en consecuencia, estará legitimada a resarcirse
directamente contra la misma.
Sin embargo, en virtud del art. 173, apartado 13º del D.P.R. de 22 de diciembre de 1986 nº 917 y el art. 15
del D. Lgs. de 18 de diciembre de 1997 nº 472, en relación con las deudas de naturaleza tributaria que deroga
lo dispuesto en el Código Civil italiano, la sociedad beneficiaria puede responder solidariamente con la
sociedad escindida más allá de los límites del patrimonio neto transferido. En la fecha de eficacia de la
escisión, las deudas tributarias de Enel Produzione S.p.A. ascendían a casi 1.500 millones de euros, de los
cuales casi 300.000 euros aún existían en fecha 30 de junio de 2010.

1.4 Riesgos relacionados con la pertenencia al grupo encabezado por Enel y la autonomía gestora del
Emisor
A pesar de que la Sociedad ejerza su propia actividad de gestión con autonomía, generando ingresos de su
propia clientela y utilizando sus propias competencias, tecnologías y recursos humanos también con
posterioridad a la admisión a cotización, la misma continuará siendo controlada a efectos legales por Enel
(que a su vez está controlada por el Ministerio de Economía y Finanzas (Ministero dell’Economia e delle
Finanze), bien directamente, con una participación del 13,88%, o indirectamente, a través de la Cassa
Depositi e Prestiti S.p.A., participada por este último en un 70%, con una participación igual al 17,36% de
conformidad con el art. 93 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) y sujeta por tanto a la
actividad de dirección y coordinación de la misma de conformidad con los artículos 2497 y siguientes del
Código Civil italiano. En particular, Enel tendrá el derecho a nombrar la mayoría de los miembros del
Consejo de Administración y podrá influir, entre otras, en la política de dividendos y de inversiones, la
gestión en general y condicionar las decisiones de Enel Green Power. Para obtener más información sobre las
formas a través de las cuales Enel ejercita la actividad de dirección y coordinación en la Fecha del Folleto,
véase Sección I, Capítulo VII, Apartado 7.1 del Folleto).
En la Fecha del Folleto, el Consejo de Administración del Emisor nombrado por la junta ordinaria del 5 de
octubre de 2010, que quedará a cargo hasta la aprobación del balance del ejercicio 2012, está compuesto por
siete miembros, de los cuales 3 poseen los requisitos de independencia en conformidad tanto con los arts.
147-ter y 148, coma 3, de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico delle Finanze), como con el art. 3 del
Código de Autodisciplina.
A este respecto, la Sociedad y Enel, cada uno en su propia competencia, asumieron el compromiso de hacer
todo lo posible para que el Consejo de Administración de la Sociedad quedara integrado por otros tres
consejeros independientes designados por minoría accionista con ocasión de la primera junta ordinaria que se
celebrara después de la admisión a cotización. Concretamente: (i) Enel Green Power se comprometió a hacer
lo posible para que, con ocasión de la primera junta ordinaria de la Sociedad que se convoque después de la
cotización, se ponga en el orden del día la integración del Consejo de Administración mediante el
nombramiento de otros tres consejeros independientes, destinados a dejar su cargo a favor de aquellos que lo
tomen en el acto de su nombramiento; (ii) Enel se comprometió a su vez, sobre este punto del orden del día,
a abstenerse de formular sus propias candidaturas y a expresar su propio voto a favor de – o en cualquier

50

Sección I

FACTORES DE RIESGO
caso a hacer lo posible para que se elijan – candidatos independientes designados por la minoría de los
accionistas.
En la Fecha del Folleto, todos los componentes del Consejo de Administración del Emisor – a excepción de
los consejeros independientes Carlo Angelici, Giovanni Battista Lombardo y Luciana Tarozzi – ejercen
cargos de administración y/o de dirección en sociedades controladas que forman parte del Grupo Enel (véase
Sección I, Capítulo XIV, Apartado 14.1.1 del Folleto). Además, en la misma fecha, algunos de entre los
administradores y los principales dirigentes del Emisor poseen participaciones no relevantes según el art. 120
de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico delle Finanze) en sociedades que forman parte del Grupo Enel.
Los administradores (a excepción de los consejeros independientes Carlo Angelici, Giovanni Battista
Lombardo y Luciana Tarozzi) y los principales dirigentes del Emisor son los destinatarios de planes de
incentivación adoptados por Enel que están sujetos a determinadas condiciones de gestión ligadas, entre otras
cosas, a objetivos de naturaleza económico-financiera como el EBITDA, el earning per share (EPS) y el
return on average capital employed (ROACE) del Grupo Enel. En la Fecha del Folleto, los componentes del
Comité de Auditores del Emisor ejercen cargos en los órganos de control de sociedades controladas que
forman parte del Grupo Enel (véase. Sección I, Capítulo XIV, Apartado 14.1.3 del Folleto).
Enel pretende mantener el control del Emisor también con posterioridad a la Oferta Global de Venta. La
Sociedad, por lo tanto, salvo por distintas decisiones futuras de Enel, permanecerá inalterada con respecto al
control.
A continuación se destacan los principales riesgos relacionados con las relaciones existentes en la Fecha del
Folleto entre el Emisor y Enel.
1.4.1 Riesgos relacionados con los límites derivados de las financiaciones existentes del Grupo Enel
Los principales contratos de financiación a largo plazo del Grupo Enel contienen compromisos
(covenant), típicos en la práctica internacional, asumidos por las sociedades deudoras (Enel, Endesa y
las otras sociedades del Grupo) y, en algunos casos, asumidos por Enel en su calidad de garante.
Dichos contratos contienen, entre otras, cláusulas de “cross default” (por las cuales un
incumplimiento respecto a cualquier endeudamiento financiero, con tal de que sea superior a
determinados importes, asumido por Enel o por las propias partes controladas relevantes se considera
como un incumplimiento a las mencionadas financiaciones que se vuelven inmediatamente exigibles)
y otras cláusulas que incluyen límites en el uso de los recursos financieros del Grupo Enel que, junto a
dichos covenant, a fecha 30 de junio de 2010, se cumplen. En la misma fecha, el Grupo Enel tiene un
Endeudamiento Financiero Neto según la normativa CESR de 55,8 mil millones de euros (importe
determinado de conformidad con el párrafo 127 de las recomendaciones del CESR/05─054b y en línea
con las disposiciones Consob del 26 de julio de 2007 y un Endeudamiento Financiero Neto Enel de
53,9 mil millones de euros (importe determinado según la normativa CESR libre de los créditos
financieros no corrientes y títulos a largo plazo). (Véase Sección I, Capítulo X del Folleto)
En la Fecha del Folleto, Enel tiene suscritos, entre otros: (i) un syndicated term and guarantee facility
agreement suscrito por Enel y Enel Finance International S.A. en fecha 10 de abril de 2007, por un
importe inicial total de 35 mil millones de euros, con el fin de afrontar los compromisos financieros
relacionados con la adquisición de Endesa (el “Credit Agreement 2007”) y (ii) el posterior contrato
de financiación suscrito por Enel y Enel Finance International S.A el 16 de abril de 2009 que nova el
Credit Agreement 2007 por un importe total de 8 mil millones de euros (el “Credit Agreement

51


FACTORES DE RIESGO
2009”). En fecha 30 de junio de 2010, la deuda residual relativa al Credit Agreement 2007 y al Credit
Agreement 2009 era de 6,909 mil millones de euros.
El Credit Agreement 2007 y el Credit Agreement 2009 contienen, entre otras, una cláusula de
“Subsidiary Financial Indebtedness”, según la cual el importe agregado neto del endeudamiento
financiero de las sociedades controladas por Enel – incluida Enel Green Power y con excepción del
endeudamiento consentido según el contrato como por ejemplo el endeudamiento relacionado con el
project finance – no debe exceder de un determinado porcentaje del total del activo bruto consolidado.
En concreto, según la cláusula de “Subsidiary Financial Indebtedness”, el importe agregado neto del
Endeudamiento Financiero de las Filiales controladas por Enel no debe exceder el 20% del total del
activo bruto consolidado desde la fecha de la firma de los contratos hasta el reembolso íntegro de las
líneas de crédito otorgadas. En fecha 30 de junio de 2010, las obligaciones de dicha cláusula se
cumplen sobradamente. Por tanto, en virtud de los vínculos incluidos en dichos contratos de
financiación firmados por el Grupo Enel, el Emisor no podrá exceder los límites previstos por los
mismos, teniendo en cuenta el restante endeudamiento consolidado de Enel con el fin de respetar la
citada cláusula.
El Credit Agreement 2007 y el Credit Agreement 2009 prevén además una cláusula de reembolso
obligatorio anticipado según la cual, al verificarse determinadas actuaciones y circunstancias
relevantes, entre las cuales, en lo que respecta a Enel Green Power, se halla la cesión de activos, Enel
deberá reembolsar anticipadamente los fondos procedentes de la citada cesión hasta una cuota
porcentual preestablecida. Dicha obligación de reembolso anticipado surge solamente cuando las
líneas de crédito otorgadas superen determinados importes preestablecidos contractualmente; en la
Fecha del Folleto, Enel no está sujeta a la cláusula de reembolso anticipado obligatorio ya que la suma
de las líneas de crédito otorgadas resulta inferior a los citados límites contractuales.
1.4.2 Riesgos relacionados con la relación de tesorería centralizada y las relaciones financieras existentes
entre Enel y las sociedades del Grupo
En la Fecha del Folleto, Enel desarrolla respecto a sus propias sociedades controladas, incluidas Enel
Green Power y Enel.si, la gestión centralizada de tesorería (cash pooling), de los servicios de pago, de
los créditos de firma, así como del riesgo de tipo de cambio y tipos de interés (para obtener una
descripción de los términos y condiciones del servicio de tesorería centralizada por lo que respecta al
Emisor y a Enel.si, consulte la Sección I, Capítulo X y Capítulo XIX).
Con posterioridad a la admisión a cotización de las acciones del Emisor, Enel Green Power continuará
valiéndose de los servicios de gestión centralizada de la tesorería de Enel para el Emisor así como de
los servicios de pago, de los créditos de firma y del riesgo de tipo de cambio y tipos de interés. El
Emisor considera que la relación de tesorería centralizada responde al propio interés social, en cuanto
el mismo garantiza una mayor capacidad de planificación, control y cobertura de las necesidades
financieras y, en consecuencia, una optimización de la gestión de la liquidez y permite además
beneficiarse de las condiciones competitivas del servicio valiéndose de la experiencia especializada y
consolidada de Enel en la prestación de tales servicios y de una eficaz capacidad de acceso al sistema
bancario y financiero.
Antes de la fecha de admisión a cotización del Emisor (i) el contrato de tesorería centralizada entre
Enel y Enel.si finalizará y las relativas posiciones activas y pasivas respecto del Grupo Enel se
reembolsarán y liquidarán y (ii) el servicio de tesorería y las relaciones financieras activas y pasivas

52

Sección I

FACTORES DE RIESGO
existentes entre las sociedades controladas externas del Enel Green Power y Enel Finance International
(a excepción de las líneas de crédito firmadas por Enel Finance International a favor de Enel Green
Power International B.V., por importe; respectivamente; de 1.200 millones de euros, estipulada a fecha
de 1 de julio de 2010 y de 2.500 millones de euros, firmada a fecha 13 de julio de 2010) se
rembolsarán y liquidarán y el servicio de tesorería para las sociedades controladas será llevado a cabo
por Enel Green Power International B.V.
En fecha 30 de junio de 2010, la sociedad matriz Enel, a través del contrato de tesorería centralizada,
concedió al Emisor líneas de crédito a corto plazo por una suma total de 5.100 millones de euros
(reducido, en julio de 2010, a 2.000 millones de euros), de los cuales se han dispuesto 1.549 millones
de euros. En fecha 17 de marzo de 2010, en el marco de la reorganización de las actividades de
energías renovables en España y Portugal y con el fin de reforzar la estructura patrimonial del Grupo,
el Consejo de Administración de Enel acordó reforzar el patrimonio neto de la Sociedad mediante la
renuncia por parte de Enel da una parte del crédito financiero a beneficio de la cuenta corriente
intersocietaria por un importe de 3.700 millones de euros destinado a la correspondiente reserva de
patrimonio neto disponible de la Sociedad.
El contrato de tesorería centralizada y las relacionadas líneas de crédito existentes entre Enel y el
Emisor prevén, entre otras cosas, que Enel tenga la facultad de resolver el contrato y reclamar el
reembolso anticipado de las citadas líneas de crédito en caso de pérdida del control de Enel sobre Enel
Green Power. La eventual pérdida del control de Enel y el consiguiente ejercicio de la facultad de
reembolso podrían repercutir en la capacidad de Enel Green Power de obtener préstamos y
financiación en sustitución de las ya existentes; en caso de que Enel Green Power obtenga préstamos y
financiación de otras fuentes, los términos y condiciones de los mismos podrían ser distintos respecto
a aquellos obtenidos directamente de Enel, con los consiguientes posibles efectos negativos en la
situación económica, patrimonial y financiera del Emisor y del Grupo. (Véase Sección I, Capítulo X y
Capítulo XIX)
1.4.3 Riesgos vinculados con las relaciones con partes vinculadas
El Grupo ha mantenido, y mantiene en la actualidad, relaciones de naturaleza comercial y financiera
con partes vinculadas entre las cuales se hallan Enel y las sociedades del Grupo Enel. En el semestre
cerrado en fecha 30 de junio de 2010 y en el ejercicio cerrado en fecha 31 de diciembre de 2009, las
relaciones con partes vinculadas generaron ingresos derivados de ventas y prestaciones de servicios,
respectivamente, por importe de 440 millones de euros y 959 millones de euros (el 46% y el 55% del
saldo total), costes por materias primas y materiales de consumo, respectivamente, de 12 y 15 millones
de euros (10% y 7% del saldo total), costes por servicios, respectivamente, de 41 y 91 millones de
euros (el 26% y el 33% del saldo total) y obligaciones financieras, respectivamente, de 30 y 90
millones de euros (el 42% y 56% del saldo total). En el período al que hacen referencia las
informaciones financieras incluidas en el Folleto, las principales relaciones con las partes vinculadas
han tenido por objeto: (i) operaciones con sociedades pertenecientes al Grupo Enel a través de las
cuales se ha establecido la actual estructura organizativa del Grupo (como la adquisición de Enel.si, de
Enel Green Power International B.V., de Enel Erelis S.A.S. y la Adquisición de Ecyr), (ii) la gestión
centralizada de la tesorería, del riesgo generado por la variación de los tipos de interés, la prestación de
financiación y concesión de garantías; (iii) la compraventa de energía y certificados verdes; (iv) la
prestación de servicios profesionales y de servicios; (v) la gestión de servicios comunes y el ejercicio

53


FACTORES DE RIESGO
de la opción para la consolidación fiscal nacional con Enel (para obtener una descripción de las
operaciones con partes vinculadas, consulte la Sección I, Capítulo XIX del Folleto).
Dichas relaciones permiten la obtención de ventajas originadas por el uso de servicios y competencias
comunes, por la obtención de sinergias de grupo y la aplicación de políticas unitarias en el campo
financiero y, a juicio de la Sociedad, prevén condiciones en línea con las del mercado. Sin embargo, no
existe certeza de que si tales operaciones se hubieran concluido con terceros, las mismas habrían
negociado y estipulado los mismos contratos, o bien realizado las mismas operaciones, con idénticos
términos y condiciones.
La Sociedad adoptó, en fecha 11 de junio de 2010, un procedimiento para la realización de las
operaciones con partes vinculadas.
(Véase Sección I, Capítulo XIX y Capítulo XVI, Apartado 16.4 del Folleto.)
1.4.4 Riesgos relacionados con el contrato de licencia de algunas marcas del Grupo
En fecha 11 de diciembre de 2008, el Emisor suscribió con Enel un contrato de licencia con efectos
desde el 1 de diciembre de 2008 en virtud del cual esta última ha concedido al Emisor el derecho de
uso no exclusivo de la marca “Enel Green Power” y de otras marcas del Grupo Enel. A fecha 19 de
julio de 2010, el Emisor y Enel renovaron el contrato de licencia de uso de la marca estableciendo su
duración hasta el 30 de junio de 2015.
El contrato, entre otras cosas, establece: (i) la terminación del mismo, cuando la licenciataria ya no
esté sujeta a la dirección y coordinación de la licenciante; (ii) que las marcas concedidas en licencia no
puedan ser sub-licenciadas y/o cedidas, sin el previo consentimiento del licenciante; (iii) la obligación
por parte del Emisor, en la fecha de terminación del contrato, de cesar inmediatamente en el uso de la
marca y cambiar su denominación social en caso que de esta sea la misma que las marcas.
En el caso de terminación del contrato o de falta de renovación del mismo a su término, el Emisor
debe modificar su propia denominación social. La terminación del contrato y la consiguiente
obligación de dejar de usar la marca “Enel Green Power” al término del mismo y de modificar la
denominación social del Emisor podría tener efectos negativos en la actividad y en la situación
económica, patrimonial y financiera del Grupo. Como consecuencia de este contrato, el Emisor ha
soportado unos gastos equivalentes a 54.205 euros durante el primer semestre de 2010 y a 119.000
euros durante el ejercicio 2009.
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.4 y Capítulo XIX, Apartado 19.1 del Folleto.)

1.5 Riesgos relacionados con la efectiva realización del Plan de Negocios
En fecha 11 de junio de 2010, el Consejo de Administración de Enel Green Power aprobó el Plan de
Negocios 2010-2014 (el, “Plan de Negocios”) que contiene las líneas estratégicas y los objetivos de
crecimiento del Grupo para los próximos cinco años. El Plan de Negocios se basa en ciertas asunciones de
carácter general, entre las cuales se mencionan, a modo de ejemplo, la evolución de los precios de la energía
eléctrica, de las materias primas, de los costes medios de inversión en instalaciones y de la evolución de las
variables macroeconómicas, así como en la evolución del marco regulatorio, con particular referencia a la
incentivación de la energía producida por fuentes renovables.

54

Sección I

FACTORES DE RIESGO
El Plan de Negocios se basa también en algunas asunciones de carácter operativo, entre las cuales se hallan,
a modo de ejemplo, la disponibilidad técnica y el tiempo previsto para la realización de las instalaciones y la
disponibilidad de los recursos ambientales.
Considerando el carácter subjetivo de las asunciones del Plan de Negocios, si una o más de dichas
asunciones no se verifican, o se verifican solo en parte, o en condiciones diferentes de las previstas, o tras
eventos no previsibles ni cuantificables a fecha de hoy en relación con el escenario o la actividad del Grupo,
la información y las tendencias indicadas en el Plan de Negocios podrían ser diferentes de las que
efectivamente ocurran.
El Folleto contiene previsiones y estimaciones de los beneficios del Grupo, formuladas en base a los
conocimientos específicos del sector al que pertenece, de los datos disponibles y de su propia experiencia.
Estas previsiones están basadas en hipótesis sobre acontecimientos y desarrollos futuros inciertos, cuya falta
de realización podría provocar diferencias, incluso significativas, respeto a las previsiones y estimaciones
formuladas (véase Sección I, Capítulo XIII, del Folleto). Se incluye en el Apéndice del Folleto el informe de
la Sociedad Auditora sobre los datos de previsión incluidos en el Folleto.

1.6 Riesgos relacionados con el tipo de cambio
El Grupo está expuesto al riesgo de tipo de cambio procedente de los flujos de caja relacionados con los
activos del Grupo, de los flujos de caja relacionados con las inversiones y otras partidas en divisa extranjera,
como los dividendos procedentes de las filiales extranjeras no consolidadas o los flujos relativos a la compra
o venta de participaciones, y de manera marginal, del endeudamiento denominado en divisa diferente al euro
(véase Sección I, Capítulo X, Apartado 10.3.2 del Folleto).
Con el fin de reducir el riesgo de tipo de cambio procedente de las exposiciones arriba mencionadas, el
Grupo utiliza contratos derivados (en particular contratos forward) y lleva a cabo, asimismo, una política
dedicada a la compensación de sus flujos de caja en entrada y salida en relación a los activos y pasivos
denominados en divisa extranjera.
Aun aplicando de forma continuada su política de cobertura del riesgo procedente de las variaciones de los
tipos de cambio a través de los instrumentos financieros disponibles en el mercado, no se puede excluir que
futuras variaciones significativas de los tipos de cambio – especialmente del euro respecto al dólar y de las
divisas de los países de Latinoamérica – puedan producir efectos negativos sobre la actividad y la situación
económica, patrimonial y financiera del Emisor y del Grupo (véase Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.1
del Folleto).
Asimismo, siendo la divisa del balance consolidado de Grupo el euro, las variaciones negativas de las
relaciones de tipo de cambio – en particular la del euro respecto al dólar y de éste respecto a las divisas de
los países de Latinoamérica en los cuales opera – podrían producir, incluso en sede de conversión de los
balances de las participadas extranjeras, efectos negativos en la situación económica, patrimonial y
financiera del Grupo. En el semestre cerrado a 30 de junio de 2010, la parte de los ingresos del Grupo
denominada en divisas diferentes del euro era igual al 20,7% (a fecha 31 de diciembre de 2009, esta era del
22,9%).
(Véase Sección I, Capítulo X, Apartado 10.3.2 del Folleto.)

55


FACTORES DE RIESGO
1.7 Riesgos relacionados con el tipo de interés
En fecha 30 de junio de 2010, el 89% del endeudamiento financiero bruto del Grupo (es decir, el 72% del
endeudamiento a largo plazo) está fijado con tipos variables (a fecha 31 de diciembre de 2009, este dato era
equivalente respectivamente al 93% del endeudamiento financiero bruto del Grupo y al 72% del
endeudamiento a largo plazo).
El Grupo ha puesto en práctica políticas de gestión destinadas a mejorar su propia situación financiera global
además de asignar de manera adecuada los recursos financieros y controlar los riesgos financieros. En
particular, con el objetivo de reducir el monto del endeudamiento sujeto a las variaciones de los tipos de
interés y minimizar el coste del endeudamiento, el Grupo utiliza diferentes tipos de instrumentos derivados y
en particular swap de tipo de interés y opción de tipo de interés.
Aunque el Grupo realice una política activa de gestión del riesgo, en caso de un aumento de los tipos de
interés y de insuficiencia de los instrumentos de cobertura planeados por el Grupo, el aumento de los gastos
financieros relativos al endeudamiento de tipo variable podría tener efectos negativos en la situación
económica, patrimonial y financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo X, Apartado 10.3.1 del Folleto.)

1.8 Riesgos relativos a la relación con socios estratégicos
En algunos países en los cuales opera, el Grupo tiene sus propios programas de desarrollo, a través, entre
otros, de acuerdos de co-development o joint venture (en algunos casos, aunque limitados, con
participaciones minoritarias) con operadores locales o internacionales. La elección de cerrar acuerdos con
desarrolladores o terceros operadores está motivada, en general, por la oportunidad de aprovechar la
experiencia y presencia consolidada de dichos terceros en el mercado local.
La eventual falta de acuerdo con los socios internacionales o locales sobre las modalidades y los términos de
desarrollo de un proyecto o la gestión del mismo, podría afectar negativamente a la capacidad de desarrollo
de determinados proyectos por parte del Grupo.
El Grupo podría, por tanto, tener que modificar o reducir sus objetivos de desarrollo en determinadas áreas o
tecnologías, con posibles efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y
financiera del Grupo.
Asimismo, el Grupo ha firmado en algunos países acuerdos de desarrollo con socios locales, que prevén
obligaciones específicas a cargo de los mismos; si estos socios no respetaran los compromisos especificados
en los contratos, podrían darse retrasos en el alcance de los objetivos de desarrollo con los consiguientes
posibles efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.
La eventual salida de los socios estratégicos de estos acuerdos de joint venture podría asimismo llevar a una
renegociación con terceros de los contratos firmados por la misma joint venture, que contengan cláusulas de
resolución del contrato en caso de cambio de control (change of control).
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.3 del Folleto).

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Sección I

FACTORES DE RIESGO
1.9 Riesgos relacionados con las obligaciones derivadas de los Power Purchase Agreements
En algunos de los países donde el Grupo opera (principalmente en Norteamérica y Latinoamérica), la venta
por la energía producida por las instalaciones individuales se efectúa en parte a través de la suscripción de
power purchase agreements, es decir, contratos de larga duración firmados con compradores de energía, en
base a los cuales las sociedades del Grupo se comprometen a entregar, en relación a las instalaciones
específicas, toda la energía producida o una cantidad determinada de energía para el tiempo de validez de los
mismos y el precio de cesión acordado se indexa generalmente a la variación de la inflación, o sea, al precio
de algunas commodities (como el coste del petróleo, del carbón o del gas). Por tanto, en el eventual caso de
una disminución de la producción de una de estas instalaciones de forma que llegue a impedir la entrega de
la cantidad de energía prevista contractualmente, el Grupo podría verse obligado a comprar la energía
necesaria para cumplir los compromisos derivados de los power purchase agreements a precios de mercado
con los consiguientes posibles efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y
financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.2 y Capítulo IX, Apartado 9.2.1 y Capítulo X, Apartado 10.3.3
del Folleto).

1.10 Riesgos relacionados con contenciosos judiciales
En el curso ordinario de su propia actividad, el Grupo es parte de numerosos procesos judiciales civiles y
administrativos, así como en algunos arbitrajes, de naturaleza serial también, descritos en la Sección I,
Capítulo XX, Apartado 20.6.
Enel Green Power ha dotado en su propio balance consolidado una reserva contencioso legal destinada a
cubrir, entre otros, los pasivos que pudieran derivarse, según las indicaciones de los asesores legales internos
y externos, de las disputas judiciales y de los otros contenciosos en curso. En fecha 30 de junio de 2010, esta
reserva tenía un importe total de 25 millones de euros.
De conformidad con los principios contables de referencia, la reserva contencioso-legal cubre únicamente
aquellos pasivos que el Grupo considera probables y razonablemente cuantificables. La exposición máxima
estimada al riesgo de pérdida del Grupo en realción con el contencioso de la Sección I, Capítulo XX,
Apartado 20.6 del Folleto es equivalente, aproximadamente, a 13 millones de euros, para los que se ha
efectuado la provisión del fondo contencioso legal. Además, respecto a los contenciosos legales cuyo éxito
negativo se considera posible, se detalla que las estimaciones de los efectos financieros totales asciende a
cerca de 6 millones de euros.
No puede, por tanto, excluirse que el Grupo pueda, en el futuro, tener que hacer frente a obligaciones de
indemnización no cubiertos por la reserva contencioso legal o cubiertos de manera insuficiente, con los
consiguientes efectos negativos sobre la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo (véase.
Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.6 del Folleto).
En cualquier caso, el Grupo no considera que los eventuales pasivos relacionados con el resultado de las
disputas en curso puedan tener un impacto relevante en la situación económico-patrimonial y financiera.

57


FACTORES DE RIESGO
1.11 Riesgos relacionados con las declaraciones de preeminencia y con la información sobre la
evolución del mercado de referencia y sobre el posicionamiento competitivo
El Folleto contiene algunas declaraciones de preeminencia y estimaciones sobre el posicionamiento
competitivo del Grupo, formuladas por el mismo Grupo según el conocimiento específico del sector al que
pertenece, de los datos disponibles y de su propia experiencia.
Estas informaciones se encuentran, por ejemplo, en la descripción de las actividades del Grupo, de los
mercados y del posicionamiento competitivo del Grupo, de los programas futuros y de las estrategias,
además de las tendencias previstas (véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1 y 6.2 y Capítulo XII, del
Folleto). Estas informaciones no han sido objeto de verificación por parte de terceros independientes. Los
resultados, el posicionamiento competitivo y el desarrollo del Grupo en los segmentos de actividad podrían
sufrir diferencias significativas futuras respecto a las hipotetizadas en estas declaraciones, a causa de riesgos
conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores mencionados, entre otros, en el presente Capítulo
IV, Factores de Riesgo.

2 FACTORES DE RIESGO RELATIVOS AL SECTOR EN EL CUAL EL EMISOR Y EL
GRUPO OPERAN
2.1 Riesgos relacionados con la normativa y la regulación de los sectores de actividad en el que el
Grupo opera
El Grupo opera en un sector de actividad altamente regulado. Las sociedades del Grupo deben respetar un
gran número de leyes y normativa en cada uno de los países en los cuales operan y las plantas en
funcionamiento y en curso de desarrollo de las que dispone el Grupo, deben respetar numerosas
disposiciones legales o normativa de dichos países.
En particular, el Grupo y las plantas a través de las cuales opera, se someten a normativas internacionales,
nacionales y locales en relación con una variedad de aspectos de la actividad del mismo, en toda la cadena de
producción de la energía eléctrica. Esta regulación concierne, entre otras cosas, tanto a la construcción de las
centrales (por lo que respecta a la obtención de los permisos de construcción y ulteriores autorizaciones
administrativas), como a su puesta en funcionamiento, o a la protección medioambiental (normativa relativa
al paisaje, a la contaminación acústica). Este régimen afecta, por tanto, a la forma en que se desarrollan las
actividades del Grupo. La producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables puede también
depender del sistema regulatorio que condiciona la remuneración de la producción de energía eléctrica de
algunas fuentes de energía renovable.
En particular, la regulación aplicable a las actividades de producción de energía eléctrica a partir de fuentes
de energía renovable varía de un país a otro y es susceptible de las evoluciones futuras que a veces no son
fácilmente previsibles, que podrían, en consecuencia, afectar positiva o negativamente al Grupo.
La eventual adopción de medidas normativas más restrictivas o desfavorecedoras, o la imposición de
obligaciones de adaptación y modificación de las centrales existentes o de otras medidas relacionadas con el
funcionamiento de las centrales (como nuevos procedimientos para el seguimiento y control) podrían
modificar las condiciones operativas y requerir un aumento de las inversiones, de los costes de producción o,
ralentizar el desarrollo de las actividades del Grupo.

58

Sección I

FACTORES DE RIESGO
Por lo tanto, las eventuales modificaciones futuras del marco regulatorio del sector en el cual el Grupo opera
a nivel internacional, nacional o local, podrían tener efectos negativos sobre la actividad y la situación
económica, patrimonial y/o financiera del Grupo.
Asimismo, el elevado grado de complejidad y fragmentación de la normativa nacional y local en el sector de
las energías renovables, junto con la interpretación no siempre uniforme de las mismas por parte de las
autoridades competentes, hace compleja la actuación de los operadores del sector, generando situaciones de
incertidumbre y contenciosos judiciales, con los consiguientes posibles efectos negativos en la actividad y la
situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.

2.2 Riesgos relacionados con las modificaciones de las políticas de incentivación a la producción de
energías renovables
El desarrollo futuro y la rentabilidad de la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
dependen de manera significativa de las políticas nacionales e internacionales de incentivación de esta
actividad realizadas en los diferentes países.
En la Fecha del Folleto y actuando según el objetivo de reducción de las emisiones de gases contaminantes
establecidos por el Protocolo de Kyoto, la mayoría de los países en los cuales el Grupo opera, es decir,
algunos de los Estados Miembros de la Unión Europea, los Estados Unidos de América y algunos países de
Latinoamérica, han adoptado, desde hace algunos años, una política de apoyo activo a los proyectos de
producción de energía a partir de fuentes renovables. (Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.7 del
Folleto).
Estas formas de incentivación pueden incidir de manera significativa en las perspectivas de rentabilidad de la
producción de fuentes de energía renovable para los operadores del sector. En fecha 30 de junio de 2010, el
porcentaje de energía eléctrica producida por el Grupo y sujeta a incentivación era equivalente al 35% (dato
histórico que tiene en cuenta la Adquisición de Ecyr desde el 1 de abril de 2010). Este porcentaje está
destinado a incrementarse por efecto de los proyectos de desarrollo del Grupo en curso en la Fecha del
Folleto. La parte de los ingresos procedentes de incentivos corresponde, para el ejercicio 2009 y el primer
semestre de 2010, respectivamente, al 24% y al 22% de los ingresos totales, incluidos los efectos de gestión
del riesgo commodity (excepto Enel.si).
En particular, las fuentes de energías renovables, que presentan un coeficiente de carga más reducido respeto
al de las fuentes tradicionales, están, en ciertos casos, caracterizadas por una rentabilidad dependiente de las
políticas de incentivación adoptadas en los diferentes países, en mayor medida respecto a las fuentes de
generación no renovables. Esta dependencia varía sensiblemente merced a numerosos factores, como, por
ejemplo, el precio del mercado de la energía, la disponibilidad de recursos, la inversión individual y los
costes de funcionamiento. (Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.1 del Folleto). Aunque las políticas de
incentivación para la energía procedente de fuentes renovables se han aplicado de manera continuada en el
transcurso de los últimos años, algunas de ellas tienen una duración ya determinada y podrían agotarse en los
próximos años, no siendo posible asegurar que estas políticas continuarán en el futuro en los países en los
cuales el Grupo opera, ni que las plantas que el Grupo pondrá en servicio en el futuro podrán beneficiarse de
los incentivos vigentes. En particular, en Italia, el D. Lgs. nº 78 de 31 de mayo de 2010, sobre “Medidas
urgentes en materia de estabilización financiera y de competitividad económica”, posteriormente convertido

59


FACTORES DE RIESGO
en la Ley nº 122 del 30 de julio de 2010, prevé en su art. 45 que, a partir de las competencias del año 2011, el
importe total procedente de la retirada, por parte de GSE, de los certificados verdes a punto de vencer, sea
inferior al 30%, respecto al relativo a las competencias del año 2010, y que el 80% de esta reducción deberá
proceder de la disminución de la cantidad de certificados verdes excedentes. La aplicación de esta
disposición ha sido remitida a un futuro decreto que se emitirá antes del 31 de diciembre de 2010 (véase
Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.7.1 del Folleto). La Sociedad estima que la normativa contenida en el
D. Lgs. nº 78 de 2010 es compatible con las previsiones de beneficios contenidas en el Plan y señaladas en el
Apartado 13.1.3 del Folleto (véase Sección I, Capítulo XIII, Apartado 13.1.2 del Folleto). Aunque la
producción del Grupo no esté totalmente sujeta a los incentivos y sea, sobre todo en los sectores productivos
más maduros (hidroeléctrico y geotérmico), económicamente sostenible incluso sin los incentivos, las
eventuales modificaciones o variaciones de las medidas pensadas para favorecer el desarrollo de las energías
renovables en ciertos países podrían obligar al Grupo a modificar o reducir sus planes de desarrollo y además
afectar negativamente a la rentabilidad de la producción mediante algunas fuentes, con los consiguientes
efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo. (Véase
Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.7 y Capítulo IX, Apartado 9.2.2. del Folleto.)

2.3 Riesgos relacionados con las plantas hidroeléctricas y geotérmicas en funcionamiento en régimen
de concesión administrativa
Las plantas hidroeléctricas y geotérmicas del Grupo en Italia operan en régimen de concesión con
vencimiento respectivamente en 2029 para la mayor parte de las primeras y en 2024, de conformidad con el
D. Lgs. nº 22 de 2010, para las segundas. En la fecha del vencimiento, las concesiones hidroeléctricas se
comisionarán según los correspondientes procedimientos públicos, según lo previsto en el artículo 12 del
Decreto Bersani para las concesiones hidroeléctricas y en el art. 9 del D. Lgs. nº 22 del 2010 para las
concesiones geotermoeléctricas.
Asimismo, las centrales hidroeléctricas de Enel Unión Fenosa Renovables, S.A. (“Eufer”) y Enel Green
Power España (con capacidad instalada de 57 MW) en territorio español, operan en régimen de concesión
administrativa, cuyo vencimiento varía según la planta entre 2016 y 2061, y la planta hidroeléctrica de
Fortuna, en Panamá, opera a través de una concesión con vencimiento en 2048.
A pesar de la constante atención prestada al correcto funcionamiento de las plantas mencionadas anteriormente
y al respeto de la normativa vigente, no se puede excluir que las concesiones en vigor en virtud de las cuales las
mismas operan, puedan ser revocadas o anuladas o bien no renovadas en la fecha del vencimiento.
La eventual revocación, anulación o falta de una nueva obtención de estas concesiones o la obtención bajo
condiciones económicas menos ventajosas para el Grupo, incluso en el momento de renovación de las
concesiones vencidas, podría tener efectos negativos sobre la actividad y situación económica, patrimonial
y/o financiera del Grupo.

60

Sección I

FACTORES DE RIESGO
2.4 Riesgos relacionados con la concesión de los permisos, de las concesiones y de las autorizaciones
administrativas para el desarrollo, la realización y el funcionamiento de las plantas
El desarrollo, la realización y el funcionamiento de las plantas de producción de energía eléctrica están
sujetos a procedimientos administrativos particularmente complejos, que requieren la obtención de
numerosos permisos por parte de las autoridades competentes ya sean nacionales o locales.
Tales procedimientos varían de país a país y las consiguientes solicitudes pueden ser rechazadas por las
autoridades competentes por numerosas razones o bien ser aprobadas con retrasos, incluso significativos,
respecto a los plazos previstos. La obtención de los permisos puede ser de igual manera retrasada u
obstaculizada por el eventual cambio del marco normativo en los países en los cuales opera el Grupo o
también por la oposición de las comunidades presentes en las áreas que interesan a los proyectos.
La eventual no obtención o el retraso en la obtención de los permisos, de las concesiones y/o de las
autorizaciones necesarias en relación con las plantas en desarrollo, la revocación, anulación o renovación
fallida de los permisos y de las autorizaciones obtenidas por el Grupo en relación con las instalaciones
existentes así como la eventual impugnación por parte de terceros de las medidas de concesión de tales
permisos, concesiones y autorizaciones, podría inducir al Grupo a modificar o reducir sus propios objetivos
de desarrollo en determinadas áreas o tecnologías, y/o determinar efectos negativos sobre la actividad y la
situación económica, patrimonial y/o financiera del Grupo.

2.5 Riesgos relacionados con posibles variaciones del precio de venta de la energía eléctrica
Los ingresos del Grupo generados por la venta de la energía producida por las plantas de las que dispone
dependen del precio de venta de la misma energía.
En particular, según los países en los cuales opera el Grupo, los precios de venta pueden ser determinados, en
su totalidad o en parte, por las autoridades reguladoras a través de mecanismos de incentivación o bien por el
mercado en el cual dicha energía es vendida; el precio determinado por el mercado puede estar sujeto a
significativas oscilaciones y variar en función de numerosos factores, entre los cuales están la demanda del
mercado, el coste de las materias primas utilizadas por los productores de energía mediante fuentes no
renovables, el precio de los certificados verdes o formas similares de incentivación. Durante el primer
semestre de 2010, el 65% (dato histórico que tiene en cuenta la Adquisición de Ecyr desde el 1 de abril de
2010) de la energía vendida por el Grupo se produce en un régimen no incentivado al precio prevalente de
mercado. Durante el ejercicio de 2009, el 1,8% de la energía vendida por el Grupo ha estado expuesta a las
fluctuaciones de los precios de la Bolsa Eléctrica. Con el fin de reducir la exposición a las fluctuaciones del
precio de venta de la energía, el Grupo hace uso de derivados con finalidad de cobertura. Tales acuerdos
tienen una duración limitada en el tiempo y no pueden ser firmados en relación con toda la producción del
Grupo a causa de la presencia de un componente variable de la misma, en función, entre otras cosas, de las
condiciones climáticas y de las disponibilidades de los recursos energéticos. Por tanto, las eventuales
oscilaciones significativas del precio de venta de la energía eléctrica, sobre todo si son distintas de las
estimaciones del Grupo, podrían determinar una reducción de los ingresos, de los márgenes de renta y del
rendimiento de las inversiones del Grupo y/o podrían inducir a este último a modificar o reducir sus propios
objetivos de desarrollo en determinadas áreas, con los consiguientes efectos negativos sobre la actividad y la
situación económica, patrimonial y/o financiera del Grupo.

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FACTORES DE RIESGO
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.2 y Capítulo X, Apartado 10.3.3 del Folleto.)

2.6 Riesgos relacionados con la clasificación del pipeline
El Grupo ha desarrollado internamente criterios y procedimientos específicos para la clasificación del propio
pipeline, que pueden variar respecto a aquellas utilizadas por otros operadores del sector y que no son
verificadas o controladas por terceras partes.
En particular, el Grupo ha desarrollado una metodología de clasificación de los proyectos en función del
diferente nivel de desarrollo y por lo tanto, de su probabilidad de éxito, que los divide en Potenciales
“Likely” y “Highly Confident”. El total de proyectos que constituyen el pipeline (a 30 de junio de 2010
equivalente a 29,9 GW) multiplicado por las probabilidades de éxito de los mismos (igual al 20% para los
proyectos “Potenciales”, al 50% para los proyectos “Likely” y al 90% para los proyectos “Highly Confident”)
están identificados por el Grupo como pipeline neto. A 30 de junio de 2010, el valor del pipeline neto del
Grupo era igual a 8,8 GW (véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.4 del Folleto).
La clasificación de los proyectos en pipeline se actualiza periódicamente, a través de la verificación para
cada proyecto del estado de progreso a la luz de los siguientes elementos fácticos, e identificados según la
experiencia operativa obtenida por la estructura del Grupo: (i) derecho de exclusividad sobre el proyecto; (ii)
derechos sobre los terrenos; (iii) evaluación del emplazamiento y de los recursos; (iv) obtención de los
permisos y (v) conexión a las redes de transmisión.
Aunque la clasificación de los proyectos se efectúe según procedimientos rigurosos y elementos lo más
objetivos posible, no se puede excluir que las estimaciones y previsiones efectuadas por el Grupo en relación
con la probabilidad de éxito de los proyectos de desarrollo del Grupo sean inexactas, con los consiguientes
posibles efectos negativos en los proyectos de crecimiento del Grupo.

2.7 Riesgos relacionados con la identificación de los emplazamientos idóneos para el desarrollo de los
proyectos del Grupo.
La construcción de las centrales eólicas, fotovoltaicas, geotérmicas, hidroeléctricas y de biomasa requiere,
ante todo, la selección de emplazamientos idóneos, en los cuales estos recursos estén presentes de manera
suficiente y se cumplan otros requisitos específicos necesarios para permitir una ventajosa puesta en
funcionamiento de una planta, condiciones que se hallan en un número limitado de emplazamientos.
En relación a la disponibilidad de los recursos energéticos, en particular, la construcción de parques eólicos
requiere la presencia de especiales condiciones de viento y, análogamente, la identificación de
emplazamientos para la construcción de plantas geotérmicas está limitada, por las mismas características
geofísicas de los emplazamientos, a zonas en el interior de un número limitado de países.
Asimismo, la idoneidad de los emplazamientos para la construcción de las plantas se evalúa, entre otras
cosas, en relación con la proximidad de las mismas a las redes de transmisión o de distribución de la energía,
a la extensión idónea de los terrenos y a la no excesiva fragmentación de la propiedad de los mismos, así
como a la eventual presencia de vínculos ambientales o paisajísticos, factores que limitan todavía más el
número de emplazamientos utilizables.

62

Sección I

FACTORES DE RIESGO
Si se redujese de manera relevante la disponibilidad o la capacidad de adjudicarse, incluso en consideración
del aumento de la competencia en el sector de las energías renovables, emplazamientos utilizables para el
desarrollo de proyectos caracterizados por una elevada rentabilidad, el Grupo podría tener que modificar o
reducir sus propios objetivos de desarrollo en determinadas áreas o tecnologías, con los consiguientes
posibles efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.

2.8 Riesgos relacionados con los costes para la construcción de las plantas
El desarrollo y la construcción de plantas para la producción de energía eléctrica requiere de inversiones de
gran entidad, que se recuperan de acuerdo con los ingresos generados, en un plazo de tiempo largo que puede
variar según las plantas.
Las inversiones necesarias para el desarrollo y la construcción de una planta varían, entre otras, en función
del coste de la maquinaria, de la realización de las obras civiles y de la interconexión con la red de
transmisión y de la disponibilidad de los componentes de las plantas.
Un eventual incremento relevante de estos costes de desarrollo y construcción de las centrales del Grupo
podría comportar efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y/o financiera
del Grupo.
El Grupo pretende financiar las inversiones programadas principalmente mediante el cash flow operativo. Si
las fuentes de autofinanciación no fueran suficientes, el Grupo podría recurrir a financiaciones adicionales.
Si no pudieran financiarse las inversiones programadas enteramente o con condiciones ventajosas, el Grupo
podría verse obligado a modificar o reducir sus propios objetivos de desarrollo en determinadas áreas o
tecnologías, con los consiguientes efectos negativos sobre la actividad y situación económica, patrimonial
y/o financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo V, Apartado 5.2 y Capítulo VI, Apartado 6.1.3 del Folleto.)

2.9 Riesgos relacionados con el elevado grado de competencia en el sector de la producción de energía
mediante fuentes renovables
El sector de la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables está caracterizado por un
creciente grado de competencia que incide, entre otros, en la disponibilidad de emplazamientos idóneos para
la construcción de plantas y en la determinación de los precios de la energía y del componente incentivador.
Aunque la Sociedad considere que su propia elección estratégica de operar en múltiples zonas geográficas y
en más tecnologías reduce los riesgos relacionados con el elevado nivel de presión competitiva en el sector
en el cual el Grupo opera, la intensificación de la presión competitiva y la eventual insuficiencia de las
actuaciones realizadas por el mismo para contrarrestarla podrían obligar al Grupo a reducir sus objetivos de
desarrollo en determinadas áreas o tecnologías, y/o causar efectos negativos sobre la situación económica,
patrimonial y financiera del Grupo.

63


FACTORES DE RIESGO
2.10 Riesgos relacionados con la interrupción de la operatividad de las plantas
En el desarrollo de su propia actividad, el Grupo se expone a riesgos de anomalías y de interrupción
imprevista del servicio como consecuencia de eventos no dependientes de la voluntad de las sociedades del
Grupo, como accidentes, averías o anomalías en la maquinaria o los sistemas de control, defectos de
fabricación de los componentes de las plantas, desastres naturales, atentados y otros eventos extraordinarios
similares. El reinicio de las plantas tras eventos de este tipo podría causar un aumento de los costes, pérdidas
eventuales o la necesidad de modificar el plan de inversiones del Grupo. Asimismo, las anomalías o las
interrupciones del servicio en las plantas podrían exponer al Grupo al riesgo de eventuales procesos legales,
que en caso de resultado negativo, podrían conllevar ciertas obligaciones de indemnización.
Aunque el Grupo considere que está dotado de las coberturas de seguro idóneas para cubrir los eventos arriba
mencionados, las mismas podrían resultar insuficientes para hacer frente a interrupciones de la operatividad
de las plantas. La materialización de una o más de las circunstancias arriba descritas podría tener efectos
negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y/o financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.3 y Capítulo VIII, Apartado 8.1 del Folleto.)

2.11 Riesgos relacionados con la dependencia de líneas o servicios de transmisión operados por terceras
partes
La construcción y el funcionamiento de una planta de producción de energía necesitan de una conexión a la
red de transporte o de distribución de la electricidad con el fin de transmitir la energía producida a los
clientes o al mercado. En la Fecha del Folleto, el Grupo no es propietario ni ostenta el control de las redes de
transporte o de distribución de la energía en ninguno de los países en los cuales opera, con excepción de los
segmentos limitados necesarios para la interconexión de las plantas con la red y, por lo tanto, el desarrollo y
la construcción de sus proyectos está subordinado a la conexión de las plantas con las redes de transmisión
operadas por terceros.
Asimismo, las redes de transporte o de distribución pueden estar sujetas a congestión, accidentes o
interrupciones en el funcionamiento y los gestores de dichas redes podrían no respetar las obligaciones
contractuales relativas al transporte o a la distribución, o podrían rescindir los contratos correspondientes.
Aunque el Grupo considere que está dotado de coberturas de seguro y de contrato idóneas en relación con
estos eventos, si se verificase una o más de las condiciones arriba mencionadas, podría tener efectos
negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y/o financiera del Grupo.

2.12 Riesgos relacionados con las variaciones climáticas
El Grupo opera en el sector de la producción de energía eléctrica mediante fuente hidroeléctrica, geotérmica,
eólica, solar y otras fuentes (biomasa y cogeneración) que, para el primer semestre de 2010 (dato histórico
que tiene en cuenta la Adquisición de Ecyr desde el 1 de abril de 2010), han representado aproximadamente
el 53% de la producción total del Grupo mediante fuente hidroeléctrica, el 25% mediante fuente geotérmica,
el 20% mediante fuente eólica, el 0,1% mediante energía solar y el 1,9% mediante otras fuentes.
La disponibilidad de las fuentes hidroeléctrica, eólica y solar varía en función de las condiciones climáticas
de los emplazamientos en los cuales se encuentran las plantas, y, en particular, de las precipitaciones para la

64

Sección I

FACTORES DE RIESGO
primera, del viento para la segunda y de los rayos solares para la tercera, mientras que la fuente geotérmica
no está sujeta a variaciones relacionadas con cambios climáticos.
Por tanto, eventuales condiciones climáticas adversas pueden comportar una menor productividad y, producir
en consecuencia, que la rentabilidad de las plantas del Grupo, incluso en relación con las estimaciones
efectuadas en la fase de desarrollo de los proyectos acerca de la disponibilidad de la fuente y las previsiones
relativas a las condiciones climáticas y a la consiguiente rentabilidad de las plantas, que podrían resultar
inexactas.
Aunque la diversificación tecnológica permita al Grupo mitigar los riesgos relacionados con las variaciones
mencionadas, la eventual permanencia de unas condiciones meteorológicas adversas para las múltiples
fuentes en las que el Grupo opera, podría comportar una reducción de los volúmenes de energía producida
por el Grupo, con los consiguientes efectos negativos sobre la actividad y la situación económica,
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.1 y 6.1.3 del Folleto).

2.13 Riesgos relacionados con la explotación de los recursos geotérmicos
El Grupo opera en el sector de la producción de energía eléctrica de fuente geotérmica que, para el primer
semestre de 2010 (y para el ejercicio 2009 pro forma) representa el 25% de la producción total del Grupo.
Para la construcción y la puesta en funcionamiento de las plantas geotérmicas, el Grupo efectúa análisis
dedicados a la identificación de los depósitos geotérmicos a través de investigaciones geológicas,
geoquímicas y geofísicas y la perforación de pozos de exploración. De acuerdo con los análisis efectuados, el
Grupo estima el potencial del campo geotérmico para la vida de la planta y la consiguiente producción
esperada de la central.
Aunque el Grupo prepare las mencionadas estimaciones utilizando metodologías consolidadas y
universalmente utilizadas en el campo operativo y científico, las eventuales variaciones de las estimaciones
podrían tener una incidencia negativa en la producción de las plantas, con los consiguientes posibles efectos
negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartados 6.1.1 y 6.1.3 del Folleto).

2.14 Riesgos relacionados con la inestabilidad política, social y económica de los países en los cuales el
Grupo opera
El Grupo opera en algunos países (en particular, algunos países de Latinoamérica) que están expuestos a
riesgos relacionados con, entre otros, la inestabilidad económica, social y política, con una inflación elevada,
una inadecuada protección de los acreedores a causa de la ausencia de procedimientos concursales eficientes,
con limitaciones a las inversiones, con eventuales expropiaciones y nacionalizaciones y con fluctuaciones
significativas de los tipos de cambio. La Sociedad no puede excluir que la materialización de una o más de
las condiciones arriba mencionadas, en uno o más países en los cuales el Grupo opera, pueda tener efectos
negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.

65


FACTORES DE RIESGO
2.15 Riesgos relacionados con la evolución tecnológica
Las tecnologías utilizadas en la producción de energía mediante fuentes renovables, con particular referencia
a aquellas relativas a las fuentes eólicas y solares, se encuentran en continua evolución y están sujetas a
rápidos cambios y a un constante proceso de mejora.
Con el fin de mantener competitivo el coste de la energía producida y de desarrollar sus propias actividades,
el Grupo debe, en consecuencia, actualizar continuamente sus tecnologías y realizar actividades de
investigación y desarrollo para que éstas sean más eficientes.
Si el Grupo no fuera capaz de adquirir o desarrollar de manera adecuada las tecnologías disponibles en el
mercado, en el ámbito de las diversas fuentes mediante las que opera, el mismo podría verse obligado a
modificar o reducir sus propios objetivos de desarrollo en determinadas tecnologías, o ver reducida la
eficiencia de sus propias plantas, con los consiguientes posibles efectos negativos sobre la actividad y la
situación económica, patrimonial y financiera del Grupo. Asimismo, el coste para el desarrollo o adquisición
de las tecnologías necesarias es significativo y podría aumentar, con los consiguientes efectos negativos
sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.
(Véase Sección I, Capítulo VI, Apartado 6.1.3 y Capítulo XI, Apartado 11.1 del Folleto.)

2.16 Riesgos relacionados con el impacto de las plantas en el entorno y la población
La construcción de las plantas a través de las cuales el Grupo opera, podría, en algunos casos, alterar o
modificar el hábitat natural que las rodea y, en particular, afectar al paisaje, causar accidentes, contaminación
acústica así como variaciones en la flora y la fauna presente en esa área.
La construcción de centrales eólicas, hidroeléctricas o geotérmicas encuentra, en algunas zonas, la oposición
por parte de asociaciones o grupos locales en respuesta a la alteración del estado original de los
emplazamientos o de los paisajes para la realización de las mismas.
Aunque el desarrollo de plantas de producción de energía mediante fuentes renovables esté precedido por
estudios sobre el impacto ambiental, el paisaje y la comunidad circundante, así como de la organización de
encuentros con los residentes y otros terceros que pudieran tener interés en el desarrollo del proyecto, las
plantas en curso de construcción podrían no ser acogidas favorablemente o aceptadas por la población
interesada. Asimismo, aunque las normativas de varios países en los cuales el Grupo opera, prevean
procedimientos de protección del medio ambiente y del paisaje que rodea a las plantas, la eventual reiterada
oposición por parte de la población local podría conducir a la promulgación de nuevas normas más
restrictivas o que hagan más difícil la obtención de las necesarias autorizaciones administrativas y provocar
así un incremento de los costes.
La eventual oposición a la construcción y/o al funcionamiento de algunas plantas del Grupo, así como el
aumento de los recursos dirigidos a los órganos competentes podrían impedir o causar retrasos en el
desarrollo de proyectos, con los consiguientes efectos negativos sobre la actividad y la situación económica,

66

Sección I

FACTORES DE RIESGO
2.17 Riesgos relacionados con la extensión de la aplicación del Impuesto Municipal sobre los Inmuebles
(ICI)
En virtud del artículo 1-quinquies del Decreto-Ley de 31 marzo de 2005, nº 44 – sobre “disposiciones
urgentes en materia de Entes locales” – añadido mediante conversión, por la Ley de 31 de mayo de 2005, nº
88, se ha previsto que el artículo 4 de la Ley catastral, aprobada mediante el Real Decreto-Ley del 13 de abril
de 1939, nº 652, se interprete, de forma limitativa en relación con las centrales eléctricas “en el sentido que
los fábricas y las construcciones estables están constituidas por el suelo y por las partes estructuralmente
unidas al mismo, incluso de forma temporal, a las cuales pueden acceder, mediante cualquier medio de
unión, partes móviles con la finalidad de construir un único bien entero. En consecuencia, toman parte en la
determinación de la renta catastral, de conformidad con el artículo 10 del citado Real Decreto-Ley, los
elementos constitutivos de las fábricas y de otros inmuebles construidos por las especiales exigencias de la
actividad industrial de los que se habla en el período precedente aunque físicamente no estén incorporados
al suelo. Las transferencias fiscales a los entes locales interesados son por consiguiente actualizados para
todos los años de referencia”. Como consecuencia de la mencionada previsión normativa, la renta catastral
de los inmuebles que constituyen instalaciones destinadas a las exigencias de generación eléctrica es
determinada teniendo en cuenta también las partes desmontables de las mismas plantas. Dicha circunstancia
incide – entre otras cosas – en la determinación de la base imponible del Impuesto Municipal sobre los
Inmuebles (ICI). La Comisión Tributaria Regional de Emilia-Romaña, mediante una Orden de 13 de julio de
2006, había presentado ante la Corte Constitucional la cuestión de la legitimidad constitucional del
mencionado art. 1-quinquies. Con sentencia del 20 de mayo de 2008 la Corte Constitucional consideró sin
fundamento los argumentos presentados por la Comisión Tributaria Regional de la Región de Emilia Romaña
y confirmó la legitimidad de la nueva disposición interpretativa. La aplicabilidad del art. 1 quinquies al
Grupo tiene las siguientes consecuencias: (i) relevancia del valor de las “turbinas” en la evaluación catastral
de las plantas; (ii) posibilidad, por parte de las Oficinas Locales del Territorio, de rectificar sin un término de
vencimiento los ingresos propuestos por la Sociedad. En la sentencia se afirmó además que “[…] el
principio según el cual a la determinación de la renta catastral concurren los elementos constitutivos de los
establecimientos [...] aunque físicamente no estén incorporados al suelo es válido para todos los inmuebles
según el artículo 10 del Real Decreto-Ley nº 652 de 1939” y no solamente para las centrales eléctricas.
Ningún criterio evaluador ha sido introducido hasta ahora para evaluar los bienes muebles considerados
catastralmente relevantes, ni en relación con el método de evaluación ni en relación con la efectiva
individualización del objeto de evaluación, y la mencionada sentencia no parece proporcionar ninguna
explicación en este sentido. Enel Green Power, por tanto, en relación con los contenciosos existentes,
continuará siendo parte en dichos contenciosos para solicitar un sustancial redimensionamiento de los
valores originalmente atribuidos por las Oficinas del Territorio a estas partes de las plantas, aunque
igualmente se haya dotado adecuadamente la Reserva de riesgos y responsabilidades para mitigar el eventual
riesgo de perder los mencionados contenciosos, incluso en relación con las atribuciones hasta ahora
realizadas. Sin embargo, la sociedad no ha considerado oportuno efectuar dotaciones adicionales que
tuvieran en cuenta los eventuales efectos retroactivos de la norma sobre las propuestas de rentas que hasta
ahora no han sido objeto de verificaciones por parte de las Oficinas del Territorio. En caso de que los
contenciosos existentes tuvieran consecuencias negativas para la Sociedad o que los ayuntamientos
realizaran posteriores requerimientos en relación con las plantas, que hasta hoy en día no objeto de
verificación, Enel Green Power podría verse obligado a pagar a los ayuntamientos una mayor cuantía en
virtud del Impuesto Municipal sobre los Inmuebles (ICI). La materialización de los eventos arriba

67


FACTORES DE RIESGO
mencionados podría tener efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y
financiera de la Sociedad.
(Véase Sección I, Capítulo XX, Apartado 20.6 del Folleto).

2.18 Riesgos relacionados con la actual situación económica
La reciente crisis que ha afectado el sistema bancario y los mercados financieros, y ha supuesto el
consiguiente empeoramiento de las condiciones macroeconómicas, que han registrado una contracción de los
consumos y de la producción industrial a nivel mundial han tenido como efecto, en los últimos meses, una
restricción de las condiciones para el acceso al crédito, un bajo nivel de liquidez en los mercados financieros
y una extrema volatilidad en los mercados de acciones y obligaciones.
La crisis del sistema bancario y de los mercados financieros ha llevado, junto a otros factores, a un escenario
de recesión económica en algunos mercados geográficos en los que el Grupo opera, como Italia, España,
Grecia, otros Estados de la Unión Europea y los Estados Unidos de América. Si esta fase de recesión
económica se prolongara en el tiempo en uno o más mercados en los que el Grupo opera, podría comportar
efectos negativos sobre la actividad y la situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.

3 Factores de riesgo relativos a la Cotización y a los instrumentos financieros ofrecidos
3.1 Riesgos relativos a la posible liquidez y volatilidad de las acciones de la Sociedad
En la Fecha del Folleto no existe un mercado de las acciones de la Sociedad.
Como consecuencia de la Oferta Global de Venta, las acciones ordinarias de la sociedad serán negociadas en el
MTA, y en algunos mercados regulados españoles. Los titulares de las acciones podrán liquidar su inversión
mediante su venta en el mercado.
Sin embargo, también como consecuencia de la admisión a negociación en el mercado regulado, no es
posible garantizar que se forme o se mantenga un mercado de liquidez para las acciones ordinarias de la
Sociedad, riesgo típico de los mercados mobiliarios.
Una vez concluida la Oferta, el precio de mercado de las Acciones podría fluctuar notablemente en relación
con una serie de factores – algunos de los cuales no controlados por la Sociedad – y por tanto no reflejar los
resultados operativos reales del Grupo.
(Véase Sección II, Capítulos III, IV y V del Folleto.)

3.2 Datos relativos a la Oferta Global de Venta y otras informaciones que serán comunicadas con
posterioridad a la Fecha del Folleto
El Precio Máximo de las Acciones es de 2,10 euros por Acción. El Precio de Oferta, determinado según los
criterios citados en la Sección II, Capítulo V, Apartado 5.3.1 y que igualmente no podrá ser superior al Precio
Máximo, será comunicado junto a los ingresos derivados de la Oferta Global de Venta calculado sobre el
Precio de Oferta – neto de las comisiones reconocidas al Sindicato de la Oferta Pública y al Sindicato de la
Oferta Institucional – mediante la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-financiero
de tirada nacional y en la página web de la Sociedad www.enelgreenpower.com dentro de los dos días

68

Sección I

FACTORES DE RIESGO
hábiles siguientes desde la finalización del Período de Oferta y que será transmitido a la Consob. Dicho
anuncio contendrá, además, el contravalor del Lote Mínimo y del Lote Mínimo Incrementado, así como los
datos relativos a la capitalización y a los multiplicadores de precio del Emisor calculados sobre la base del
Precio de Oferta.
(Véase Sección II, Capítulo V del Folleto.)

3.3 Riesgos relacionados con los compromisos temporales de la inalienabilidad de las acciones de la
Sociedad
En el marco de los acuerdos que serán suscritos para la Oferta Global de Venta, el Accionista Vendedor y la
Sociedad asumirán un compromiso de lock-up con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta durante
un período de 180 días desde la fecha de inicio de la negociación de las Acciones.
En fecha de vencimiento de los compromisos de lock-up, las eventuales ventas significativas de Acciones del
Emisor por parte del Accionista Vendedor, o la percepción de que dichas ventas podrían realizarse, podrían
causar un efecto negativo sobre la cotización de las acciones de la Sociedad.
Véase Sección II, Capítulo VII Apartado 7.3 del Folleto).

3.4 Riesgos relacionados con posibles conflictos de intereses
Este factor de riesgo destaca los riesgos relacionados con los posibles conflictos de intereses relacionados
con la Oferta de las instituciones bancarias que forman parte del Sindicato de la Oferta Institucional y del
Sindicato de la Oferta Pública.
Grupo Intesa Sanpaolo
Banca IMI y el grupo Intesa Sanpaolo ostentan intereses significativos y mantienen relaciones comerciales
con el Grupo y con el Grupo Enel, que podrían generar situaciones potenciales de conflicto de intereses.
Concretamente:
- Banca IMI, que ejerce el papel de Joint Global Coordinator y de Joint Bookrunner en el ámbito de la
Oferta Institucional así como de Joint Lead Manager en el ámbito de la Oferta Pública, garantizará junto
a otros intermediarios la colocación de las Acciones. Con respecto a los papeles y al compromiso de
garantía asumidos en el ámbito de la Oferta, Banca IMI percibirá comisiones por el servicio prestado;
- Banca IMI forma parte del grupo Intesa Sanpaolo que presta de forma continuada servicios de
consultoría, de banca de inversión y ostenta relaciones importantes de naturaleza crediticia con el Grupo
y con el Grupo Enel. Banca IMI y el grupo Intesa Sanpaolo en lo concerniente a las relaciones
comerciales con el Grupo y con el Grupo Enel, podrían ser llamadas, además, a prestar otros servicios
financieros empresariales y crediticios;
- Intesa Sanpaolo ostentó el papel de banca financiera en el ámbito de la actividad del Sindicato de bancos
financieros que suscribieron el Credit Agreement 2007 y el Credit Agreement 2009 y forma parte del
Sindicato de bancos que suscribieron con Enel, a fecha de 19 de abril de 2010, una línea de crédito
rotativa por importe de 10 mil millones de euros (con una duración de 5 años);
- el grupo Intesa Sanpaolo es emisor de instrumentos financieros vinculados a títulos emitidos por el
Grupo Enel;

69


FACTORES DE RIESGO
- Banca IMI presta actividades (incluida la actividad de puesta en circulación de títulos en mercados
regulados y/o MTF) y servicios de inversión que pueden tener por objeto los instrumentos financieros
emitidos por el Grupo Enel u otros instrumentos financieros vinculados a estos últimos.
Por último, el grupo Intesa Sanpaolo se encuentra en una situación de posible conflicto de intereses motivado
por el hecho de que Enel, como se indicó en la Sección II, Capítulo III, Apartado 3.4 del Folleto, tiene la
intención de utilizar los beneficios de la Oferta Global para reducir su nivel actual de endeudamiento y, por
lo tanto, con previsión de reembolso y/o reducción de la exposición crediticia con respecto al grupo Intesa
Sanpaolo.
Grupo Credit Suisse
Credit Suisse ejerce el papel de Joint Global Coordinator y Joint Bookrunner en el ámbito de la Oferta
Institucional. Credit Suisse y el Grupo Credit Suisse prestan, de forma continuada, servicios de consultoría
financiera y de banca de inversión con respecto al Accionista Vendedor. Credit Suisse y el Grupo Credit
Suisse, además, ostentan relaciones importantes de naturaleza crediticia con el Grupo Enel y Credit Suisse
AG ejerció el papel de banca financiera en el ámbito de la actividad del Sindicato de bancos financieros que
suscribieron el Credit Agreement 2007. Credit Suisse AG, forma parte, además, del consorcio de bancos que
suscribieron con Enel, a fecha de 19 de abril de 2010, una línea de crédito rotativa por importe de 10 mil
millones de euros (con una duración de 5 años).
Grupo Goldman Sachs
Goldman Sachs International ejerce el papel de Joint Global Coordinator y Joint Bookrunner en el ámbito de
la Oferta Institucional. Goldman Sachs International el Grupo Goldman Sachs prestan, de forma continuada,
servicios de consultoría financiera y de banca de inversión con respecto al Accionista Vendedor. Goldman
Sachs International y el Grupo Goldman Sachs, además, ostentan relaciones importantes de naturaleza
crediticia con el Grupo Enel y ejercieron el papel de banca financiera en el ámbito de la actividad del
Sindicato de bancos financieros que suscribieron el Credit Agreement 2007. Goldman Sachs International,
forma parte, además, del Sindicato de bancos que suscribieron con Enel, a fecha de 19 de abril de 2010, una
línea de crédito rotativa por importe de 10 mil millones de euros (con una duración de 5 años) Goldman
Sachs International, por último, presta actividades y servicios de inversión (incluidos servicios de
consultoría, emisión y puesta en circulación de títulos) que pueden tener por objeto actividades o
instrumentos financieros emitidos por el Grupo Enel.
Mediobanca
Mediobanca ejerce el papel de Promotor y de Responsable de la Colocación para la Oferta Pública de Venta,
y de Joint Global Coordinator y Joint Bookrunner en el ámbito de la Oferta Institucional. Mediobanca presta,
de forma continuada, servicios de consultoría y de banca de inversión con respecto al Grupo y al Grupo Enel.
Mediobanca, además, ostenta relaciones importantes de naturaleza crediticia con el Grupo Enel y ejerció el
papel de banca financiera en el ámbito de la actividad del Sindicato de bancos financieros que suscribieron el
Credit Agreement 2007 y el Credit Agreement 2009. Mediobanca, forma parte, además, del Sindicato de
bancos que suscribieron con Enel, a fecha de 19 de abril de 2010, una línea de crédito rotativa por importe de
10 mil millones de euros (con una duración de 5 años).

70

Sección I

FACTORES DE RIESGO
Grupo UniCredit
UniCredit Bank Milano y el grupo UniCredit ostentan intereses significativos y mantienen relaciones
comerciales con el Grupo y con el Grupo Enel, que podrían generar situaciones potenciales de conflicto de
intereses. Concretamente:
• UniCredit Bank Milano, que ejerce el papel de Joint Bookrunner en el ámbito de la Oferta Institucional
así como de Lead Manager en el ámbito de la Oferta Pública, garantizará junto a otros intermediarios la
colocación de las Acciones;
• UniCredit Bank forma parte del grupo UniCredit que presta de forma continuada servicios de
consultoría, de banca de inversión y ostenta relaciones importantes de naturaleza crediticia con el Grupo
y con el Grupo Enel. UniCredit Bank Milano y el grupo UniCredit, en lo concerniente a las relaciones
comerciales con el Grupo y con el Grupo Enel, podrían ser llamadas, además, a prestar otros servicios
financieros empresariales y crediticios;
• UniCredit Bank Milano ejerció el papel de banco financiero en el ámbito de la actividad del Sindicato de
bancos financieros que suscribieron el Credit Agreement 2007 y el Credit Agreement 2009;
• el grupo UniCredit es emisor de instrumentos financieros vinculados a títulos emitidos por el Grupo
Enel;
• UniCredit Bank Milano presta actividades, (incluida la actividad (i) de puesta en circulación de títulos
tanto de garantías cubiertas emitidas por sociedades del grupo UniCredit con acciones subyacentes de
Enel como de opciones con acciones subyacentes de Enel, o (ii) de agente de cálculo de mercados
regulados y/o MFT), y servicios de inversión que pueden tener por objeto los instrumentos financieros
emitidos por el Grupo Enel.
Se destaca, además, que el Sr. Piero Gnudi ostenta el cargo de Presidente de Enel y de consejero de
UniCredit S.p.A.
Por último, el grupo UniCredit se encuentra en una situación de posible conflicto de intereses motivado por
el hecho de que Enel, como se indicó en la Sección II, Capítulo III, Apartado 3.4 del Folleto, tiene la
intención de utilizar los ingresos de la Oferta Global para reducir su nivel actual de endeudamiento y, por lo
tanto, también con previsión de reembolso y/o reducción de la exposición crediticia con respecto al grupo
UniCredit.
(Véase Sección II, Capítulo V, Apartado 5.4.3 del Folleto.)
Barclays Bank PLC
Barclays Bank PLC, a través de su división de banca de inversión Barclays Capital, ejerce el papel de
Coordinador en el ámbito de la Oferta Institucional. Barclays Bank PLC presta servicios de consultoría y de
banca de inversión con respecto al Accionista Vendedor. Además, Barclays Bank PLC ostenta relaciones
importantes de naturaleza crediticia con el Grupo Enel y, entre otros, ejerció el papel de banca financiera en
el ámbito de la actividad del Sindicato de bancos financieros que suscribieron el Credit Agreement 2007.
Barclays Bank PLC, forma parte, además, del Sindicato de bancos que suscribieron con Enel, a fecha de 19
de abril de 2010, una línea de crédito rotativa por importe de 10 mil millones de euros (con una duración de
5 años)
Cabe destacar, además, que el Sr. Fulvio Conti ejerce el cargo de Administrador Adjunto y Director General
de Enel y de consejero de administración no ejecutivo de Barclays Bank PLC.

71


FACTORES DE RIESGO
(Véase Sección II, Capítulo V, Apartado 5.4.3 del Folleto.)

72

Sección I

CAPÍTULO V – INFORMACIÓN SOBRE EL EMISOR
5.1 Historia y evolución de la actividad del Emisor
5.1.1 Denominación social
La denominación completa del Emisor es “Enel Green Power Società per Azioni” (en forma abreviada “EGP
S.p.A.”).
5.1.2 Datos de inscripción en el Registro Mercantil
El Emisor está inscrito en la Oficina del Registro de Empresas de Roma bajo el nº 10236451000.
5.1.3 Fecha de constitución y duración del Emisor
Enel Green Power S.p.A. se constituyó como sociedad por acciones conforme al derecho italiano, en virtud
del acuerdo de escisión parcial de Enel Produzione S.p.A. de 27 noviembre de 2008, con efectos desde el 1
de diciembre de 2008.
En virtud del art. 3 de los Estatutos, la duración del Emisor se estableció hasta el 31 de diciembre de 2100
con posibilidad de ser prorrogada, una o varias veces, por acuerdo de la junta de los accionistas.
5.1.4 Domicilio y forma jurídica, legislación a la que se somete el Emisor, país de constitución y domicilio
social
El Emisor se constituyó en Italia como sociedad por acciones y está sujeto a la legislación italiana.
El domicilio social del Emisor está en Roma, viale Regina Margherita nº 125, número de teléfono +39 06
83051.
5.1.5 Hechos relevantes en la evolución de las actividades del Emisor y del Grupo
Los orígenes de las actividades del Grupo
Aunque el Emisor se constituyó el 1 de diciembre de 2008, los orígenes de la actividad actual del Grupo se
remontan a 1962 con la constitución del Ente Nazionale per l’Energia Elettrica, entidad nacional a la cual le
correspondía la ejecución de las actividades de producción, importación y exportación, transporte,
transformación, distribución y venta de energía eléctrica, y que desde su constitución operaba en el sector de
la producción de energía de fuentes renovables. Concretamente, desde entonces la energía eléctrica se venía
produciendo por plantas hidroeléctricas y geotermoeléctricas, y en el país se llevaban a cabo actividades de
investigación y desarrollo en el sector fotovoltaico, termosolar y eólico.
Tras la transformación en 1992 del Ente Nazionale per l’Energia Elettrica en sociedad por acciones y el
cambio de su denominación por la de Enel S.p.A., en virtud de la estrategia de Enel de realizar un modelo de
desarrollo sostenible mediante la creación de las condiciones y las estructuras industriales idóneas para ello,
se constituyó en mayo de 1999 ERGA S.p.A. (“ERGA”), sociedad para las Energías Renovables
Geotérmicas y Alternativas, totalmente controlada por Enel.
De ERGA a Enel Green Power
En la fecha de su constitución, ERGA disponía ya de plantas eólicas, geotérmicas y fotovoltaicas en pleno
funcionamiento. En los años 2000 y 2001, ERGA se hizo cargo de las minicentrales hidroeléctricas
propiedad de Enel en Italia y de Conphoebus, un importante centro de investigación en el sector de las
energías renovables situado en Catania (Sicilia). De conformidad con su plan de desarrollo, en los años
posteriores a su constitución, ERGA persigue una política de expansión en el sector de la producción de
energía de fuentes renovables mediante las correspondientes adquisiciones de sociedades que operan en

73


Estados Unidos y Canadá (en el 2000, la compra de CHI Energy, productor independiente de energía de
fuentes alternativas) y en América Central y Meridional (en el 2001, la compra de Energía Global
International, Ltd. con plantas en Costa Rica, Chile, Guatemala e inversiones en El Salvador), así como en el
sector fotovoltaico, mediante la constitución, en 1999, de Enel.si, destinada a ofrecer soluciones familiares y
empresariales en el sector de las plantas eléctricas y de los servicios integrados, activa, entre otras, en la
instalación y oferta de plantas fotovoltaicas.
En febrero de 2001, ERGA se vio afectada por una escisión parcial de Enel Produzione, sociedad del Grupo
Enel, destinada a reordenar el perímetro de las plantas hidroeléctricas propiedad de estas en el territorio
nacional. Dicha operación consistió principalmente en la transmisión por parte de Enel Produzione de 18
centrales hidroeléctricas y del puesto de gestión a distancia de Marginone y en la cesión por parte de ERGA
de 9 centrales hidroeléctricas.
En diciembre de 2001, ERGA cambió su denominación social por la de Enel Green Power S.p.A. (“Enel
Green Power”), como sociedad del Grupo Enel operativa a nivel internacional en el sector de la producción
de energía de fuentes renovables.
En junio de 2002, Enel Produzione participó y consiguió la licitación internacional para la selección del
socio estratégico en GESAL (actualmente denominada LaGeo), sociedad pública para la generación de
energía geotérmica en El Salvador; a través de posteriores inversiones, Enel consiguió casi el 36% del capital
social de LaGeo.
En diciembre de 2003, Enel compró a Unión Fenosa Generación S.A. (“Unión Fenosa”) una participación
equivalente al 80% del capital de Unión Fenosa Energías Especiales S.A. (entonces controlada íntegramente
por Unión Fenosa y posteriormente comprada por Gas Natural), sociedad española especializada en energía
de fuentes renovables que, por consiguiente, cambió su denominación por la de Enel Unión Fenosa
Renovables, S.A. (“Eufer”). El acuerdo entre Enel y Unión Fenosa preveía además una opción a favor de
esta última para la recompra del 30% del capital de Eufer. Tras la ejecución de dicha opción en el año 2006,
el capital de Eufer quedó repartido a partes iguales entre los dos accionistas, quienes además suscribieron
diversos acuerdos para la gestión conjunta de la sociedad. Posteriormente, Enel procedió a la reorganización
de sus participaciones en Eufer cediéndolas en primer lugar a Enel Investment Holding B.V., la cual, a su
vez, las cedió a Enel Green Power International B.V. (Véase párrafo siguiente)
Durante el año 2004, la filial Enel North America compró una cartera de 5 minicentrales hidroeléctricas con
un total de 27 MW en Idaho y California.
La fusión en Enel Produzione y el desarrollo de las actividades en el extranjero
En el ámbito de la reorganización de la estructura del grupo perteneciente a Enel, en mayo de 2005 se
suscribió la escritura de fusión por incorporación de Enel Green Power en Enel Produzione, que en aquella
fecha poseía la totalidad del capital social.
Desde el año 2005, el Grupo Enel ha continuado desarrollando su propia producción de energía de fuentes
renovables, ha realizado importantes compras y ha consolidado su presencia en el sector de la energía de
fuentes renovables en Norteamérica, en Centroamérica y en Latinoamérica mediante la atribución de todas
las actividades internacionales a la División Internacional del Grupo Enel.

74

Sección I

Concretamente:
(i) En Italia:
▪ En el sector geotérmico, Enel suscribió en diciembre de 2007 un protocolo con la región de
Toscana y con las entidades territoriales pertinentes, en el que las partes se comprometían a
colaborar en el desarrollo sostenible de la geotermia, en la valoración de los territorios que
albergan los yacimientos, así como en la defensa del medio ambiente y de las comunidades
locales residentes.
(ii) En el resto de Europa:
▪ En julio de 2006, Enel compró la totalidad del capital de Erelis S.a.s., sociedad francesa activa
en el desarrollo de parques eólicos.
▪ En mayo de 2007, Enel suscribió un acuerdo para la compra en Grecia de plantas eólicas e
hidroeléctricas ya operativas y de futura construcción con una potencia total instalada de 127
MW, pertenecientes por partes iguales a Damco Energy (grupo Copelouzos) y a International
Constructional (grupo Samaras). De igual modo, en julio de 2008, Enel firmó un acuerdo con
Damco Energy y con International Constructional para la compra del 30% (con derecho a
aumentar la participación al 80%) de una serie de proyectos eólicos en desarrollo localizados
principalmente en Tracia, en las Cícladas, en el Peloponeso y en Eubea.
▪ En octubre de 2007, Enel Investment Holding compró la totalidad del capital de la sociedad
rumana Blue Line S.R.L., titular de derechos para el desarrollo de proyectos eólicos en la
región de Dobrogea, Rumanía.
(iii) En Norteamérica:
▪ En septiembre de 2006, Enel North America Inc compró una participación del 45% del capital
de TradeWind Energy L.L.C., operador eólico estadounidense con sede en Kansas, activo en el
desarrollo de proyectos en Kansas, Missouri, Illinois y otros Estados del Medio Oeste. Enel
North America suscribió además con Tradewind un acuerdo para el desarrollo conjunto de
proyectos eólicos en el Medio Oeste y en otras zonas de Estados Unidos, que otorgó a Enel
North America el derecho a comprar la propiedad y la gestión de las futuras plantas.
▪ En marzo de 2007, Enel North America Inc. procedió a la compra de AMP Resources L.L.C.,
titular de un proyecto geotérmico en ejercicio y de otros posteriores proyectos en fase
avanzada de desarrollo, situados en California, Nevada y Utah.
▪ A lo largo del 2008, Enel North America, a través de empresas filiales, completó la realización
del parque eólico de Snyder, en Texas, con una potencia instalada equivalente a 63 MW y del
parque eólico de Smoky Hills, en Kansas, con una potencia instalada de 250 MW, realizado en
dos fases a partir del 2007 (véase Sección I, Capítulo VI del Folleto).
(iv) En América Central y Meridional
▪ En junio del 2006, Enel Latin America suscribió con el grupo Rede un contrato para la compra
de 10 sociedades brasileñas, titulares de concesiones para 20 minicentrales hidroeléctricas,
suscritas en octubre del mismo año.
▪ En agosto de 2006, Enel Investment Holding, sociedad de derecho holandés controlada por
Enel, compró una participación del 24,55% en EGE Fortuna S.A. (Fortuna), sociedad de

75


generación hidroeléctrica panameña. En febrero de 2006, Enel Investment Holding procedió a
una posterior compra con la cual aumentó su participación en Fortuna hasta un 49%, lo que le
supuso la posesión del control y de la gestión operativa de la misma y posteriormente adquirió
otro 1,1% del fondo de pensiones de los empleados de la planta hidroeléctrica llamada
“Fortuna”, con lo cual se convirtió en titular del 50,1% del capital de la sociedad. El otro
accionista del Fortuna es el gobierno panameño con el 49,9% del capital.
▪ En diciembre de 2007, Enel Investment Holding B.V. procedió a la compra de la totalidad del
capital de la sociedad Inelec, titular de tres plantas hidroeléctricas en México, de SLAP II
Luxembourg S.A.R.L. (una entidad gestionada por Conduit Capital Partners L.L.C., sociedad
de capital de riesgo y del Grupo Qualita/Comexhidro). Inelec fue posteriormente transmitida a
Enel Latin America B.V.
▪ En julio de 2008, Enel Latin America L.L.C. –a la que posteriormente le sucedió Enel Latin
America, B.V.– suscribió con SoWiTec do Brasil Energias Alternativas Ltda. (empresa filial
del operador alemán SoWiTec international GmbH) un acuerdo para el desarrollo de parques
eólicos en Brasil con una potencia total de 1.000 MW (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo
6.1.2.3 del Folleto).

La constitución de Enel Green Power y la reorganización de la estructura del Grupo
A lo largo del 2008, teniendo en cuenta los objetivos del Protocolo de Kyoto, ratificado por la ley nº 120 de
2002, así como el Plan Energético de la Unión Europea, aprobado en enero de 2008, Enel –en el ámbito de
su política destinada a alcanzar la seguridad del suministro energético y la mejora de la calidad del medio
ambiente– consideró de interés primordial la valoración del sector de las energías renovables, y por
consiguiente, le asignó un papel autónomo en el ámbito del Grupo Enel, incluso con relación al perfil
corporativo.
Para ello, el Consejo de Administración de Enel aprobó el 13 de mayo y el 11 de septiembre de 2008 la
reorganización de las actividades en el sector de las fuentes renovables mediante la constitución de la
División Energías Renovables, para el desarrollo y la gestión de todas las actividades de generación de
energía de fuentes renovables del Grupo, tanto en Italia como en el extranjero, con el objeto de garantizar la
integración y el crecimiento coherentemente con la estrategia de Enel. Asimismo, el Consejo de
Administración de Enel aprobó la constitución de Enel Green Power como estructura organizativa y
corporativa que reúne y a la que pertenecen todas las actividades de la División Energías Renovables.
Enel Green Power quedó pues constituida el 1 de diciembre de 2008 como consecuencia de la escisión
parcial de Enel Produzione resultando beneficiaria de una rama de actividad que incluía en dicha fecha,
concretamente, la totalidad de las plantas de producción geotérmicas, eólicas, fotovoltaicas y una gran parte
de las hidroeléctricas no programables existentes en Italia, así como la participación titularidad de Enel
Produzione en las sociedades LaGeo S.A. de CV (equivalente al 36,2%) y Geotérmica Nicaraguese S.p.A.
(equivalente al 60%), que operaban en el sector de las fuentes renovables en Latinoamérica, y en la sociedad
Portoscuso Energia S.r.l. (actualmente llamada Enel Green Power Portoscuso S.r.l.) que está desarrollando un
proyecto de realización de un parque eólico en Cerdeña.
El acuerdo de escisión establece que los activos y pasivos sobrevenidos que puedan manifestarse con
posterioridad a la fecha de entrada en vigor de la escisión (1 de diciembre de 2008) beneficiarán o serán
asumidos, respectivamente, por Enel Green Power en la medida en que sean inherentes a la rama de

76

Sección I

actividad objeto de la escisión y a los relativos elementos patrimoniales y las relaciones jurídicas. No
obstante lo anterior, y como garantía del Emisor, las partes acuerdan que corresponderán íntegramente a Enel
Produzione únicamente los pasivos sobrevenidos que se deriven de las relaciones inherentes a los cánones de
concesión adeudados y no abonados en la fecha de entrada en vigor de la escisión no mencionados en el
proyecto de escisión. En la Fecha del Folleto, y por lo que obra en conocimiento del Emisor, el importe de
dichos cánones de concesión adeudados y no abonados reclamado por las entidades concedentes, no es
significativo.
El proceso de reorganización de las energías renovables del Grupo Enel continuó con la transferencia a Enel
Green Power:
▪ de la participación íntegra propiedad de Enel en Enel.si, por acuerdo del Consejo de Administración de la
Sociedad de fecha 23 de diciembre de 2008 con efectos desde el 1 de enero de 2009;
▪ de las participaciones titularidad de Enel Investment Holding B.V. en Enel Green Power International
B.V., que representaban la totalidad del capital social de la sub-holding holandesa, que era titular de las
participaciones en sociedades extranjeras que formaban parte del Grupo Enel las cuales operaban en el
sector de las fuentes renovables, por acuerdo del Consejo de Administración de la Sociedad de 23 de
diciembre de 2008 con efectos desde el 1 de enero de 2009;
▪ del capital social de Enel Erelis S.a.s. (actualmente Enel Green Power France), adquirida por Enel Green
Power International B.V el 30 de octubre de 2009 por acuerdo del Consejo de Administración de la
Sociedad de 14 de octubre de 2009.
El 4 de diciembre de 2009 se constituyó además como sub-holding a la que pertenecen todas las
participaciones titularidad del Grupo en Grecia, Enel Green Power Hellas S.A., sociedad de derecho griego
íntegramente participada por Enel Green Power International B.V., por acuerdo del Consejo de
Administración de la Sociedad de 5 de noviembre de 2009.
Hechos significativos recientes relevantes relacionados con las actividades del Grupo
A continuación se muestra una descripción sucinta de los principales sucesos relacionados con las
actividades del Grupo, relativos a los ejercicios 2009 y 2010, subdivididos en relación a las unidades de
negocio a través de las cuales opera el Grupo (véase Sección I, Capítulo VI del Folleto).
Italia y Europa
En el ámbito del sector hidroeléctrico, el 18 de mayo de 2009 se adquirió en Grecia la planta hidroeléctrica
de Glafkos Hydroelectric Station, con una potencia instalada de 5 MW.
Asimismo, durante el mes de julio de 2010, en el ámbito de la operación de cesión a Mytilineos Holdings
S.A. de una participación equivalente al 50,01% del capital social, titularidad de Endesa Desarrollo S.L.,
empresa filial de Enel, en la sociedad Endesa Hellas Power Generation and Supplies S.A., Enel Green Power
compró a la propia Endesa Hellas algunas minicentrales hidroeléctricas ya en servicio, con una potencia
instalada de cerca de 2,8 MW, así como algunas minicentrales en fase de construcción, por un total de 6,35
MW.
En el ámbito del sector geotérmico, a lo largo del 2009, el Grupo puso en marcha en Italia, en la zona de
Larderello, la central de Sasso II, con una potencia instalada de 16 MW. Asimismo, y en esta misma zona, el
Grupo puso en marcha en Italia la central Nuova Lagoni Rossi, que se deriva de la renovación de una central
previamente existente y que añade 14 MW de potencia instalada. Ambos proyectos, expresión del know how
de Enel Green Power en el campo geotérmico, fueron realizados por las estructuras internas de ingeniería de

77


Enel Green Power y presentan elementos innovadores que le colocan a la vanguardia del actual desarrollo
tecnológico para esta clase de plantas. Las centrales cumplen unos estrictos estándares ambientales y de
integración paisajística y además están equipadas con un innovador sistema de televigilancia y
telediagnóstico que permite el control a distancia del grupo y la prevención de posibles anomalías en el
funcionamiento.
En el ámbito del sector eólico, el Grupo puso en marcha en Italia en el 2009 las siguientes plantas:
▪ Molise: el 7 de enero de 2009, el Grupo puso en marcha las plantas eólicas de Acquaspruzza 2 (Isernia),
la más grande realizada por el Grupo en 2008, y de Civitacampomarano (Campobasso).
▪ Cerdeña: a lo largo del 2009, el Grupo puso en marcha nuevos parques eólicos y generadores eólicos en
Cerdeña. Concretamente: (i) el 23 de julio de 2009 entraron en funcionamiento nuevos generadores
eólicos en el parque eólico de Sedini (SS); (ii) el 23 de julio entró en servicio la planta eólica de
Littigheddu; (iii) el 9 de febrero de 2010, entraron en servicio nuevos generadores eólicos en los
municipios de Tula y Erula (SS).
El 13 de enero de 2010, Enel Green Power compró a MKF McKelcey Funds S.A. la mayoría de las
participaciones de las sociedades Maicor Wind S.r.l. y Enerlive S.r.l., sociedades titulares del pipeline de 3
proyectos eólicos en la provincia de Catanzaro, con una potencia total de 64 MW. Dichas plantas, para las
que se concluyó el procedimiento de autorización, surgirán en zonas de gran producibilidad eólica
(municipios de Maida, Cortale y San Floro) y entrarán en servicio en el 2011.
El 17 de febrero de 2010, Enel Green Power suscribió con Italgest Energia S.p.A. un acuerdo según el cual
compró la totalidad del capital social de Italgest Wind S.r.l. (actualmente Enel Green Power Puglia S.r.l.) que
prevé realizar 4 parques eólicos en Puglia, uno de los cuales ya está autorizado y los otros tres se encuentran
en una fase avanzada de autorización. Los parques se instalarán en zonas de elevada producibilidad eólica en
los municipios de Torre Santa Susanna, Bovino, Nardò y Panni.
El 16 de marzo de 2010, Enel Green Power suscribió con Eurowind S.A. un contrato de inversión y de
compraventa de participaciones del 51% de las acciones de Energia Eolica S.r.l., sociedad titular de un
proyecto eólico de 20 MW en el municipio de Trapani; la fecha límite para el traspaso de las acciones se
estableció en función de determinadas condiciones.
En lo que respecta al resto de Europa:
▪ Grecia: el grupo puso en marcha dos nuevos parques eólicos en Grecia en virtud del acuerdo suscrito
con Damco Energy (grupo Copelouzos) e International Constructional (grupo Samaras) en el 2007.
Concretamente, el 22 de abril de 2009, se procedió a la compra del parque eólico de Koutsoutis, con una
potencia instalada de 12 MW, y el 13 de julio de 2009, a la de un parque eólico, con una potencia
instalada de 19 MW, en la localidad de Lithos-Achaia. Asimismo, el 23 de octubre de 2009, el Grupo
firmó un acuerdo relacionado, entre otras cosas, con la compra de dos sociedades de los grupos Domiki
Crete y ATESE: (i) “Aioliko Voskerou S.A.”, con un parque eólico de 6 MW en ejercicio en la Prefectura
de Heraklion en Creta y el pipeline de la sociedad, (ii) “Aioliko Kouloukonas S.A.”, con una
autorización para la planta de un parque eólico en la Prefectura de Rethymnon, en Creta. Además, el 1 de
julio de 2010, en el ámbito de la operación de cesión a Mytilineos Holdings S.A. de la participación
equivalente al 50,01% del capital social, titularidad de Endesa S.A., empresa filial de Enel, en la
sociedad Endesa Hellas Power Generation and Supplies S.A., Enel Green Power compró a la propia
Endesa Hellas algunas plantas eólicas ya en servicio, con una potencia instalada equivalente a 6 MW.

78

Sección I

▪ Francia: el Grupo puso en marcha nuevos parques eólicos y generadores eólicos. Concretamente: (i) el 2
de abril de 2009 se finalizó el parque eólico de Leign ar Gasprenn en el municipio de Colorec con una
potencia total instalada de 8 MW; (ii) el 23 de julio de 2009, se puso en funcionamiento un nuevo parque
eólico en la localidad Les Eparmonts Haute Marne, en la región de Champagne Ardenne, con una
potencia instalada de 12 MW; (iii) el 24 de septiembre de 2009, se puso en marcha el parque eólico de
Beauséjour, con una potencia neta instalada de 10 MW; (iv) el 21 de octubre de 2009, entraron en
funcionamiento nuevos generadores eólicos (con una potencia total de 18 MW) en los centros de Le
Nouret y Le Noyer, ambos en Vallée d’Arce, en la región de Champagne-Ardenne. Gracias a la puesta en
marcha de las nuevas palas eólicas, dichas plantas pueden producir más de 47.000 MWh; (v) el 2 de
diciembre de 2009 entraron en funcionamiento otros nuevos generadores eólicos (con una potencia total
de 12 MW) en el parque eólico de La Druine, situado en Vallée d’Arce, en la región de Champagne-
Ardenne; con esta planta se completó el parque eólico de Vallee d’Arce, con una potencia total instalada
de 30 MW; (vi) en agosto del 2010, entró en servicio la planta eólica de Haut de Conge, en la región de
Champagne-Ardenne, con una potencia total instalada de 24 MW; (vii) además, a fecha 22 de septiembre
de 2010, Enel Green Power France adquirió de Gamesa Energia SA, el 100% de la cuota de Société
d’Exploitation Du Parc Eolien De La Bouleste SAS, sociedad titular de una planta eólica en
funcionamiento en la región Mediodía-Pirineos, con una potencia total instalada de 10 MW. Con la
entrada en servicio de la planta de Haut de Conge y la adquisición del parque eólico de La Bouleste, la
potencia total instalada en el sector eólico del Grupo en Francia ha alcanzado los 102 MW.
▪ Bulgaria: el 6 de octubre de 2009, el Grupo puso en funcionamiento la central eólica de Kamen Briag,
con una potencia instalada de 21 MW, y en mayo de 2010 puso en funcionamiento la central eólica de
Shabla, con una potencia instalada de 21 MW. Ambos proyectos fueron adquiridos a finales de 2008 por
Enel Green Power Bulgaria, quien para ello suscribió un acuerdo con Global Wind Power Bulgaria
(empresa filial de Global Wind Power).
En el sector solar, el Grupo suscribió en el 2009 y en el 2010 algunos acuerdos importantes para el
desarrollo de su actividad en el sector de la energía solar. Concretamente:
▪ El 23 de octubre de 2009, en el Parque de los Médicis de Pratolino (Florencia), se inauguró, tras 3 años
de investigación, la “Planta Diamante”, un sistema integrado de producción y almacenamiento de energía
renovable. La planta, gracias a unos depósitos de hidruros metálicos para el hidrógeno, puede almacenar
la energía producida por los paneles fotovoltaicos, de silicio monocristalino, durante el día y liberarla
durante la noche.
▪ El 4 de diciembre de 2009, Enel Green Power suscribió un acuerdo con el Centro Ingrosso Sviluppo
Campania y otro con Interporto Campano para la realización de una planta fotovoltaica roof-top en el
municipio de Nola en Campania, con una potencia total instalada de 25 MW, que entrará en
funcionamiento en el cuarto trimestre del 2010. Dichos acuerdos prevén, de hecho, que la planta sea
realizada mediante unos innovadores módulos fotovoltaicos flexibles con una capa delgada de silicio
amorfo, que se instalarán sobre la cubierta de los inmuebles comerciales y logísticos propiedad del
Centro Ingrosso Campania y de Interporto Campano, arrendados a Enel Green Power hasta el 31 de
diciembre de 2030 (salvo prórroga en caso de retraso de la puesta en funcionamiento de la planta).
▪ El 4 de enero de 2010, Enel Green Power, Sharp Corporation (“Sharp”) y STMicroelectronics N.V.
(“STM”) suscribieron un acuerdo para a la realización de una fábrica para la producción de células y de
módulos fotovoltaicos. La planta se ubicará en Catania y fabricará paneles de capa delgada. Para ello,
STM constituyó la sociedad 3Sun S.r.l., a la que cedió la propiedad del centro industrial de Catania y, el

79


30 de julio de 2010, Enel Green Power y Sharp suscribieron un aumento de capital de 3Sun reservado
para ellos por un importe de 120.020.000,00 euros, adquiriendo como consecuencia del mismo una
participación del 33,33% cada una en dicha sociedad por la que desembolsaron simultáneamente el
correspondiente importe. Igualmente, el 4 de enero de 2010, Enel Green Power y Sharp suscribieron un
acuerdo para la creación de una joint venture paritaria con el objetivo de desarrollar los 2016 nuevos
campos fotovoltaicos en la región EMEA centrados en la zona mediterránea, utilizando los paneles
fabricados en la planta de Catania. La joint venture, denominada Enel Green Power & Sharp Solar
Energy S.r.l. (ESSE), está participada al 50% por el Emisor y al 50% por Sharp, tanto directa como
indirectamente a través de su filial Sharp Electronics (Italia) S.p.A. que posee una participación del 10%.
▪ El 26 de enero de 2010, Enel Green Power y el grupo Marcegaglia suscribieron un contrato de joint
venture para la realización y gestión de una planta fotovoltaica de 4 MW en las cubiertas de los edificios
industriales del grupo Marcegaglia. El proyecto se realizará en Taranto, sobre las cubiertas de los
establecimientos del grupo Marcegaglia, en parte realizado con una integración arquitectónica total y en
parte mediante el uso de unos innovadores módulos fotovoltaicos flexibles de capa delgada, de silicio
amorfo.
▪ El 18 de marzo de 2010, Enel Green Power y Finpiemonte Partecipazioni S.p.A. (sociedad con capital en
su mayoría procedente de la región de Piemonte) constituyeron la sociedad Enel Green Power Strambino
Solar S.r.l. con el objeto de realizar y gestionar una planta fotovoltaica de cerca de 3 MW en Strambino,
en la provincia de Turín, cuya puesta en marcha está prevista para finales del 2010 y que será realizada
con paneles fotovoltaicos de silicio policristalino.
▪ En marzo de 2010, el Emisor, junto con la sociedad NAREVA Holding (Marruecos), Red Eléctrica
Internacional (España) y Saint-Gobain (Francia), se adhirió a la joint venture Desertec Industrial
Initiative della Desertec, sociedad destinada al desarrollo de un marco de referencia para la generación
de energía sostenible y de bajo impacto climático en los desiertos de Oriente Medio y el norte de África
y a la integración del mercado energético europeo.
▪ El 13 de agosto de 2010, Enel Green Power presentó a la región de Puglia la solicitud de emisión de la
Autorización Única para la realización de una planta fotovoltaica que se desarrollará una parte en tierra y
una parte en invernaderos agrícolas del municipio de Brindisi, en la localidad de Cerano, con una
potencia instalada estimada equivalente a 71,64 MW.
Norteamérica
En el sector geotérmico, en abril de 2009, Enel North puso en marcha dos plantas geotérmicas de “media
entalpía” con tecnologías vanguardistas, en las centrales geotérmicas de Stillwater y Salt Wells, en Nevada,
con una potencia total instalada de 47 MW.
El 6 de noviembre de 2009, Enel North America suscribió un acuerdo con Geronimo Wind Energy, sociedad
de Minnesota especializada en la energía eólica, para la compra de una participación accionarial minoritaria
y a la creación de una partnership estratégica con ésta. Concretamente, según el acuerdo, las dos empresas
colaborarán en el desarrollo del pipeline eólico de Geronimo, que cuenta con proyectos ubicados en el Medio
Oeste septentrional y, posiblemente, en otras regiones de Estados Unidos, y Enel North America financiará el
posterior desarrollo de la actividad con las emisiones de acciones privilegiadas convertibles que, una vez
ejercitadas, comportarán una cuota de control de cerca del 56% de la sociedad. Enel tendrá un derecho de
preferente para la compra, la construcción y la gestión de los proyectos eólicos desarrollados por Geronimo
tomando como base un precio preestablecido.

80

Sección I

Asimismo, el 21 de enero de 2010, Enel North America y NRG Energy, suscribieron un acuerdo para la
compra de Padoma Wind Power, sociedad radicada en La Jolla, California, especializada en el desarrollo de
energía eólica. Padoma posee una demostrada experiencia en el sector eólico así como competencias
específicas para el desarrollo y la estructuración financiera de proyectos, diseños, realización y la
explotación de las plantas eólicas, en gran parte complementarias a las que dispone actualmente Enel North
America (véase Sección I, Capítulo XXII, Párrafo 22.4 del Folleto).
Península Ibérica y América Latina
En el sector hidroeléctrico, la sociedad Renovables de Guatemala S.A., totalmente controlada por Enel
Latin America B.V. con un 99,999% y Enel Guatemala S.A. con el 0,001%, inició en noviembre de 2009 el
desarrollo del Proyecto “Palo Viejo”, que prevé la realización y la gestión de una nueva planta hidroeléctrica
en el municipio de San Juan Quetzal (Guatemala), con una potencia instalada de 84 MW (véase Sección I,
Capítulo XXII, Párrafo 22.5).
En el sector eólico, el 16 de diciembre de 2008, Enel Latin America (Chile) Limitada, sociedad totalmente
controlada por Enel Latin America, suscribió un acuerdo de colaboración con SoWiTec Energías Renovables
de Chile Ltda, sociedad controlada por el operador alemán SoWiTec International GmbH, con el objeto de
desarrollar algunos proyectos eólicos en Chile con un total de 850 MW. Según este acuerdo, el Grupo tendrá
una opción de compra en exclusiva sobre diversos proyectos que está desarrollando SoWiTec y tendrá el
derecho de comprarlos tras la obtención de las autorizaciones necesarias (véase Sección I, Capítulo VI,
Párrafo 6.1.2.3 del Folleto).
En España, a lo largo del 2009 se pusieron en marcha numerosas plantas eólicas de las cuales es titular Eufer
(participada indirectamente al 50% por Enel Green Power), entre las cuales se encuentran la planta de Loma
Gorda, con una potencia instalada de 50 MW y San Gil, 36 MW, ambas en Castilla-La Mancha, y Codesas,
en Galicia, con una potencia instalada de 21 MW (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.3 del Folleto).
El 9 de septiembre de 2009, Enel Latin America B.V. suscribió un acuerdo con Energías Renovables,
Térmica e Hidráulica de México (Enerthi), controlada por el operador Energías Renovables, Térmica e
Hidráulica, S.L., para el desarrollo de proyectos eólicos en México, en virtud del cual Enel Latin America
posee una opción de compra sobre los proyectos eólicos con una potencia instalada de hasta 1.000 MW.
Según este acuerdo, Enel Latin America tendrá la opción de compra sobre los proyectos desarrollados por
Enerthi, entre otros, en los Estados de Baja California, Zacatecas y Oaxaca, tras la obtención de los
correspondientes permisos de construcción.
El 3 de diciembre de 2009, Enel Latin America suscribió un acuerdo con SoWiTec de México Energias
Renovables S. de R.L. de C.V., sociedad controlada por el operador de SoWiTec International, para el
desarrollo en México de algunos proyectos eólicos, en virtud del cual Enel Latin America posee una opción
de compra sobre los proyectos eólicos con una potencia instalada de hasta 1.000 MW. Según este acuerdo,
Enel Latin America posee una opción de compra sobre los proyectos desarrollados por SoWiTec, entre otros,
en los Estados de Sonora, Coahuila, Aguascalientes, Tamaulipas y Veracruz, tras la obtención de los
correspondientes permisos de construcción (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.3 del Folleto).
En el mes de agosto de 2010, el Emisor, a través de la sociedad íntegramente controlada Enel Brasil
Participações Ltda, se adjudicó 90 MW en Brasil en el ámbito de una licitación pública destinada a la energía
eólica, y que se llevó a cabo a través de concurso público. Concretamente, Enel Green Power se adjudicó 3
proyectos en el Estado brasileño de Bahía -Cristal, Primavera y São Judas– con una potencia instalada de 30
MW cada uno de ellos. Dichos proyectos se caracterizan por su elevada ventosidad. A través de la licitación,
Enel Green Power consiguió también el derecho de suscribir un power purchase agreement por un plazo de

81


veinte años de la energía eléctrica producida por tres plantas mediante la entidad nacional brasileña (CCEE),
a un precio indexado al 100% de la inflación brasileña. La entrada en servicio de los tres parques eólicos está
prevista para el segundo semestre de 2013. Con estas nuevas plantas, Enel Green Power duplica su potencia
instalada en Brasil.
En el sector solar, el 15 de abril de 2009 Enel Union Fenosa, a través de su filial Energías Especiales de
Andalucía, suscribió un acuerdo con Injuber, sociedad que opera en el sector de la ingeniería energética y
electrónica, para el desarrollo conjunto de 4 plantas termosolares en las provincias de Huelva, Córdoba y
Jaén con una potencia potencial de 200 MW.
La reorganización de las actividades renovables en España y Portugal
El 15 de marzo y el 17 de marzo de 2010, los Consejos de Administración de Endesa, Enel y Enel Green
Power, aprobaron una operación que prevé la integración de las actividades de Endesa y de Enel Green
Power en el sector de las energías renovables en España y Portugal.
Concretamente, las actividades en las energías renovables en España y Portugal eran desarrolladas por
Endesa a través de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (“Ecyr”, actualmente Enel Green Power
España S.L.), sociedad totalmente participada por Endesa Generación S.A. (a su vez íntegramente
participada por Endesa y controlada por Enel) constituida en 1996 y que en los años 1999 y 2000, a través de
operaciones de compra y de fusión, integró todas las actividades de las sociedades controladas por Endesa
relacionadas con la producción de energía eléctrica de fuentes renovables.
En el ámbito de la operación de compra de Endesa por parte de Enel S.p.A., en cuatro tranches en las fechas
de 25 de junio, 31 de julio, 15 y 29 de diciembre de 2009, Endesa cedió a Acciona algunas plantas
hidroeléctricas y de fuentes renovables en España y Portugal con un total de 2.079 MW por un precio de
cerca de 2.817 millones de euros.
Enel Green Power ya operaba en España y Portugal a través de EUFER, la joint venture participada al 50%
con Gas Natural/Unión Fenosa, participada indirectamente por Enel Green Power a través de Enel Green
Power International B.V.
La operación está dirigida a garantizar, en el ámbito del perímetro de Enel Green Power, una gestión unitaria
para el desarrollo en la Península Ibérica de todas las actividades de Enel Green Power y de Endesa en el
campo de las fuentes renovables. Dicho objetivo se conseguirá a través de Enel Green Power España y, por
tanto, esta última llevará a cabo en vía exclusiva las actividades de Enel Green Power y de Endesa en España
y Portugal, en el sector de las fuentes de energía renovables.
La integración se realizó el 22 de marzo de 2010 a través de las siguientes fases: (i) la compra por parte de
Enel Green Power International B.V. a Endesa Generación S.A. del 30% de Ecyr por un precio de
aproximadamente de 326 millones de euros; (ii) un aumento de capital de Ecyr reservado a Enel Green
Power International B.V., suscrito mediante la aportación de la participación equivalente al 50% titularidad
de Enel Green Power International B.V. en el capital de EUFER por un valor de 280 millones de euros y un
desembolso dinerario de cerca de 534 millones de euros. La compra de la participación del 30% y la
posterior suscripción del aumento de capital de Ecyr fueron realizadas a valor de mercado, aplicando el
método de los discounted cash flow, y fue objeto de valoración por parte de dos bancos de inversión
independientes, los cuales emitieron su correspondiente fairness opinion. La operación permitió a Enel
Green Power International B.V. su titular, tras el aumento de capital, de una participación total equivalente al
60% del nuevo capital social de Ecyr. El restante 40% del capital social de Ecyr corresponde a Endesa
Generación S.A. El Grupo considera que la presencia de esta última en la composición accionarial de Ecyr es

82

Sección I

estratégica en términos de reconocimiento del Grupo en España y Portugal y permite la realización de
sinergias y economías de escala, así como la posibilidad de disfrutar de la probada experiencia de Endesa
Generación S.A. en las diversas fases de desarrollo del negocio en los mercados de referencia.
En el ámbito de la operación completa de reorganización de las actividades renovables en España y Portugal
y con el objeto de consolidar la estructura patrimonial de Enel Green Power, Enel procedió a su
recapitalización mediante la renuncia a una parte equivalente a 3.700 millones de euros del crédito financiero
titularidad de ostentado por la misma Enel frente al Emisor (véase Sección I, Capítulo X del Folleto). Dicho
importe se hizo constar en las reservas de patrimonio neto. Por consiguiente, la Sociedad recapitalizó Enel
Green Power International B.V. por importe de 860 millones de euros para la financiación de la compra del
30% del capital de Ecyr y para la suscripción del aumento de capital de Ecyr reservada para ella.
El 30 de julio de 2010, Enel Green Power España suscribió un acuerdo con Gas Natural SDG, S.A. para el
reparto de los activos de Eufer, con el objeto de permitir que cada una de las partes pudiera seguir su propia
estrategia en el mercado ibérico de la producción de energía eléctrica de fuentes renovables de la manera más
eficaz.
Según el acuerdo, la distribución de los activos de Eufer se llevará a cabo en dos grupos, bien equilibrados,
entre otros, en términos de valor, EBITDA, capacidad y riesgo y mix de tecnologías, uno de los cuales será
asignado a Gas Natural, mientras que Enel Green Power España mantendrá el otro grupo y se convertirá en
el único accionista de Eufer. El acuerdo está sujeto a algunas condiciones suspensivas, que se espera que se
cumplan a finales de año, entre otras, la aprobación por parte de las autoridades reguladoras competentes y
de antitrust. Las condiciones se considerarán incumplidas si no se cumplen antes del 31 de enero de 2011
(véase Sección I, Capítulo XXII, párrafo 22.6 del Folleto).
En caso de que la operación se verifique durante el Período de Oferta, el Emisor lo dará a conocer mediante
la publicación del correspondiente comunicado en prensa.

5.2 Principales inversiones
5.2.1 Inversiones en el semestre terminado30 de junio de 2010 y en los ejercicios 2008 y 2009
El presente párrafo incluye el análisis de las inversiones realizadas por el Grupo en el semestre terminado el
30 de junio de 2010 y en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008 y de 2009, en bienes
inmuebles, plantas y maquinaria y activos inmateriales antes de las subvenciones recibidas (en lo sucesivo
“Inversiones brutas”) y las inversiones realizadas por el Grupo en sociedades valoradas con el método de la
participación (en lo sucesivo “Inversiones en participaciones”) colectivamente en lo sucesivo “Inversiones”.
En el presente párrafo se exponen también, respecto del ejercicio terminado a 31 de diciembre de 2009, la
información financiera pro forma que incluye las inversiones realizadas por Enel Green Power España y que
reflejan las inversiones que el Grupo hubiera podido efectuar en dicho ejercicio en caso de que el grupo Ecyr
hubiera entrado en el área de consolidación del Grupo el 1 de enero de 2009.
Tal como se ha indicado anteriormente, la información contenida en la tabla mostrada a continuación no
considera las subvenciones recibidas. Concretamente, respecto del semestre terminado el 30 de junio de
2010, el Grupo no ha recibido subvenciones relacionadas con la realización de inversiones, mientras que
respecto del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2009, el Grupo recibió subvenciones
relacionadas con la realización de inversiones por un total de 44 millones de euros (aproximadamente 61,5
millones de dólares), recibidas del gobierno de Estados Unidos de América en concepto de reembolso del
coste de construcción de las plantas geotérmicas de Stillwater y Salt Wells.

83


La información relativa a las inversiones ha sido extraída de los siguientes documentos: (i) Estados
Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo a 30 de junio de 2010, (ii) Cuentas Anuales
Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminadoel 31 de diciembre de 2009, (iii) Cuentas
Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 y (iv)
Informe Consolidado Pro forma correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009.
La tabla incluida a continuación muestra las inversiones realizadas a lo largo del semestre terminado el 30 de
junio de 2010 y de los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2009 y las Inversiones Pro forma
realizadas a lo largo del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, distribuidos por Unidades de
Negocio.
(En millones de euros) Semestre terminado el 30 de Ejercicio terminado el 31 de diciembre
junio
2010 (*) 2009 (*) 2009 (*) 2008 (*)
Pro forma
Italia y Europa 229 66% 453 46% 453 57% 387 37%
Península Ibérica y Latinoamérica 82 24% 388 39% 254 32% 223 22%
Norteamérica 28 8% 36 4% 36 5% 289 28%
Enel.si - 0% 1 0% 1 0% - 0%

Inversiones brutass 339 98% 878 89% 744 94% 899 87%

Inversiones en participaciones 8 2% 110 11% 50 6% 136 13%

Total de inversiones 347 100% 988 100% 794 100% 1.035 100%
(*) incidencia en el total de inversiones

La política de inversión llevada a cabo por el Emisor persigue el objetivo de consolidar la presencia del
Grupo en las zonas geográficas que se caracterizan por un destacado crecimiento de mercado y por la
existencia de unas políticas de apoyo a la producción de energía renovable, concretamente en Italia y la
Península Ibérica, centrándose en la energía eólica. Según el modelo de business development adoptado por
el Grupo, las inversiones pueden ser realizadas a través de las siguientes modalidades:
• realización de proyectos, véase Greenfield, en los que el Grupo identifica, desarrolla y explota ex novo
una planta, sin ningún tipo de reestructuración o reconversión de las estructuras existentes;
• definición de los acuerdos de co-development con operadores locales para el desarrollo de los proyectos
en curso;
• compra de plantas realizadas o en una fase avanzada de construcción cuando la combinación
coste/oportunidad lo demuestre más conveniente. Concretamente, el Grupo compra plantas ya realizadas
o en fase avanzada de construcción a terceros y procede a su finalización y puesta en servicio de forma
autónoma.
Inversiones brutas
Tal como se observa en la tabla anterior, las Inversiones brutas del Grupo realizadas en el semestre terminado
a 30 de junio de 2010, equivalen a un total de 339 millones de euros (744 millones de euros en el 2009 y 899
millones de euros en el 2008) y han sido realizadas principalmente a través de las Unidades de Negocio de
Italia y Europa, por un valor total de 229 millones de euros, que equivale al 66% del total de inversiones
realizadas en el primer semestre de 2010 (453 millones de euros, equivalentes al 57% del total de inversiones

84

Sección I

en el 2009) y la Península Ibérica y Latinoamérica, por un total de 82 millones de euros, equivalente al 24%
del total de inversiones realizadas en el primer semestre de 2010 (254 millones de euros equivalente al 32%
del total de inversiones en el 2009). A continuación se muestra una breve descripción de las principales
tendencias de las inversiones realizadas en el primer semestre de 2010 y en los ejercicios 2008 y 2009 por
Unidades de Negocio.
Italia y Europa
Las Inversiones brutus efectuadas por el Grupo en Italia durante el primer semestre de 2010 ascienden a un
total de 211 millones de euros, y están relacionadas principalmente con las inversiones en plantas eólicas por
valor de 112 millones de euros (entre las que cabe señalar los parques realizados en Calabria, en los
municipios de Maida, Cortale y San Floro con un total de 64 MW, la planta de Portoscuso de 101 MW y la
de Contrada Coniglia con un total de 21 MW), las inversiones en plantas geotérmicas por valor de 54
millones de euros (entre las cuales destacan las plantas de Radicondoli y Chiusdino con un total de 33 MW),
las inversiones en plantas hidroeléctricas por valor de 24 millones de euros y las inversiones en plantas
fotovoltaicas por valor de 18 millones de euros.
Las principales inversiones realizadas por el Grupo durante el primer semestre de 2010 en el resto de Europa
han ido básicamente dirigidas a la realización de plantas eólicas en los siguientes países:
- Rumanía, por importe total de 10 millones de euros, en concreto, destinados a los proyectos Cara
Costantin y Dealul Pietros, con un total de 34 MW;
- Bulgaria, por importe total de 4 millones de euros, destinados a la finalización del proyecto Shabla (21
MW);
- Francia y Grecia por un importe total de 4 millones de euros.
Las Inversiones brutas efectuadas por el Grupo en Italia en el 2009 ascienden a un total de 344 millones de
euros, de los cuales 148 millones de euros están relacionados con las inversiones en plantas eólicas (entre las
cuales cabe destacar los parques Sa Turrina Manna y Litigheddu, ambos en Cerdeña, por un total de 24
millones de euros) y 138 millones de euros relacionados con las inversiones en plantas geotérmicas (entre las
cuales cabe destacar las plantas Nuova Lagoni Rossi y Nueva Radicondoli Grupo 2, relativas a las
inversiones de potenciación por un valor total de 39 millones de euros).
Las principales inversiones realizadas por el Grupo en el ejercicio 2009 en el resto de Europa han ido
básicamente dirigidas a la realización de plantas eólicas en los siguientes países:
- Rumanía, por un importe de 42 millones de euros destinados a los proyectos Cara Costantin y Dealul
Pietros;
- Francia, por importe de 14 millones de euros destinados a los proyectos Pannacè (10 MW) y Valle
d’Arcè (30 MW), estos últimos puestos en marcha durante 2009; y
- Bulgaria, por valor de 53 millones de euros, destinados al proyecto Kamen Bryag (21MW).
El total de las Inversiones brutas realizadas por la Unidad de Negocio de Italia y Europa en el ejercicio 2008
ascendieron a 387 millones de euros y se refieren principalmente a proyectos desarrollados en Italia, entre
ellos:
- Geotérmico: potenciación de las centrales Sasso 2 (28 millones de euros) y Nuova Lagoni Rossi (17
millones de euros);

85


- Hidroeléctrico: reparación de la central Sorío (13 millones de euros) y Ponte Felice (7 millones de
euros);
- Eólico: desarrollo de los parques eólicos Sa Turrina Manna (48 millones de euros, proyecto finalizado
durante el año 2009), Monterosso (11 millones de euros), Acquaspruzza (11 millones de euros) y puesta
en marcha del proyecto Litigheddu (10 millones de euros, finalizado durante el año 2009). Asimismo, el
Grupo compró maquinaria eólica por importe de 75 millones de euros.
Península Ibérica y Latinoamérica
Las Inversiones brutas realizadas en el primer semestre de 2010 en la Península Ibérica y Latinoamérica
ascienden a 82 millones de euros. Dichas inversiones se refieren principalmente a la realización de plantas en
los siguientes países:
- España, por importe de 34 millones de euros, destinados principalmente a las plantas eólicas de Cogollos
II (50 MW), Los Barrancos (20 MW), Alvaiazere (10 MW), El Puntal (13 MW), Valdesamario (12
MW), Valdelin (12 MW) y Padul (9MW);
- Guatemala, por importe de 28 millones de euros, destinados al desarrollo de la planta hidroeléctrica
llamada Palo Viejo, con una potencia total equivalente a 84 MW; y
- Chile, por importe de 14 millones de euros, destinados a inversiones en plantas geotérmicas.
Las Inversiones brutas realizadas en el 2009 en la Península Ibérica y Latinoamérica ascienden a 254
millones de euros y persiguen principalmente el desarrollo y la realización de plantas eólicas en España, a
través de la joint venture Eufer, por importe de 146 millones de euros, y la puesta en marcha del proyecto de
construcción en Guatemala de la planta hidroeléctrica de Palo Viejo, por un importe de 64 millones de euros.
El aumento de las Inversiones brutas en la Unidad de Negocio en cuestión, equivalente a 31 millones de
euros en 2008, confirma la estrategia de desarrollo del Grupo orientada, tal como se ha descrito
anteriormente, a la consolidación de su presencia en la Península Ibérica, zona geográfica que se caracteriza
por la existencia de un régimen incentivador favorable al sostenimiento de las energías renovables.
Respecto al ejercicio 2008, las Inversiones brutas efectuadas por el Grupo en la Península Ibérica y
Latinoamérica, ascienden a 223 millones de euros, de los cuales 193 millones de euros han sido aportados
por la joint venture Eufer para el desarrollo de la tecnología eólica en España. A continuación señalamos las
principales inversiones:
- 46 millones de euros para la finalización de plantas eólicas puestas en marcha en el ejercicio de 2008:
Peña del Gato (25MW) y Caldereros (19MW);
- 16 millones de euros para la puesta en marcha de plantas finalizadas en el 2009 con un total de 60 MW,
entre ellas: Loma Gorda, San Gill, Peña I y Peña II;
- 91 millones de euros para la compra de maquinaria eólica:
Las Inversiones Pro-forma brutasrealizadas en el ejercicio 2009 con la aportación de Enel Green Power
España de 134 millones de euros, ascienden a un total de 388 millones de euros. La aportación de Enel Green
Power España permite al Grupo expandir su presencia territorial en España, entrar en el mercado portugués e
incrementar el porcentaje de inversiones eólicas realizadas por el Grupo, que alcanzan el 60% del total de
Inversiones Pro forma para el ejercicio 2009.

86

Sección I

Norteamérica
Las Inversiones brutas realizadas por el Grupo en Norteamérica en el primer semestre del 2010 ascendieron a
un total de 28 millones de euros, y se destinan principalmente a la planta eólica de Caste Rock Ridge en
Canadá y a la planta geotérmica de Fort Cove en Estados Unidos.
En lo referente a la Unidad de Negocio Norteamérica, de la comparación entre el ejercicio 2009 y el ejercicio
2008 surge una disminución de las inversiones equivalente a 253 millones de euros (de los 289 millones de
euros del ejercicio 2008 a 36 millones de euros en el ejercicio 2009) debida a la circunstancia de que el
Grupo, tras haber invertido durante el 2008 unos considerables recursos para el desarrollo y la finalización de
plantas eólicas (Smoky I, Smoky II y Newind, puestas en marcha en el 2008) y geotérmicas (Stillwalker y
Salt Wells, finalizadas y puestas en marcha en el 2009), a lo largo del 2009 desarrolló una actividad de
investigación de nuevas oportunidades de desarrollo en el sector eólico que se materializó en la compra de
participaciones de minoranza en la sociedad Geronimo por importe de 13 millones de euros, y en la
suscripción de un incremento de capital social en Tradewind por importe de 26 millones de euros. Ambas
sociedades mencionadas se encargan de desarrollar proyectos eólicos en Estados Unidos.
En la tabla incluida a continuación se reflejan las Inversiones brutas realizadas por el Grupo a lo largo del
semestre terminado el 30 de junio de 2010 y de los ejercicios anuales terminados el 31 de diciembre de en
2009 y 2008 así como las Inversiones brutas ibuciones Pro forma para el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009, según tecnología.
junio
2010 (*) 2009 (*) 2009 (*) 2008 (*)
Pro
forma
Hidroeléctricas 58 17% 123 14% 123 17% 83 9%
Geotérmicas 71 21% 195 22% 195 26% 237 26%
Eólicas 176 52% 528 60% 400 54% 540 60%
Otras 31 9% 20 2% 14 2% 22 2%
Total bienes inmuebles, plantas y maquinaria 336 99% 866 99% 732 98% 882 98%

Activos inmateriales 3 1% 12 1% 12 2% 17 2%
Total de Inversiones brutas 339 100% 878 100% 744 100% 899 100%
(*) incidencia en el total de inversiones

Las inversiones del grupo en Inmuebles, plantas y maquinaria realizadas en el semestre terminado el 30 de
junio de 2010 ascienden a un total de 336 millones de euros (732 millones de euros en el ejercicio 2009 y
882 millones de euros en el ejercicio 2008), y han sido destinadas principalmente al desarrollo de la
tecnología eólica (176 millones de euros equivalentes al 52% del total de inversiones realizadas en el primer
semestre de 2010 y 400 millones de euros equivalentes al 54% del total de inversiones realizadas en el 2009)
y de la tecnología geotérmica (71 millones de euros equivalentes al 21% del total de inversiones del primer
semestre del 2010 y 195 millones de euros equivalentes al 26% de las inversiones totales del ejercicio 2009).
Por consiguiente, se confirma a lo largo del primer semestre de 2010 la tendencia de la inversión
predominante del Grupo en el sector eólico y, concretamente, en Italia y Europa.
La disminución de las inversiones en el 2009, con relación a las tecnologías eólicas y geotérmicas, se debe
principalmente a las dinámicas de inversión en Estados Unidos de América previamente descritas.

87


Teniendo en cuenta las inversiones eólicas (128 millones de euros) realizadas en España y Portugal por Enel
Green Power España durante el ejercicio 2009, las inversiones realizadas por el Grupo en dicha tecnología
equivalen a un nivel pro forma de 528 millones de euros con el consiguiente aumento, en términos
porcentuales, del peso del sector eólico en el total que pasa del 54% del 2009 histórico al 60% del 2009 pro
forma.
Con posterioridad al 30 de junio de 2010 y hasta la Fecha del Folleto, el Grupo ha continuado el desarrollo
de las inversiones en curso de realización según lo previsto en el Plan de Negocio.
Inversiones en participaciones
A continuación se muestran las inversiones en participaciones realizadas por el Grupo en el semestre cerrado
el 30 de junio de 2010 y de los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2009 y 2008, así como las
Inversiones en participaciones Pro forma en el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009, diferenciadas por
Unidad de Negocio.
junio
2010 (*) 2009 (*) 2009 (*) 2008 (*)
Pro forma
Italia y Europa
La Geo S.A. de CV (El Salvador) - 0% - 0% - 0% 14 10%
Participadas Elica II (Grecia) y otras 4 50% 11 10% 11 22% 122 90%
menores
ENEOP (Portugal) - 0% 49 45% n.a. n.a. n.a. n.a.
EE. Douro (Portugal) - 0% 3 3% n.a. n.a. n.a. n.a.
Participadas ELA B.V. (El Salvador) 2 25% - 0% - 0% - 0%
Otras menores (España) 2 25% 8 7% n.a. n.a. n.a. n.a.
Norteamérica
Geronimo Wind Energy L.L.C. - 0% 13 12% 13 27% - 0%
Tradewind - 0% 26 23% 26 51% - 0%

Total de Inversiones en 8 100% 110 100% 50 100% 136 100%
participaciones
(*) incidencia en el total de Inversiones en participaciones

Italia y Europa
Con referencia al ejercicio 2009 y al primer semestre del 2010, el Grupo ha invertido, respectivamente, 11
millones de euros y 4 millones de euros en el incremento de capital de las participadas bajo el nombre de
Elica II, sociedades griegas destinadas al desarrollo de una serie de proyectos eólicos con una potencia
máxima de 1.400 MW y en las que el Grupo ya había suscrito una participación equivalente al 30% del
capital social a lo largo del ejercicio 2008 con la inversión de 122 millones de euros.
En el año 2008, el Emisor aumentó su propia participación en la sociedad La Geo S.A. de CV, alcanzando así
el 36,2% a través de una contribución no dineraria por importe de 14 millones de euros.
A lo largo del primer semestre de 2010, el Grupo ha invertido 4 millones de euros en participaciones
minoritarias de sociedades relacionadas. Respecto al Total de Inversiones en participaciones Pro forma en el
ejercicio 2009, equivalente a 110 millones de euros, cabe observar que la aportación de Enel Green Power

88

Sección I

España por importe de 60 millones de euros está integrada principalmente por inversiones en sociedades
destinadas al desarrollo de parques eólicos en Portugal por un total de 52 millones de euros (ENEOP por 49
millones de euros, EE Douro 3 millones de euros), lo que permite al Grupo expandir su presencia territorial
en la Península Ibérica.
Norteamérica
Para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, el total de las inversiones en participaciones
realizado por la Unidad de Negocio it de Norteamérica, asciende a un total de 39 millones de euros y se
refieren:
- a la compra del 25% de la sociedad Geronimo Wind Energy L.L.C. (compañía de suministros
desarrolladora de plantas eólicas) por 13 millones de euros;
- a la suscripción proporcional del incremento de capital social en la sociedad Tradewind por importe
de 26 millones de euros, lo que permitió al Grupo mantener una participación del 42%.
5.2.2 Inversiones en curso de realización
La tabla incluida a continuación refleja las Inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria realizadas por el
Grupo y todavía en curso de realización a 30 de junio de 2010, distribuidas por Unidad de Negocio.
(En millones de euros) A 30 de junio
2010 (*)
Italia y Europa 914 63%
Península Ibérica y Latinoamérica 470 33%
Norteamérica 53 4%
Total de inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria en curso 1.437 100%
(*) incidencia sobre el total de inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria en curso

Las inversiones en plantas de producción de energía de fuentes renovables requieren un tiempo de
realización superior a un año; por consiguiente el Grupo presenta a 30 de junio de 2010 plantas en curso de
realización por importe de 1.437 millones de euros. En la Fecha del Folleto, las inversiones en curso no son,
en valores absolutos, significativamente distintas de las ya existentes a 30 de junio de 2010.
5.2.3 Inversiones futuras
El Plan de Negocio del Grupo Enel Green Power prevé en el período 2010-2014 inversiones por un total de
5.535 millones de euros, de los cuales 558 millones son para “mantenimiento”10, (1) 4.684 millones de euros
para el “desarrollo” de las actividades11 y 293 millones para la compra de participaciones financieras
destinadas al desarrollo de holdings industriales.

10
Dichas inversiones incluyen las inversiones cuya realización depende de: (i) obligaciones legales o de aquellas que se deriven de otras
disposiciones externas (relacionadas con la seguridad y/o el medio ambiente), (ii) necesidad de mantenimiento de las actividades principales.
11
Dichas inversiones incluyen las inversiones orientadas al desarrollo de una potencia adicional “con el objetivo de seleccionarlas en función de su
capacidad de crear valor, de la mejora y de su posible desarrollo de las instalaciones actualmente en funcionamiento (mejora, fiabilidad y
disponibilidad de las plantas generadoras).

89


Los valores mostrados en la tabla consideran la consolidación íntegra de Enel Green Power España.
(En miles de millones de euros) 2010-2014
Inversiones operativas Inversiones financieras
Inversiones 5,2 0,3
Italia y Europa 2,6 0,2
Península Ibérica y Latinoamérica 1,6 0,1
Norteamérica 1,0 -

Inversiones 5,2 0,3
Eólica 3,5 0,1
Hidroeléctrica 0,5 -
Geotérmica 0,7 -
Solar 0,4 0,2
Otras tecnologías 0,1 -

Inversiones 5,2 0,3
Mantenimiento 0,5 0,0
Crecimiento 4,7 0,3

Concretamente, las principales inversiones previstas para el desarrollo de las actividades contemplan la
construcción de plantas eólicas y solares. Las inversiones de carácter financiero contemplan la contribución a
capital para el desarrollo de la fábrica de paneles fotovoltaicos en Catania (JV Sharp), de las plantas
generadoras eléctricas de fotovoltaico en forma de Sindicato (Acuerdo Sharp) y del sector eólico en Portugal.
El Plan de Negocio prevé también inversiones de desarrollo sin obtención de potencia adicional realizadas en
Italia en tecnologías hidroeléctricas y geotérmicas con el objetivo de mejorar su performance.

90

Sección I

A 30 de julio de 2010, el Grupo ha asumido compromisos12 pendientes de acuerdo por los órganos internos
competentes y fruto de acuerdos con terceros para la compra/desarrollo interno de inmovilizaciones
materiales e intangibles por un total de 2.127 millones de euros. Dicho importe, una vez detraídas las
contribuciones a recibir, se reparte como sigue:
(En millones de euros)
Italia y Europa 1.441
Península Ibérica y 389
Latinoamérica
Norteamérica 297
TOTAL 2.127

Hidroeléctricas 313
Eólicas 1.162
Geotérmicas 352
Solar 233
Otras 67
TOTAL 2.127

(En millones de euros) 2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL
TOTAL 697 874 323 171 62 2.127

El Emisor considera que las inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinarias y activos inmateriales
previstas para el período 2010-2014, incluidas las inversiones en curso de realización previstas en el Párrafo
5.2.2, serán financiadas básicamente con los flujos de efectivo generados por la actividad de explotación.

12
Dichos compromisos incluyen las inversiones de mantenimiento extraordinario de las plantas, las del mantenimiento que se derive de las
obligaciones legales, las destinadas a los sistemas informáticos y de comunicación sin dichas inversiones en curso de realización.

91


CAPÍTULO VI – DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES

6.1 Principales actividades de Enel Green Power
6.1.1 Preámbulo
Enel Green Power es uno de los principales operadores a nivel mundial en el sector de la generación de
energía de fuentes renovables. Concretamente, el Grupo trabaja en la producción de energía eléctrica
procedente de fuentes hidroeléctricas, eólicas, geotérmicas, solares y otras.
Con fecha 30 de junio de 2010, el Grupo opera en 16 países, con 618 plantas operativas de una capacidad
instalada neta total de 5.761 MW y, en el primer semestre de 2010, la producción neta de energía ha sido de
un total de 10,8 TWh (20,9 TWh en el ejercicio 200913). En esta misma fecha, el Grupo enplea a 2.907
empleados, de los que 1.762 están en Italia y 1.145 en el extranjero.
En la misma Fecha del Folleto, el Grupo opera a través de las siguientes unidades de negocio:
o Italia y Europa: En Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumanía.
o Norteamérica: en los Estados Unidos y Canadá.
o Enel.si: el Grupo también opera, a través de la sociedad integramente controlada Enel.si, en la oferta
de productos, servicios pre y post venta y soluciones integradas para la realización de plantas de
generación distribuida de energía (fotovoltaica, minieólica, solar térmica, bombas geotérmicas y
demás) y para el ahorro y la eficiencia energética en los usos finales a través de una red de
franquicias formada, a 30 de junio de 2010, por 548 instaladores, comercios y puntos de venta
especializados distribuidos de forma capilar en Italia.
El sector de la producción de energía eléctrica de fuentes renovables va en aumento, con una producción
total equivalente a 3.578 TWh14 a 31 de diciembre de 2007, y se prevé que pueda alcanzar en 2020 desde
5.829 TWh15 hasta 6.507 TWh16, equivalente respectivamente al 21,4% y al 25%17 sobre el total de la energía
eléctrica producida por todas las fuentes. La mayoría de los países en los que el Grupo opera adopta políticas
de incentivo para el desarrollo de la energía de fuentes renovables que permiten el rendimiento de la
inversión además de ser una prioridad de suministro con respecto a la energía de otras fuentes.
Se señala que los datos operativos y financieros del Grupo relativos al solo ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2009 detallados en el presente capítulo, salvo que se especifique lo contrario, han sido
elaborados sobre base pro forma para tener en cuenta la Adquisición de Ecyr, como si la misma hubiera
tenido lugar el 1 de enero de 2009 (véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5 y Capítulo XX, Párrafo 20.3
del Folleto).
13
Este dato ha sido elaborado sobre una base pro forma para tener en cuenta la Adquisición de Ecyr, como si la misma hubiera tenido lugar el 1 de
enero de 2009.
14
Fuente: International Energy Agency, World Energy Outlook 2009.
15
Fuente: International Energy Agency, World Energy Outlook 2009, Reference Scenario.
16
Fuente: International Energy Agency, World Energy Outlook 2009, Scenario 450. Este escenario describe las potenciales implicaciones de las
medidas que se podrían tomar en el sector energético para el logro de un objetivo global de concentración de emisiones gaseosas en la atmósfera
de 450 partes por millón (ppm) de CO2 equivalente (uno de los escenarios procedente de las negociaciones de la 15° Conferencia de las Partes
(COP) de la UNFCCC).
17
Fuente: Elaboraciones de International Energy Agency, World Energy Outlook 2009; las dos tasas de crecimiento indicadas se refieren
respectivamente al Reference Scenario y al 450 Scenario.

92

Sección I

La tabla siguiente indica la potencia neta instalada, la producción neta de energía, el coeficiente de carga y el
número de plantas del Grupo repartidas por área territorial a 30 de junio de 2010 y para el primer semestre de
2010 así como a 31 de diciembre de 2009 y para el ejercicio 2009.
ITALIA Y EUROPA NORTEAMÉRICA PENÍNSULA IBÉRICA Y TOTAL
AMÉRICA LATINA
AL INICIO AL INICIO AL INICIO AL INICIO AL INICIO AL INICIO AL INICIO AL INICIO
Y Y Y Y Y Y Y Y
DURANTE DURANTE DURANTE DURANTE DURANTE DURANTE DURANTE DURANTE
EL EL EL EL EL EL EL EL
PRIMER EJERCICIO PRIMER EJERCICIO PRIMER EJERCICIO PRIMER EJERCICIO
SEMESTRE 2009 SEMESTRE 2009 SEMESTRE 2009 SEMESTRE 2009
2010 2010 2010 2010
Potencia Neta Instalada (MW) 2.897 2.859 788 788 2.076 2.020 5.761 5.667
Producción neta (GWh) 6.632 12.047 1.384 2.428 2.812 6.424 10.828 20.899
Coeficiente de carga (%)(1) 53 50 40 36 40 38 47 44
Plantas (nº) 376 375 72 72 170 164 618 611
(1) El coeficiente de carga, definido como la relación entre producción de energía anual neta y la producción anual teórica de una planta, es una
medida sintética que permite confrontar las diferentes tecnologías, comparando la producción efectiva obtenida con la productividad teórica
máxima (que se obtendría en caso de que la planta produjera al máximo de su capacidad continuamente durante el año). Las fuentes de energía
renovable, que presentan un coeficiente de carga más reducido respeto a aquel de las fuentes tradicionales, son, en algunos casos, caracterizadas
por una rentabilidad dependiente de las políticas de incentivo adoptadas en los diferentes Países, en mayor medida respecto a las fuentes de
generación no renovables. Esta dependencia varía sensiblemente en razón de muchos factores, como por ejemplo, precio de mercado de la
energía, disponibilidad de recursos, inversión unitaria y costes de ejercicio. La Sociedad persigue una estrategia de inversión dirigida a maximizar
la rentabilidad manteniendo una limitada dependencia de las políticas de incentivo.

A continuación se detallan los valores medios del coeficiente de carga de plantas alimentadas con fuentes no
renovables. Estos valores son meramente indicativos, en cuanto pueden variar en función de la tecnología
específica empleada.
Tipología de planta Coeficiente de carga indicativo
Plantas nucleares 80% - 90%
Plantas termoeléctricas (alimentadas con carbón) 80% - 85%
Plantas de ciclo combinado (alimentadas con gas) 45% - 60%
Plantas hidroeléctricas programables 30% - 50%

93


número de plantas del Grupo repartidas por fuente de generación a 30 de junio de 2010 y para el primer
semestre de 2010 así como a 31 de diciembre de 2009 y para el ejercicio 2009.
AL INICIO Y DURANTE EL PRIMER PLANTAS PLANTAS PLANTAS DE PLANTAS DE OTRAS TOTAL
SEMESTRE DE 2010 HIDROELÉCTRICA GEOTÉRMICAS ENERGÍA ENERGÍA FUENTES
EÓLICA SOLAR
Potencia Neta Instalada (MW) 2.534 742 2.355 17 113 5.761
Producción neta (GWh) 5.773 2.645 2.179 10 221 10.828
Coeficiente de carga (%) 53 82 26 21 64 47
Plantas (nº) 395 35 155 7 26 618

AL INICIO Y DURANTE EL PLANTAS PLANTAS PLANTAS DE PLANTAS DE OTRAS TOTAL
EJERCICIO DE 2009 HIDROELÉCTRICA GEOTÉRMICAS ENERGÍA ENERGÍA FUENTES
EÓLICA SOLAR
Potencia Neta Instalada (MW) 2.533 742 2.261 16 115 5.667
Producción neta (GWh) 10.767 5.155 4.336 27 614 20.899
Coeficiente de carga (%) 49 82 24 19 61 44
Plantas (nº) 395 35 150 6 25 611

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos, patrimoniales y financieros del Grupo para los
semestres cerrados a 30 de junio de 2010 y 2009 así como para los ejercicios cerrados a 31 de diciembre de
2009 y 2008.
AL INICIO Y DURANTE EL AL INICIO Y DURANTE EL EJERCICIO
PRIMER SEMESTRE CERRADO A 31 DE DICIEMBRE
no auditado Pro forma Datos históricos
Ingresos 976 893 1.991 1.777 1.807
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo 63 47 118 118 (31)
Commodity
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión 1.039 940 2.109 1.895 1.776
del riesgo Commodity
EBITDA 651 651 1.331 1.207 1.141
Resultado del ejercicio 263 239 491 439 834
Resultado del ejercicio de competencia del Grupo 253 223 453 418 810
Total del patrimonio neto 7.224 No disponible No disponible 2.564 2.196
Patrimonio neto de minoritarios 692 No disponible No disponible 180 182
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power 2.995 No disponible No disponible 5.345 5.326
Inversiones brutas 339 No disponible 878 744 899

94

Sección I

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales del Grupo para el primer
semestre cerrado a 30 de junio de 2010 así como los principales datos económicos y patrimoniales pro forma
del Grupo para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009, repartidos entre las diferentes áreas de
actividad en las que el Grupo opera.
(En millones de euros) ITALIA Y EUROPA NORTEAMÉRICA PENÍNSULA IBÉRICA Y ENEL.SI
AMÉRICA LATINA
PARA EL DURANTE PARA EL DURANTE PARA EL DURANTE PARA EL DURANTE
PRIMER EL PRIMER EL PRIMER EL PRIMER EL
SEMESTRE EJERCICIO SEMESTRE EJERCICIO SEMESTRE EJERCICIO SEMESTRE EJERCICIO
2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009
Ingresos 575 1.103 76 144 243 566 82 178
Ganancias (pérdides) netas de 54 118 9 - - - - -
gestión del riesgo Commodity
Ingresos totales, incluidos los 629 1.221 85 144 243 566 82 178
efectos de gestión del riesgo
Commodity
EBITDA 469 898 49 90 132 336 1 7
Resultado operativo 314 581 24 49 76 190 1 6
Inversiones brutas 229 453 28 36 82 388 - 1

En el ámbito de la propia estrategia de desarrollo en los diferentes Países y en las diferentes tecnologías en
las que opera, el Grupo dispone de un pipeline de 29.865 MW y de una cartera de proyectos en desarrollo de
1.085 MW (1.222 MW incluyendo los proyectos eólicos en desarrollo en Portugal del consorcio ENEOP 2,
participado al 30% por Enel Green Power España) a 30 de junio de 2010, subdivididos en proyectos “ready
to build” (525 MW; 610 MW incluyendo ENEOP 2) y “under construction” (560 MW; 612 MW incluyendo
ENEOP 2). Además, a fin de aprovechar las oportunidades de crecimiento más ventajosas, el Grupo
monitoriza constantemente nuevos mercados en los que no está presente a la Fecha del Folleto que puedan
ofrecer posibilidades de desarrollo coherentes con la propia estrategia de desarrollo (estos proyectos están
individualizados en la tabla a continuación en la partida “Nuevo Mercado”).
La tabla siguiente muestra el pipeline del Grupo a 30 de junio de 2010, subdividida por área territorial y
fuente de generación.
(MW) ITALIA Y NORTEAMÉRICA PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA NUEVO MERCADO TOTAL
EUROPA
Hidroeléctrica 52 - 729 - 781
Geotérmica 48 100 389 - 537
Eólica 4.885 8.207 13.729 - 26.821
Solar 761 33 692 150 1.636
Otras fuentes 27 - 63 - 90
Total 5.773 8.340 15.602 150 29.865

A. Factores que caracterizan la actividad del Grupo
Gracias a la diversificación geográfica y tecnológica de sus actividades, a los consolidados conocimientos
tecnológicos, a la considerable cartera de plantas instaladas y de proyectos de desarrollo, el Grupo se
posiciona como uno de los principales operadores mundiales en el sector de las energías renovables, un
sector caracterizado en los últimos años por una elevada tasa de crecimiento.

95


Presencia en 4 tecnologías de gran escala
El posicionamiento multitecnológico (hidroeléctrico, geotérmico, eólico y solar) ofrece a Enel Green Power
ventajas en términos de incremento de las opciones de desarrollo, mejor empleo de los recursos en las áreas
geográficas de interés y mitigación de la variabilidad de la producción.
Diversificación geográfica
La amplia localización geográfica de las actividades del Grupo (16 Países distribuidos en 3 áreas
geográficas) ofrece a Enel Green Power ventajas en términos de mejora de los perfiles de riesgo /
rentabilidad de las inversiones y ocupación de nuevos mercados con alto potencial, mitigación de la
estacionalidad / variabilidad de la producción y mitigación del riesgo regulatorio.
Elevado coeficiente de carga medio de las plantas
El Grupo se sitúa en el primer puesto entre los operadores del sector de las energías renovables presentes en
varias tecnologías, en términos de estabilidad de la producción, con un coeficiente de carga medio de las
plantas equivalente al 47% para el primer semestre de 2010 y al 44% para el ejercicio 200918, (dato calculado
sobre una base pro forma; por indicación del coeficiente de carga elaborado basándose en los datos históricos
del ejercicio de 2009, véase: Sección I, Capítulo XIII, Párrafo 13.1.2), más elevado que lo indicado por los
otros sujetos que operan en el sector del Emisor. La estabilidad de la producción del Grupo está conectada
con la presencia en cartera de plantas geotérmicas (742 MW, con una producción equivalente a 2.645 GWh,
el 25% de la producción total en el primer semestre de 2010 y 742 MW, con una producción equivalente a
5.155 GWh, el 25% de la producción total en 2009) y de plantas hidroeléctricas (2.534 MW, con una
producción equivalente a 5.773 GWh, el 53% de la producción total en el primer semestre de 2010 y 2.533
MW, con una producción equivalente a 10.767 GWh, el 51% de la producción total en 2009). El elevado
coeficiente de carga medio de las plantas del Grupo determina una considerable capacidad de generación de
caja y elevadas disponibilidades para autofinanciar el crecimiento del Grupo. Este coeficiente de carga medio
depende de la evolución del conjunto productivo del Grupo, por lo tanto, el aumento previsto del porcentaje
de energía producida con fuente eólica y solar respecto a aquella producida con fuentes geotérmicas e
hidroeléctricas podría causar la disminución del mencionado coeficiente de carga medio.
Baja dependencia de las políticas de incentivación
La parte de los ingresos procedentes de la incentivación corresponde, para el ejercicio 2009 y el primer
semestre de 2010, respectivamente al 24% y al 22% de los ingresos totales, incluidos los efectos de gestión
de riesgo comodity (excluido Enel.si). La dependencia limitada de los incentivos (comprobada por un
porcentaje de ingresos proveniente de las incentivación que se coloca entre las más bajas con respecto a
aquellas de operadores del sector comparables al Emisor) 19 permite mitigar la exposición del Grupo al riesgo
de eventuales cambios futuros de las políticas de incentivación.
Disponibilidad de conocimientos tecnológicos de primer nivel
El Grupo dispone de conocimientos tecnológicos de primer nivel sobre todas las tecnologías en las que
opera.

18
Elaboración de la sociedad que se basa en los datos a 31 de diciembre de 2009, públicamente disponibles, de Iberdrola Renovables, EDP
Renováveis, Acciona Energia, EDF Energies Nouvelles, RWE Innogy. Dichas sociedades operan fundamentalmente en la producción de energía
eléctrica de fuentes eólicas.
19
Fuente: Elaboración de la sociedad basada en los datos a 31 de diciembre de 2009, públicamente disponibles, de Iberdrola Renovables, EDP
Renováveis, EDF Energies Nouvelles.

96

Sección I

En el sector de la geotermia, Enel Green Power hereda en Italia más de un siglo de experiencias en el sector
de la alta entalpía, con sólidas competencias en todas las fases clave de la cadena del valor, es decir, en el
desarrollo, la ingeniería y la gestión de las plantas.
En el sector hidroeléctrico, Enel Green Power es el primer operador en Italia de plantas hidroeléctricas de
tamaño pequeño y mediano20 (1.509 MW a 30 de junio de 2010), y posee competencias en todas las fases
clave de la cadena de valor, es decir, en el desarrollo, la ingeniería y la gestión de las plantas.
En el sector solar, Enel Green Power ha decidido entrar en toda la cadena (incluyendo la fabricación de
paneles fotovoltaicos) de la mano de los mejores socios tecnológicos a nivel mundial. Enel Green Power está
activa en el desarrollo, la realización y la gestión de grandes parques fotovoltaicos de propiedad en las áreas
geográficas en las que opera. A través de Enel.si y su red de instaladores, además, el Grupo proporciona
plantas fotovoltaicas, solares, térmicas, miniplantas eólicas, bombas de calor geotérmicas y servicios de
eficiencia energética a clientes domésticos y a pequeñas y medianas empresas.
En el sector de la energía eólica, el Grupo tiene la posibilidad de disponer, a través de Enel Green Power
España, de la experiencia consolidada de Endesa Generación S.A. en las distintas fases del desarrollo de
dicho sector de actividad.
Presencia consolidada en el sector de la geotermia
Enel Green Power posee conocimientos consolidados y únicos en el sector de la generación de energía
eléctrica de fuente geotérmica, por haber adquirido mediante escisión de Enel la planta de Larderello, único
campo de producción en el mundo hasta 1958, y hoy en día una de las principales y más consideradas
realidades de producción geotermoeléctrica a alta entalpía, con más de 700 MW instalados.
En este sector, Enel Green Power puede contar con (i) una presencia integrada a lo largo de toda la cadena
del valor (exploración, planificación, construcción de plantas, gestión); (ii) competencia y experiencia en las
más importantes variantes tecnológicas, o sea “alta entalpía” (tecnología más compleja) y “media entalpía”
(tecnología menos compleja y con mayor potencial), y (iii) un conocimiento técnico innovador desarrollado
en el campo. Gestión del recurso (reinyección y estimulación), de las metodologías geofísicas (sísmica 3D),
de la perforación (individuación y laboreo de depósitos profundos) y de la mejora de las prestaciones
ambientales (plantas de reducción de emisiones, recubrimiento de las paletas de turbinas con materiales
innovadores, procesos para la eliminación de agentes corrosivos de los fluidos).
Constitución en curso de una plataforma integrada en el sector solar
En el sector solar el Grupo está presente en toda la cadena del valor desde la producción de los módulos
solares, gracias también a la asociación con Sharp y STM, hasta la venta al por menor a través de Enel.si.
En particular, en el proyecto, actualmente en curso de realización, de una fábrica en Catania para la
producción de paneles fotovoltaicos, Sharp pondrá a disposición una tecnología innovadora de propiedad (la
capa delgada a triple juntura) mientras que STM pondrá a disposición las capacidades manufactureras locales
y la propiedad del emplazamiento. Además se prevén actividades conjuntas de investigación y desarrollo
acerca del fotovoltaico, gracias también a las competencias del centro de investigación de Enel S.p.A. en
Catania.
A través de Enel.si, el Grupo dispone en Italia, país con potencial de crecimiento entre los más altos en
Europa21 en el sector del solar, de una red capilar de instaladores en franquicia para la oferta a clientes

20
Fuente: elaboración Enel Green Power de datos Terna.
21
Fuente: European PhotoVoltaic Industry Association, Global market potential and production capacity 2010-2014, marzo de 2010

97


particulares del segmento residencial, pequeñas y medianas empresas, sociedades del segmento SOHO
(Small Office Home Office), empresas del sector terciario e industrial.
Eficaz modelo de desarrollo apoyado por un amplio pipeline
Enel Green Power ha definido un eficaz modelo de desarrollo que fija las bases para un crecimiento
modulado sobre las características de cada diferente tecnología en cartera, con atención a la absorción de
caja, relacionada con los costes y la duración de los períodos de inversión, y a la siguiente capacidad de
generación de caja, sobre la base de los perfiles de producción, de la duración de la vida económica de las
plantas para cada tecnología y de los precios de la energía eléctrica a la que este puede ser cedida.
El desarrollo empresarial prevé diferentes modalidades de desarrollo (la realización de proyectos greenfield,
la adquisición de activos operativos o de proyectos en fase más o menos avanzada de desarrollo, la
estipulación de acuerdos de desarrollo conjunto con desarrolladores internacionales o locales con respecto a
una cartera de proyectos ya en curso de desarrollo o de realización); el empleo conjunto de estas modalidades
permite a Enel Green Power aumentar su propia penetración en los mercados y extender las opciones de
crecimiento disponibles.
Gracias a esta opcionalidad así como a la posibilidad de disponer de un pipeline caracterizado por un amplio
número de proyectos diversificados geográficamente, Enel Green Power es capaz de adaptar su propia
presencia a los recursos disponibles y al cuadro económico-regulatorio de las diferentes áreas geográficas,
mitigando los riesgos de cartera y modulando sus propias inversiones a su crecimiento a través de una
adecuada combinación de proyectos en función de los tiempos de desarrollo y de la relación riesgo /
rentabilidad de los mismos.
Estructura organizativa orientada por procesos
La estructura organizativa está orientada a los procesos y a la maximización de los resultados, a través de (i)
dirección central de las decisiones de inversión (dotación de capital) orientada a maximizar los rendimientos
en consideración del riesgo total; (ii) dirección central de las funciones de Ingeniería, Aprovisionamiento y
Construcción; (iii) dirección local (por país o área) sobre la gestión de las plantas orientada a maximizar el
EBITDA generado (maximización de la disponibilidad de las plantas, de la optimización de los costes, de la
gestión de la energía); (iv) constitución de una estructura dedicada a la monitorización de la eficiencia de las
plantas y al traslado / aplicación de las mejores prácticas de gestión y mantenimiento; (v) posibilidad de
aprovechar economías de escala significativas (compras); (vi) un equipo de dirección fuertemente motivado
con demostradas habilidades; (vii) modelo de incentivo de la dirección a partir de los principales resultados
empresariales.
Dotación en capital centralizada y flexible
La Dotación de Capital es realizada centralmente por un órgano decisorio pertinente (comité de inversiones),
con el fin de centralizar el estudio de todas las oportunidades de inversión en todos los sectores tecnológicos
y mercados geográficos. No existe una dotación rígida de las inversiones; ello se traduce en rentabilidades
previstas más elevadas respecto a aquellas alcanzables operando en una sola tecnología o en un número
reducido de mercados.
Pertenencia al Grupo Enel
La pertenencia del Grupo al Grupo Enel conlleva las ventajas siguientes: (i) relaciones de primer nivel con
reguladores locales (Italia, España, América Latina); (ii) relaciones consolidadas con proveedores mundiales;
(iii) posibilidad de emplear los conocimientos de Enel y Endesa en sectores contiguos (por ejemplo,

98

Sección I

ingeniería, transmisión / distribución, compras); (iv) posibilidad de beneficiar de líneas de crédito intragrupo
y (v) acceso a las capacidades del departamento “ingeniería e innovación” de la sociedad matriz; (vi)
reconocimiento de la marca a nivel internacional.

B. Fuentes de generación en las que el Grupo es activo
El Grupo opera principalmente en el sector de la generación de energía eléctrica (i) hidroeléctrica, (ii)
geotérmica, (iii) eólica, (iv) solar y (v) de otras fuentes.
En particular, en el primer semestre de 2010:
(i) La energía de fuente hidroeléctrica producida por el Grupo constituía el 53% de la producción neta
total del Grupo con un porcentaje de producción sujeto a un incentivo del 14% (equivalente,
respectivamente, al 51% y al 14% en el ejercicio 2009).
(ii) La energía de fuente geotérmica producida por el Grupo constituía el 25% de la producción neta total
del Grupo con un porcentaje de producción sujeto a un incentivo del 28% (equivalente,
respectivamente, al 25% y al 34% en el ejercicio 2009).
(iii) La energía de fuente eólica producida por el Grupo constituía el 20% de la producción neta total del
Grupo con un porcentaje de producción sujeto a un incentivo del 96% (equivalente, respectivamente,
al 21% y al 96% en el ejercicio 2009).
(iv) La energía de fuente solar producida por el Grupo constituía el 0,1% de la producción neta total del
al 0,1% y al 93% en el ejercicio 2009).
(v) La energía de otras fuentes producida por el Grupo constituía el 1,9% de la producción neta total del
al 2,9% y al 100% en el ejercicio 2009).
Hidroeléctricas
Una planta hidroeléctrica transforma la energía cinética de una masa de agua en energía eléctrica.
Generalmente una planta hidroeléctrica recoge a una cota superior una masa de agua, presente en cursos de
agua o en embalses naturales, y la encanala en una maquinaria electromecánica puesta en una cota inferior,
donde tiene lugar la generación de energía eléctrica. El desnivel entre el nivel superior e inferior se llama
salto, mientras que la cantidad de agua empleada en la unidad de tiempo se denomina caudal. Salto y caudal
determinan la potencia teórica de la planta, o sea la cantidad de energía eléctrica producida en la unidad de
tiempo.
Las plantas hidroeléctricas pueden ser regulables o no regulables. Son plantas regulables las que están
dotadas de una capacidad de embalse en la toma del curso de agua apta a modificar el régimen de los
caudales empleados por la central respecto al reflujo natural (a embalse o a depósito), mientras que son
plantas no regulables las plantas hidroeléctricas a cursos de aguas fluyentes. Las plantas a embalse y a
depósito explotan el flujo hídrico natural de lagos o embalses artificiales, de los que en algunos casos se
aumenta la capacidad con barreras o presas. Las plantas a depósito, además, alcanzan la disponibilidad de
agua en el depósito superior a través del levantamiento electromecánico (con bombas o con la misma turbina
de producción) del depósito que está río abajo. Las plantas hidroeléctricas fluyentes, en cambio, no disponen
de ninguna capacidad de regulación de los flujos, por lo que el caudal aprovechado coincide con el

99


disponible en el curso de agua (río, torrente, etc.), así que la turbina produce con formas y tiempos
totalmente dependientes de la disponibilidad del curso de agua.
Las plantas de las que dispone Enel Green Power son constituidas esencialmente por “minicentrales
hidroeléctricas” (plantas de tamaño pequeño, cuya capacidad máxima varía según la jurisdicción en la que se
encuentran; en Italia, estas plantas tienen capacidad instalada inferior a 1 MW), por “pequeñas centrales
hidroeléctricas” (en Italia, plantas con potencia comprendida entre 1 MW y 10 MW) y por “grandes plantas
hidroeléctricas” (en Italia, plantas con potencia superior a 10 MW) de tipología fluyente.
Las plantas hidroeléctricas se caracterizan por (i) una elevada velocidad de entrada en servicio –unos
minutos– que las hace idóneas para llevar a cabo funciones de punta y de reserva, (ii) una gran flexibilidad
en términos de capacidad de seguir el curso rápidamente mudable de la carga en los períodos de punta, (ii)
una elevada disponibilidad, continuidad y seguridad del servicio.
Según la experiencia del Emisor, las fases y los tiempos medios necesarios para el desarrollo de un proyecto
hidroeléctrico pueden variar de un mínimo de 4 a un máximo de 10-12 años.
Las comprobaciones preliminares para la realización de una planta hidroeléctrica consisten en la evaluación
del recurso (agua) disponible, en mediciones topográficas y estudios geológicos. Se verifica asimismo la
presencia de carreteras de acceso al sitio y la distancia de la línea de transporte de la energía generada. En
esta fase se comprueba la presencia de posibles vínculos ambientales y la cercanía a comunidades locales y
se lleva a cabo un proyecto preliminar de la planta, se consideran, de forma aproximada, los costes de
realización y se calculan la posible capacidad instalada y la producción prevista.
La fase de ingeniería consiste en la realización del proyecto de la planta hidroeléctrica incluidas las obras
civiles de regulación de las aguas, de las piezas electromecánicas de la planta (turbina, generador), del
sistema de control y gestión de la planta y de las obras para la conexión a la línea de transmisión de la
energía generada.
Durante la fase de permitting se solicitan todas la autorizaciones necesarias a la realización y sucesiva
gestión de la planta hidroeléctrica (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.3 del Folleto).
Por último, la fase de realización de la planta puede tener una duración muy variable, en función de la
envergadura de las obras civiles que se deben llevar a cabo, de la facilidad de acceso al sitio y de la
disponibilidad local de materiales de construcción. En el mejor de los casos, se pueden realizar pequeñas
plantas hidroeléctricas en un período comprendido entre 9 y 12 meses. En el caso de grandes plantas, en las
que pueden requerirse grandes presas y obras de transporte como largos canales y galerías, el tiempo de
realización de la planta puede llegar hasta 7 años.
Entre las varias fuentes de producción de energía renovable, la hidroeléctrica ocupa un lugar de absoluto
relieve a nivel mundial, a fecha de 31 de diciembre de 2007; de hecho, la capacidad instalada total en el
sector hidroeléctrico era equivalente a unos 923 GW22 y se prevé que pueda alcanzar de 1196 GW23 a 1299
GW24 en 2020, con una tasa de crecimiento anual equivalente al 2% y al 3%25.

22
23
24
Fuente: Elaboración de International Energy Agency, World Energy Outlook 2009, 450 Scenario.
25
Fuente: Elaboraciones de International Energy Agency, World Energy Outlook 2009; las dos tasas de crecimiento se han obtenido respectivamente
del Reference y del 450 Scenario.

100

Sección I

Geotérmicas
Por energía geotérmica se entiende la energía contenida en forma de calor en el subsuelo que de forma
constante se transfiere hacia la superficie. Esta energía, presente en cualquier parte, puede aprovecharse
económicamente cuando un fluido atrapado en un depósito subterráneo alcanza la superficie a través de
fallas de la corteza terrestre o pozos artificiales. La mayoría de los recursos geotérmicos de alta temperatura
se encuentra en algunas áreas tectónicas, entre ellas Italia, Islandia, Indonesia y otros países asiáticos, Nueva
Zelanda así como algunos países del continente americano, caracterizados por la presencia de volcanes y
mayor sismicidad.
Las plantas de generación geotermoeléctrica pueden emplear un ciclo a vapor o un ciclo binario en relación a
los diferentes tipos de campos geotérmicos y por lo tanto a las características termodinámicas del fluido
erogado por los pozos. En particular, cuando las temperaturas de depósito son superiores a 180ºC (ciclo a
vapor), el vapor geotérmico se introduce directamente en una turbina a la que está acoplado un generador
eléctrico. Cuando las temperaturas de los campos geotérmicos son inferiores a 180ºC (ciclo binario), el calor
del fluido geotérmico se utiliza para vaporizar un fluido orgánico con un bajo punto de ebullición, que se
introduce en una turbina conectada a un generador de corriente eléctrica. En ambos casos, sucesivamente se
vuelve a inyectar el fluido geotérmico en el depósito, sin que se produzcan emisiones artificiales.
El desarrollo de proyectos geotérmicos se articula a través de una serie de actividades estrictamente
interconectadas, que requieren competencias heterogéneas y especializadas, que van de la gestión de riesgos
a competencias ingenierísticas y geológicas. Además de ser el operador activo desde hace más tiempo en este
sector, Enel Green Power está presente en todas las fases de la cadena del valor, que van de la exploración
superficial a la puesta en marcha de las plantas, produciendo sinergias y mitigando los riesgos relacionados
con la actividad.
El tiempo necesario al desarrollo de un proyecto geotérmico cubre un período entre 4 y 5 años.
En particular, la identificación de campos geotérmicos empieza con la exploración superficial, que incluye
investigaciones geológicas, geoquímicas, geofísicas y la perforación de pozos exploratorios (con varios
centenares de metros de profundidad) para mediciones de temperatura (gradiente geotérmico) y de flujo de
calor terrestre.
A partir del análisis y la interpretación de los datos recogidos se decide si seguir con la exploración profunda,
que consiste en la perforación de algunos pozos exploratorios y en su caracterización con pruebas de
inyección y producción, para comprobar la presencia y las características de un depósito geotérmico
industrialmente explotable.
Esta es la fase más importante de todo el proceso, porque con los pozos exploratorios se determinan los
parámetros principales (profundidad del depósito, condiciones de temperatura y presión, permeabilidad de la
formación rocosa que constituye el depósito, características químicas de los fluidos de capa, etc.) a partir de
los que se toma la decisión de seguir con la fase de desarrollo, que incluye la perforación de los pozos
necesarios a la producción y reinyección de los fluidos, la instalación de plantas de separación, de las
tuberías de transporte para las fases líquida y vapor, y la construcción de la central para la producción
eléctrica.
Los costes de producción de la energía geotermoeléctrica están fundamentalmente vinculados a la elevada
inversión inicial para cada kW instalado y son bastante distintos para los varios campos, en relación a sus
diferentes características. Los costes de perforación de los pozos tienen una fuerte incidencia (50-60%) en la
inversión total y son fuertemente condicionados por las características de los depósitos geotérmicos.

101


A raíz de los altos costes de inversión (los más elevados en comparación con otras fuentes renovables), el
coeficiente de carga actual equivalente a casi el 73% (sin embargo se estima que podrá alcanzar el 90% en
2050 a través de un proceso de renovación del parque de instalaciones y de modernización tecnológica26)
hace que los costes de generación (euro/MWh) sean comparables con los del sector eólico, con la gran
ventaja de tener la generación disponible de forma continua las 24 horas y no sujeta a eventos atmosféricos.
En fecha de 31 de diciembre de 2007, la potencia instalada en el sector geotérmico a nivel mundial era
equivalente a casi 11 GW27, y se prevé que pueda alcanzar de 19 GW28 a 20 GW29 en 2020, con una tasa de
crecimiento media anual equivalente al 4% y al 5%30. El mercado se caracteriza por un crecimiento lento
pero constante, con la tendencia a explotar principalmente los sistemas geotérmicos con temperaturas más
elevadas, por medio de plantas de ciclo a vapor y, en segundo lugar, los sistemas caracterizados por
temperaturas inferiores a través de plantas de ciclo binario, generalmente de tamaños más pequeños.
Eólico
La energía eólica es la energía del viento, generada por el movimiento de masas de aire que se desplazan de
áreas de alta presión atmosférica hacia áreas adyacentes de baja presión, con una velocidad proporcional a la
diferencia de presión. La energía eólica se explota por medio de generadores eólicos capaces de transformar
la energía eólica en energía mecánica de rotación para la producción de energía eléctrica. Esta conversión se
realiza por medio de un rotor, constituido por palas ensambladas sobre un buje, conectado a través de un
árbol y un multiplicador de giros a un generador eléctrico que, a través de sistemas de transformación y
conexión, introduce energía en la red eléctrica. Las principales características que distinguen un generador
eólico son el diámetro del rotor, la tipología y potencia del generador, el sistema de control de la orientación
de las palas y la clase de viento característica.
También el desarrollo de proyectos eólicos se articula a través de una serie de actividades conectadas entre sí,
en relación con las que el Grupo ha desarrollado competencias consolidadas y especializadas. Según la
experiencia del Emisor, las fases y los tiempos medios necesarios para el desarrollo de un proyecto eólico
pueden variar de un mínimo de 2 a un máximo de 4 años.
La fase del desarrollo de un proyecto eólico empieza con la selección de un sitio, inicialmente realizada
teniendo en cuenta todos los datos técnicos y ambientales disponibles, con el fin de identificar todos los
vínculos existentes de naturaleza técnica, económica y ambiental.
Paralelamente a la realización de análisis técnicos, se comprueba también el impacto ambiental del proyecto
en las áreas limítrofes, de acuerdo con las normativas locales aplicables (véase Sección I, Capítulo VI,
Párrafo 6.1.4 del Folleto).
Estos estudios iniciales consideran todos los aspectos que serán objeto de sucesivos controles y evaluaciones
más extensas, con el fin de poner de relieve inmediatamente posibles “puntos débiles” de la iniciativa.
Una vez que se haya identificado un sitio en el que se considere idóneo llevar a cabo más análisis técnicos
para definir puntualmente la velocidad del viento, estimada en una fase preliminar de scouting a través del
estudio de mapas anemológicos del área, los resultados de modelización por ordenador, los datos de las

26
Fuente: International Geothermal Association - Fridleifsson, I.B. et al., 2008: The possible role and contribution of geothermal energy to the
mitigation of climate change, IPCC Scoping Meeting on Renewable Energy Sources, Luebeck, Alemania 21-25 de enero de 2008.
27
28
29
30

102

Sección I

oficinas meteorológicas o de otro tipo, y después de obtener los derechos necesarios sobre las tierras del área
interesada, se procede a la instalación de una torre anemométrica. Se empieza entonces la monitorización, de
la duración mínima de un año, necesaria para determinar puntualmente el recurso energético y para adquirir
las informaciones necesarias a la evaluación económica para verificar la viabilidad comercial del proyecto.
Se empieza también un estudio detallado para identificar las limitaciones ambientales a fin de determinar el
procedimiento de autorización a seguir, se comprueban las limitaciones urbanísticas y arqueológicas y se
completa el estudio de viabilidad de la planta de generación.
Se realiza, entonces, el proyecto general de la planta necesario para obtener las autorizaciones previas a la
construcción. Solo sucesivamente se pasa a elaborar el proyecto ejecutivo, a obtener las autorizaciones
necesarias y a empezar con la construcción.
En el mercado mundial la energía de fuente eólica está creciendo con fuerza, a fecha de 31 de diciembre de
2007; de hecho, la capacidad instalada total en el sector eólico era equivalente a unos 96 GW31, y se prevé
que pueda alcanzar de 422 GW32 a 559 GW33 en 2020, con una tasa de crecimiento medio anual equivalente
al 12% y al 15%34.
Solar
La energía solar deriva de la radiación solar, producida a su vez por los procesos de fusión del hidrógeno
contenido en el sol. La energía solar se puede utilizar o bien por medio de plantas fotovoltaicas que la
convierten directamente en energía eléctrica, o bien por medio de plantas solares térmicas que la convierten
en calor.
Una planta solar fotovoltaica consiste en un conjunto de módulos fotovoltaicos y otros elementos. Los
módulos fotovoltaicos constituyen el elemento principal de la planta porque su exposición a la radiación
solar determina la producción de energía. Dentro del módulo se encuentran las células fotovoltaicas,
generalmente constituidas por “cortes” delgados de silicio (un semiconductor obtenido de la arena a través de
un proceso químico-físico) que, debidamente tratados, dan lugar a la conversión directa de la energía
luminosa en energía eléctrica. Dependiendo de las características del material utilizado para realizar la célula
se habla de módulos de silicio monocristalino (la célula se obtiene de un bloque de silicio cilíndrico en el que
los átomos están dispuestos para formar un único cristal), policristalino (los átomos de silicio están
dispuestos para formar una multitud de cristales unidos entre ellos dentro de trozos en forma de lingote),
amorfo (los átomos de silicio están dispuestos en forma desordenada, colocados sobre un sustrato de vidrio).
Estos tres tipos de células, y por lo tanto los módulos derivados de ellas, se diferencian en la apariencia y la
eficiencia, que disminuye gradualmente pasando de monocristalino a amorfo. Hay otro tipo de módulos
fotovoltaicos, los módulos de “capa delgada” producidos a través de una nueva tecnología que permite crear
células más delgadas y económicas, formadas por varias capas de diferentes materiales semiconductores (a
base de silicio o no). Estos módulos poseen una mayor resistencia de producibilidad a altas temperaturas y
una menor pérdida de producibilidad en el tiempo en comparación con otras tecnologías.
Enel Green Power está desarrollando una cadena italiana de fabricación para la producción de módulos
fotovoltaicos de capa delgada de alta eficiencia.

31
32
33
34
Fuente: Elaboración de International Energy Agency, World Energy Outlook 2009; las dos tasas de crecimiento se han obtenido respectivamente

103


Los otros componentes que constituyen las plantas fotovoltaicas son las estructuras de soporte de los
módulos, el inversor, el sistema de control, los medidores de energía, los cuadros eléctricos y los cables de
conexión.
La tecnología de las plantas solares térmicas de concentración transforma la energía irradiada por el sol en
energía térmica, es decir, en calor, que puede ser utilizado para producir energía eléctrica por medio de
turbinas. El centro de un sistema solar térmico de concentración es el campo solar, constituido por espejos, a
menudo de forma parabólica, que concentran la luz directa del sol sobre un tubo receptor. Dentro del tubo
circula un fluido (fluido termovector) que calentándose permite el transporte de la energía a un
intercambiador de calor. A través de este dispositivo el calor se transmite al agua, que se convierte en vapor y
este, a su vez, se utiliza para mover las turbinas conectadas a unos alternadores que generan corriente
eléctrica.
En las plantas solares térmicas de concentración más avanzadas hay un depósito de almacenamiento del
fluido termovector que permite disponer de energía térmica también en tiempos de poca o ninguna insolación
(como la noche), permitiendo la continuidad de funcionamiento de la planta.
El ciclo de vida de una planta solar se puede dividir en tres fases principales: la fase de desarrollo, la de
realización y, por último, la de explotación.
Según la experiencia del Emisor, el proceso de desarrollo de este tipo de plantas se articula en 4 fases y
requiere un período entre dieciocho y treinta meses para completarse.
La fase de desarrollo de un proyecto solar empieza con la selección de un sitio potencialmente adecuado,
llevada a cabo teniendo en cuenta la producibilidad, la proximidad a la red de transmisión, las posibles
restricciones ambientales y los derechos sobre las tierras interesadas, y el impacto sobre la comunidad local.
Los aspectos clave de la verificación de la viabilidad técnica consisten en la caracterización puntual de la
ubicación del sitio, las condiciones de acceso, la geomorfología del sitio (pendiente, orientación, proximidad
a bosques, cursos de agua, manantiales, consistencia geológica, etc.), la superficie total disponible y las
condiciones de ensombrecimiento.
Durante la fase de permitting se solicitan todas la autorizaciones necesarias a la realización y sucesiva
gestión de la planta solar (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.3 del Folleto). La fase siguiente consiste
en la realización el proyecto de la planta, incluida la evaluación de la potencia que se debe instalar, y de la
producción, llevada a cabo sobre la base de las informaciones obtenidas durante la fase de scouting del sitio.
En el mercado mundial la energía de fuente solar está creciendo con fuerza, a fecha de 31 de diciembre de
2007; de hecho, la potencia instalada total en el sector solar era equivalente a unos 9 GW35, y se prevé que
pueda alcanzar de 102 GW36 a 137 GW37 en 2020, equivalente al 21% y al 23%38.
Otras fuentes
- Biomasa
La biomasa es materia orgánica que no ha sido sometida al proceso de fosilización (y ello la distingue de los
combustibles fósiles como el petróleo, el carbón, el metano, etc.) En particular, son compuestos orgánicos

35
36
37
Fuente: Elaboraciones de International Energy Agency, World Energy Outlook 2009, 450 Scenario.
38

104

Sección I

formados principalmente por carbono, oxígeno e hidrógeno, y tienen un valor calorífico más bajo que el de
otros compuestos orgánicos (como el carbón y la turba).
Las biomasas pueden ser clasificadas como biomasas vegetales (leñosas, no leñosas, residuos tratados o
combustibles tratados) o biomasas animales.
La valorización energética de los materiales orgánicos contribuye a la producción de energía térmica y, con
plantas de tamaño medio o grande, se puede producir también energía eléctrica. La biomasa se puede
convertir en energía (calor o electricidad) o en vectores energéticos (aceite o gas), utilizando tanto las
tecnologías de conversión termoquímicas como las bioquímicas. Entre todas, la combustión es la más
utilizada, sobre todo por sus bajos costes; otros métodos de conversión termoquímica de las biomasas son la
gasificación y la pirólisis. La pirólisis degrada térmicamente la biomasa, a temperaturas entre 200°C y
600°C, en ausencia de oxígeno, y da lugar a un gas residual, compuesto principalmente de vapor y dióxido
de carbono y un combustible sólido con una densidad energética superior, que hace más fácil el transporte.
La gasificación consiste en la oxidación parcial de la biomasa a temperaturas entre 800°C y 1100°C: el
producto de este proceso es un combustible gaseoso, compuesto principalmente de hidrógeno y monóxido de
carbono. Los métodos de conversión bioquímica más utilizados son la fermentación, a través de la cual se
puede extraer etanol del azúcar, y la digestión anaeróbica, que lleva a la formación de biogás. Por último, a
partir de semillas vegetales se puede extraer mecánicamente el biodiesel.
A pesar de que la conversión de la biomasa genera emisiones, estas se consideran una fuente de energía con
impacto ambiental cero. De hecho, durante su crecimiento, las plantas absorben el dióxido de carbono del
aire y, a través de la fotosíntesis, lo convierten en celulosa y lignina, gracias a la energía proporcionada por
los rayos solares que se “almacena” en la biomasa. A consecuencia de la combustión de la biomasa se
producen emisiones de dióxido de carbono que, por lo tanto, vuelven a entran en el ciclo normal del carbono
y llevan a un equilibrio entre el dióxido de carbono que se emite y se absorbe.
- Cogeneración
La cogeneración es la producción conjunta y simultánea de energía eléctrica (o mecánica) y calor útil a partir
de una sola fuente energética, que se lleva a cabo en un solo sistema integrado que utiliza el mismo
combustible con dos objetivos diferentes. Esta tecnología permite, por lo tanto, un uso más eficiente de la
fuente de energía primaria, con ahorros económicos en los procesos de producción, sobre todo donde existe
contemporaneidad entre las extracciones eléctricas y las extracciones térmicas.
Generalmente los sistemas de cogeneración están formados por un motor primario, un generador, un sistema
de recuperación térmico e interconexiones eléctricas.
El motor primario es cualquier motor que se utiliza para convertir el combustible en energía mecánica, el
generador la convierte en energía eléctrica, mientras que el sistema de recuperación térmico recoge y
convierte la energía contenida en el escape del motor primario en energía térmica utilizable.
La producción combinada puede aumentar la eficiencia de uso del combustible fósil hasta más del 80%, lo
que permite obtener, respecto a la producción separada de electricidad y calor, una reducción de los costes y
de las emisiones de contaminantes y gases de efecto invernadero.
Respecto a las centrales eléctricas, la cogeneración tiene naturaleza distribuida y se realiza mediante
pequeñas plantas que son capaces de generar calor y electricidad para grandes instalaciones (por ejemplo,
hospitales, hoteles, etc.) o pequeños centros urbanos. La combustión en las pequeñas centrales de
cogeneración alcanza ahorros hasta el 40% en el uso de fuentes primarias de energía.

105


Además del beneficio que deriva de un mejor uso del combustible con respecto a la generación
termoeléctrica convencional, la presencia de una planta de cogeneración bien dimensionada permite
aumentar la seguridad del suministro de electricidad y mejorar su calidad, protegiendo contra apagones y
caídas de tensión.
6.1.2 Unidades de negocio a través de las que el Grupo opera
A la fecha del Folleto, el Grupo opera a través de las siguientes unidades de negocio en el sector de la
generación de energía de fuentes renovables:
▪ Italia y Europa;
▪ Norteamérica;
▪ Península Ibérica y América Latina.
A través de la unidad de negocio Enel.si, sociedad completamente controlada por Enel Green Power, además,
el Grupo también es activo en la oferta de productos, servicios y soluciones integradas para la realización de
plantas de generación distribuida de energía (fotovoltaica, miniplantas eólicas, solar térmica, bombas
geotérmicas y demás) para el ahorro y la eficiencia energética en los usos finales, a través de una red de
franquicias formada, a 30 de junio de 2010, por 548 instaladores, comercios y puntos de venta especializados
distribuidos de forma capilar en el territorio nacional (517 a 31 de diciembre de 2009).
Los datos operativos y financieros pro forma relativos al ejercicio 2009 incluido en este capítulo y
distribuido entre las distintas unidades de negocio en el que el Grupo opera, no difieren de los datos
históricos correspondientes relativos al ejercicio 2009, a excepción de España y Portugal incluidos en la
Península Ibérica y América Latina, teniendo en cuenta la actividad operada dentro de esta área por parte de
Enel Green Power España.
6.1.2.1 ITALIA Y EUROPA
Dentro del área Italia y Europa, el Grupo opera en Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumania. 30 de junio
de 2010, el Grupo disponía en esta área de 376 plantas y de una potencia neta total instalada de 2.897 MW y,
en el primer semestre de 2010, la producción neta de energía ha sido de un total de 6.632 GWh, de los que el
28% sujeto a un incentivo (12.047 GWh de los que el 28% sujeto a incentivo en el ejercicio 2009).

106

Sección I

número de plantas del Grupo dentro del área Italia y Europa repartidas por fuente de generación a 30 de junio
de 2010 y para el primer semestre 2010 así como a 31 de diciembre de 2009 y para el ejercicio 2009.
PRIMER SEMESTRE DE 2010 HIDROELÉCTR GEOTÉRMICAS ENERGÍA ENERGÍA FUENTES
ICAS EÓLICA SOLAR
Potencia neta instalada (MW) 1.519 695 679 4 - 2.897
Producción neta (GWh) 3.530 2.512 590 - - 6.632
Coeficiente de carga (%) 53 83 21 3 - 53
Plantas (nº) 290 33 49 4 - 376

EJERCICIO DE 2009 HIDROELÉCTR GEOTÉRMICAS ENERGÍA ENERGÍA FUENTES
ICAS EÓLICA SOLAR
Potencia neta instalada (MW) 1.519 695 641 4 - 2.859
Producción neta (GWh) 6.248 5.000 797 2 - 12.047
Coeficiente de carga (%) 47% 84% 17% 5% - 50%
Plantas (nº) 290 33 48 4 - 375

A 30 de junio de 2010, el Grupo daba trabajo en el área Italia y Europa a 1.773 empleados.
En esta área, la venta de la energía producida por las plantas del Grupo se realizaba con modalidades
diferentes en los distintos países en los que opera. En particular, en Italia, durante el primer semestre de
2010, el 67% (el 68% en el ejercicio 2009) de la energía se vendió en la Bolsa Eléctrica, mientras que otro
27% (el 22% en el ejercicio 2009) se vendió a través de la celebración de contratos que prevén la entrega
física de la energía producida con el Adquiriente Único, sociedad completamente pública controlada por
GSE, así como con Enel Trade y Enel Produzione, sociedades completamente controladas por Enel. El
restante 6% (el 10% en el ejercicio 2009) de la energía producida se vendió a precio incentivado a GSE. En
particular, a fecha del Folleto, el Emisor posee dos contratos que prevén la entrega física de la energía
producida al Adquiriente Único. El precio pagado por la venta de la energía es fijo para uno de los contratos,
mientras que para el otro está indexado, entre otras cosas, a la media aritmética mensual de las cotizaciones
del Brent en un mes determinado, calculada sobre la base de media mensual de los valores diarios publicados
por el Banco Central Europeo del tipo de cambio euro/USD en el mes de referencia.
Con el fin de limitar la exposición a las fluctuaciones del precio de mercado de la energía que se registra en
la Bolsa Eléctrica, el Grupo estipula con Enel Trade contratos derivados relativos a un elevado porcentaje de
la producción esperada en Italia por varios ejercicios consecutivos, con el objetivo de cubrir alrededor del
85% de la producción para un determinado ejercicio en el plazo del ejercicio anterior. Con referencia al
primer semestre de 2010, a través de la estipulación de dichos contratos, solo un porcentaje inferior al 20%
(al 9% en el ejercicio 2009) de la producción vendida en Italia ha sido expuesto en realidad a las
fluctuaciones de los precios de la Bolsa Eléctrica.
En Francia, Grecia y Bulgaria, la venta de la energía producida se realiza a precio fijo, donde se aplican
tarifas reguladas (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto).

107


La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales del área Italia y Europa para el
primer semestre de 2010 y 2009 y para los ejercicios cerrados a 31 de diciembre de 2009 y 2008
no auditado
Ingresos 575 599 1.103 1.175
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity 54 47 118 (31)
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo 629 646 1.221 1.144
EBITDA 469 488 898 838
Resultado Operativo 314 334 581 493
Inversiones brutas 229 No disponible 453 387

En el área Italia y Europa, el Grupo disponía, a 30 de junio de 2010, de un pipeline de un total de 5.773 MW,
repartido como sigue:
(MW) ITALIA GRECIA FRANCIA BULGARIA RUMANIA
Hidroeléctrico 47 5 - - -
Geotérmico 48 - - - -
Eólico 2.356 1.335 457 77 660
Solar 652 - 93 - 16
Otras fuentes 15 12 - - -
Total 3.118 1.352 550 77 676

En el área Italia y Europa, el Grupo disponía, a 30 de junio de 2010, de una cartera de proyectos en
desarrollo (que incluye las categorías “a punto” y “en construcción”) de un total de 436 MW, repartidos
como sigue:
(MW) ITALIA GRECIA FRANCIA BULGARIA RUMANIA TOTAL
Hidroeléctrico 3 9 - - - 12
Geotérmico 33 - - - - 33
Eólico 128 36 84 - 104 352
Solar 39 - - - - 39
Otras fuentes - - - - - -
Total 203 45 84 - 104 436

En particular, el Grupo disponía, a 30 de junio de 2010, de una cartera de proyectos “a punto” de un total de
202 MW, repartidos como sigue:
Hidroeléctrico 1 9 - - - 10
Geotérmico - - - - - -
Eólico 33 36 46 - 70 185
Solar 7 - - - - 7
Total 41 45 46 - 70 202

108

Sección I

Además, en el área Italia y Europa, el Grupo disponía, a 30 de junio de 2010, de una cartera de proyectos “en
construcción” de un total de 234 MW, repartidos como sigue:
Hidroeléctrico 2 - - - - 2
Geotérmico 33 - - - - 33
Eólico 95 - 38 - 34 167
Solar 32 - - - - 32
Total 162 - 38 - 34 234

Italia
En Italia, el Grupo es el principal operador en el sector de la generación de energía de fuentes renovables en
términos de potencia instalada y producción neta39.
En concreto, a 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en Italia de una potencia neta total instalada de 2.653
MW y, en el primer semestre de 2010, tenía una producción neta de energía equivalente a un total de 6.395
GWh (11.732 GWh en el ejercicio 2009).
En la siguiente tabla se detallan el número de plantas del Grupo en Italia, a 30 de junio de 2010, 31 de
diciembre de 2009 y 2008, repartidas por fuente de generación, así como la potencia neta instalada de las
mismas.
PLANTAS (Nº) POTENCIA NETA INSTALADA (MW)
30 DE JUNIO 31 DE DICIEMBRE 30 DE JUNIO 31 DE DICIEMBRE
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas hidroeléctricas 288 288 289 1.509 1.509 1.510
Plantas de energía eólica 31 31 27 445 429 362
Plantas geotérmicas 33 33 32 695 695 671
Plantas de energía solar 4 4 4 4 4 4
Total 356 356 352 2.653 2.637 2.547

La siguiente tabla detalla la producción neta (GWh) y el coeficiente de carga de las plantas del Grupo en
Italia, repartidas por fuente de generación, para el primer semestre de 2010 y 2009, así como para el ejercicio
2009 y 2008.
PRODUCCIÓN NETA COEFICIENTE DE CARGA
(GWh) (%)
PRIMER SEMESTRE EJERCICIO PRIMER SEMESTRE EJERCICIO
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas hidroeléctricas 3.514 3.618 6.231 5.235 54 55 47 40
Plantas geotérmicas 2.512 2.477 5.000 5.181 83 85 84 88
Plantas de energía eólica 369 241 499 467 19 15 14 16
Plantas de energía solar 0 1 2 2 3 6 5 5
Total 6.395 6.337 11.732 10.885 56 57 52 49

39
Fuente: elaboraciones Enel Green Power de datos Terna.

109


La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Italia para los
semestres cerrados a 30 de junio de 2010 y 2009, así como para los ejercicios cerrados a 31 de diciembre de
2009 y 2008.
no auditado

Beneficios a terceros 550 588 1.070 1.151
Ganancias / (perdidas) netas derivadas de la gestión del riesgo de 54 47 118 (31)
productos básicos
Beneficio antes de intereses, impuestos y amortizaciones EBITDA 453 480 877 824
Beneficio contable 305 333 572 490
Inversiones brutas de las contribuciones 211 No disponible 343 387

Hidroeléctrico
Enel Green Power es el principal productor de energía de fuente hidroeléctrica no regulable en Italia40. En
particular, a 30 de junio de 2010, Enel Green Power disponía de 288 concesiones de captaciones
hidroeléctricas para plantas no regulables, entre las que 97 cualificadas como “minicentrales hidroeléctricas”
(plantas inferiores a 1 MW), 152 clasificables como “pequeñas centrales hidroeléctricas” (plantas con
potencia comprendida entre 1 MW y 10 MW) y 39 plantas de potencia superior a 10 MW. Estas plantas están
distribuidas en todo el territorio italiano y tienen una potencia neta instalada, a 30 de junio de 2010,
equivalente a 1.509 MW. En el primer semestre de 2010 se ha introducido en la red una producción de
aproximadamente 3,5 millones de MWh, con un coeficiente de carga del 54% (equivalente a 6,23 millones
de MWh y al 47% para el ejercicio 2009).
A la fecha del Folleto, se está llevando a cabo un programa de renovación y repotenciación de algunas de
estas plantas, que prevé la instalación de nuevas maquinarias. Las plantas hidroeléctricas del Grupo son
utilizadas en régimen de concesión con vencimiento, la mayor parte de las mismas, en 2029. En la fecha de
vencimiento, las concesiones hidroeléctricas se comisionarán según los apropiados procedimientos de
licitación, según lo previsto por el artículo 12 del Decreto Bersani (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo
6.1.7 del Folleto). Antes de la constitución de la Sociedad, estas concesiones fueron de Enel Produzione
S.p.A. y, a la fecha del Folleto, el correspondiente procedimiento de transferencia a favor de Enel Green
Power ha finalizado, a excepción de algunas plantas para las que los procedimientos de transferencia están
subordinados al cumplimiento de las variaciones y condonaciones iniciadas previamente.
A 30 de junio de 2010, Enel Green Power disponía de 52 plantas hidroeléctricas cualificadas “IAFR” por el
GSE a consecuencia de intervenciones de nueva realización, restablecimiento, potenciación y reconstrucción
y, por lo tanto, admitidas en el sistema de incentivo de los certificados verdes según lo dispuesto en el art. 11
Decreto Legislativo 79/99 y posteriores modificaciones e integraciones.
Geotérmico
En Italia, a 30 de junio de 2010, el Grupo disponía de 33 plantas geotérmicas, situadas en la Toscana, de una
potencia neta instalada de 695 MW, una producción neta para el primer semestre de 2010 equivalente a 2,5
TWh y un coeficiente de carga del 83% (respectivamente equivalente a 5 TWh y al 84% para el ejercicio
2009).

40
Fuente: elaboraciones Enel Green Power de datos Terna.

110

Sección I

Las planta geotermoeléctricas están situadas en Val di Cecina y en el Monte Amiata, en las provincias de
Pisa, Siena y Grosseto, y además permiten alimentar algunas plantas de telecalefacción.
Las habilidades y competencias técnicas del Grupo en este sector se remontan a los años sesenta del siglo
pasado, cuando la empresa matriz emprendió el desarrollo del campo geotérmico de Larderello.
Precisamente en Larderello se instaló en 1913 la primera central geotermoeléctrica en el mundo.
Las competencias decenales adquiridas permiten a Enel Green Power extraer el vapor de pozos con una
profundidad de hasta más de 4.000 metros. La central geotérmica de Bagnore 3, en el Monte Amiata, fue la
primera en ser equipada (desde 2002) con el innovador sistema de reducción de las emisiones AMIS
(Abbattimento Mercurio e Idrogeno Solforato – reducción de mercurio y hidrógeno sulfurado), una
tecnología desarrollada y patentada por la investigación del Grupo Enel que permite reducir
significativamente las emisiones naturales asociadas con el vapor geotérmico que alimenta las centrales
(véase Sección I, Capítulo XI, Párrafo 11.1 del Folleto).
La planta geotermoeléctrica más reciente realizada en Italia es la central de Nuova Lagoni Rossi, situada en
el área de Larderello, con 14 MW de potencia neta eficiente. El proyecto presenta elementos innovadores que
lo ponen a la vanguardia del actual desarrollo tecnológico para la categoría de plantas a la que pertenece. En
particular, la central cumple unas estrictas normativas ambientales y de integración paisajística y además está
equipada con un innovador sistema de televigilancia y telediagnóstico que permite el control a distancia del
grupo y la prevención de posibles anomalías en el funcionamiento. (Véase Sección I, Capítulo V, Párrafo
5.1.5 del Folleto).
Las plantas geotermoeléctricas del Grupo operan a través de 8 concesiones de producción para recursos
geotérmicos, que prevén los vencimientos siguientes:
VENCIMIENTO CONCESIÓN CONCESIONES POTENCIA NETA INSTALADA (MW)
2013 2 (Piancastagnaio, Bagnore) 74,8
2020 1 (Canneto) 29,4
2024 4 (Larderello, Lustignano, Rio Secco, Travale) 536,1
2029 1 (Chiusdino) 54,8

Por otra parte, el Decreto Legislativo nº 22 del 11 de febrero de 2010, en curso de actuación a la fecha del
Folleto, ha establecido, según el art. 16, párrafo 10, que los vencimientos de las concesiones de producción,
referidos a las plantas para la producción de energía eléctrica, se deben alinear a 2024.
En la fecha de vencimiento, las concesiones geotermoeléctricas se comisionarán según los apropiados
procedimientos de licitación, según lo previsto por el artículo 9 del Decreto Legislativo del 11 de febrero de
2010, nº 22 (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto). Antes de la constitución de la Sociedad,
estas concesiones fueron de Enel Produzione S.p.A. y, a la fecha del Folleto, el correspondiente
procedimiento de transferencia a favor de Enel Green Power ha finalizado.
En el 20 de diciembre de 2007, Enel S.p.A. ha estipulado un acta de acuerdo con la Región Toscana, de
conformidad con la cual, con el fin de asegurar el ejercicio unitario de la gestión del recurso geotérmico, la
Región Toscana se compromete a: (i) favorecer la unificación de los vencimientos de las concesiones
vigentes a 2024, incluida la concesión de Chiusdino, en vencimiento a 2029 y (ii) contener, de conformidad
con las normas nacionales y regionales que regulan la materia y los criterios de simplificación
administrativa, los tiempos de los procedimientos administrativos en la materia. (Véase Sección I, Capítulo
V, Párrafo 5.1.5 del Folleto).

111


A 30 de junio de 2010, Enel Green Power disponía de 17 plantas en función cualificadas “IAFR” por el GSE
a consecuencia de intervenciones de nueva realización, potenciación y reconstrucción y, por lo tanto,
admitidas en el sistema de incentivo de los certificados verdes según lo dispuesto en el art. 11 del Decreto
Legislativo 79/99 y posteriores modificaciones e integraciones. Enel Green Power además dispone de 2
plantas que se benefician del incentivo CIP/6, con vencimiento a lo largo de 2010.
Eólico
En Italia, a fecha 30 de junio de 2010, el Grupo dispone de 31 plantas eólicas, situadas en Sicilia, Cerdeña,
Molise, Abruzos y Basilicata, con una potencia neta instalada de aproximadamente 445 MW, una producción
introducida en red para el primer semestre de 2010 de aproximadamente 369 GWh y un coeficiente de carga
del 19% (para el ejercicio 2009 la producción introducida en red era equivalente a unos 500 GWh y el
coeficiente de carga a un 14%).
En concreto, en esta fecha, el Grupo disponía de:
- en Sicilia 16 plantas de una potencia neta instalada equivalente a 198 MW, principalmente en la
provincia de Palermo y Siracusa;
- en Cerdeña 6 plantas con una potencia total instalada equivalente a 161 MW, entre las que se
encuentran las centrales de Littigheddu (Sassari) con una potencia instalada de 54 MW, Tula II
(Sassari) con una potencia instalada de 60 MW y Sa Turrina Manna (Sassari), con una potencia
instalada de 24 MW;
- en Molise 7 plantas con una potencia total instalada equivalente a 77 MW, entre las cuales se
encuentra la central de Acquaspruzza (Isernia), con una potencia instalada de 24 MW;
- en Abruzos y Basilicata 2 plantas con una potencia neta instalada de 10 MW.
El 13 de enero de 2010, el Emisor compró a McKelcey Funds la mayoría de las participaciones de las
sociedades Maicor Wind S.r.l. y Enerlive S.r.l., sociedades titulares de un pipeline de 3 proyectos eólicos en
la provincia de Catanzaro, por una potencia total de 64 MW (véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5 del
Folleto). Además, en la misma región, Enel Green Power está llevando a cabo el proyecto para la realización
de la planta eólica de Motta San Giovanni –Montebello Jonico– Bagaladi, en la provincia de Reggio
Calabria, con una potencia total de 33,15 MW. Los procesos de concesión de licencias se han cerrado
positivamente con la aprobación por parte de la región de Calabria, Departamento de Actividades
Productivas, en el transcurso de la conferencia de servicios, respectivamente en fecha 12 de enero y 15 de
febrero de 2010. A diferencia de las plantas hidroeléctricas y geotermoeléctricas, para las centrales eólicas no
son necesarias concesiones para que operen, aunque sí es necesaria la Autorización Única según el Decreto
Legislativo nº 387 del 2003 (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto), que han obtenido las
dos plantas. Las actividades preliminares al comienzo de las obras empezaron en septiembre de 2010 y la
entrada en funcionamiento está prevista para el 30 de noviembre de 2011.
A 30 de junio de 2010, todas las plantas eólicas en función recibieron la calificación de “IAFR” por parte del
GSE y, por tanto, fueron admitidas en el sistema de incentivos de los certificados verdes según el art. 11 del
Decreto Legislativo 79/99.
Solar
En Italia, en 30 de junio de 2010, Enel Green Power disponía de 4 plantas fotovoltaicas, situadas en
Campania, Cerdeña y Sicilia, de una potencia neta instalada de 4 MW, una producción neta para el primer

112

Sección I

semestre de 2010 de 0,4 GWh y un coeficiente de carga del 3% (para el ejercicio 2009, la producción neta
equivalía a 2 GWh y el coeficiente de carga se situaba en el 5%).
En el sector fotovoltaico, Italia está entre los países con un mayor potencial de crecimiento de Europa41,
gracias a sus características ambientales favorables, la alta radiación solar y los incentivos al desarrollo. En
lo que atañe a la irradiación efectiva y la existencia de numerosos lugares idóneos, las regiones en las que se
prevé el desarrollo mayor son las del centro y sur del país.
En Campania, Enel Green Power está construyendo, a raíz de un acuerdo estipulado por el Emisor con el
Centro Ingrosso Sviluppo Campania y el Interporto Campano, una planta fotovoltaica roof-top en el
municipio de Nola con una potencia instalada de 25 MW, que entrará en función en el cuarto trimestre de
2010. Esta planta representa, en Italia y a nivel mundial, uno de los mayores proyectos solares integrados en
techos provistos de una innovadora tecnología y será instalado en los tejados de establecimientos
comerciales y logísticos a través de innovadores módulos fotovoltaicos flexibles de capa delgada en silicio
amorfo.
Además, Enel Green Power está construyendo una planta fotovoltaica roof-top, con potencia instalada de 4
MW, en Apulia en los tejados de edificios industriales del grupo Marcegaglia. La planta, poseída en un 51%
por Enel Green Power y en un 49% por el grupo Marcegaglia, entrará en funcionamiento en 2010 y será
dotada en su mayor parte de módulos fotovoltaicos flexibles de capa delgada en silicio amorfo.
El 18 de marzo de 2010, Enel Green Power y Finpiemonte Partecipazioni S.p.A. (sociedad con capital
predominante en la región de Piamonte) constituyeron la sociedad Enel Green Power Strambino Solar S.r.l.
con el objeto de realizar y gestionar una planta fotovoltaica de cerca de 3 MW en Strambino, en la provincia
de Turín, cuya puesta en marcha está prevista para finales del 2010 y que será realizada con paneles
fotovoltaicos de silicio policristalino.
A diferencia de las plantas hidroeléctricas y geotermoeléctricas, para las plantas fotovoltaicas no son
necesarias concesiones para que estas operen, pero sí la Autorización Única según el Decreto Legislativo nº
387 del 2003 (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto).
Las plantas fotovoltaicas de Enel Green Power que han entrado en funcionamiento antes del 2009 no se
benefician de ningún sistema de incentivo (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto).
En el ámbito de su estrategia de desarrollo de la presencia en toda la cadena de valor del fotovoltaico, a fecha
4 de enero de 2010, Enel Green Power ha firmado con Sharp Corporation (“Sharp”) y STMicroelectronics
NV (“STM”) un acuerdo para la construcción de la fábrica de paneles fotovoltaicos más grande en Italia. A
este respecto, el Emisor, Sharp y STM tienen una participación del 33,33% cada uno en la joint venture 3Sun
S.r.l., propietaria de la planta, ubicada en Catania, para la producción de paneles de capa delgada. La fábrica
tendrá inicialmente una capacidad productiva anual de paneles fotovoltaicos de 160 MW, que, hasta el 2014,
se podrá aumentar hasta un máximo de 480 MW. Se prevé que la producción de paneles se inicie en el
segundo semestre de 2011. Además, en el centro de investigación ubicado en Catania, Enel Green Power y
Sharp están llevando a cabo experimentos acerca de la tecnología solar de concentración.
En la misma fecha, Enel Green Power, Sharp y Sharp Eletronics (Italia S.p.A.) además han firmado un
acuerdo para crear una joint venture paritaria, Enel Green Power & Sharp Solar Energy, con el objetivo de
desarrollar para el 2016 nuevas instalaciones fotovoltaicas, para una potencia total instalada de
aproximadamente 500 MW en la región mediterránea, utilizando los paneles producidos en la planta de

41
Fuente: European PhotoVoltaic Industry Association, Global market potential and production capacity 2010-2014, marzo de 2010

113


Catania. La eficacia de los acuerdos está condicionada por la aprobación de las autoridades reguladoras
competentes (véase Sección I, Capítulo XXII, Párrafo 22.2 del Folleto).
Por último, siempre en el ámbito de su estrategia de desarrollo, investigación e innovación tecnológica en el
sector fotovoltaico, Enel Green Power colabora con la División de Ingeniería e Innovación de Enel en el
campo de la investigación y plantas experimentales en Sicilia.
Grecia
A fecha 30 de junio de 2010, el Grupo operaba en la producción de energía eólica e hidroeléctrica de tipo
fluyente a través de 13 plantas distribuidas por todo el territorio griego, con una potencia instalada de 133
MW. En concreto, el Grupo dispone de:
- en Macedonia y Tracia 7 plantas eólicas (Aspri Petra, Soros, Geraki, Monastiri I e II, Koutsoutis
Rodas, Lithos Achaia), por una potencia total instalada en fecha 30 de junio de 2010 de 94 MW, y de
una planta hidroeléctrica de tipo fluyente (Glafkos Achaia), por una potencia total instalada a fecha
30 de junio de 2010 de 5 MW;
- en Grecia central 2 plantas eólicas (Heliousti I e II), por una potencia total instalada a fecha 30 de
junio de 2010 de 17 MW, y de una planta hidroeléctrica de tipo fluyente (Perivoli), por una potencia
total instalada a fecha 30 de junio de 2010 de 5 MW;
- en Creta 1 planta eólica por una potencia total instalada a fecha 30 de junio de 2010 de 7 MW.
El 23 de octubre de 2009, el Grupo además ha estipulado un acuerdo para la adquisición de los grupos
Domiki Crete y ATESE de cinco sociedades que, además de poseer una planta en funcionamiento de nueva
construcción, están desarrollando un pipeline de proyectos eólicos por un total de 272 MW, cuya puesta en
marcha se prevé entre el 2011 y el 2015, por un importe de aproximadamente 14 millones de euros. En
particular, se han adquiridos las sociedades (i) Aioliko Voskerou S.A., con un parque eólico en
funcionamiento de 6 MW en Creta y el relativo pipeline y (ii) Aioliko Kouloukonas S.A., con una
autorización para instalar un parque eólico de 5 MW en Creta. Además el acuerdo ha atribuido a Enel Green
Power un derecho de suscripción para la compra de la cuota de control, es decir, de la totalidad del capital
social de tres sociedades de propósito propietarias de un pipeline de proyectos eólicos en Macedonia y en el
área del Peloponeso con una potencia total de 248 MW. La suscripción podrá ser ejercida por Enel Green
Power después de la obtención de las licencias de construcción de los parques eólicos por parte de dichas
sociedades.
Asimismo, el 2 de julio de 2010, en el ámbito de la operación de cesión a Mytilineos Holdings S.A. de la
cuota, equivalente al 50,01% del capital social, poseída por Endesa S.A., sociedad controlada por Enel, en la
sociedad Endesa Hellas Power Generation and Supplies S.A., Enel Green Power ha adquirido de la propia
Endesa Hellas, por un importe total de aproximadamente 20 millones de euros, algunas plantas eólicas ya en
servicio, con una potencia instalada de aproximadamente 6 MW, así como algunas minicentrales
hidroeléctricas ya en servicio con una potencia instalada de aproximadamente 2,8 MW y algunas
minicentrales hidroeléctricas en construcción, por un total de 6,35 MW (véase Sección I, Capítulo XXII,
Párrafo 22.7 del Folleto).

114

Sección I

En la siguiente tabla se detallan el número de plantas del Grupo en Grecia, en fechas 30 de junio de 2010, 31
de diciembre de 2009 y 2008, repartidas por fuente de generación, así como la potencia neta instalada de los
mismos:
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas hidroeléctricas 2 2 1 10 10 4
Total 13 13 9 133 133 91

Grecia, repartidas por fuente de generación, para el primer semestre de 2010 y 2009, así como para el
ejercicio 2009 y 2008:
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas hidroeléctricas 16 11 17 2 37 24 26 9
Total 142 116 262 221 25 18 27 29

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Grecia para los
semestres cerrados a 30 de junio de 2010 y 2009 así como para los ejercicios cerrados a 31 de diciembre de
2009 y 2008:
(En millones de euros) 2010 2009no auditado 2009 2008

Ingresos 15 11 27 24
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity - - - -
EBITDA 11 8 20 18
Resultado operativo 4 4 9 8
Inversiones brutas 1 No disponible 1 -

Francia
Al 30 de junio de 2010, el Grupo operaba con 5 plantas eólicas, con una potencia instalada de 68 MW. En
concreto, en la misma fecha, el Grupo disponía de 2 plantas eólicas en Bretaña (Coat Conval y Leign Ar
Gasprenn) por una potencia neta total instalada de 16 MW, 2 plantas eólicas en la región de Champaña-
Ardenas (Valle D’Arce Champ y Les Eparmonts), por una potencia neta total instalada de 42 MWl y una
planta eólica en el Loira (Pannece) por una potencia neta total instalada de 10 MW.
Además, en el mes de agosto de 2010 entró en funcionamiento la planta eólica de Haut de Conge, en la
región de Champaña-Ardenas, con una potencia total instalada de 24 MW. Enel Green Power France
completó la adquisición de Société d’Exploitation Du Parc Eolien De La Bouleste SAS, sociedad titular de
una planta eólica en la región de Midi-Pyrénées, con una capacidad total instalada de 10 MW. Con la entrada
en servicio de de Haut de Conge, la potencia total instalada en el sector eólico del Grupo en Francia alcanza
los 102 MW.

115


En la siguiente tabla se detallan el número de plantas del Grupo en Francia, a 30 de junio de 2010, 31 de
diciembre de 2009 y 2008, así como la potencia neta instalada de los mismos:

2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas de energía eólica 5 5 No disponible 68 68 No disponible

Francia para el primer semestre de 2010 y 2009, así como para el ejercicio 2009 y 2008:
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas de energía eólica 70 - 42 No disponible 24 - 16 No disponible

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Francia para los
semestres cerrados a 30 de junio de 2010 y 2009 así como para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de
2009*:
Ingresos 8 No disponible 5 No disponible
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity - No disponible - No disponible
EBITDA 4 No disponible 3 No disponible
Resultado operativo (2) No disponible 1 No disponible
Inversiones brutas 3 No disponible 14 No disponible
* Los datos económicos y las inversiones se refieren solo al último trimestre de 2009 debido a que la controlada Enel Green Power France S.A.S., a
través de la cual el Grupo opera en Francia, fue adquirida el 30 de octubre de 2009.

Bulgaria
El Grupo dispone en Bulgaria de dos centrales eólicas, por una potencia total instalada de 42 MW: (i) el
parque eólico de “Kamen Bryag”, situado en Kavarna y puesto en funcionamiento en octubre de 2009, con
una potencia instalada de 21 MW; (ii) el parque eólico de Shabla puesto en funcionamiento en mayo de
2010, con una potencia instalada de 21 MW.
Ambos proyectos han sido adquiridos a través de acuerdos estipulados por Enel Green Power Bulgaria con
Global Wind Power Bulgaria (una controlada de la sociedad danesa Global Wind Power) en 2008
En el ámbito de su estrategia de focalización en los mercados principales, el Grupo ha empezado el proceso
de venta de sus plantas en Bulgaria.

116

Sección I

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Bulgaria para los
semestres terminado el 30 de junio de 2010 y 2009 así como para los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2009 y 2008:
Ingresos 2 - 1 -
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity 0 - - -
EBITDA 2 - - -
Resultado operativo 1 - - (1)

Rumanía
A 31 de julio de 2010, el Grupo está construyendo en Rumanía dos parques eólicos por una potencia total
instalada de 34 MW ambos situados en Tulcea, en la región de Dobrogea, el parque de Cara Constantin y el
parque de Dealul Pietros. Las plantas entrarán en funcionamiento durante el segundo semestre del 2010. En
el primer semestre de 2010, el Grupo ha realizado inversiones en Rumanía por 10 millones de euros.
6.1.2.2 NORTEAMÉRICA
Por medio de Enel North America Inc., el Grupo opera en el sector de la generación de energía procedente de
la biomasa y de las fuentes eólica, hidroeléctrica y geotérmica en Estados Unidos y Canadá.
A 30 de junio de 2010, con 72 plantas, que suman una potencia instalada de unos 788 MW, establecidas en
20 de los Estados Unidos de América y en dos provincias canadienses, Enel North America es una de las
pocas compañías de su sector con una cartera diversificada en 4 tecnologías. En el primer semestre, la
producción de energía del Grupo en Norteamérica alcanzaba un total de 1.384 GWh, con un 52% sujeto a
incentivos (en el ejercicio 2009, 2.428 GWh, con un 55% sujeto a incentivos).
La tabla siguiente muestra la potencia neta instalada, la producción neta de energía, el coeficiente de carga y
el número de plantas del Grupo establecidas en Norteamérica, repartidas por fuente de generación de energía,
correspondientes al 30 de junio de 2010 y durante el primer semestre de 2010, así como al 31 de diciembre
de 2009 y durante el ejercicio 2009.
AL INICIO Y DURANTE EL PRIMER PLANTAS PLANTAS PLANTAS DE OTRAS FUENTES TOTAL
SEMESTRE DE 2010 HIDROELÉCTRICAS GEOTÉRMICAS ENERGÍA EÓLICA
Potencia neta instalada (MW) 314 47 406 21 788
Producción neta (GWh) 542 133 620 89 1.384
Coeficiente de carga (%) 40 66 35 96 40
Plantas (nº) 62 2 7 1 72

AL INICIO Y DURANTE EL EJERCICIO 2009 PLANTAS PLANTAS PLANTAS DE OTRAS FUENTES TOTAL
HIDROELÉCTRICAS GEOTÉRMICAS ENERGÍA EÓLICA
Potencia neta instalada (MW) 314 47 406 21 788
Producción neta (GWh) 997 155 1.127 149 2.428
Coeficiente de carga (%) 36 49 32 80 36
Plantas (nº) 62 2 7 1 72

A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba con 305 empleados en Estados Unidos y Canadá.

117


En Norteamérica, la venta de energía producida se realiza principalmente por medio de contratos de
compraventa de energía (power purchase agreements), contratos de larga duración en los que el precio de
cesión por cada KWh de energía producido puede variar en función de los índices que reflejan la evolución
de la inflación o del precio de determinados productos básicos (como pueda ser la evolución del coste del
petróleo, del carbón o del gas). Un porcentaje residual de la producción es vendido en las bolsas eléctricas
locales, estando sujeto a las fluctuaciones del precio de la energía.
La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales de Norteamérica durante el
primer semestre de 2010 y 2009 y durante los ejercicios, cerrados a 31 de diciembre, 2009 y 2008.
Ingresos 76 73 144 106
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo 85 73 144 106
Commodity
EBITDA 49 48 90 64

En Norteamérica, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con un pipeline de un total de 8.340 MW,
subdividido de la siguiente forma:
(MW) ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA CANADÁ
Eólica 7.907 300
Hidroeléctrica - -
Geotérmica 100 -
Solar 33 -
Total 8.040 300

En Norteamérica, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con una cartera de proyectos en desarrollo (tanto
“a punto” como “en construcción”) de un total de 276 MW, subdivididos de la forma siguiente:
Eólica 200 76
Hidroeléctrica - -
Geotérmica - -
Solar - -
Total 200 76

Más concretamente, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con una cartera de proyectos “a punto” de un
total de 200 MW, subdivididos de esta forma:
Eólica 200 -
Hidroeléctrica - -
Geotérmica - -
Solar - -
Total 200 -

118

Sección I

Además, a 30 de junio de 2010, el Grupo contaba en Norteamérica con una cartera de proyectos “en
construcción” de un total de 76 MW, subdivididos de la siguiente forma:
Eólica - 76
Hidroeléctrica - -
Geotérmica - -
Solar - -
Total - 76

Estados Unidos de América
A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en Estados Unidos de una potencia neta total instalada de 740 MW,
teniendo en el primer semestre de 2010 una producción neta de energía de 1.247 GWh (2.177 GWh en el
ejercicio 2009).
En octubre de 2008, el Grupo inauguró el parque de Smoky Hills, uno de los mayores emplazamientos
eólicos de Kansas y el mayor gestionado por Enel Green Power en el mundo. Dicho emplazamiento,
realizado en dos fases por Enel y desarrollado junto a TradeWind Energy L.L.C., está constituido por dos
plantas (Smoky Hills I y Smoky Hills II) distintas pero geográficamente contiguas. La potencia total es de
250 MW, gracias a 155 generadores eólicos de gran potencia (56 turbinas de 1,8 MW en Smoky Hills I y 99
de 1,5 MW en Smoky Hills II, de 80 metros de alto y provistas de rotores con un diámetro de cerca de 80
metros).
Además, en 2009, Enel North America termina las dos nuevas plantas geotérmicas de Stillwater y Salt Wells,
en el condado de Churchill, Nevada. Dichas plantas, cuya construcción se comenzó en 2007, trabajan con
temperaturas de entre 130 y 150 grados centígrados y con una tecnología de ciclo binario (véase Sección I,
Capítulo VI, Párrafo 6.1 del Folleto). Por otro lado, el 25 de septiembre de 2009, dichas plantas obtuvieron
un incentivo de 61,5 millones de dólares procedentes del American Recovery and Reinvestment Act “1603
Program”, destinado al desarrollo de las fuentes renovables de energía así como a la creación de nuevos
puestos de trabajo en el campo de las energías limpias. El 6 de noviembre de 2009, Enel North America
adquirió una participación accionarial minoritaria en la sociedad Geronimo Wind Energy L.L.C., con la que
además suscribió un acuerdo con el fin de crear una asociación estratégica conjunta, según el cual ambas
compañías cooperarán para el desarrollo del pipeline de Geronimo, que dispone de proyectos con vistas a
alcanzar una potencia de hasta 4.000 MW (localizados en el Medio Oeste septentrional y, potencialmente, en
otras regiones de Estados Unidos). (Véase Sección I, Capítulo XXII, Párrafo 22.3 del Folleto).
El 21 de enero de 2010, Enel North America y la sociedad americana NRG Energy firmaron un acuerdo para
la adquisición de Padoma Wind Power (íntegramente participada por NRG Energy), sociedad especializada
en el desarrollo de energía eólica. Padoma, que se sitúa en California, cuenta con un pipeline eólico de unos
4.000 MW en California, así como dos proyectos en desarrollo en Texas. Asimismo, posee una demostrada
experiencia en el sector eólico, además de competencias específicas en el desarrollo y la estructuración
financiera de plantas eólicas, en gran parte complementarias a las que dispone actualmente Enel North
America. (Véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5 y Capítulo XXII, Párrafo 22.4 del Folleto).
El 22 de septiembre de 2006, Enel North America, a través de la sociedad íntegramente participada Enel
Kansas, LLC, llevó a cabo una inversión para la compra de una participación minoritaria en una sociedad de
desarrollo de proyectos eólicos ubicada en Kansas, Tradewind Energy L.L.C., que en la actualidad dispone
de un pipeline de proyectos eólicos en la parte meridional del Medio Oeste para el desarrollo de 5.500 MW
hasta 2014 y 2.200 MW desde 2015 en adelante. Dicho acuerdo otorga a Enel North America el derecho a

119


invertir y a convertirse en socio único de cada uno de los proyectos del pipeline de Tradewind. A fecha del
Folleto, Enel North America, mediante la sociedad íntegramente participada Enel Kansas, LLC, posee una
participación en Tradewind del 41,23% del capital social, mientras que el restante 58,77% recae en manos de
unos 20 accionistas, entre los que se encuentran Slipstream Energy, LLC y Thomas E. Lauerman Revocable
Trust, que poseen el 17,4% y el 15% respectivamente. El Consejo de Administración de Tradewind está
compuesto por un número de administradores, no inferior a tres, determinado mediante deliberación por al
menos el 66,7% de los socios. A fecha del Folleto, el Consejo de Administración se compone de 5 miembros,
2 de ellos nombrados por Enel North America. Se prevé que las decisiones referentes a determinados tipos de
operaciones relevantes (como las fusiones, transformación o liquidación de la sociedad, venta o
arrendamiento de la totalidad de los activos de la sociedad o de una parte relevante de los mismos y
concesión de garantías a socios o sujetos que formen parte del grupo de estos últimos) sean tomadas por al
menos el 66,7% de los socios.
En 2009 se alcanzó un acuerdo con la mayoría de los accionistas de Tradewind, posteriormente modificado
en 2010, mediante el que se permite la puesta en marcha de un proceso de venta de la sociedad. Dicho
proceso fue puesto en marcha a principios de abril de 2010 y podría concluir en diciembre de 2010. Más
concretamente, el acuerdo prevé que, en caso de ofertas de adquisición de todo el capital social, Enel North
America o bien el resto de socios y titulares de opciones y derechos de adquisición emitidos por Tradewind
posean un derecho de arrastre (drag along), en virtud del cual pueden obligar al resto de socios y titulares de
opciones y derechos de adquisición a ceder al tercio adquiriente sus propias participaciones en la sociedad.
Este derecho puede ser ejercido, entre otras cosas, cuando (i) las ofertas integren determinadas condiciones
establecidas por el Consejo de Administración y se garanticen unas condiciones de venta equivalentes a
todos los socios o bien (ii) cuando la venta haya sido aprobada por dos tercios de los socios de Tradewind.
En la siguiente tabla se establece el número de plantas del Grupo en Estados Unidos a 30 de junio de 2010,
31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como
la potencia neta instalada de las mismas:
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas geotérmicas 2 2 1 47 47 7
Plantas de otras fuentes de energía - - - - - -
Total 70 70 69 740 740 700

120

Sección I

La tabla siguiente muestra la producción neta (GWh) y el coeficiente de carga de las plantas del Grupo en
Estados Unidos, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de 2009
así como durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas de energía eólica 572 489 1.025 688 35 30 31 30
Plantas geotérmicas 133 48 155 37 66 33 49 60
Plantas de otras fuentes de energía - - - - - - - -
Total 1.247 1.087 2.177 1.689 39 34 34 33

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales de Estados Unidos de América
durante los semestres terminados al 30 de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios 2009 y
2008 cerrados a 31 de diciembre.
no auditado
Ingresos 69 65 129 94
EBITDA 46 44 83 60

Canadá
A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en Canadá de una potencia neta total instalada de 48 MW,
obteniendo en el primer semestre de 2010 una producción neta de energía de 137 GWh (251 GWh en el
ejercicio 2009).
Enel Green Power Canada Inc., la filial canadiense de Enel North America, gestiona: (i) una planta de
biomasa (St. Felicien) para la cogeneración de energía producida mediante el uso de corteza de madera y
serrín de 21 MW en Québec. Dicha central proporciona además vapor a una planta de secado de madera de
una serrería vecina; (ii) una planta de energía eólica (St. Laurence) de 27 MW en la provincia de Terranova,
terminada en 2008.
Por otro lado, Enel North America es titular del 49% de la sociedad Star Lake Hydro Partnership, cuyo
restante 51% está participado por el Gruppo Abitibi, que principalmente se dedica a la transformación de la
madera y productos papeleros. Esta sociedad era titular de una planta hidroeléctrica (Star Lake) de 17 MW,
en funcionamiento desde 1998, que fue expropiada en diciembre de 2008 por el Gobierno de Terranova y
Labrador, en el marco de una expropiación de mayor alcance de las actividades del Gruppo Abitibi, en las
que se vio involucrada Enel North America al ser socio minoritario. Enel North America se encuentra a
punto de poner en marcha mediante el tratado NAFTA (North American Free Trade Agreement) un
procedimiento arbitral con el fin de obtener una indemnización por la expropiación. Dicho procedimiento
requerirá cuatro o cinco años hasta su conclusión. Paralelamente, Enel North America continúa buscando
vías de negociación con el Gobierno con el fin de retomar el status quo anterior a la expropiación.

121


La siguiente tabla establece el número de plantas del Grupo en Canadá a 30 de junio de 2010, 31 de
diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como la
potencia neta instalada de las mismas:
30 DE JUNIO 31 DE DICIEMBRE 30 de junio 31 DE DICIEMBRE
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas hidroeléctricas - - - - - -
Plantas de otras fuentes de energía 1 1 1 21 21 21
Total 2 2 2 48 48 48

Canadá, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de 2009 así
como durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas hidroeléctricas - - - - - - - -
Plantas de otras fuentes de energía 89 82 149 172 96 88 80 92
Total 137 136 251 180 65 65 59 79

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Canadá durante los
semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios 2009 y 2008
terminados el 31 de diciembre.
no auditado
Ingresos 7 8 15 12
EBITDA 3 4 7 4
Resultado operativo - 2 2 1

6.1.2.3 PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA
En el área Península Ibérica y América Latina, el Grupo está presente en (i) España y Portugal a través de
Enel Green Power España S.L. (“Enel Green Power España”, anteriormente llamada Endesa Cogeneración
y Renovables S.L., o “Ecyr”) y Enel Unión Fenosa Renovables S.A. (“EUFER”), cuyo 50% está participado
por Enel Green Power España (véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5), mientras que en (iii) América
Latina opera por medio de Enel Latin America, que controla y coordina las sociedades de generación de
energía del Grupo en México, Guatemala, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica, Panamá, Chile y Brasil. A 30
de junio de 2010, el Grupo contaba en dicha área con 170 plantas, sumando una potencia neta instalada de un
total de 2.076 MW y, en el primer semestre de 2010, la producción neta de energía fue de un total de 2.812
GWh, estando el 44% sujeto a incentivos (6.424 GWh con un 53% sujeto a incentivos en el ejercicio 2009).

122

Sección I

La tabla siguiente muestra la potencia neta instalada, la producción neta de energía, el coeficiente de carga y
el número de plantas del Grupo establecidas en toda la unidad de negocio Península Ibérica y América
Latina, repartidas por fuente de generación de energía, a 30 de junio de 2010 y durante el primer semestre de
2010, así como a 31 de diciembre de 2009 y durante el ejercicio 2009.
AL INICIO Y DURANTE EL PRIMER PLANTAS PLANTAS PLANTAS PLANTAS OTRAS TOTAL
SEMESTRE DE 2010 HIDROELÉCTRICAS GEOTÉRMICAS DE DE FUENTES
ENERGÍA ENERGÍA
EÓLICA SOLAR
Potencia neta instalada (MW) 701 - 1.270 13 92 2.076
Producción neta (GWh) 1.701 - 969 10 132 2.812
Coeficiente de carga (%) 57 - 26 32 53 40
Plantas (nº) 43 - 99 3 25 170

AL INICIO Y DURANTE EL EJERCICIO DE 2009 PLANTAS PLANTAS PLANTAS PLANTAS OTRAS TOTAL
HIDROELÉCTRICAS GEOTÉRMICAS DE DE FUENTES
ENERGÍA ENERGÍA
EÓLICA SOLAR
Potencia neta instalada (MW) 700 - 1.214 12 94 2.020
Producción neta (GWh) 3.522 - 2.412 25 465 6.424
Coeficiente de carga (%) 57 - 25 23 57 38
Plantas (nº) 43 - 95 2 24 164

A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba con 739 empleados en la Península Ibérica y América Latina.
En dicha área, la venta de la energía producida se realiza de diferentes formas en los distintos países.
Concretamente en España, la energía producida se vende fundamentalmente en la bolsa eléctrica, con unos
beneficios correspondientes al precio de mercado más un incentivo otorgado a la energía procedente de
fuentes renovables. Además, EUFER y Enel Green Power España han limitado parcialmente el riesgo ligado
a las variaciones del precio de mercado a través de la estipulación de contratos bilaterales de venta de energía
a plazo.
En Portugal, la energía producida es vendida a una tarifa fija, independientemente del precio del mercado
eléctrico.
En América Central y Meridional, la energía producida se vende básicamente mediante la estipulación de
contratos de compraventa de energía (power purchase agreements), mientras que un porcentaje residual de la
producción es vendido en la bolsa eléctrica, por lo que está sujeto a las fluctuaciones de los precios bursátiles
de la energía eléctrica.

123


La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales del área Península Ibérica y
América Latina durante el primer semestre de 2010 y de 2009 y durante los ejercicios, terminados el 31 de
diciembre, 2009 y 2008.
no auditado
Datos Datos históricos pro forma Datos
históricos históricos
Ingresos 243 182 566 352 373
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo - - - - -
Commodity
Ingresos totale, incluidos los efectos de gestión del riesgo 243 182 566 352 373
Commodity
EBITDA 132 125 336 212 233

En la Península Ibérica y América Latina, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con un pipeline de un total
de 15.602 MW, subdividido de la siguiente forma:
(MW) ESPAÑA Y PORTUGAL AMÉRICA CENTRAL BRASIL CHILE
Hidroeléctrico 243 366 93 27
Geotérmico - 84 - 305
Eólico 9.711 2.000 1.201 817
Solar 692 - - -
Otras fuentes 63 - - -
Total 10.709 2.450 1.294 1.149

En la Península Ibérica y América Latina, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con una cartera de
proyectos en desarrollo (tanto “a punto” como “en construcción”) de un total de 373 MW (510 MW si se
incluyen los 137 MW de los proyectos eólicos en desarrollo en Portugal del consorcio ENEOP 2, cuyo 30%
está participado por Enel Green Power España), subdivididos de la forma siguiente:
(MW) ESPAÑA Y PORTUGAL AMÉRICA CENTRAL BRASIL CHILE TOTAL
Hidroeléctrico - 135 - 1 136
Geotérmico - - - - -
Eólico 374 (1) - - - 374 (1)
Solar - - - - -
Otras fuentes - - - - -
Total 374 (1) 135 - 1 510 (1)
(1) Se incluyen los 137 MW relativos a los proyectos eólicos en desarrollo en Portugal del consorcio ENEOP 2, cuyo 30% está participado por Enel
Green Power España.

124

Sección I

Más concretamente, el Grupo contaba a 30 de junio de 2010 con una cartera de proyectos “a punto” de un
total de 123 MW (208 MW incluyendo ENEOP 2), subdivididos de esta forma:
Hidroeléctrico - 50 - - 50
Eólico 158 (1) - - - 158 (1)
Solar - - - - -
Total 158 (1) 50 - - 208 (1)
(1) Se incluyen los 85 MW relativos a los proyectos eólicos “a punto” en Portugal del consorcio ENEOP 2, cuyo 30% está participado por Enel
Green Power España.

Además, a 30 de junio de 2010, el Grupo contaba en la Península Ibérica y América Latina con una cartera
de proyectos “en construcción” de un total de 250 MW (302 MW incluyendo ENEOP 2), subdivididos de la
siguiente forma:
Hidroeléctrico - 85 - 1 86
(1) (1)
Eólico 216 - - - 216
Solar - - - - -
Total 216 (1) 85 - 1 302 (1)
(1) Se incluyen los 52 MW relativos a los proyectos eólicos “en construcción” en Portugal del consorcio ENEOP 2, cuyo 30% está participado por
Enel Green Power España.

Península Ibérica
En España y Portugal, el Grupo está presente mediante Enel Green Power España y EUFER, colocándose
entre los principales operadores de energía eléctrica procedente de fuentes renovables en términos de
potencia instalada y producción neta.
El 18 de marzo de 2010, Enel Green Power International B.V. adquirió a través de Endesa Generación S.A.
una participación del 30% de Ecyr (en la actualidad, Enel Green Power España), correspondiente a unos 326
millones de euros, y el 22 de marzo de 2010 acordó el aumento de capital de Ecyr mediante la concesión de
la participación de Enel Green Power International B.V. en el capital de EUFER y un desembolso en efectivo
de cerca de 534 millones de euros, inscrito en el Registro Mercantil de Sevilla a 24 de marzo de 2010.
(Véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5 del Folleto).
El 30 de julio de 2010, Enel Green Power España suscribió un acuerdo con Gas Natural SDG, S.A. para el
reparto de los activos de EUFER, con objeto de permitir que cada una de las partes pudiera seguir su propia
estrategia en el mercado ibérico de la producción de energía eléctrica procedente de fuentes renovables de la
manera más eficaz. Según dicho acuerdo, la subdivisión de los activos de EUFER se efectuará en dos grupos,
perfectamente equilibrados, entre otros, en términos de valor, EBITDA, capacidad y riesgo y mezcla de
tecnologías, uno de los cuales será asignado a Gas Natural, mientras que Enel Green Power España
mantendrá el otro grupo y se convertirá en el único accionista de EUFER. El acuerdo está sujeto a algunas
condiciones suspensivas, que se espera que se cumplan a finales de año, entre otras, la aprobación por parte
de las autoridades reglamentarias pertinentes y antitrust. Las condiciones se considerarán incumplidas
cuando no se cumplan antes del 31 de enero de 2011 (véase Sección I, Capítulo XXII, Párrafo 22.7 del

125


Folleto). En caso de que el perfeccionamiento de la operación se produjera a lo largo del Período de Oferta,
el Emisor lo dará a conocer mediante la publicación de un correspondiente comunicado de prensa.
A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en la Península Ibérica de una potencia neta total instalada de
1.408 MW (1.280 en España y 128 en Portugal), obteniendo en el primer semestre de 2010 una producción
neta de energía de un total de 1.158 GWh (la producción durante el ejercicio 2009 fue de 2.963 GWh). En la
misma fecha, el Grupo disponía en la Península Ibérica de 194 empleados.
El Grupo cuenta (i) en España con plantas, mayoritariamente, de energía eólica, aunque también dispone de
minicentrales hidroeléctricas y plantas de energía procedente de otras fuentes (cogeneración o de biomasa),
mientras que (ii) en Portugal cuenta con plantas de energía eólica y de cogeneración.
La siguiente tabla establece el número de plantas del Grupo en España y Portugal a 30 de junio de 2010, 31
de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como la

2010 2009 2008 2010 2009 2008
Pro forma Datos Pro forma Datos
históricos históricos
Plantas de energía eólica 98 94 39 31 1.246 1.190 439 346
Plantas de energía solar 3 2 - - 13 12 - -
Plantas de otras fuentes de 25 24 8 8 92 94 27 26
energía
Total 138 132 54 44 1.408 1.353 494 398

España y Portugal, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de
2009, así como durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Pro Datos Pro Datos
forma históricos forma históricos
Plantas hidroeléctricas 86 29 136 58 27 46 23 27 23 12
Plantas de energía 930 337 2.337 766 624 25 22 24 23 22
eólica
Plantas de energía solar 10 - 25 - - 32 - 23 - -
Plantas de otras fuentes 132 72 465 143 136 53 63 57 62 59
de energía
Total 1.158 438 2.963 967 787 28 25 27 25 24

126

Sección I

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a España y Portugal
durante los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios 2009 y
2008 terminados el 31 de diciembre.
no auditado
Datos Datos Pro forma Datos
históricos históricos históricos
Ingresos 106 44 304 90 94
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo - - - - -
Commodity
EBITDA 57 29 180 56 64

Eólico
A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba en la Península Ibérica con 98 plantas de energía eólica, 86 de las
cuales en España, con una potencia instalada de 1.160 MW, y 12 plantas en Portugal, con una potencia neta
instalada de 86 MW. La producción neta de energía eólica en el primer semestre de 2010 fue de 930 GWh,
con un coeficiente de carga del 25% (respectivamente, de unos 2.337 GWh y un 24% durante el ejercicio
2009).
A diferencia de lo que sucede con las plantas hidroeléctricas y geotermoeléctricas en España y Portugal, con
las centrales eólicas no son necesarias concesiones para poder instalarlas.
Durante 2009, EUFER42 construyó una serie de plantas de energía eólica, alcanzando una potencia instalada
de 185 MW, repartidas en las comunidades autónomas de Castilla-La Mancha (50 MW de la planta de
energía eólica de Loma Gorda, 36 MW de la planta de energía eólica de San Gil, 16 MW de la planta de
energía eólica de Peña I, 18 MW de la planta de energía eólica de Peña II, 14 MW de la planta de energía
eólica de Picazo), Galicia (21 MW de la planta de energía eólica de Codesas) y Castilla y León (18 MW con
el parque eólico de Espina y 12 MW de la planta de energía eólica de Valdelacasa). En el mismo año, Ecyr
(en la actualidad, Enel Green Power España) construyó una nueva planta de energía eólica en Andalucía
(Menaute), con una potencia instalada de 38 MW.
A 30 de junio de 2010, EUFER43 tenía “en construcción” más plantas de energía eólica, entre ellas el parque
eólico de Padul en Andalucía, con una potencia instalada de 18 MW, y otros parques eólicos en Castilla y
León (con 24 MW en la planta de energía eólica de Valdelín). En esa misma fecha, Enel Green Power España
tenía: (i) “en construcción” 4 plantas en España (parque de Cogollos de 50 MW en Castilla, El Puntal de 13
MW en Andalucía, Aguilón de 50 MW en la provincia de Zaragoza y Los Barrancos de 20 MW en la
provincia de Málaga) así como (ii) 3 plantas en España “a punto” (parque de Lanchal de 21 MW, Pucheruelo
de 23 MW y Valdihuelo de 16 MW).
En Portugal, Enel Green Power España, por medio de sus sociedades participadas Finerge S.A. (participada
al 100%) y Termica Portuguesa TP (participada al 50%), participa en el 30% del consorcio ENEOP 2

42
La potencia instalada de las plantas de EUFER corresponde a la potencia total de las mismas y no refleja la participación de Enel Green Power
España en EUFER, que entra en el área de consolidación del Grupo, del 50% del capital de la misma.
43

127


(Exploração de Parques Eólicos) que es el resultado de la adjudicación de la licitación para la realización de
unos 1.200 MW de parques eólicos ofertada por el gobierno portugués en junio de 2005. A 31 de diciembre
de 2009, ENEOP 2 S.A. contaba con una producción de 156 MW procedente de sus plantas operativas,
estando prevista la realización de MW residuales para 2012. En base a los acuerdos relativos a ENEOP 2,
tras la finalización de las plantas de energía eólica adjudicadas, a partir de 2013, (i) las participaciones en el
consorcio contarán con las siguientes características: un 40% sobre ENERNOVA (sociedad del grupo
Energias de Portugal S.A.) y el restante 60% sobre GENERG, Finerge y Termica Portuguesa, con el 20%
cada una. En caso de disminución de la cuota de uno de los participantes, se atribuirá al resto el derecho de
preferencia (cuyo ejercicio estará subordinado a la obtención de la autorización por parte de la D.G. de
Energía del gobierno portugués). Además, (ii) está prevista la disolución del consorcio y el reparto del activo
de cada participante. Dicho reparto se realizaría en función de la cuota poseída y en base a criterios de valor
económico homogéneo.
A 30 de junio de 2010, Enel Green Power España tiene además en desarrollo dos parques eólicos en
Portugal, con una potencia total instalada de 22 MW, uno de ellos (Alvaiazere) “en construcción” de 10 MW,
que se prevé que pueda ponerse en marcha en el cuarto trimestre de 2010, y el otro (Alto do Marco) de 12
MW “a punto”.
Hidroeléctrico
A 30 de junio de 2010, el Grupo poseía en España 12 minicentrales hidroeléctricas y pequeñas centrales
hidroeléctricas, con una potencia neta instalada de 57 MW, una producción neta durante el primer semestre
de 2010 de 86 GWh y un coeficiente de carga del 46% (respectivamente, de 136 GWh y un 27% durante el
ejercicio 2009).
Más concretamente, a 30 de junio de 2010, EUFER44 contaba con: (i) 5 plantas con una potencia neta
instalada de 52 MW en Galicia y (ii) 2 plantas con una potencia neta instalada de 5 MW en la Comunidad
Autónoma de Castilla y León. En esa misma fecha, Enel Green Power España contaba con: (i) una planta
con una potencia neta instalada de 11,9 MW en Andalucía, (ii) 2 plantas con una potencia neta instalada de
16,2 MW en Aragón y (iii) 2 plantas con una potencia neta total instalada de 0,6 MW en Cataluña.
Las plantas hidroeléctricas del Grupo operan en régimen de concesión con distintos vencimientos.
Solar y otras fuentes de energía
A 30 de junio de 2010, Enel Green Power España disponía de 3 plantas de energía solar en Andalucía,
sumando un total de 13 MW, con una producción neta durante el primer semestre de 2010 de 10 GWh y un
coeficiente de carga del 32% (respectivamente, de 25 GWh y un 23% durante el ejercicio 2009).
A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba en la Península Ibérica con 22 plantas de cogeneración con una
potencia instalada de 69 MW, una producción neta durante el primer semestre de 2010 de 107 GWh y un
coeficiente de carga del 53% (la producción fue de 363 GWh durante el ejercicio 2009).
En esa misma fecha, el Grupo contaba en España con 3 plantas de biomasa con una potencia instalada de 23
MW, una producción neta durante el primer semestre de 2010 de 25 GWh y un coeficiente de carga del 51%
(respectivamente, de 102 GWh y un 51% durante el ejercicio 2009).

44

128

Sección I

América Latina
El Grupo, a través de la holding de participaciones Enel Latin America, cuenta con plantas hidroeléctricas,
eólicas y geotérmicas en Panamá, México, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Costa Rica, Chile y Brasil,
con una potencia total instalada de alrededor de 668 MW.
América Central
Con fecha 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en América Central de una potencia neta total instalada de
484 MW, teniendo en el primer semestre de 2010 una producción neta de energía de un total de 1.164 GWh
(2.448 GWh en el ejercicio 2009).
La siguiente tabla establece el número de plantas del Grupo en América Central a 30 de junio de 2010, 31 de
diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como la
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas geotérmicas - - - - - -
Total 10 10 10 484 484 484

América Central, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de
2009 así como durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas hidroeléctricas 1.125 1.292 2.373 2.468 56 65 59 61
Plantas geotérmicas - - - - - - - -
Total 1.164 1.336 2.448 2.515 55 64 58 59

En la siguiente tabla se establecen los principales datos económicos y patrimoniales relativos a América
Central durante los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios
2009 y 2008 terminados el 31 de diciembre.
no auditado
Ingresos 87 96 175 198
EBITDA 47 72 107 118

129


A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba en Panamá con una central hidroeléctrica ubicada en la provincia
de Chiriquí que, con una potencia instalada de 300 MW, produjo alrededor de 856 GMh en el primer
semestre de 2010, siendo una de las principales plantas de generación eléctrica del país. La planta está
situada en la Reserva Forestal de Fortuna, una de las mayores reservas naturales del país, y su gestión
implica una elevada competencia en materia de protección ambiental.
Progresivamente, el Grupo ha adquirido el 50,1% de la sociedad panameña Fortuna (EGE Fortuna S.A., en la
actualidad, Enel Fortuna S.A.), con una inversión total de cerca de 319 millones de dólares. El resto de los
accionistas son el Gobierno panameño, con el 49,9%, y los propios empleados de la sociedad. En virtud de
su estatuto social, Enel Panamá S.A., sociedad del Grupo que controla Enel Fortuna S.A., tiene derecho a
nombrar la mayoría del Consejo de Administración. Asimismo, en base a un acuerdo existente entre los
accionistas relativo a la gestión de Enel Fortuna S.A., los principales directivos de Enel Fortuna S.A. son
nombrados por Enel Panamá S.A.
A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en México de 3 plantas hidroeléctricas con una potencia instalada
de 53 MW (Trojes, operativa desde 2003, de 8 MW; Chilatán, operativa desde 2005, de 14 MW; El Gallo,
operativa desde 2007, de 31 MW).
Con fecha 9 de septiembre de 2009, Enel Latin America suscribió un acuerdo con la sociedad Energías
Renovables, Térmica e Hidráulica de México (ENERTHI) y con la homónima sociedad española que la
controla para el desarrollo de proyectos eólicos en México.
Mediante dicho acuerdo, Enel Latin America tiene la opción de compra, una vez obtenidos los relativos
permisos de construcción, de proyectos desarrollados por ENERTHI, hasta un máximo de 1.000 MW de
potencia instalada. El acuerdo prevé una suma para la adquisición de los proyectos predeterminada en base a
la potencia de los mismos y una prima adicional para los casos en que las horas de viento superen las 3.000
horas por año. Además, el acuerdo prevé la obligación por parte de ENERTHI de sustituir los proyectos por
otros alternativos de igual potencia (MW) cuando estos no cumplan con ciertas características predefinidas.
Por otro lado, el 3 de diciembre de 2009, Enel Latin America suscribió un acuerdo para el desarrollo de
proyectos eólicos en México con SoWiTec Operation GMBH y SoWiTec de México Energías Renovables, S.
de R.L. de C.V., que atribuye a Enel Latin America una opción de compra, tras la obtención de los relativos
permisos de construcción, de proyectos eólicos desarrollados por SoWiTec hasta un máximo de 1.000 MW
de potencia instalada. El acuerdo prevé una suma para la adquisición de los proyectos predeterminada en
base a la potencia de los mismos y una prima adicional para los casos en que las horas de viento superen las
3.000 horas por año. Asimismo, el acuerdo prevé la obligación por parte de SoWiTec de sustituir los
proyectos por otros alternativos de igual potencia (MW) cuando estos no respeten ciertas condiciones
predefinidas.
A 30 de junio de 2010, en Guatemala, el Grupo contaba con 3 plantas hidroeléctricas con una potencia total
instalada de 76 MW.
El 15 de enero de 2009 se puso en marcha la construcción del proyecto de Palo Viejo, que tendrá una
potencia instalada de 84 MW. Además, el Grupo está desarrollando otros tres proyectos hidroeléctricos
greenfield (Sumalito, El Arco y La Cascata), y cuenta con dos proyectos geotérmicos (Tecuamburro y
Moyuta) en fase de exploración superficial.
Con fecha 30 de junio de 2010, el Grupo poseía en El Salvador el 36,20% de la sociedad de participación
estatal de producción geotérmica LaGeo. Gracias a esa participación y a su derecho a co-invertir en los

130

Sección I

proyectos de LaGeo (véase Sección I, Capítulo XX, Párrafo 20.6 del Folleto), el Grupo se coloca como uno
de los principales actores en el mercado eléctrico de El Salvador.
LaGeo explota dos plantas geotérmicas, una en Ahuachapán, con una potencia instalada de 95 MW, y la otra
en Berlín, con una potencia instalada de 109,4 MW45.
Enel Green Power y LaGeo también cooperan en Nicaragua a través de una joint venture en la sociedad
Geotermica Nicaragüense, de la que el Emisor posee el 60%. El 6 de abril de 2006, Geotermica
Nicaragüense fue autorizada para la explotación de dos emplazamientos geotérmicos (Managua-Chiltepe y
El Hoyo Montegalán), de los que sigue en curso la actividad de exploración. El acto constitutivo de la joint
venture reconoce a los accionistas un derecho de preferencia si eventualmente fueran puestas a la venta
acciones de Geotermica Nicaragüense por parte del otro socio.
A 30 de junio de 2010, el Grupo gestionaba en Costa Rica 3 plantas de producción con una potencia total
instalada de 55 MW:
▪ La planta hidroeléctrica Don Pedro, situada en Sarapiquí, a 45 km de San José, con una potencia
instalada de 14 MW, activa desde 1996.
▪ La planta hidroeléctrica de Río Volcán, también situada en Sarapiquí. La planta, que se alimenta de
los ríos Volcán y Volcancito, tiene una potencia instalada de 17 MW;
▪ El parque eólico Tierras Morenas, situado en Tilerán, a 125 km de San José, en funcionamiento
desde en 1999 bajo el control de la sociedad Molinos del Viento del Arenal S.A. Este parque tiene
una potencia instalada de 24 MW.
En Costa Rica, el Grupo tiene derecho, gracias a la adjudicación de una oportuna licitación, a llevar a cabo la
planta hidroeléctrica de 50 MW de Chucas y a vender la producción al ente eléctrico local ICE (Instituto
Costarricense de Electricidad), con un contrato de veinte años tipo BOOT (Build Own Operate and Transfer).
Más concretamente, el susodicho contrato prevé que Enel de Costa Rica construya y gestione la planta
hidroeléctrica de Chucas mediante la estipulación de un contrato de compraventa de energía (power purchase
agreement) con el ICE en base a la tarifa marcada por Enel de Costa Rica en dicha licitación. Una vez
vencido dicho contrato de compraventa, la propiedad de la planta será transferida al ICE sin costes
adicionales para este último.
Brasil
El Grupo opera en Brasil por medio de Enel Brasil Participações Ltda., sociedad activa en el país desde
1996, tras la adquisición de 10 sociedades del grupo Rede, titulares de 20 minicentrales hidroeléctricas con
una potencia total instalada de aproximadamente 93 MW.
A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía en Brasil de una potencia neta total instalada de 93 MW,
obteniendo en el primer semestre de 2010 una producción neta de energía de un total de 305 GWh (549 GWh
en el ejercicio 2009). Las centrales del Grupo en Brasil se ubican en 3 estados: 9 plantas con 37,8 MW en el
Estado de Mato Grosso, 8 plantas con 50,2 MW en el Estado de Tocantins y 3 plantas con 5 MW en el
Estado de São Paulo.
El 10 de julio de 2008, Enel Latin America L.L.C. y Enel Brasil Participações Ltda. suscribieron con
SoWiTec International, sustituida posteriormente por SoWiTec Operation GmbH y SoWiTec do Brasil
Energias Alternativas Ltda. (una filial local del operador alemán SoWiTec International GmbH) (conjunto

45
El dato de la potencia instalada de las plantas de LaGeo no tiene en cuenta la cuota minoritaria poseída por el Grupo en LaGeo.

131


“SoWiTec”) un acuerdo de cooperación mediante el que se atribuye a Enel Latin America la opción de
compra, una vez resuelto el procedimiento de autorización, de ocho proyectos eólicos en Brasil desarrollados
por SoWiTec. Dichos proyectos estarán localizados en el noreste del país y contarán con una potencia total
máxima de 1.000 MW. Los proyectos tendrán una potencia inicial comprendida entre los 56 y los 200 MW y
se situarán en los estados de Ceará, Bahia, Rio Grande do Norte y Sergipe, zonas que presentan un alto
potencial eólico, en algunos casos superando las 3.000 horas de viento útil al año. Mediante dicho acuerdo,
Enel Latin America se comprometió a conceder una financiación a SoWiTec como anticipo para el desarrollo
de los proyectos eólicos y tendrá la opción de compra de los proyectos a un precio preestablecido en función
de la potencia de los mismos (de la suma total de la adquisición de los proyectos se descontará el importe de
la financiación concedida a SoWiTec). El acuerdo prevé una suma para la adquisición de los proyectos
predeterminada en base a la potencia de los mismos y una prima adicional para los casos en que las
características del viento sean especiales. Además, el acuerdo dispone que, cuando los proyectos no respeten
determinadas características predefinidas, SoWiTec deberá sustituirlos por proyectos alternativos de igual
potencia (MW), a los que se atribuirán todos los costes de desarrollo ya soportados en los proyectos iniciales.
La siguiente tabla muestra el número de plantas del Grupo en Brasil a 30 de junio de 2010, 31 de diciembre
de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como la potencia neta
instalada de las mismas:
PLANTAS (N.º) POTENCIA NETA INSTALADA (MW)
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas de energía eólica - - - - - -
Total 20 20 20 93 93 93

Brasil, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de 2009 así como
durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas de energía eólica - - - - - - - -
Total 305 306 549 509 76 76 68 63

132

Sección I

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Brasil durante los
semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios 2009 y 2008
terminados el 31 de diciembre.
no auditado
Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity - -
EBITDA 17 15 26 24

Chile
El Grupo opera en Chile a través de Enel Latin America (Chile) Ltda y, a 30 de junio de 2010, contaba con
una potencia neta total instalada de 91 MW, teniendo en el primer semestre de 2010 una producción neta de
energía de un total de 185 GWh (464 GWh en el ejercicio 2009).
Más particularmente, el Grupo dispone de dos plantas hidroeléctricas (Pullinque – Panguipulli, operativa
desde 1962, y Pilmaiquén-Puyehue, operativa desde 1944, con una potencia total de 91 MW), localizadas en
la Región de los Ríos, 850 km al sur de Santiago, y está activo en el sector geotérmico a través de dos
sociedades: Empresa Nacional de Geotermia S.A. y Geotérmica del Norte S.A., creadas respectivamente en
2005 y 2006 como joint venture con la ENAP, la Empresa Nacional del Petróleo de Chile, con el objetivo de
desarrollar el potencial geotérmico del país. Enel Latin America (Chile) participa mayoritariamente (51%) en
ambas sociedades y está desarrollando seis proyectos geotérmicos en Chile, dos actualmente en fase de
exploración profunda (Quebrada del Zoquete y Cerro Pabellón, los dos localizados en la región de
Antofagasta) y cuatro en fase de exploración superficial. Dicha joint venture está gestionada por un Consejo
de Administración compuesto por cuatro miembros. El quórum constitutivo durante las reuniones conciliares
será la mayoría de los miembros del consejo en funciones, mientras que el quórum deliberativo será la
mayoría de los miembros del consejo presentes, siempre que entre ellos se encuentren al menos un miembro
del consejo perteneciente a Enel Latin America y un miembro del consejo de ENAP. Además, se prevé que
determinadas decisiones conciliares (como la aprobación del presupuesto o la asunción de obligaciones por
importes superiores al 50% de los activos patrimoniales) sean asumidas con una mayoría cualificada de tres
miembros del consejo. Se prevé también un quórum reforzado del 75% del capital social para las
deliberaciones asamblearias que tengan por objeto, entre otras cosas, la adopción de modificaciones
estatutarias y la política de los dividendos.
En el terreno eólico, el 16 de diciembre de 2008, Enel Chile Ltda firmó un acuerdo con SoWiTec Operation
GmbH y SoWiTec Energías Renovables de Chile LTDA para el desarrollo de 7 proyectos eólicos en Chile
con una capacidad total de hasta un máximo de 850 MW. Mediante este acuerdo Enel adquirió el derecho
exclusivo a adquirir a través de SoWiTec los proyectos en fase edificable. El acuerdo prevé una suma para la
adquisición de los proyectos predeterminada en base a la potencia de los mismos y una prima adicional para
los casos en que las horas de viento superen las 3.000 horas por año. Cuando los proyectos no alcancen las
fases de desarrollo previstas, SoWiTec deberá sustituirlos por otros proyectos, a los que se atribuirán todos
los costes de desarrollo ya soportados en los proyectos iniciales.

133


La siguiente tabla muestra el número de plantas del Grupo en Chile a 30 de junio de 2010, 31 de diciembre
de 2009 y 31 de diciembre de 2008, divididas por fuente de generación de energía, así como la potencia neta
instalada de las mismas:
PLANTAS (N.º) POTENCIA NETA INSTALADA (MW)
2010 2009 2008 2010 2009 2008
Plantas de energía eólica - - - - - -
Total 2 2 2 91 90 90

Chile, divididas por fuente de generación de energía, durante el primer semestre de 2010 y de 2009 así como
durante los ejercicios 2009 y 2008.
(GWh) (%)
2010 2009 2009 2008 2010 2009 2009 2008
Plantas de energía eólica - - - - - - - -
Total 185 152 464 449 47 39 59 57

La siguiente tabla muestra los principales datos económicos y patrimoniales relativos a Chile durante los
ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y el 31 de diciembre de 2008.
no auditado
EBITDA 11 9 23 27

6.1.2.4 ENEL.SI
El Grupo, a través de Enel.si, ofrece en Italia servicios, productos y soluciones completas a terceros para la
generación difusa y la eficiencia en el uso de la energía en las viviendas y en los lugares de trabajo.
De entre los productos ofrecidos por Enel.si, los mayoritariamente difundidos y tecnológicamente
consolidados son:
- las plantas fotovoltaicas: que convierten la energía solar directamente en energía eléctrica;
- las plantas de energía solar térmicas: que convierten la energía solar en calor a bajas temperaturas para
el calentamiento de agua o de entornos;

134

Sección I

- las plantas minieólicas: que convierten la energía del viento en energía eléctrica;
- las bombas de calor geotérmicas: que aprovechan el calor presente en el terreno para el calentamiento de
agua o de entornos.
Enel.si opera en el campo de la distribución y venta de instalaciones y soluciones integradas para la
realización de sistemas de generación distribuida de energía procedente de fuentes renovables
(principalmente fotovoltaica) y en el desarrollo de iniciativas y la comercialización de productos y servicios
para el ahorro y el uso eficiente en el ámbito doméstico, de las pequeñas y medianas empresas, del sector
servicios e industrial.
Enel.si actúa por medio de un sistema de puntos de venta en franquicia, con concesionarios instaladores bajo
la marca Enel.si distribuidos de forma capilar en el territorio nacional. Más concretamente, a 30 de junio de
2010, la red de franquicias de Enel.si contaba con 548 puntos de venta, distribuidos en todas la regiones
italianas, 134 de las cuales en el noroeste del país (Piamonte, Valle de Aosta, Liguria, Lombardía), 105 en el
noreste (Trentino-Alto Adige, Veneto, Friuli-Venecia Julia, Emilia-Romaña), 102 en el centro (Toscana,
Umbría, Marcas, Lacio, Cerdeña) y 207 en el sur (Abruzos, Molise, Apulia, Campania, Basilicata, Calabria,
Sicilia).
Los sistemas de generación distribuida de energía pueden ser instalados en viviendas unifamiliares, bloques,
pequeñas y medianas empresas, industrias y compañías del sector servicios, compañías agrícolas y
zootécnicas, entidades públicos que dispongan de los oportunos requisitos técnicos y de instalación.
La oferta de productos de Enel.si se caracteriza por la selección de componentes de alta calidad, obtenidos
mediante acuerdos directos con las principales compañías mundiales del sector.
Enel.si se ocupa de la formación de los propios concesionarios desde el punto de vista técnico-comercial,
proporcionándoles un servicio de asistencia técnica directa y en línea así como todas las herramientas
necesarias para poder efectuar el presupuesto, el diseño y la realización de las instalaciones y el cálculo de
rentabilidad. Además, para garantizar unos estándares de calidad prefijados, Enel.si selecciona y proporciona
a los concesionarios los principales componentes de las instalaciones (por ejemplo, respecto a las plantas
fotovoltaicas: módulos fotovoltaicos, inversores y estructuras de soporte), al tiempo que ofrece asistencia a
los clientes a través de los concesionarios relacionada con los requisitos técnicos y las diligencias
administrativas necesarias para la obtención de financiaciones para la adquisición de plantas fotovoltaicas.
En relación a esto último, Enel.si ha firmado convenios con algunos bancos importantes (Deutsche Bank,
Banca Monte dei Paschi di Siena, Banca Popolare di Sondrio, IntesaSanpaolo, Banca Popolare di Milano,
UniCredit Corporate Banking y UBI Banca).
En el terreno de la propia estrategia de desarrollo en el sector fotovoltaico, existe un acuerdo firmado entre
Enel Green Power, Sharp y STM, cuya finalidad es su integración vertical ascendente mediante la realización
de la mayor fábrica italiana de paneles fotovoltaicos de capa fina de triple unión, en Catania. El Grupo prevé
comercializar los paneles de nueva producción principalmente en el área EMEA (Europa, Oriente Medio y
África), pero sobre todo en la zona mediterránea, en la que Enel y Sharp cuentan ya con una importante red
de venta. Enel.si participará también en la comercialización, ofreciendo los paneles por medio de su propia
red de franquicias (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.1).
Enel.si opera en el sector de la eficiencia energética desde 2003, realizando actividades de asesoramiento
mediante auditorías energéticas y análisis energéticos y llevando a cabo proyectos de eficiencia energética
para la obtención del certificado de eficiencia energética e intervenciones de mejora de la eficiencia
energética.

135


Los análisis energéticos están dirigidos a terceros y su objetivo es evaluar las distintas posibilidades de
ahorro energético que permitan una reducción de las emisiones a la atmósfera y determinar un escenario de
soluciones y de posibles intervenciones teniendo en cuenta la viabilidad económica por parte del cliente. De
hecho, las intervenciones que se proponen se pueden autofinanciar con los ahorros generados, entrañando un
beneficio tanto ambiental como económico.
Enel.si ha llevado a cabo durante años intervenciones de eficiencia energética en el ámbito de la micro-
cogeneración, micro-trigeneración, cogeneración, solar térmico y producción de agua caliente sanitaria
mediante sistemas de condensación, intervenciones de mejora de la eficiencia de la iluminación residencial
así como intervenciones de mejora de la eficiencia del uso del agua caliente sanitaria.
Dichas intervenciones han sido objeto de proyectos de eficiencia energética presentados a la Autoridad
italiana para la Energía Eléctrica y el Gas (“AEEG”) en el marco del mecanismo para la obtención de los
certificados de eficiencia energética.
Desde 2005, Enel.si es reconocida como Esco (sociedad de servicios energéticos) por la AEEG y, hasta 2009,
obtuvo la aprobación por parte de la AEEG de proyectos de eficiencia energética para el reconocimiento de
Títulos de eficiencia energética.
Enel.si colabora en dos proyectos de investigación en el campo de la eficiencia energética financiados por la
Unión Europea en el ámbito del 7º Programa Marco de la Comisión Europea.
La siguiente tabla muestra el volumen comercializado por Enel.si a través de la red de concesionarios (en
términos de MWp) y el número de franquicias a 30 de junio de 2010, 31 de diciembre de 2009 y 31 de
diciembre de 2008.
VOLUMEN COMERCIALIZADO (MWP) FRANQUICIAS (Nº)
2010 2009 2008 2010 2009 2008
46 50 36 548 517 380

A 30 de junio de 2010, Enel.si contaba con 90 empleados. La siguiente tabla muestra los principales datos
económicos y patrimoniales relativos al área de actividad de Enel.si durante los semestres terminados el 30
de junio de 2010 y de 2009, así como durante los ejercicios 2009 y 2008 terminados el 31 de diciembre.
no auditado
Ingresos 82 39 178 153
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo 82 39 178 153
Commodity
EBITDA 1 (10) 7 6
Resultado operativo 1 (10) 6 7
Inversiones brutas - No disponible 1 -

6.1.3 Modelo de negocios
En relación a la propia actividad de producción de energía eléctrica, el Grupo explota sus propias plantas de
producción (garantizando su mantenimiento y la actualización tecnológica según los estándares del sector) y
persigue sus propias estrategias de crecimiento a través del desarrollo y la realización de nuevos proyectos.

136

Sección I

La fase de desarrollo de la actividad del Grupo tiene lugar de distintos modos: de forma directa, a través de la
creación de nuevas plantas (greenfield), mediante acuerdos de joint venture o co-development con socios
internacionales o locales, o de forma indirecta, adquiriendo de terceros tanto proyectos en vías de desarrollo,
con derechos de opción sobre los mismos que permitan alcanzar un avanzado estado de desarrollo, como
plantas ya terminadas o en construcción.
La Sociedad considera que la combinación de dichas modalidades de crecimiento (evaluadas en cada ocasión
según la relación coste/oportunidad que resulte más conveniente) permitirá al Grupo aumentar su penetración
y acoger un mayor número de oportunidades.
Para concretar, en el caso de la realización de los llamados proyectos greenfield, se lleva a cabo un proceso
de identificación, desarrollo y construcción de una nueva planta, sin ningún tipo de reestructuración o
reconversión de estructuras existentes. El Grupo adopta esta modalidad en los casos de presencia arraigada
en el territorio, ya que requiere un conocimiento en profundidad del mercado y del contexto local y permite
valorizar las competencias de las estructuras locales. El desarrollo de proyectos greenfield se caracteriza por
una alta rentabilidad del capital invertido siendo, por tanto, la modalidad hacia la que el Grupo inclina
preferencia.
Los casos de co-development son aquellos en los que el Grupo suscribe acuerdos con desarrolladores
internacionales o locales en relación a carteras de proyectos ya en vías de desarrollo o construcción. Esta
modalidad es adoptada en países en los que el Grupo puede beneficiarse de la competencia de socios ya
presentes en el territorio de interés. Los acuerdos de desarrollo con desarrolladores externos prevén derechos
de opción a favor del Grupo sobre los proyectos, que podrán ser ejercidos cuando dichos proyectos hayan
obtenido las autorizaciones necesarias y pueda efectuarse su construcción. Por lo general, el desarrollador
externo se compromete a madurar proyectos con un número total predefinido de MW.
Mediante las adquisiciones, el Grupo adquiere plantas ya realizadas a terceros o proyectos en fase avanzada
de desarrollo, para proceder después a su finalización y puesta en servicio de forma autónoma. Esta
modalidad se adopta generalmente en casos de una escasa presencia del Grupo en el territorio o bien para
captar oportunidades específicas de mercado.
Más detalladamente, el modelo de negocios adoptado por el Grupo se articula en las siguientes fases:
1. desarrollo empresarial (business development):
a. definición de las líneas estratégicas de business development y dotación de capital;
b. exploración (screening) de las oportunidades;
c. propuesta de compromiso de capital (aprobación de la inversión por parte del Comité de
Inversiones);
2. construcción de las plantas (EPC):
a. diseño de ejecución, realización del plan de necesidades y del plan de subcontratación;
b. construcción y autorización para el ejercicio (gestión de obras);
3. ejercicio de las plantas y mantenimiento de las mismas (O&M):
a. definición y seguimiento de los indicadores clave de rendimiento para la puesta en
funcionamiento y el mantenimiento;
b. evaluación comparativa y difusión de las buenas prácticas;

137


c. soporte a las áreas territoriales para el ajuste del rendimiento a las buenas prácticas y/o a los
objetivos del Grupo.
1. Desarrollo empresarial (business development):
La fase de business development se articula en diversos pasos. En concreto, el Grupo ha identificado las
siguientes fases típicas, las cuales pueden presentar algunas variaciones en función de las fuentes de
producción, del país en el que se ha desarrollado el proyecto, del marco normativo y de otras características
del mercado de referencia:
(i) identificación del proyecto: acorde con los escenarios de desarrollo delineados por el Grupo, se
procede a la búsqueda de oportunidades de desarrollo en las áreas geográficas y en los ámbitos
tecnológicos considerados más ventajosos;
(ii) exploración (screening): en el proceso de selección de una iniciativa de desarrollo, se procede a
evaluar el potencial del emplazamiento en función de ciertos criterios preestablecidos, como son:
▪ disponibilidad del recurso;
▪ conexión a la red de transmisión: se lleva a cabo un examen de la red de distribución local, se
realizan contactos con los operadores eléctricos para evaluar la viabilidad técnica y comercial de
la conexión a la red eléctrica;
▪ sistema de carreteras: se realiza un examen de la red de carreteras local para verificar la
existencia de vínculos para el acceso al emplazamiento;
▪ extensión del área explotable: el cálculo de las dimensiones o del número de plantas instalables
se utiliza para establecer la viabilidad comercial del proyecto;
▪ propiedad de los terrenos: se efectúan las primeras exploraciones para la detección de las
propiedades potencialmente interesantes;
▪ posibles inversores: también según las dimensiones del proyecto, se considera la posibilidad de
buscar codonantes.
Todas las iniciativas de desarrollo, una vez identificadas mediante los anteriores criterios, son
examinadas por el Comité de Exploración (Screening) de Enel Green Power, que se reúne
periódicamente para seleccionar los proyectos que, en función de la relevancia estratégica y de la
sostenibilidad técnico/económica, el Grupo considera que debe poner en marcha;
(iii) evaluación: tras una primera selección preliminar, se procede al análisis de algunas de las
principales características del proyecto con el fin de verificar su viabilidad. Durante esta fase se
lleva cabo el análisis del mercado local (electricidad, tecnología, proveedores, maquinaria, etc.) y
del contexto normativo, el estudio de los permisos necesarios (autorizaciones, licencias, etc.), la
predisposición de eventuales contratos comerciales (power purchase agreement – contrato de
compraventa de energía) y de asociación, el análisis de las interconexiones necesarias (redes, agua,
etc.).
Las evidencias obtenidas durante esta fase ayudan a determinar la potencia efectivamente instalable
en el emplazamiento, a definir todas las obras complementarias que se pudieran realizar en la
planta, los modos de conexión a la red, el tiempo de realización de la obra y a evidenciar
potenciales criticidades de origen técnico o relativas a las autorizaciones. Junto al análisis de
viabilidad técnica, se concretan los costes de construcción, ejercicio y mantenimiento de la planta;

138

Sección I

(iv) obtención de los permisos necesarios ante las autoridades competentes: tras la escrupulosa
identificación de los proyectos que cumplen con los rigurosos criterios económicos / financieros, se
ponen en marcha los procedimientos oportunos para la obtención de las autorizaciones necesarias
ante las autoridades administrativas competentes (nacionales o locales). Dichas autorizaciones
incluyen, entre otros, permisos de índole ambiental y urbanístico, licencias, concesiones,
aprobación de los proyectos y, si fuese necesario, modificaciones del uso al que están destinados
los terrenos involucrados, que varían de país en país y, en algunos casos, en las distintas regiones
de un mismo país. Generalmente, el proceso de autorización se basa en la valoración del impacto
potencial ambiental, paisajístico y en la comunidad establecida. En dicha fase se acude al
asesoramiento por parte de sujetos externos al Grupo y tienen lugar encuentros con los residentes y
otras partes que pudieran tener intereses en el desarrollo del proyecto. Si bien el tipo, el plazo y la
forma de dichas evaluaciones varían en cada país, para la concesión de los permisos necesarios las
autoridades competentes toman en consideración determinados factores que por lo general
incluyen, entre otros: (a) el impacto visual y paisajístico, (b) el ruido generado por la planta, sobre
todo en las áreas densamente pobladas, (c) el impacto ambiental en la flora y la fauna; (d) el
impacto en emplazamientos históricos, arqueológicos y otros lugares protegidos así como (e) las
características topográficas y otras características de los emplazamientos, como las condiciones del
suelo y la hidrología.
(v) proceso de aprobación: gracias a la adopción de rigurosos procesos de evaluación y autorización de
las inversiones por parte del Grupo, la selección y adjudicación de las inversiones en los distintos
proyectos y áreas geográficas siempre se hacen desde una óptica de maximización del valor. En
concreto, la realización de los proyectos que alcanzan una etapa avanzada y que responden a los
rigurosos criterios económico/financieros internos es aprobada por el Comité de Inversiones
interno de Enel Green Power y, cuando así lo determinen los procedimientos internos, por los
relativos Consejos de Administración competentes.
2. Construcción de las plantas (Engineering, Procurement and Costruction o EPC):
Una vez obtenidos los permisos necesarios de índole administrativo y las eventuales licencias y tras la
definición de las modalidades de financiación, comienza la fase de la construcción de la planta.
El proceso de construcción de una planta comienza con el inicio de la obra y termina con la inauguración de
la planta, y cuenta con las siguientes fases:
 inicio de la obra y delimitación de las áreas;
 predisposición del terreno;
 obras civiles;
 instalación de la planta;
 conexión de la planta a la red;
 pruebas preliminares de la planta;
 ensayos de puesta en servicio;
 inauguración de la planta.
En lo relativo al desarrollo de los proyectos greenfield, el Grupo se ocupa de la dirección de los trabajos de
construcción, identificando y elaborando el plan de abastecimiento en el que se incluyen los materiales, los

139


recursos y las competencias necesarias para la estipulación de los contratos y la construcción de las plantas
con el fin de distribuirlas en cada una de las plantas.
El Grupo se ocupa de la redacción de los principales documentos de gestión de cada proyecto, entre ellos, el
plano y programa de diseño, el programa temporal general, el plan de abastecimiento y el presupuesto para
pedidos, garantizando los objetivos en términos de tiempo, costes, calidad y seguridad, emitiendo las
especificaciones técnicas y los pliegos técnicos de adquisición, los requisitos de adquisición, y efectuando el
examen y el ajuste técnico y económico de las ofertas y la estipulación de los relativos contratos.
La fase de construcción tiene lugar mediante el uso de contratos de contratación, suministro y servicios
realizados y gestionados en cumplimiento de los procedimientos empresariales del Grupo y de la normativa
vigente en la materia, así como la fase de construcción y puesta en marcha, controlando la programación, la
gestión y la supervisión técnica de las actividades de construcción. Cabe destacar que, para la construccion
de las plantas, el Grupo ha cerrado acuerdos marco con proveedores cualificados y fabricantes para el
abastecimiento de las turbinas eólicas y para los paneles fotovoltaicos.
Durante el diseño y la realización del proyecto se actualizan y controlan constantemente los trabajos y el
presupuesto para pedidos, actualizando sistemáticamente los documentos de gestión del proyecto y, si fuese
necesario, la ficha de inversión y coordinando las actividades de inspección y ensayos de puesta en servicio.
La descripción de todas las intervenciones relativas a una reparación o nueva planta aprobada queda reflejada
en una “especificación técnica funcional”, la cual constituye el documento de referencia para quien realice la
intervención.
Una vez terminada la fase constructiva, la planta será comercializada mediante actas de comercialización,
que irán acompañadas de la documentación técnica y autorizada, con la consiguiente alternancia de la
Funciones de competencia.
Si el Grupo realizase operaciones de adquisición de proyectos de desarrollo, podrían desarrollarse algunas de
las actividades anteriormente descritas, en función del avance del proyecto en el momento de la adquisición.
Cuando se adquieran sociedades que tengan la titularidad de los proyectos de desarrollo, se procederá a la
integración de las mismas en la estructura del Grupo.
3. Puesta en funcionamiento de la planta y mantenimiento:
Una vez concluida la realización de la planta, el Grupo se ocupa de su puesta en funcionamiento y, de forma
continuada, de la optimización de la capacidad productiva, del mantenimiento y de la actualización
tecnológica.
(i) Puesta en funcionamiento
La puesta en funcionamiento de una nueva planta se efectúa con las competencias de las estructuras internas
del Grupo y con el soporte de las sociedades que han realizado la propia planta.
Con cada puesta en funcionamiento se acompaña la documentación necesaria para el primer ejercicio. La
puesta en funcionamiento de la planta y su posterior gestión es llevada a cabo respetando la seguridad y el
entorno que rodea la planta. Estos dos aspectos son considerados por el Grupo indispensables para la
dirección y la gestión diaria de las propias plantas, para las que se adoptan certificaciones según las
normativas europeas ISO y particularmente para el entorno, trabajando para alcanzar la cualificación EMAS.

140

Sección I

(ii) Seguimiento y supervisión
Para cada planta del Grupo se establecen indicadores de rendimiento, a los que se realiza un seguimiento
para la optimización de su capacidad productiva.
Se llevan a cabo análisis de los rendimientos técnicos y económicos, definiéndose eventuales acciones
correctivas en colaboración con las estructuras del Grupo. Más concretamente, el Emisor dispone de una sala
de seguimiento global (Global Monitoring Room), en la que es posible visualizar en tiempo real la evolución
de cada una de las plantas del Grupo. A través del soporte de dicha sala, el Emisor persigue el objetivo de
homogeneizar en dirección a las buenas prácticas el ejercicio las plantas y garantiza un seguimiento
adecuado de los factores clave relativos a la producción.
(iii) Mantenimiento y actualización tecnológica
El mantenimiento de las plantas de generación del Grupo es llevado a cabo por cada unidad de competencia.
Los requisitos de mantenimiento y actualización tecnológica de las plantas se integran con el plan de
mantenimiento, optimizando los costes y paradas de la planta.
La Unidad de Ejercicio del Grupo coordina la realización de las intervenciones en las plantas de producción,
definiendo los materiales necesarios y los presupuestos.
6.1.4 Pipeline y proyectos en ejecución
El Grupo desarrolla de forma constante una actividad destinada a la búsqueda de nuevas oportunidades de
desarrollo que puedan originar nuevos proyectos de producción de energía de fuentes renovables, que se
introducen en el pipeline.
El término “pipeline” se refiere al conjunto de proyectos de desarrollo de la producción de energía de fuentes
renovables encontrados por el Grupo, después de superar la fase de estudio preliminar (véase fase de
screening) y clasificados en tres categorías (Potential, Likely y Highly Confident) en función de su nivel de
desarrollo y por lo tanto de la probabilidad de éxito de cada uno de ellos, según lo evalúe la Sociedad
basándose en la experiencia adquirida en el sector del desarrollo.
Tal como se indica anteriormente, las oportunidades de desarrollo se encuentran en una fase inicial de
análisis en la que se evalúan algunos aspectos entre los que está la disponibilidad del recurso, la conexión
con la red de transmisión, las condiciones de la red viaria local, la extensión del área explotable, la propiedad
de los terrenos (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.3 del Folleto). Una vez superada esta fase, el
proyecto se introduce en el pipeline en una categoría determinada, pero sólo después de que el Grupo haya
adquirido al menos un derecho sobre los terrenos en los que está prevista la realización del proyecto o una
opción / un derecho de exclusividad sobre dicho terreno. En función de la ubicación geográfica del proyecto
y/o de la tecnología, se pueden prever, además, requisitos adicionales específicos para la introducción en el
pipeline.
Los proyectos en el pipeline pueden clasificarse en las tres categorías siguientes, cada una con una
probabilidad de éxito distinta:
 “Potential”: proyectos para los que el Grupo estima una probabilidad de éxito del 20%. Se trata
de proyectos en un estado inicial de desarrollo para los que ya se ha efectuado un análisis
preliminar y se puede haber iniciado un fatal-flow analysis;
 “Likely”: proyectos para los que el Grupo estima una probabilidad de éxito del 50%. Se trata de
proyectos para los que ya se dispone de datos preliminares sobre la disponibilidad de los

141


recursos y se ha iniciado el proceso de solicitud de autorizaciones para la obtención de los
permisos necesarios para la construcción de las instalaciones;
 “Highly Confident”: proyectos para los que el Grupo estima una probabilidad de éxito del 90%.
Se trata de proyectos para los que ya se han obtenido los permisos o las autorizaciones
principales (por ejemplo Evaluación del impacto ambiental).
El total de proyectos que constituyen el pipeline (equivalente, a fecha 30 de junio de 2010, a 29,9 GW)
multiplicado por las probabilidades de éxito de los mismos (equivalente as 20% para los proyectos
“Potential”, al 50% para los proyectos “Likely” y al 90% para los proyectos “Highly Confident”) representa
el pipeline neta del Grupo. A fecha 30 de junio de 2010, el valor de el pipeline neta del Gruppo equivalía a
8,8 GW.
La clasificación de los proyectos en el pipeline se actualiza periódicamente, mediante la verificación para
cada proyecto del estado de progreso según los siguientes elementos factuales, e identificados en base a la
experiencia operativa madurada por la estructura del Grupo: (i) derecho de exclusividad; (ii) derechos sobre
los terrenos; (iii) valoración del sitio y de los recursos; (iv) obtención de los permisos y (v) conexión a las
redes de transmisión.

142

Sección I

A pesar de que los principios generales son los mismos, las etapas de comprobación de la evolución de los
proyectos varían según las tecnologías y las áreas geográficas. Esto se debe tanto a las diferencias entre las
fases de desarrollo de los proyectos en las 4 tecnologías en las que el Grupo está activo (véase Sección I,
Capítulo VI, Párrafo 6.1, Consideraciones previas, del Folleto) como a las diferencias en el marco normativo
de referencia y en el proceso de obtención de autorizaciones en los distintos países (véase Sección I, capítulo
VI, Párrafo 6.1.7 del Folleto). La tabla siguiente ilustra a título de ejemplo las principales diferencias en
términos de tecnología y área geográfica.
Área Tecnología Potential Likely Highly Confident
Europa e Eólica ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos de terreno
Italia ▪ Análisis anemométricos ▪ Torre anemométrica instalada ▪ Datos relativos a la medición del
preliminares y análisis de recursos basado viento de al menos un año y
▪ Análisis preliminares del en los primeros 6, 8 meses de estimaciones de productividad
sitio (comprobación medición ▪ Obtención de los principales
existencia vínculos ▪ Inicio del proceso de permisos / autorizaciones
ambientales relevantes) obtención de autorizaciones (Valoración del impacto ambiental)
Solar ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos sobre los terrenos ▪ Derechos sobre los terrenos
▪ Inicio del proceso de asegurados
obtención de autorizaciones ▪ Obtención de los principales
por VIA (Valoración del permisos / autorizaciones
impacto ambiental) (Evaluación del impacto ambiental)
▪ Solicitud de interconexión a ▪ Tarifa regulada (feed in tariff) o
redes de transmisión acuerdo bilateral de venta de la
energía asegurada
Hidroeléctrica • Opciones sobre terreno • Derechos sobre terreno ▪ Derechos formales sobre terreno
estratégico estratégico asegurados estratégico y concesión de
• Factibilidad (técnica • Obtención de los principales derivación obtenidos
económica) completada permisos ambientales ▪ Obtención de los principales
permisos / autorizaciones
(Valoración del impacto ambiental,
acuerdo de interconexión FIT, etc.)
Geotermia ▪ Concesión / autorización ▪ Concesión / autorización de ▪ Concesión / autorización de sondeos
de sondeos sondeos ▪ Derechos sobre terrenos estratégicos
▪ Opciones sobre terrenos ▪ Opciones sobre terrenos • Exploración profunda completada
estratégicos estratégicos • Modelo del subsuelo completado
▪ Localización previa del • Localización previa del
recurso (uso de mapas) recurso (uso de mapas)
• Exploración superficial
completada
• Permiso de exploración
profunda
América Eólica ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos de terreno
Latina ▪ Análisis preliminares del ▪ Torre anemométrica instalada ▪ Datos relativos a la medición del
sitio (comprobación y análisis de recursos basado viento de al menos un año y
existencia vínculos en los primeros 6, 8 meses de estimaciones de productividad
ambientales relevantes) medición ▪ Obtención de los principales
▪ Inicio del proceso de permisos/autorizaciones (DIA)
obtención de autorizaciones
Solar ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos sobre los terrenos ▪ Derechos sobre los terrenos
▪ Inicio del proceso de ▪ Obtención de los principales
obtención de autorizaciones permisos/autorizaciones
con DIA (Declaración del impacto ambiental)
▪ Solicitud de interconexión a ▪ Tarifa regulada (feed in tariff) o
redes de transmisión acuerdo bilateral de venta de la

143


Área Tecnología Potential Likely Highly Confident
energía asegurados
Hidroeléctrica • Opciones sobre terreno • Derechos sobre terreno ▪ Derechos formales sobre terreno
estratégico estratégico asegurados estratégico obtenidos
• Factibilidad (técnica, • Obtención de los principales ▪ Obtención de los principales
económica) completada, permisos ambientales permisos/autorizaciones
(Declaración del impacto ambiental,
Geotermia ▪ Concesión / autorización
▪ Concesión / autorización de ▪ Concesión / autorización de sondeos
▪ Opciones sobre terrenos▪ Opciones sobre terrenos • Exploración profunda completada
▪ Localización previa del• Localización previa del
completada
profunda
Norteamérica Eólica ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos de terreno ▪ 2 años de mediciones del viento
▪ Comprobación preliminar ▪ Datos relativos a la medición ▪ Acuerdo bilateral de venta de la
disponibilidad viento del viento de al menos un año energía asegurado
▪ Fatal-flaw analysis y estimaciones de ▪ Obtención DIA
productividad ▪ Acuerdo de interconexión cerrado
▪ Obtención estimada de ▪ Aprobación de la Utility
principales permisos Commission
(ambiental, militar, aviación,
provincia, etc.)
Solar ▪ Opciones sobre el terreno ▪ Derechos de terreno • Estudios de impacto ambiental
• Fatal-flaw analysis ▪ Tarifa regulada (feed in tariff) completados
• Análisis preliminar del asegurada • Proyecto completamente autorizado
recurso • Estudio de interconexión con • Large Generator Interconnection
• Solicitud para tarifa red de transmisión Agreement cerrado
regulada (feed in tariff) completado
• Estudio de impacto ambiental
en curso
Hidroeléctrica • Factibilidad (técnica • Derechos sobre terreno ▪ Derechos formales sobre terreno
económica) completada estratégico asegurados estratégico obtenidos
• Opción sobre terreno • Obtención de los principales ▪ Obtención de los principales
estratégico permisos ambientales permisos / autorizaciones
(Declaración del impacto ambiental,
Geotermia ▪ Concesión / autorización ▪ Concesión / autorización de ▪ Concesión / autorización de sondeos
▪ Opciones sobre terrenos ▪ Opciones sobre terrenos • Exploración profunda completada
▪ Localización previa del • Localización previa del
profunda
completada

144

Sección I

Los proyectos para los que se han obtenido todos los permisos y las autorizaciones necesarias para la
construcción de las instalaciones se clasifican como “in execution”. Dentro de dicha categoría, los proyectos
se subdividen en:
 “Ready to build”: proyectos listos para iniciar la obra, para los que se ha concluido con éxito el
proceso de obtención de autorizaciones y el Grupo está a punto de iniciar la construcción.
Después de la obtención de todas las licencias necesarias, suele transcurrir un período medio de
2 ó 3 meses antes del inicio efectivo de la construcción, debido a los tiempos técnicos para el
suministro de los materiales y la organización del trabajo; y
 “Under Construction”: proyectos para los que ya se ha iniciado la construcción.
El modelo de desarrollo empresarial (business development) del Grupo se basa en un equilibrio entre
tecnologías maduras (geotérmica e hidroeléctrica) y las de high growth (eólica y solar) y se caracteriza por
una diferenciación geográfica a escala global y por una asignación selectiva de las inversiones basada en la
capacidad de generación de beneficios estimada para cada proyecto. Al basarse en los conocimientos de las
tecnologías en cartera y en un análisis de las oportunidades de mercado, el Grupo optimiza los programas de
inversión segmentando el propio crecimiento mediante una combinación de proyectos en función de los
tiempos de desarrollo y de la relación riesgo / rendimiento de los mismos, con capacidad para adaptar su
propia presencia según los recursos disponibles y el panorama económico – según las diversas áreas
geográficas.
Desde el punto de vista de las fuentes de generación, la mayor parte de los proyectos se hacen en el sector
eólico, que ha registrado un gran desarrollo en los últimos 10 años y para el que se prevé un crecimiento muy
elevado durante los próximos 20 años (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1, “Eólico” del Folleto). Al
mismo tiempo, la Sociedad ha incrementado recientemente su presencia en el desarrollo del sector
fotovoltaico, que está registrando una evolución positiva (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1, “Solar”
del Folleto).
Sin embargo, gracias a sus competencias multitecnológicas, el Grupo puede valorar y aprovechar las posibles
oportunidades de crecimiento e innovación en cada uno de los sectores tecnológicos en los que trabaja,
incluidos aquellos en los que está tradicionalmente presente (hidroeléctrico y geotérmico). De hecho, a pesar
de que las instalaciones hidroeléctricas y geotérmicas requieren tiempos de desarrollo y de construcción
significativamente más largos con respecto a las eólicas y solares, presentan una vida útil y un coeficiente de
carga significativamente superior.
La amplitud del pipeline, que constituye el punto desde el cual el Grupo selecciona mayoritariamente los
proyectos propios para el desarrollo, permite al Grupo seleccionar los proyectos a realizar teniendo en cuenta
el factor económico o las elecciones estratégicas del Grupo.
Además, y siempre para aprovechar las oportunidades de crecimiento más ventajosas, el Grupo supervisa
constantemente nuevos mercados en los que no estaba presente en la fecha de emisión del Folleto que
puedan ofrecer posibilidades de desarrollo coherentes con su estrategia de desarrollo (dichos proyectos se
muestran en la tabla que sigue en la sección “Nuevo Mercado”).
A fecha 30 de junio de 2010, el Grupo disponía de un pipeline notable, de unos 29,9 GW, de los que unos 7,2
GW estaban clasificados o entraban en las categorías “Highly Confident” y “Likely” y 22,7 GW entraban en
la categoría “Potential”.
Además, cerca de 13,4 GW de los 29,9 GW totales han sido clasificados como potencialmente ejercibles
hasta el 2014, es decir, que representan una estimación actual de los proyectos que se podrían emprender

145


teniendo en cuenta el ámbito de la selección efectuada por el Grupo para la introducción en el plano
industrial (y que, por tanto, son susceptibles de llevarse a cabo).
La tabla siguiente indica el desglose del pipeline del Grupo a fecha 30 de junio de 2010, subdividido por
fuentes de generación y áreas territoriales.
(MW) ITALIA Y EUROPA NORTEAMÉRICA PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA NUEVO MERCADO TOTAL
Geotérmica 48 100 389 - 537
Eólica 4.885 8.207 13.729 - 26.821
Solar 761 33 692 150 1.636
Otras fuentes 27 - 63 - 90
Total 5.773 8.340 15.602 150 29.865

La siguiente tabla ilustra el pipeline del Grupo, a fecha 30 de junio de 2010, subdividida por categorías y por
áreas territoriales.
(MW) HIGHLY CONFIDENT LIKELY POTENTIAL
Italia y Europa 874 2.069 2.830
Norteamérica - 300 8.040
Península Ibérica y América Latina 767 3.171 11.664
Nuevo mercado - - 150
Total 1.641 5.540 22.684

A 30 de junio de 2010, el Grupo disponía de proyectos in execution cercanos a 1.085 MW (1.222 MW
incluyendo los proyectos eólicos in execution en Portugal del consorcio ENEOP 2, con una participación de
30% por parte de Enel Green Power España) (de los que 525 MW – 610 MW incluyendo ENEOP 2 – ready
to build y 560 MW – 612 MW incluyendo ENEOP 2 – under construction). La entrada en funcionamiento de
la mayor parte de esos proyectos está prevista para los ejercicios de 2010 y 2011. La tabla siguiente muestra
los proyectos in execution subdivididos por fuentes de generación y áreas territoriales.
(MW) ITALIA Y EUROPA NORTEAMÉRICA PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA NUEVO MERCADO TOTAL
Geotérmica 33 - - - 33
Eólica 352 276 374 (1) - 1.002 (1)
Solar 39 - - - 39
Total 436 276 510 (1) - 1.222 (1)
(1) Estos datos incluyen los 137 MW del consorcio ENEOP 2.

La tabla siguiente muestra el reparto por COD (fecha de operación comercial, por sus siglas en inglés) del
pipeline del Grupo a fecha 30 de junio de 2010.
(GW) 2010 2011 2012 2013 2014 >2014 TOTAL
Pipeline - 0,8 2,6 5,2 4,8 16,5 29,9

146

Sección I

6.1.5 Estructura organizativa del Grupo
La estructura organizativa a través de la que operan Enel Green Power y el Grupo está articulada por
funciones y áreas de actividad. A continuación presentamos el organigrama del Grupo con indicación de las
funciones del personal y de las áreas de actividad en la fecha de emisión del Folleto.

Administrador
Amministratore
Adjunto
Delegato

F. Starace
Auxiliar

V. Ayra

Asuntos
Affari Secretaría de
Segreteria Asuntos
Affari Personal y e
Personale Seguridade
Safety y Auditoría
Audit
reglamentarios
Regolamentari laSocietaria
sociedad legales
Legali Organización
Organizzazione ambiente
Ambiente

F. Egidi F. R. Napolitano G. Fazio F.J.Querol Vidal A. Cherubini S. Fiori

Amm.one ,,
Administración, Información y
Information &
Desarrollo
Business Ingeniería y
Engineering & Funcionamiento
Operation &
finanzas y
Finanza Adquisiciones
Acquisti tecnologías de
económico construcción y mantenimiento Communication
Development Maintenance
econtrol
Controllo la comunicación
Technology

A. De Paoli R. P. I. Wilhelm D. Marcozzi V. Vagliasindi F. Starace (a.i.) M. Ferriani

Zona de
Area Zona de la
Area Iberia e Zona de Italia
Area Italia
Norteamérica
Nord Península Ibérica
America Enel.si
Enel.si
yeEuropa
Europa
America y América Latina
Latina

T. Volpe M. Bezzeccheri R. Deambrogio G. Stratta

Las áreas y funciones del personal hacen referencia al Administrador Adjunto ayudado por el Asistente, que
desarrolla además las tareas de control de las actividades de definición de los procesos y de promoción y
supervisión de iniciativas y proyectos del Grupo destinadas a maximizar la eficiencia operativa.
Además, las funciones que corresponden a la sociedad matriz Enel mantienen la coordinación de las
unidades del personal y tienen la tarea de dar apoyo operativo al Grupo con el fin de valorizar las sinergias
del Grupo Enel y de optimizar la gestión de los servicios de apoyo a las actividades. Después de la cotización
de las Acciones del Emisor, las funciones de staff de Enel Green Power competirán exclusivamente a lo
órganos ejecutivos de la propia Sociedad.
Funciones
(a) Asuntos reglamentarios
Se encarga y controla, de acuerdo con los responsables de las áreas de actividad, las actividades regulatorias
y antitrust del Grupo coordinándose con la función legal del Grupo para los aspectos de competencia,
asegurando la definición y la defensa de la posición empresarial en los países de competencia; (ii) asegura,
de acuerdo con las funciones del Grupo interesadas, la coherencia de los procedimientos del mismo con la
normativa regulatoria y el antitrust vigente.
(b) Secretaría de la sociedad
Asegura el cumplimiento de los deberes de la sociedad frente a las demás sociedades, incluidas las
sociedades controladas extranjeras que entren en el perímetro del Grupo, prestando especial atención a las
actividades de secretaría para los órganos sociales de las mismas; (ii) se ocupa de los perfiles societarios en
el ámbito de operaciones de adquisición o cesión de activos, así como de operaciones extraordinarias

147


(fusiones, escisiones, aportaciones sociales, etc.) a favor de las sociedades del Grupo; (iii) define la
distribución de los poderes, coordinándose con la función de Personal y Organización.
(c) Asuntos legales
Asegura la gestión de los asuntos legales del Grupo, se ocupa de la supervisión de la normativa legal y de la
jurisprudencia y proporciona asistencia especializada a la cumbre y a las diversas estructuras del Grupo.
d) Personal y Organización
Se ocupa de los procesos de planificación, organización, desarrollo y gestión de los recursos humanos a fin
de asegurar la adecuación cuantitativa y cualitativa del patrimonio de competencias técnicas, profesionales y
de dirección según la normativa vigente en temas de relación de trabajo en varios países; (ii) gestiona las
relaciones sindicales; (iii) distribuye los servicios administrativos del personal a la sociedad del Grupo y
también a las estructuras de Servicios de Enel; (iv) se ocupa de las actividades relativas a servicios generales.
(e) Seguridad y medio ambiente
Se encarga, de forma coherente con la normativa vigente en los diversos países, de la dirección, la
coordinación y el control de la salud y seguridad en el trabajo, desarrollando las metodologías oportunas; (ii)
se encarga de la coordinación, la supervisión y el reporting ambiental y relativo a los accidentes y define, de
acuerdo con las funciones correspondientes del Grupo, las acciones formativas para los temas de seguridad y
ambiente asegurándose de que se llevan a la práctica; (iii) coordina la gestión de los temas ambientales del
Grupo, aportando el apoyo especializado necesario; (iv) se ocupa de la preparación del reporting ambiental
del Grupo, coordinándose con las demás funciones relacionadas.
(f) Auditoría
Efectúa acciones de auditoría, incluso basadas en análisis de riesgos, destinadas a comprobar la eficacia, la
eficiencia y la rentabilidad de los procesos empresariales, la fiabilidad y la veracidad de la información
contable y de las gestiones y la conformidad del cumplimiento operativo de la normativa interna o externa y
de las directivas y reglas empresariales, indicando a la dirección del Grupo las acciones correctivas sugeridas
y las acciones llevadas a cabo por la dirección; (ii) participa en las actividades de diseño de los procesos para
conseguir minimizar los riesgos; (iii) comprueba la aplicación y el cumplimiento del código ético y vigila el
funcionamiento y el acatamiento del Modelo de organización y gestión ex Decreto Legislativo 231/01.
(g) Administración, finanzas y control
Asiste a los órganos de la cumbre del Grupo en la definición de las directrices, de los objetivos estratégicos y
de las políticas de tipo económico, patrimonial, fiscal y financiero; (ii) supervisa las estrategias y el
funcionamiento de los principales competidores, efectúa los análisis estratégicos que interesan al Grupo y los
actualiza periódicamente; (iii) analiza y evalúa el funcionamiento del Grupo; (iv) se encarga del proceso de
evaluación, autorización y control de las inversiones; (v) elabora el balance de las sociedades del Grupo y del
balance consolidado; (vi) se ocupa del proceso de evaluación del sistema de control interno sobre la
información financiera; (vii) se encarga de los servicios administrativos y fiscales de las sociedades del
Grupo utilizando incluso las estructuras de Servicios de Enel; (viii) apoya el proceso de valorización de los
activos renovables del Grupo; (ix) ayuda al Administrador Adjunto en la definición del contenido de la
comunicación con los mercados y los inversores institucionales; (x) realiza las actividades de control del
riesgo, coordinándose con las unidades competentes de las áreas de actividad.

148

Sección I

(h) Desarrollo económico
Asiste a los órganos de la cumbre del Grupo acerca de la definición del posicionamiento y de la estrategia del
mismo, (ii) supervisa los mercados de interés para Enel Green Power, con objeto de valorar las posibles
oportunidades de expansión en el ámbito de las energías renovables; (iii) se encarga del proceso de
identificación y de selección de los proyectos de inversión (orgánico y greenfield) de acuerdo con los
objetivos y las estrategias definidas en el plano correspondiente, utilizando las funciones de competencia del
Grupo; (iv) gestiona las actividades de desarrollo (orgánico y greenfield) y controla las actividades de fusión
y adquisición y las actividades de greenfield en las áreas en las que Enel Green Power ya está presente y en
aquellas en las que no está todavía localmente estructurada, utilizando las estructuras competentes.
(i) Adquisiciones
Asegura los procesos de abastecimiento del Grupo y en concreto: (i) analiza y consolida las necesidades,
desarrollando el plan de abastecimiento y los programas de adquisición correspondientes; (ii) selecciona los
proveedores y gestiona las licitaciones; (iii) predispone y estipula los contratos de abastecimiento; (iv)
fomenta las metodologías de design to cost y la búsqueda y cualificación de nuevos proveedores en
colaboración con las unidades técnicas de las unidades solicitantes.
(l) Ingeniería y construcción
Se encarga del diseño y la realización de los proyectos previstos en el plan de inversiones del Grupo
(orgánico y greenfield) respetando los plazos y los costes fijados y las normas legales y empresariales
relativas a la tutela del ambiente, la salud y la seguridad. Para ello, en concreto: (i) desarrolla estudios de
viabilidad y apoya la función de Business Development en las actividades de due diligence; (ii) se ocupa de
las fases de diseño básico y detallado de los proyectos definidos; (iii) se ocupa del diseño ejecutivo de las
plantas y la elaboración de la documentación técnica para la adquisición; (iv) se encarga de las actividades de
construcción e inicio de la actividad y asegura la programación del empleo de los recursos internos y
externos necesarios para asegurar la construccion de las plantas; (v) se encarga de la racionalización y la
homogeneidad de las actividades de diseño y construcción sobre diversos sectores tecnológicos; (vi) se
ocupa del desarrollo tecnológico y el mantenimiento de competencias correspondientes desarrollando un
papel de control global de los conocimientos técnicos relativos a las energías renovables en todos los sectores
tecnológicos (geotérmica, solar, eólica, hidroeléctrica y biomasa).
(m) Funcionamiento y mantenimiento
(i) Supervisa la evolución del funcionamiento del Grupo relativo al ejercicio y el mantenimiento de las
plantas mediante un sistema de factores clave técnico / operativos y se ocupa de la información
correspondiente; (ii) apoya las áreas de actividad para la identificación y la puesta en práctica de las acciones
de mejora destinadas a alinear el rendimiento de cada área de actividad a los objetivos de eficacia y
eficiencia definidos; (iii) identifica, mediante benchmarking interno y externo al Grupo Enel, las mejores
prácticas operativas en relación al ejercicio y el mantenimiento de las plantas y apoya las áreas de actividad
en la realización de las mismas; (iv) apoya las áreas de actividad para la optimización del coste de
producción y en la gestión de los riesgos correspondientes.
(n) Información y tecnologías de la comunicación
Desarrolla el papel de coordinación entre las estructuras del Grupo y las estructuras competentes de la
Dirección operativa de Information and Communication Technology de los Servicios de Enel, coordinando
las actividades correspondientes a las áreas de actividad, con objeto de asegurar la planificación y la puesta

149


en funcionamiento de las actividades de diseño, realización, mantenimiento y ejercicio de los sistemas de
Información y tecnologías de la comunicación.
Áreas
(a) Zona de Italia y Europa, zona de Norteamérica, zona de la Península Ibérica y América Latina
Dichas zonas desarrollan, gestionan y optimizan ellas mismas las actividades de generación de la energía de
fuentes renovables con responsabilidad sobre el rendimiento técnico y sobre los resultados económicos y
financieros. Concretamente: (i) representan al Grupo en el ámbito de los países de competencia frente a los
principales stakeholder, de las instituciones y de las autoridades locales; (ii) aseguran el ejercicio y el
mantenimiento de las plantas y supervisan su operatividad con responsabilidad sobre los costes de
funcionamiento y sobre el rendimiento técnico (disponibilidad, rendimientos, etc), respetando las
indicaciones dadas por la función Operación y mantenimiento; (iii) optimizan el coste de producción y venta
de la energía, garantizando la maximización de los márgenes y la gestión de los riesgos correspondientes
según los objetivos definidos en el plan de negocios y dentro del respeto de los límites de riesgo asignados;
(iv) supervisan la evolución del mercado, de la competencia y del sistema regulatorio, identificando las
oportunidades de desarrollo de las actividades coherentemente con los objetivos y las directrices definidas
por la función Business Development; (v) apoyan la realización del plan de las inversiones asegurando tanto
el apoyo en fases de desarrollo, evaluación y permitting, que actúa de interfaz en las relaciones con los
stakeholders, las instituciones y las autoridades locales, en todas las fases del proceso.
(b) Enel.si
Dicha área de actividad: (i) asegura el desarrollo de las actividades al detalle en el campo de las energías
renovables y la eficiencia energética; (ii) asegura el desarrollo de la oferta y de los servicios para la red
indirecta sobre las plantas fotovoltaicas y sobre otras fuentes renovables; (iii) desarrolla y gestiona la red de
franquicias de Enel.si; (iv) garantiza las actividades de marketing y asegura el apoyo comercial a las
franquicias y los proveedores.
6.1.6 Programas futuros y estrategias
Enel Green Power persigue el objetivo de maximizar el valor creado a través del desarrollo, la realización y
la gestión de plantas de generación de energía eléctrica de fuentes renovables y las actividades vinculadas de
la cadena del valor.
La Sociedad ha predispuesto un plan de negocios quinquenal, inspirado de una visión industrial y de largo
plazo del sector de las energías renovables, que llevará la capacidad instalada de los actuales 5,7 GW al final
de 2009 a 9,2 GW al final de 2014, con un incremento de 3,5 GW repartido sobre las diferentes tecnologías
en cartera. Dicho plan de desarrollo se basa en el pipeline de proyectos, igual a unos 29.296 MW al final de
2009.

150

Sección I

En concreto, el plan de negocios se articula en las siguientes acciones estratégicas:
 Política de crecimiento presupuestada, obtenida mediante inversiones asignadas flexiblemente sobre
las diferentes tecnologías y geografías en cartera, con objeto de maximizar las repuestas gracias a una
combinación óptima de tecnologías y de regímenes regulados. Para alcanzar dichos objetivos, la
Sociedad se ha dotado de una base organizativa que asigna centralmente las responsabilidades sobre las
actividades estratégicas del sector (desarrollo de actividades, adquisiciones, ingeniería). En concreto, la
Sociedad pretende concentrar su crecimiento en:
o países caracterizados por la mejor combinación de régimen regulador, disponibilidad del
recurso renovable y presencia del Grupo (Italia, España, Estados Unidos);
o tecnologías high-growth (eólico on-shore y solar), caracterizadas por el interesante perfil
riesgo-rendimiento y por la rapidez de desarrollo y la puesta en funcionamiento de las
plantas con respecto a las tecnologías más avanzadas.
Los planes de crecimiento de la Sociedad se basan en una amplia cartera de proyectos (pipeline),
constituida por opciones de desarrollo sobre varias tecnologías y geografías, y caracterizada por la
elevada calidad de los proyectos.
 Mantenimiento de la rentabilidad, obtenido gracias al uso conjunto de diferentes instrumentos como:
o Excelencia operativa en el ejercicio de la base instalada, destinada al incremento de la
productividad de las plantas y a la reducción de los costes de funcionamiento de los mismos.
o Posibilidad de adquisición de maquinaria y tecnología a costes competitivos, con acceso
preferencial a las innovaciones tecnológicas desarrolladas por los proveedores. En este
contexto, la sociedad se basa en la pertenencia al Grupo Enel, en la concentración de las
actividades de adquisición y en las condiciones de mercado favorables en algunos sectores
tecnológicos (concretamente, eólico y solar fotovoltaico)
o Asignación flexible de las inversiones sobre la geografía y sobre las tecnologías de
referencia de la Sociedad, destinada a la maximización de las ganancias previstas y la
minimización de los riesgos vinculados.
 Posicionamiento distintivo en el ámbito de la tecnología solar, caracterizada por el mayor índice de
crecimiento entre las energías renovables, gracias a una estrategia de integración en toda la cadena del
valor. En concreto:
o Actividad de producción de paneles mediante la joint venture con Sharp y ST
Microelectronics.
o Producción de energía eléctrica mediante plantas solares de gran tamaño, mediante la propia
Enel Green Power, activa en los mercados de referencia, y la joint venture con Sharp
centralizada en el mercado de Europa, Oriente Medio y África.
o Venta e instalación de sistemas fotovoltaicos para el consumidor final, mediante la red de
franquicias de Enel.si.
 Innovación tecnológica, realizada mediante el seguimiento de las tecnologías emergentes y el desarrollo
de pruebas piloto sobre tecnologías próximas a la fase de comercialización, con objeto de identificar
nuevas tecnologías high-growth sobre las que efectuar inversiones potenciales. Para ello, la sociedad

151


cuenta con el apoyo del Grupo Enel (gracias a la División de ingeniería e innovación) para la realización
de proyectos de investigación con fuerte contenido innovador, como por ejemplo:
o Tecnología solar termodinámica con acumulación (Proyecto Archimede).
o Tecnología solar fotovoltaica de concentración.
o Sistemas híbridos de generación de fuentes renovables (por ejemplo, fuente geotérmica y
solar termodinámica).
(Véase Sección I, Capítulo XI, Párrafo 11.1 del Folleto)
6.1.7 Marco normativo
Preámbulo
La creciente atención a los temas relacionados con el cambio climático y otros efectos del mismo sobre la
población mundial, la economía y las estrategias de producción de energía, ha llevado a muchos estados a
suscribirse al Protocolo de Kyoto (“Protocolo de Kyoto”).
El Protocolo de Kyoto, que entró en vigor en febrero de 2005, impone a los estados adherentes límites a la
cantidad de emisiones contaminantes con objeto de reducir los niveles generales de emisiones contaminantes
en el período entre 2008 y 2012 del 5% con respecto a 1990.
La Unión Europea, que también se suscribió al Protocolo de Kyoto, ha desarrollado una estrategia energética
específica destinada a favorecer el uso de fuentes de energía renovables.
Dicho objetivo se ha concretado con la adopción de la “Directiva del Parlamento europeo y del Consejo
relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado
interior de la electricidad” (“Disposición 2001/CE/77”).
Durante el año 2009 se dio otro paso importante en la definición de la política europea por la lucha contra el
cambio climático, con la entrada en vigor del Paquete Clima y Energía, que fija el objetivo de reducir del
20% las emisiones de gas de efecto invernadero en 2020 con respecto a los niveles de 1990 y de garantizar
un desarrollo de las fuentes de energía renovables para asegurar en 2020 la cobertura del 20% del consumo
energético final.
En el Paquete Clima y Energía está incluida la “Disposición 2009/CE/28” que fija los objetivos para el
desarrollo de las fuentes renovables específicas para cada estado miembro y solicita a cada estado que
elabore su propio National Renewable Energy Action Plan, en el que deberá definir los objetivos nacionales
en el sector de las energías renovables para el período 2010-2020. Italia notificó su National Renewable
Energy Action Plan a la Comisión europea a fecha de 2 de julio de 2010, y se comprometió a cubrir antes del
año 2020, mediante la energía de fuentes renovables, el 17% del consumo bruto nacional y, en particular, la
cuota del 6,38% del consumo energético del sector transportes, del 28,97% para la electricidad y del 15,83%
para el calentamiento y el enfriamiento
6.1.7.1 Italia
En Italia, con el Decreto Legislativo nº 79 de 16 de marzo de 1999 (“Decreto Bersani”), surgido como
transposición de la Directiva 96/92 de la Unión Europea, en el contexto del inicio de la liberalización del
mercado eléctrico, se introdujeron medidas innovadoras relativas a los incentivos para las fuentes de energía
renovables (eólica, solar, geotérmica, de las olas del mar, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gas de vertedero,
gases residuales de procesos de depuración y biogás) y se rediseñó el régimen de referencia aplicable al
sector hidroeléctrico.

152

Sección I

Un impulso adicional al desarrollo de dichas fuentes energéticas lo dio el Decreto Legislativo de 29 de
diciembre de 2003, nº 387 (“D. Lgs. 387/03”), surgido como transposición de la Directiva 2001/77/CE
relativa a la “promoción de la energía eléctrica producida de fuentes energéticas renovables en el mercado
interior de la electricidad” que, entre otras cosas, unificó los títulos administrativos necesarios para la
construcción y la puesta en funcionamiento de las plantas de producción de energía de fuentes renovables.
También hay que tener en cuenta que la ley de 23 de agosto de 2004, nº 239 (es decir, “Ley Marzano”), el
Decreto Interministerial de 18 de diciembre de 2008 (Ministero dello Sviluppo Economico conjuntamente
con el Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare) y, por último, la Ley de 23 de julio
de 2009, nº 99 (“Ley 99/2009”) con la que se aportaron, entre otras cosas, modificaciones a la disciplina de
la investigación y el cultivo de recursos geotérmicos así como las numerosas disposiciones de actuación de
rango secundario.
Además, hay que tener en cuenta que gracias a la potestad legislativa atribuida a las regiones en materia de
“energía” (producción, transporte y distribución nacional de la energía) de conformidad con el Art. 117 Cost.,
el marco normativo definido a nivel nacional tiene que considerarse integrado en cada una de las
disposiciones regionales de las regiones para cada planta.
Los principales rasgos distintivos del actual cuadro normativo (nacional) delineado por el legislador pueden
distinguirse en dos tipos principales: (i) la definición de los títulos y de los procedimientos administrativos
correspondientes necesarios para la construcción y la puesta en funcionamiento de las plantas de producción
de energía eléctrica de fuentes renovables y (ii) el régimen de incentivos concedidos para la producción de
energía de fuentes renovables.
Licencias administrativas para la construcción y operación de plantas de producción de energía
eléctrica de fuentes renovables en Italia.
El Decreto Legislativo 387/03 prevé que la construcción y la puesta en funcionamiento de las plantas de
producción de energía eléctrica alimentadas con fuentes renovables (así como las intervenciones de
modificación, refuerzo, reconstrucción total o parcial y reactivación, las obras vinculadas y las
infraestructuras indispensables para la construcción y la puesta en funcionamiento de dichas plantas), están
sujetas a una autorización única (“Autorización única”), que incluye y sustituye los acuerdos, los
conciertos, habilitaciones, autorizaciones o actos de consentimiento considerados necesarios para la
realización y la puesta en funcionamiento de las plantas consideradas como renovables (Art. 12).
En concreto, en la Autorización única se aúnan todos los permisos / autorizaciones principales que, según el
régimen normativo vigente, era necesario conseguir de forma autónoma y mediante distintos procedimientos
administrativos (por ejemplo, permiso de construcción / permiso de obra, autorización para la construcción
en áreas sometidas a vínculo, etc.).
Sin embargo, cabe destacar que de conformidad con el Decreto Legislativo 387/2003 y el Decreto Ministerial
de 6 de agosto de 2010, y el Decreto Presidencial 380/2001 (Ley de Finanzas Italiana) para los tipos de
plantas de producción de energía eléctrica de fuentes renovables (por ejemplo, las plantas fotovoltaicas que
se colocan en los edificios), no es necesario conseguir la Autorización única sino que basta con la
presentación de una notificación de inicio de actividad siempre y cuando las plantas en cuestión presenten
determinadas características estructurales (integración en los techos de los edificios, superficie total de los
módulos fotovoltaicos no superior a la del techo del edificio en cuestión, etc.).
Sin embargo, en relación al tipo de fuente renovable utilizada por la planta, además de la Autorización única
deberán obtenerse títulos administrativos adicionales.

153


En concreto, el desarrollo de plantas hidroeléctricas y de plantas geotérmicas requiere, además de la
Autorización única, la emisión de títulos de concesión (la concesión de derivación (“Concesión de
derivación”) y la concesión de producción de los recursos geotérmicos (“Concesión de producción”
respectivamente).
La puesta en funcionamiento de plantas alimentadas con biomasa requiere, además de la Autorización
única, la emisión de la autorización ambiental integrada (“AIA”).
Además, para la construcción de líneas eléctricas necesarias para la conexión a la red eléctrica de las plantas
de producción de fuentes renovables de cualquier tipo podrá ser necesario adquirir el título que permita la
construcción y la puesta en funcionamiento según el Real Decreto de 11 de diciembre de 1933, nº 1775
(“Ley de Finanzas Italiana de aguas y plantas eléctricas”) (“Autorización líneas eléctricas”) o un título
equivalente según las prestaciones de cada legislación regional.
Por último, en relación a las características de los sitios y de las plantas en las que se realizan las plantas para
la producción de energía de fuentes renovables y las líneas eléctricas para la conexión de las mismas a la red
eléctrica, puede ser necesario comprobar la compatibilidad ambiental a través del procedimiento de
evaluación del impacto ambiental (“VIA”).
En cuanto al acceso al sistema de incentivos por el uso de fuentes renovables, todas las plantas de producción
de energía de fuentes renovables que se pusieron en marcha después del 1 de abril de 1999, tienen que
conseguir la cualificación IAFR – Plantas alimentadas con fuentes renovables (“IAFR”), a excepción de las
plantas fotovoltaicas. La cualificación IAFR la emite el Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (“GSE”)
después de un procedimiento en el que se establece que el productor tiene que enviar 3 años después (como
máximo) de la entrada en funcionamiento de la planta, so pena de inadmisibilidad de los incentivos.
Antes de pasar al tratamiento de cada uno de los títulos autoritativos citados, cabe indicar que algunas
legislaciones regionales, a tenor de la potestad legislativa atribuida a las regiones en materia de energía, han
influido significativamente sobre los perfiles autoritativos vinculados a la construcción y la puesta en
funcionamiento de las plantas de producción de energía de fuentes renovables y que, por otro lado, hasta
ahora el Tribunal Constitucional ha censurado dichas intervenciones.
En este sentido, aunque no se puede describir detalladamente cada disciplina regional de referencia, parece
útil mencionar que lo ocurrido con referencia a la Ley de la región de Apulia de 21 de octubre de 2008, nº 31,
cuyo artículo 3 permite realizar, con notificación de inicio de actividad (“DIA”) en cumplimiento del La ley
de finanzas italiana de la construcción (D.P.R. 380/01) y no ya con Autorización única, a) plantas
fotovoltaicas situadas sobre edificios, existentes o por construir, con finalidad civil, industrial, agrícola,
comercial y servicios y/o soterrados en complejos, existentes o por construir, de edificios civiles,
industriales, agrícolas, comerciales y de servicios; b) plantas fotovoltaicas en zonas agrícolas, a condición de
que el área utilizada para la intervención tenga una extensión de al menos dos veces la superficie radiante; c)
plantas eólicas on-shore realizadas directamente por los organismos locales, así como aquellas destinadas al
autoconsumo constituidas por un único aerogenerador; d) plantas hidráulicas; e) plantas alimentadas con
biomasa ubicadas dentro de complejos existentes o por construir, de edificios industriales, agrícolas,
comerciales y de servicios; f) plantas alimentadas con gas de vertedero, ubicadas dentro del vertedero,
existentes o por construir; g) plantas alimentadas con gas residual de procesos de depuración, ubicadas
dentro de complejos existentes o por construir, de edificios industriales, agrícolas, comerciales y de servicios;
h) plantas alimentadas con biogás, ubicadas dentro de complejos existentes o por construir, de edificios
industriales, agrícolas, comerciales y de servicios, siempre que dichas plantas tengan una potencia hasta 1
MW.

154

Sección I

En otras palabras, con dicha disposición, la ley regional de Apulia ha permitido utilizar la DIA para realizar
plantas de fuentes renovables con potencia general superior con respecto a la indicada en la Tabla A anexa al
Decreto Legislativo 387/2003 (pero no superior al umbral de 1 MW), que el propio Decreto Legislativo
permite que se modifiquen solo con Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, de acuerdo con la
Conferencia unificada y de acuerdo con el Ministro dell’Ambiente.
Sin embargo, dicha ley regional ha sido impugnada por la Presidencia del Consejo de Ministros ante el
Tribunal Constitucional que, con sentencia nº 119 de 26 de marzo de 2010, ha declarado la ilegitimidad
constitucional del citado artículo 3 (en contraste con el Art. 117 Cost.) por cuanto, conforme a lo indicado
por el Decreto Legislativo 387/2003, umbrales superiores de capacidad de generación y características de los
sitios de instalación para los que se procede con la disciplina de la DIA pueden encontrarse solo con los
instrumentos de la normativa nacional, sin que la región pueda proceder autónomamente.
Sin embargo, a fin de evitar incertidumbres sobre perfiles de autorización y para tutelar aquellos que han
iniciado los trabajos de construccion de las plantas de fuentes renovables conforme a las normas de la Región
de Apulia declaradas inconstitucionales (o de disposiciones de contenido análogo previstas por otras
regiones), de conformidad con el Art 1-quater de la Ley 129/2010, de conversión del Decreto Legislativo
105/2010, quedan excluidos – solo para las plantas que entraron en funcionamiento dentro de los ciento
cincuenta días desde la fecha de entrada en vigor de la ley de conversión – los efectos relativos a los
procedimientos de notificación de inicio de actividad iniciadas de conformidad con las disposiciones
regionales, que alcancen umbrales superiores a los del Decreto Legislativo de 29 de diciembre de 2003, nº
387.
Además, el pasado 12 de mayo de 2010 se aprobó en vía definitiva la Ley Comunitaria 2009. Entre los
criterios de delegación para la puesta en práctica de la directiva de fuentes renovables se ha previsto la
simplificación de los procedimientos de autorización para la construcción y la puesta en funcionamiento de
las plantas alimentadas por fuentes renovables sujetas a DIA para todas las plantas con capacidad de
generación no superior a 1 MW. De hecho, con dicha disposición se permite utilizar la DIA en todo el
territorio italiano. Entre los criterios de delegación, cabe señalar:
- la promoción conjunta de eficiencia energética y el uso de las fuentes renovables;
- la integración de las fuentes renovables en las redes de transporte y distribución de energía, incluso a
través del apoyo a los smart grids;
- la adaptación del sistema de incentivos mediante la armonización y la reordenación de las disposiciones
previstas por la ley de desarrollo y la ley financiera de 2008.
Además, el Tribunal Constitucional ha repetido varias veces la necesidad de que la adopción o adaptación de
los Planes energéticos ambientales regionales (PEAR) y de actos normativos regionales no pueda determinar
un perjuicio irrazonable en el ejercicio de la actividad de iniciativa económica y a la continuación, por parte
del Estado Italiano, de las obligaciones internacionales específicas (Protocolo de Kyoto) y comunitarias (Art.
3 de la Directiva 2001/77/CE) vinculadas al desarrollo de las energías renovables.
En este sentido, con la sentencia nº 124/2010, el Tribunal Constitucional ha declarado la ilegitimidad
constitucional del apartado 1 del Art. 2 de la Ley Regional de Calabria nº 42/2008 (en contraste con los Art.
41 y 117, apartado uno, de la Constitución), en la parte en la que preveía los umbrales máximos y de potencia
autorizados para cada fuente (eólica, fotovoltaica, etc.), aplicables mientras se espera la actualización del
PEAR regional y del reparto nacional entre las regiones de la producción de energía alternativa.

155


La jurisprudencia del Tribunal Constitucional ha establecido también que la no adopción por parte del Estado
de las líneas directrices previstas en el Art. 12 del Decreto Legislativo 387/2003 no permite a las regiones
proceder autónomamente a la búsqueda de criterios para la inserción correcta de las plantas alimentadas por
fuentes de energía alternativa. En este sentido, el Tribunal Constitucional, con sentencia nº 282/2009, ha
declarado la ilegitimidad de las letras e), g), h), i), j), k), l), y n) del apartado 1 del Art. 2 de la ley de la
Región de Molise nº 15 de 2008, que subordinaba la idoneidad de la instalación de plantas eólicas y
fotovoltaicas a la presencia de una acuerdo con los entes locales o con los propietarios de las viviendas
eventualmente situadas en la zona limítrofe (tal como indican las letras h) e i)), o con delimitaciones
genéricas y no motivadas (tal como se indica en las letras e), g), j), k), l) y n)).
En el mes de julio de 2010 se aprobaron, en la Conferencia unificada, las directrices nacionales.
Dichas directrices prevén que la construcción de plantas de fuentes renovables puede autorizarse mediante
Autorización única, DIA y, para las intervenciones de actividad de construcción libre, mediante una simple
comunicación de inicio de trabajos a las administraciones municipales interesadas: las directrices definen
además los tipos de plantas o intervenciones que se aplican a cada régimen.
Las directrices incluidas en el Decreto Ministerial del Ministero dello Sviluppo Economico de 10 de
septiembre de 2010 se han publicado en el Diario Oficial nº 219 de 18 de septiembre de 2010. Como muy
tarde el 1 de enero de 2011, las regiones tienen la obligación de alinear a las directrices nacionales las
directrices regionales, finalmente adoptadas por ellas en el ejercicio de la potestad legislativa que les atribuye
el Art. 117 Cost. en materia de producción, transporte y distribución nacional de la energía.
La Autorización única
La Autorización única se emite como resultado de un procedimiento administrativo cuyo desarrollo viene
dictado por las directrices nacionales. Además, numerosas regiones (en aplicación de la potestad legislativa
que les atribuye el Art. 117 Cost. en materia de producción, transporte y distribución nacional de energía)
han adoptado sus propias directrices en la disciplina del procedimiento para la construccion de las plantas de
fuentes renovables.
El procedimiento para la emisión de la Autorización única se inicia con la solicitud de la persona que
propone la construcción de la planta de producción de energía de fuentes renovables y concluye en un plazo
de 180 días desde la presentación de la solicitud.
La Concesión de derivación
La primera reglamentación sobre aguas y sobre la disciplina de su uso aparece en uno de los anexos que
formaban parte de la ley de 20 de marzo de 1865 nº 2248 “Para la unificación administrativa del Reino de
Italia”, que hacía referencia a una ley anterior del 1859, ya adoptada en el Reino de Cerdeña.
Más adelante, el marco normativo de referencia se definió de forma más orgánica a través del Real Decreto
de 14 de agosto de 1920, n° 1285 que contenía el “Reglamento para las derivaciones y usos de aguas
públicas” y la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) de aguas y plantas eléctricas (a día de
hoy todavía la norma nacional de referencia para la construccion de las plantas hidroeléctricas), que, sin
embargo, no preveía un procedimiento de autorización especial para la construcción de centrales
hidroeléctricas (que estaba previsto que se introdujese después de la Ley de 9 de enero de 1991, nº 9).
Con ocasión de la institución de la Enel y de la nacionalización, entre otras cosas, de la actividad de
producción de energía eléctrica, se introdujeron algunas modificaciones en la Ley de Finanzas Italiana de
aguas y plantas eléctricas con objeto de permitir que la Enel se beneficie, entre otras cosas, de concesiones

156

Sección I

de duración ilimitada y sin garantías, y de entrar en las grandes derivaciones hidroeléctricas de terceros
cuando lleguen a su vencimiento.
La Ley de Finanzas Italiana de aguas y plantas eléctricas distingue entre concesiones de gran derivación
(potencia nominal media anual de la fuerza motriz superior a 3.000 kW.) y concesiones de pequeña
derivación (potencia nominal anual de la fuerza motriz inferior a 3.000 kW) (hasta la entrada en vigor de la
ley 7/1977 el límite entre grandes y pequeñas derivaciones estaba establecido en 220 kW).
Las principales diferencias entre las concesiones de grandes y pequeñas dimensiones se refieren a:
a) El destino de las plantas al final de la concesión: cuando vence la concesión para las pequeñas
derivaciones puede hacerse una renovación, si no hay motivos importantes de interés público en
contra, mientras que para las grandes derivaciones el Decreto Bersani prevé el paso o la devolución de
las obras al Estado y la eventual participación en una nueva licitación;
b) El procedimiento para la obtención de la concesión: las concesiones de grandes derivaciones
hidroeléctricas se asignan previa experimentación de un procedimiento de evidencia pública (Art. 12
Decreto Bersani), mientras las concesiones de pequeña derivación hidroeléctrica se asignan sobre la
base de los criterios ilustrados en la Ley de Finanzas Italiana de aguas y plantas eléctricas y según un
procedimiento que prevé que la solicitud de concesión se publique, con objeto de permitir la
presentación de observaciones y oposiciones escritas mediante la derivación solicitada, así como la
presentación de otras solicitudes sobre el mismo recurso hídrico (Art. 7 y siguientes de la Ley de
Finanzas Italiana de aguas y plantas eléctricas, así como la normativa regional aplicable).
Por lo que se refiere a la duración máxima de la Concesión de derivación, la Ley de Finanzas Italiana de
aguas y plantas eléctricas prevé que todas las concesiones de derivación son temporales y que la duración de
las mismas no puede exceder treinta años.
El Decreto Bersani establece, sin embargo, disposiciones específicas relativas a las concesiones a Enel; en
concreto, queda establecido que las concesiones de duración ilimitada (como se había previsto anteriormente
para las concesiones de Enel, en aplicación de la normativa especial en materia de “nacionalización” de la
actividad eléctrica) venciesen 30 años después de la fecha de entrada en vigor de dicho decreto (es decir,
2029), que las concesiones vencidas o que venciesen antes del 31 de diciembre de 2010 se prorrogasen hasta
el 31 de diciembre de 2010 (salvo que hubiese que respetar alguna formalidad) y que las concesiones con
fecha de vencimiento posterior al 31 de diciembre de 2010 mantuviesen los términos de vencimiento
establecidos en el acto de concesión.
Para las concesiones de pequeña derivación de pertenencia de Enel, la prórroga de la duración se rige por el
apartado 8 del Art. 23 del Decreto Legislativo 11-5-1999 nº 152 (derogado por el Art. 175 del Código de
Medio ambiente), que prevé que, cuando hayan transcurrido treinta años, dichas concesiones se consideren
prorrogadas treinta años más a contar desde la fecha de entrada en vigor del Decreto Bersani, previa
presentación de la solicitud correspondiente por parte de Enel antes del 31 de diciembre de 2000.
El Decreto-Ley nº 78 de 31 de mayo de 2010, sobre “Medidas urgentes en el ámbito de la estabilización
financiera y la competitividad económica”, después convertido en ley, prevé además (con disposiciones de
aplicación hasta que no se creen normas distintas por parte de las regiones, para todo aquello de su
competencia) en el Art. 15, una prórroga de 5 años para las concesiones de gran derivación objeto de
intervenciones de modernización, de conformidad con el apartado 485 del Art. 1 de la Ley de 23 de
diciembre de 2005 (Financiera 2006) y una prórroga adicional de 7 años para las concesiones de gran
derivación en vigor el 31.12.2010 otorgadas a sociedades por acciones de composición mixta (público-

157


privada) en las que participan las provincias (mínimo 30% – máximo 40% de participación) y/o de
sociedades controladas por las provincias sobre las concesiones ubicadas, entre otros lugares, en las
provincias fronterizas con Trento y Bolzano y con Suiza.
También se ha previsto que, si en la fecha de vencimiento de una concesión todavía no ha concluido el
procedimiento para la búsqueda de un nuevo concesionario, el concesionario saliente prosiga la gestión de la
derivación hasta la llegada del nuevo adjudicatario de la licitación, con las mismas condiciones establecidas
en la normativa de gestión de las concesiones vigentes (en caso de que en dicho período sean necesarias
intervenciones que vayan más allá del mantenimiento ordinario, se aplicará cuanto dispuesto en el artículo 26
de la Ley de Finanzas Italiana del Real Decreto de 11 de diciembre de 1933, nº 1775).
Por último, en lo referente a la entidad de los cánones de concesión, el artículo 15 del citado Decreto-Ley
introduce también un aumento de alrededor del 30% de los cánones de concesión relativos a las cuencas de
montaña y a los municipios ribereños a partir del 1 de enero de 2010.
La Concesión de producción
La explotación de los recursos geotérmicos requiere la emisión de un permiso de investigación (que permite
la búsqueda del recurso geotérmico) y de una concesión de producción (para permitir el uso del recurso
geotérmico encontrado).
El permiso de investigación y la concesión de producción se emiten de conformidad con el Decreto
Legislativo de 11 de febrero de 2010, nº 22 relativo a la “Rehabilitación de la normativa en materia de
investigación y producción de los recursos geotérmicos, a la norma del apartado 28 del artículo 27 de la ley
de 23 de julio de 2009, nº 99” (“D. Lgs. 22/10”).
El permiso de investigación se emite a los operadores (públicos y privados) que posean la capacidad técnica
y económica adecuada. En caso de que para la misma área de investigación haya varios operadores
económicos, la administración deberá decidir qué solicitante muestra mayores garantías para la ejecución
concreta del programa de investigación.
La duración máxima del permiso de investigación es de 4 años, prorrogables por un máximo de 2 años.
El titular del permiso de investigación que haya encontrado el recurso geotérmico a explotar deberá, en un
plazo máximo de 6 meses desde el hallazgo, presentar una solicitud de Concesión de producción. Una vez
concluido dicho plazo, la concesión de producción podrá atribuirse a todo aquel que la solicite y esté en
posesión de los requisitos técnicos y económicos necesarios.
La duración máxima de la Concesión de producción es de 30 años y puede prorrogarse por períodos no
superiores a 10 años.
Cabe también señalar que, con respecto a las concesiones vigentes en la fecha de entrada en vigor del
Decreto Legislativo 22/10, se prevé que estas deban confirmarse por decisión de la administración
competente dentro de un plazo de 180 días desde el 11 de marzo de 2010 (fecha de entrada en vigor de dicho
Decreto Legislativo; dicha fecha se ha prorrogado al 7 de octubre de 2010) y su duración se alineará a la
fecha correspondiente según los acuerdos entre regiones y concesionarios, salvo en caso de derechos
adquiridos, los acuerdos ya suscritos, las inversiones programadas y la tutela de la custodia legítima. Sin
embargo, de conformidad con el apartado 10 del artículo 16 de dicho Decreto Legislativo, los plazos de las
concesiones de producción relativas a plantas para la producción de energía eléctrica se alinean al 2024.

158

Sección I

La Autorización ambiental integrada y la Autorización de emisiones a la atmósfera
La AIA, emitida de conformidad con el Decreto Legislativo de 18 de febrero de 2005, nº 59 (“D. Lgs.
59/05”), sustituye a todos los efectos cualquier otra autorización, visto bueno, habilitación o dictamen de tipo
ambiental, incluidas, entre otras, las autorizaciones de vertidos y la autorización para la realización y
modificación de plantas de eliminación o recuperación de residuos, la autorización para el ejercicio de las
operaciones de eliminación o recuperación de residuos, la autorización para la eliminación de los aparatos
que contengan PCB-PCT, la autorización para la recogida y eliminación de aceite usados, la autorización
para el uso de fangos derivados del proceso de depuración en agricultura.
La Autorización para la construcción y la puesta en funcionamiento de líneas eléctricas
La construcción y la puesta en funcionamiento de líneas y de plantas eléctricas se regulan en la Ley de
Finanzas Italiana de aguas y plantas eléctricas; sin embargo, también hay que considerar la habilitación
emitida de conformidad con el Decreto Legislativo 259/2003 (“Código de las comunicaciones”) por parte
del Ministero dello Sviluppo Economico – Dipartimento Comunicazioni.
La comprobación de compatibilidad medioambiental de las instalaciones
La VIA identifica, describe y valora los efectos directos e indirectos de un proyecto en el ser humano, en el
medio ambiente y en el paisaje circundante y, además, valora las condiciones para la realización y la
ejecución de las obras y de las plantas en sí.
La disciplina del procedimiento para la obtención de la VIA está (hoy) contenida en el Decreto Legislativo
152/2006 (“Código Medioambiental”), que debe no obstante coordinarse con las normativas homólogas de
carácter regional.
Concretamente, y entre otros, se someten a la VIA nacional o regional:
a) las plantas eólicas ubicadas en tierra firme, cuya realización está supeditada a un procedimiento que
prevé la participación obligatoria del representante del Ministero per i beni e le attività culturali;
b) las plantas eólicas ubicadas en el mar;
c) las instalaciones relacionadas con centrales para la producción de energía hidroeléctrica con una
potencia de concesión superior a 30 MW;
d) las líneas eléctricas aéreas con una tensión nominal superior a 100 kV y con una longitud superior a 10
km; las líneas eléctricas aéreas con una tensión nominal de servicio superior a 150 kV y con una
longitud superior a 15 km y las líneas eléctricas de cable enterrado de corriente alterna, con una
longitud superior a 40 km;
e) la actividad de explotación en tierra firme de los recursos geotérmicos;
f) las plantas de eliminación y recuperación de residuos no peligrosos con una capacidad superior a 100
t/día mediante operaciones de incineración.
Además, y siempre de conformidad con el Código Medioambiental, se someten a la VIA –si recaen, incluso
parcialmente en zonas protegidas – o bien al procedimiento de examen (screening) destinado a valorar si las
características del proyecto exigen la aplicación del procedimiento de VIA:
i) las plantas industriales no térmicas para la producción de energía, vapor y agua caliente con una
potencia total superior a 1 MW;

159


ii) las plantas industriales para la producción de energía mediante el aprovechamiento del viento con una
potencia total superior a 1 MW;
iii) las plantas para la producción de energía hidroeléctrica con una potencia instalada superior a 100 kW.
La siguiente tabla ilustra los trámites administrativos necesarios con relación a la fuente de energía renovable
utilizada por la planta de producción según la normativa vigente.
Tipo de planta
Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Solar Biomasa
Autorización Sí sí sí sí sí
Única
Autorización - - - - Sí
Integrada
Ambiental
Concesión - sí - - -
de
Explotación
Concesión sí - - - -
de
derivación
Valoración Sí, para plantas con Sí, para la Sí, en el caso de plantas (i) Sí, en el caso de plantas Sí, en caso de una
Impacto una potencia de actividad de ubicadas en el mar, (ii) ubicadas con una potencia total planta de
Ambiental Concesión de explotación en tierra firme y autorizadas con superior a 1 MW y la eliminación de
Derivación superior en tierra un procedimiento que prevea la planta se asiente, residuos no
a 30 MW firme participación obligatoria del incluso parcialmente, en peligrosos con una
representante del Ministero per i una zona natural capacidad superior
beni e le attività culturali protegida. a 100 t/día
Autorización sí sí sí sí sí
Líneas
Eléctricas
IAFR sí sí sí - sí

Incentivos para la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable
El sistema normativo de incentivos para la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía
renovables (modificado e incorporado mediante el Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico de 18 de
diciembre de 2008 y, en lo que respecta al sistema de incentivos de las plantas fotovoltaicas, mediante el
Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico de 6 de agosto de 2010), se centra en diversos mecanismos
cuya aplicación depende (i) de la fecha de entrada en servicio de la planta, (ii) del tipo de fuente de energía
renovable utilizada y (iii) de la potencia de la planta.
Estos incentivos pueden identificarse con:
a) la deliberación del Comité interministerial de precios nº 6 de 29 de abril de 1992 (“CIP 6”);
b) los certificados verdes (“certificados verdes”) previstos por el Decreto Bersani;
c) los certificados de eficiencia energética (“certificados de eficiencia energética”) previstos por los
Decretos Ministeriales de 20 de julio de 2004;
d) la recogida especial (“Recogida Especial”) prevista específicamente en la Decisión de la Autoridad
italiana para la Energía Eléctrica y el Gas (“AEEG”) nº 280/07 (“Decisión 280/07”);

160

Sección I

e) el cambio local (“Cambio Local”) previsto en el Anexo A “Texto incorporado sobre el cambio local” a
la Decisión de la AEEG nº 74/08;
f) la tarifa global (“Tarifa Global”) prevista por la ley nº 244 de 24 de diciembre de 2007 (“Financiera
2008”).
En lo que respecta a únicamente las plantas solares, deberá hacerse referencia al sistema de incentivos
establecido por la cuenta de energía (“Cuenta de Energía”).
El incentivo en la cuenta de energía para las plantas solares fotovoltaicas es dictado por el Decreto
Ministerial de 19 de febrero de 2007 (que sustituye, a partir del 2007, al anterior Decreto Ministerial
28/07/05 y al Decreto Ministerial 06/02/06), mientras que el incentivo en la cuenta de energía para las
plantas solares termodinámicas es dictado por el Decreto Ministerial de 11 de abril de 2008.
Por otra parte, el Decreto Legislativo nº 387 de 29 de diciembre de 2003 prevé que las plantas de producción
de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables disfruten de prioridad en el servicio de
suministro.
Concretamente, la Decisión de la AEGG 111/06 prevé la posibilidad para Terna de recurrir a acciones de
modulación de la producción de energía a partir de fuentes de energía renovables única y exclusivamente por
necesidades de mantenimiento de la seguridad de funcionamiento del sistema eléctrico nacional.
Mediante la posterior orden nº 330/07, la AEEG definió para la energía eléctrica producida a partir de una
fuente de energía eólica, una disciplina concreta que contempla las acciones de modulación acometidas por
Terna, así como un régimen de remuneración por la no producción de energía eléctrica a causa de dichas
modulaciones. Las modalidades y los criterios de cuantificación de la remuneración por la no producción de
energía a partir de una fuente de energía eólica fueron posteriormente redefinidos con la decisión de la
AEGG nº 5/2010: sobre la base de dicha decisión, la magnitud de la remuneración se define con relación a la
cantidad de energía eléctrica que, tomando como base las estimaciones del GSE que consideran, entre otros,
los datos reales de viento medidos in situ, no haya sido producida a causa de la modulación a la baja
impuesta por Terna. Asimismo, en la fórmula para el cálculo de la remuneración adeudada por la no
producción de energía eléctrica, la Decisión de la AEGG nº 5/2010 introduce un índice de fiabilidad,
asignado por Terna al usuario de los servicios de suministro y que refleja la fiabilidad de cada usuario en el
cumplimiento de las órdenes de modulación impartidas por Terna46.
La Orden CIP 6
Hasta la entrada en vigor del Decreto Bersani, que definió un nuevo mecanismo de incentivos, el apoyo a las
energías renovables se basaba en el sistema de incentivos tarifarios más conocido como CIP 6, todavía
vigente en la actualidad para algunas de las plantas antiguas que siguen en funcionamiento y que consistía en
un incentivo directo para los productores de energías renovables y similares que, en virtud del convenio

46
A efectos de conjugar la prioridad en el suministro de la energía procedente de fuentes de energía renovables con las necesidades de seguridad del
sistema eléctrico nacional, la Decisión de la AEEG 330/2007 prevé la instalación y el uso de componentes especiales para la medición y el control
de la producción de energía eléctrica producida por plantas eólicas; con referencia a este tipo de plantas, el Anexo 17 del Código de Red define
asimismo algunas características funcionales de los sistemas de protección, regulación y control, que deben satisfacer las plantas eólicas puestas en
servicio con posterioridad al 24 de julio de 2008 (o para las que, en esta fecha, no hubiera sido aceptada todavía la STMD prevista en la decisión
281/05). Por otra parte, con el objeto de promover la adecuación voluntaria a las características funcionales previstas en el Anexo 17 del Código de
Red, incluso de las plantas de producción de energía eléctrica a partir de una fuente de energía eólica en pleno funcionamiento en la fecha del 25
de julio de 2008 (o para las que, en esta fecha, ya haya sido aceptada la SMTD prevista en la decisión 281/05), la Decisión de la AEGG nº 5/2010
prevé, cuando existan dichas adecuaciones, la aplicación de unos coeficientes más favorables para la determinación de la magnitud de la
remuneración adeudada por la energía no producida a causa de las órdenes de suministro impartidas por Terna, así como las formas de
remuneración a través de procedimientos colectivos, de los costes incurridos para la adecuación.

161


correspondiente, cedían a Enel la energía producida (en exceso) a un precio fijo superior al del mercado.
Enel, por su parte, recuperaba la diferencia de precio con la correspondiente partida de coste en la factura de
los usuarios.
Concretamente, el CIP 6/92 establecía los precios de cesión a Enel de la energía eléctrica procedente de
fuentes de energía renovables y similares, tomando como base los dos criterios establecidos por la ley nº
9/91: por un lado, el de los “costes evitados” (para los cuales la recogida de la energía eléctrica no debía
comportar para Enel unos gastos superiores a los que hubiera sostenido si hubiera producido directamente la
misma cantidad de energía); por otro lado, el criterio de los “precios incentivadores”, diferenciados por tipo
de planta, que debían garantizarse para la “nueva energía” producida por fuentes de energía renovable y
similares, para una rápida recuperación del capital invertido; estos últimos abonados durante ocho años
(tiempo de puesta en marcha de la planta).
Desde el punto de vista de las fuentes de energía, la orden CIP nº 6/92 contemplaba las tres clases de plantas
indicadas a continuación:
- plantas alimentadas por fuentes de energía renovable: el sol, el viento, la energía hidráulica, los recursos
geotérmicos, las mareas, las marejadas y la transformación de los residuos orgánicos e inorgánicos o de
productos vegetales;
- plantas alimentadas por fuentes similares a las de energía renovable como, por ejemplo, las plantas de
cogeneración, es decir la producción combinada de energía eléctrica y de calor; las que utilizan el calor
de escombros, los humos de escape y otras formas de energía recuperable en procesos y en plantas; las
que utilizan desechos de mecanización y/o de procesos, así como las que utilizan fuentes fósiles
producidas exclusivamente por yacimientos menores aislados;
- plantas alimentadas por fuentes convencionales: las que utilizan combustibles fósiles comerciales y otras
plantas no incluidas en las letras anteriores.
Con la entrada en vigor del Decreto Bersani, en virtud de lo previsto en el art. 3, párrafo 12, se dispuso la
cesión, por parte de Enel al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (actual GSE), de los
derechos y de las obligaciones relacionadas con la compra de energía eléctrica producida por otros
operadores nacionales. Por consiguiente, GSE participó en las relaciones contractuales existentes entre Enel
y otros operadores nacionales.
La duración de los beneficios se establecía (normalmente) en 15 años, pero el “componente de incentivos” se
garantizaba por un máximo de 8 años.
El sistema de incentivos CIP 6 se aplicó a las plantas puestas en servicio con posterioridad al 1 de enero de
1991.
No obstante, con la Ley 99/09 y con el posterior Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico de 2 de
diciembre de 2009, se definieron las modalidades para rescindir anticipadamente los acuerdos suscritos para
las plantas alimentadas por fuentes “similares”.
Los incentivos CIP 6 asignados a las plantas del Grupo vencieron en junio de 2010.
Los certificados verdes
Con el objeto de incentivar el uso de las energías de fuentes renovables, el ahorro energético, la reducción de
las emisiones de anhídrido carbónico y el uso de los recursos energéticos nacionales, el Decreto Bersani
impuso, a lo largo de 2001, a los sujetos que importaran o produjeran más de 100 GWh procedentes de
fuentes convencionales, la introducción con carácter anual en la red en el año siguiente de la energía

162

Sección I

producida por instalaciones de fuentes de energía renovables puestas en servicio o repotenciadas, con
limitación a la producibilidad añadida, en fecha posterior al 1 de abril de 1999, y en una medida no inferior
al 2% (cuota posteriormente incrementada en 0,35 puntos porcentuales con carácter anual, para el período de
2004 a 2006, y de 0,75 puntos porcentuales con carácter anual para el período de 2007 a 2010; actualmente
esta cuota es del 6.05%) de la cuota de energía producida por una fuente convencional superior a los 100
GWh (sin incluir la cogeneración, de los autoconsumos y de las exportaciones), o bien comprar la
correspondiente energía, con carácter total o parcial, a otros productores o al Gestore della Rete para que
dicha energía fuera introducida en el sistema eléctrico nacional47.
La obligación de introducción antes mencionada puede disculparse mediante la producción propia de la
cantidad mínima de energía renovable prevista mediante la compra, total o parcial, de la cuota equivalente a
introducir o bien de los correspondientes derechos de otros productores, es decir los llamados certificados
verdes.
Los certificados verdes, con un valor unitario de 1 MWh, son unos títulos anuales que certifican la
producción de energía procedentes de fuentes de energía renovable y emitidos por el GSE (para una duración
de años variable, según la fecha de entrada en servicio de la instalación y la fuente de energía renovable
utilizadas: 15 años para las plantas que entraron en servicio después del 31 de diciembre de 2007 y 12 años
para las que entraron en servicio antes del 31 de diciembre de 2007) a favor de los productores de energía
procedentes de fuentes de energía renovable y cuyas plantas hayan obtenido las normas IAFR de GSE y
según los coeficientes relacionados con el tipo de fuente de energía renovable considerado (coeficientes que
pueden ser actualizados cada tres años).
La emisión de los certificados verdes puede ser (i) con carácter provisional, según la productividad prevista
para el año en curso o bien para el año siguiente, o bien (ii) con carácter definitivo, según la energía
producida realmente en el año anterior.
En el mercado de los certificados verdes, la oferta está representada principalmente (i) por los títulos
emitidos por GSE a su favor por la producción de energía obtenida por las plantas que se benefician del
régimen de incentivos anterior al de los certificados verdes (CIP 6) y (ii) por los títulos emitidos por GSE a
favor de los productores titulares de plantas con cualificación IAFR, mientras que la demanda está
representada principalmente por la necesidad de los productores de energía procedente de fuentes de energía
renovable como consecuencia de las obligaciones previstas para ellos por el Decreto Bersoni. La obtención
de los certificados verdes, en su calidad de títulos al portador, permite pues que los titulares de dichos
certificados puedan conseguir un beneficio económico por la posibilidad de cederlos, independientemente de
la energía eléctrica que les corresponde.
La cesión de los certificados verdes puede realizarse en el mercado libre (a través de acuerdos entre vendedor
y comprador, con la obligación de registrar las cantidades y los precios del canje) o bien en el Mercado de
certificados verdes, cuya gestión es confiada al Gestor de Mercados Energéticos (“GME”).

47
Cabe señalar al respecto que, en virtud de la Ley 99/09 (art. 27, párrafos 18 y 19, este último modificado por el art. 7, párrafo 2-bis del Decreto
Legislativo nº 135 de 2 de septiembre de 2009, convertido en ley por la Ley nº 166 de 20 de noviembre de 2009), dicha obligación será transferida,
en el transcurso de 2012, a los sujetos titulares de contratos de suministro de energía eléctrica o bien a los vendedores. No obstante, esta última
disposición fue revocada por el art. 2, párrafo 3 del Decreto Legislativo nº 72 de 10 de mayo de 2010, en lo que respecta a las “Medidas urgentes
para la prórroga de los plazos en materia ambiental y de transporte, así como para la asignación de las cuotas de emisión de CO2”,
posteriormente convertida en la Ley nº 111 de 19 de julio de 2010.

163


El mecanismo de determinación del valor de los certificados verdes depende del precio de oferta de los
certificados verdes emitidos por GSE a su propio favor y por el precio de recogida por parte de GSE de los
certificados verdes vencidos. Concretamente:
a) a partir de 2008, los certificados verdes emitidos por GSE a su propio favor, se colocan en el mercado a
un precio, con referencia al MWh eléctrico, equivalente a la diferencia entre el valor de referencia –
fijado en la primera aplicación de 180 euros por MW/h (valor que puede ser actualizado cada tres años)–
y el valor medio anual del precio de cesión de la energía eléctrica establecido por la AEEG registrado el
año anterior y comunicado por la propia AEEG antes del 31 de enero de cada año.
b) salvo en lo previsto en el punto c), a partir de 2008 y hasta la consecución del objetivo mínimo de la
cobertura del 25% del consumo interno de energía eléctrica con fuentes de energía renovables y de las
posteriores actualizaciones que se deriven de la normativa de la Unión Europea, GSE, a petición del
productor, recoge los certificados verdes vencidos a lo largo del año, posteriores respecto a los necesarios
para eximir la obligación de la cuota mínima, a un precio equivalente al precio medio reconocido para
los certificados verdes registrados en el año anterior por GME y transmitido a GSE antes del 31 de enero
de cada año;
c) Con el objeto de garantizar una transición gradual de los viejos a los nuevos mecanismos de incentivos,
en el trienio 2009-2011, en el mes de junio, GSE retirará a petición de los titulares que deseen dirigirse a
GSE antes del 31 de marzo de cada año de dicho trienio, los certificados verdes para las producciones,
referentes a los años anteriores a la totalidad del 2010, a un precio equivalente al precio medio de
mercado del trienio anterior al año en el cual se presenta la petición de recogida.
El Decreto-Ley nº 78 de 31 de mayo de 2010, sobre “Medidas urgentes en materia de estabilización
financiera y de competitividad económica”, posteriormente convertido en ley, prevé en el art. 45 que, a partir
de las competencias del año 2011, el importe total procedente de la retirada, por parte de GSE, de los
certificados verdes cuyo vencimiento sea inferior del 30% respeto a lo relativo a las competencias del año
2010 y que el 80% de esta reducción deberá proceder de la contención de la cantidad de certificados verdes
en exceso. La actuación de esta disposición se reenvía a un decreto posterior que emanará antes del 31 de
diciembre de 2010.
Certificados de eficiencia energética
El Decreto Ministerial de 20 de julio de 2004 “Nueva determinación de los objetivos cuantitativos para el
incremento de la eficiencia energética en los usos finales de la energía, son el sentido del apartado 1, artículo
9, del Decreto Legistlativo del 16 de marzo de 1999, nº 79” (conocido como “decreto energético”) y el
Decreto Ministerial del 20 de julio de 2004 “Nueva determinación de los objetivos cuantitativos nacionales
del ahorro energético y del desarrollo de las fuentes renovables, que se encuentran en el apartado 4, artículo
16, del Decreto Legislativo de 23 de mayo de 2000, nº 164” (conocido como “decreto gas”), como se integró
y actualizó en el Decreto Ministerial de 21 de diciembre de 2007 “Revisión y actualización de los decretos
de 20 de julio de 2004, concernientes al incremento en la eficiencia energética de los usos finales de energía,
el ahorro energético y el desarrollo de las fuentes renovables” han impuesto a los grandes proveedores de
energía eléctrica y gas (proveedores de energía eléctrica y de gas natural que cuentan con más de 50.000
clientes conectados a la propia red) obligaciones específicas que tienen como objeto alcanzar niveles de
ahorro energético hasta 2010. La consecución de tales objetivos de ahorro energético se ha incentivado por
medio de la introducción del sistema de certificados de eficiencia energética (o títulos de eficiencia
energética), en vigor desde el 1 de enero de 2005.

164

Sección I

Cada Certificado de eficiencia energética certifica una reducción del consumo de energía igual a una
tonelada equivalente de petróleo (“tep”), y es emitido por el GME después de la emisión de la certificación
por parte de la AEEG (Autoridad italiana para la Energía Eléctrica y el Gas), del ahorro obtenido por cada
distribuidor. Además de los grandes distribuidores de energía eléctrica (los así llamados sujetos obligados)
pueden beneficiarse de los certificados de eficiencia energética, sobre una base voluntaria, también (i) las
sociedades controladas por los distribuidores de energía eléctrica y gas natural, (ii) los distribuidores de
energía eléctrica y gas natural con menos de 50.000 clientes, (iii) los grandes usuarios industriales y del
sector terciario que están obligados, de conformidad con la Ley 10/1991, al nombramiento de un
“responsable para la conservación y el uso racional de la energía” (el así llamado Energy Manager), como
también (iv) las sociedades que trabajan en el sector de los servicios energéticos (es decir, E.S.Co. –
Compañías de servicio de energía) que hayan puesto en práctica proyectos de ahorro energético a favor de
los clientes finales.
Tras la deliberación de la normativa EEN 1/09 de AEEG, los certificados de eficiencia energética se
clasifican en cuatro tipologías, según las intervenciones de eficiencia energética que se realizan:
a) Títulos de Tipo I, que certifican la obtención de ahorros de energía a través de una reducción de los
consumos de energía eléctrica;
b) Títulos de Tipo II, que certifican la obtención de ahorros de energía a través de una reducción de los
consumos de gas natural;
c) Títulos de Tipo III, que certifican la obtención de ahorros de energía a través de una reducción de los
consumos de otros combustibles fósiles;
d) Títulos de Tipo IV, que certifican la obtención de ahorros de energía a través de una reducción de los
consumos de otros combustibles fósiles utilizados para la autotracción;
Los certificados de eficiencia energética pueden ser objeto de compra y venta, mediante contratos bilaterales
o en un mercado específico organizado por GME.
En el primer caso los precios y las cantidades de títulos intercambiados deben ser comunicados al GME. El
quinto día de cada mes, el gestor público informa de las cantidades, el precio mínimo, el precio máximo y el
precio promedio ponderado para cada tipo de título intercambiado mediante los contratos bilaterales
celebrados el mes anterior. En el segundo caso, GME organiza sesiones semanales de compraventa.
El mercado de los certificados de eficiencia energética permite:
a) la compra de títulos por parte de los distribuidores que obtienen ahorros inferiores a su objetivo anual
y que, por consiguiente, deben adquirir en el mercado los títulos restantes para cumplir con la
obligación;
b) la venta de títulos por parte de los distribuidores que obtienen ahorros más allá de su objetivo anual y
que pueden obtener beneficios vendiendo en el mercado los títulos excedentes;
c) la venta de títulos obtenidos a partir de proyectos autónomos por parte de sujetos no obligados que,
no teniendo que cumplir con ninguna obligación, pueden obtener beneficios en el mercado.
Los certificados de eficiencia energética son válidos hasta el 31 de diciembre de 2013.
Como cobertura parcial de los costes incurridos para la realización de las intervenciones de eficiencia
energética (o para la compra de los certificados de eficiencia energética), la AEEG proporciona a los
distribuidores obligados una contribución fija en metálico, que es determinada anualmente por dicha

165


Autoridad según criterios que contemplan la evolución del precio de la energía eléctrica, del gas y del
gasóleo utilizado para la calefacción. Con deliberación EEN 21/09, la AEEG ha reconocido el importe de la
contribución para el 2010 de 92,22 euros para cada tep ahorrado. No debe abonarse dicha contribución para
los Títulos de tipo IV.
El retiro dedicado y el intercambio in situ
El retiro dedicado representa una modalidad simplificada de venta de la energía eléctrica introducida en red
al GSE, que se encarga de retirar comercialmente la energía eléctrica de los productores, revendiendo la
misma en el mercado eléctrico y reconociendo al producto el precio zonal horario. La ventaja para el
productor de energía consiste en la importante simplificación del procedimiento para la cesión de la energía
eléctrica.
El retiro dedicado está permitido únicamente en referencia a algunas tipologías de plantas (de cualquier
potencia si proviene de una fuente eólica, solar, geotérmica, undimotriz, mareomotriz e hidráulica, pero, en
este último caso, dentro de los límites de las plantas de agua fluyente; de potencia aparente nominal inferior a
10 MVA si son alimentadas por fuentes renovables con excepción de lo indicado anteriormente) y se puede
sumar a los certificados verdes y a la así llamada reserva de energía para la fotovoltaica. En cambio, es
incompatible con la Tarifa integral y con el intercambio in situ.
El intercambio in situ constituye un mecanismo alternativo de venta de la energía que permite al usuario, que
tenga la titularidad o disponibilidad de una planta de producción de energía eléctrica, la compensación entre
el valor asociable a la energía eléctrica producida e introducida en red y el valor asociable a la energía
eléctrica extraída y consumida en un período diferente de aquel en el cual se lleva a cabo la producción (el
llamado net metering). La energía eléctrica producida puede ser remunerada según las condiciones
económicas de mercado por la parte introducida en red y dentro de los límites del valor excedente del coste
incurrido para el consumo de energía (Art.6 Decreto Legislativo 387/03 como ha sido modificado por la Ley
99/09).
El intercambio in situ está permitido únicamente en referencia a algunas tipologías de plantas (alimentadas
por fuentes renovables con una potencia de hasta 200 kW. según la fecha de entrada en servicio de las
mismas) y es un mecanismo no compatible con el retiro dedicado y con la Tarifa integral. En cambio es
compatible con la llamada Reserva de energía para plantas fotovoltaicas y con los certificados verdes.
La Tarifa integral
La Tarifa integral es una forma de incentivo de la energía producida por fuentes renovables, distribuibles (en
referencia a algunas tipologías de plantas y con una potencia nominal media anual que no supera 1 MW)
durante un período de 15 años y como alternativa al mecanismo de los certificados verdes, que consiste en un
aumento de la remuneración de la energía eléctrica introducida en red equivalente a valores diferenciados por
tipología de planta, determinada actualmente según los valores indicados en la tabla 3 que se adjunta a la Ley
financiera 2008.
La Reserva de energía para las plantas fotovoltaicas
Con referencia a las plantas fotovoltaicas, el instrumento de incentivo está constituido por la Reserva de
energía, ahora regida por el Decreto Ministerial de 19 de febrero de 2007 (que sustituye, a partir de 2007, a
los anteriores Decretos Ministeriales 28/07/05 y al Decreto Ministerial 06/02/06) en lo referente a las plantas
que han entrado en funcionamiento entre el 1 de enero de 2009 y el 31 de diciembre de 2010, que prevé un
incentivo de la tarifa de la energía producida, diferenciada en relación con las características de las plantas

166

Sección I

(integrada, parcialmente integrada, no integrada) y la potencia nominal (entre 1 y 3 kW; entre 3 y 20 kW;
superior a 20 kW).
La distribución la realiza GSE durante un máximo de 20 años.
Con decretos surgidos con posterioridad, cada dos años a partir de 2009, se redefinen las tarifas
promocionales de las plantas fotovoltaicas que entran en funcionamiento con posterioridad a 2010. En
aplicación de dicha previsión, la Conferencia unificada ha aprobado a fecha de 8 de julio de 2010 la “nueva
reserva de energia” aprobada sucesivamente mediante el Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico de
6 de agosto de 2010 que establece los criterios para la promoción de la producción de energía eléctrica de
plantas solares fotovoltaicas y el desarrollo de tecnologías innovadoras para la conversión de plantas
fotovoltaicas a partir de 2011. La nueva reserva de energía se aplica a las plantas fotovoltaicas que entren en
funcionamiento con posterioridad al 31 de diciembre de 2010 y fija un objetivo nacional de potencia
acumulada para instalar en 2020 equivalente a 8 GW, previendo un techo de potencia de incentivo de 3 GW
para las plantas solares fotovoltaicas, 300 MW para plantas integradas con características innovadoras y 200
MW para las plantas de concentración.
Sin embargo, de conformidad con la Ley 129/2010, de conversión del Decreto Legislativo 105/2010, las
tarifas promocionales previstas para la reserva de energía disciplinadas por el Decreto ministerial de 19 de
febrero de 2007, siguen aplicándose a las plantas fotovoltaicas que han entrado en funcionamiento incluso
después del 31 de diciembre de 2010, siempre que (i) antes del 31 de diciembre de 2010 se haya concluido la
instalación de la planta fotovoltaica y se haya comunicado a las autoridades competentes la finalización de
los trabajos (junto con la declaración de certificación, redactada por un técnico habilitado, de conclusión
efectiva de los trabajos y de ejecución de los mismos al respeto de las normativas pertinentes) y (ii) que
dichas plantas entren en funcionamiento antes del 30 de junio de 2011.
La Reserva de energía para las plantas solares termodinámicas
La promoción de las plantas solares termodinámicas ha sido introducida en Italia con el Decreto Ministerial
de 11 de Abril de 2008 “Criterios y modalidades para incentivar la producción de energía eléctrica de
origen solar mediante ciclos termodinámicos”.
El mecanismo remunera con tarifas incentivadas exclusivamente a la energía eléctrica de origen solar
producida por una planta, incluso híbrida, durante 25 años. En particular, el decreto prevé:
- la petición de conexión con posterioridad a la entrada en funcionamiento de la planta;
- un límite máximo de potencia incentivable, incluida la parte solar para las plantas híbridas, equivalente a
1.500.000 m2 de superficie de captación;
- tarifas diferenciadas según la fracción de integración de la producción no atribuible a la fuente solar.

167


La siguiente tabla ilustra las formas de incentivos a las cuales pueden acceder las diferentes tipologías de
plantas, según la fuente renovable utilizada, la fecha de entrada en funcionamiento y la potencia expresada
por estas.
Tecnologías y fuentes renovables Incentivos y facilidades
SSP RD TFO CV CE
Solar fotovoltaica hasta 200 kW Sí Sí - - Sí
Solar fotovoltaica superior a 200 kW - Sí - - Sí
Electricidad de biomasa hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Electricidad de biomasa superior a 200 kW - Sí Hasta 1 MW Sí -
Cogeneración de biomasa hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Cogeneración de biomasa superior a 200 kW - Sí Hasta 1 MW Sí -
Micro / minieólicas hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Eólica superior a 200 kW - Sí - Sí -
Eólico offshore - Sí - Sí -
Micro y minicentrales hidroeléctricas hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Micro y minicentrales hidroeléctricas superiores a 200 kW - Sí Hasta 1 MW Sí -
Geotérmica hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Geotérmica superior a 200 kW - Sí Hasta 1 MW Sí -
Mareomotriz y undimotriz hasta 200 kW Sí Sí Sí Sí -
Mareomotriz y undimotriz superior a 200 kW - Sí Hasta 1 MW Sí -
Solar termodinámica - - - - Sí

6.1.7.2 España
En la legislación española, la reglamentación de la producción y venta de energía eléctrica procedentes de
fuentes de energías renovables, así como los incentivos asociados a la misma, están previstas por (i) la Ley nº
54 de 27 de noviembre de 1997 (la “Ley del Sector Eléctrico”), que define las normas básicas de la
regulación del sector eléctrico y la producción de energía eléctrica de fuentes renovables, (ii) por el Real
Decreto nº 661 de 25 de mayo de 2007 y (iii) por el Real Decreto Ley nº 6 de 30 de abril de 2009. La
disciplina de la remuneración de la producción de electricidad a partir de una fuente fotovoltaica figura, en
cambio, en el Real Decreto nº 1578 de 26 de septiembre de 2008.
Licencias administrativas para la construcción y operación de plantas de producción de energía
eléctrica de fuentes renovables en España.
El procedimiento general de autorización de las plantas para la producción de energía eléctrica de fuentes
renovables (Régimen Especial) se define por la Ley del Sector Eléctrico y el Real Decreto 1955/2000, que
regula las actividades de transporte, distribución, venta y suministro de energía eléctrica y el procedimiento
de autorización de las plantas para la producción de energía eléctrica.
La competencia administrativa para la emisión de las autorizaciones se ha transferido a las regiones
(Comunidades Autónomas, excepto en el caso de las plantas off-shore o con más de 50 MW de capacidad
instalada), que adoptan sus propias leyes y reglamentos. En algunos casos, la normativa local prevé
modificaciones con respecto a la legislación nacional.
Las fases fundamentales del proceso de autorización son las siguientes:
(a) Antes del inicio de las obras:
- Autorización Administrativa;

168

Sección I

- Declaración de Impacto Ambiental, emitida al final del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental
por el organismo competente en materia ambiental. En dicho procedimiento se identifica, previene e
interpreta el impacto ambiental que producirá el proyecto en fase de estudio sobre el medio ambiente
circundante, en caso de que se lleve a cabo;
- Aprobación del proyecto de ejecución;
- Declaración de Utilidad Pública, necesaria para iniciar el proceso de expropiación de los terrenos
(donde no haya sido posible llegar a acuerdos con los propietarios de los terrenos interesados).
Es posible solicitar las autorizaciones / aprobaciones antes mencionadas en forma conjunta, con el fin de
evitar la duplicación de registros y procesos administrativos.
Una vez obtenida la aprobación del proyecto de ejecución, el municipio interesado en la planta inicia, a
petición del solicitante, el procedimiento necesario para la obtención de la licencia urbanística. La obtención
de dicha licencia es un requisito previo para la obtención de la posterior concesión de la licencia de obras.
(b) Como consecuencia de las obras de construcción:
- Documentos para la puesta en marcha de la planta;
- Licencias municipales de apertura o puesta en funcionamiento.
Para las plantas hidroeléctricas, de biomasa y energía solar termodinámica (CSP), además de las
autorizaciones ya mencionadas, se deben obtener los permisos para la captación y vertido de aguas, emitidos
por la Confederación Hidrográfica competente. Para las plantas hidroeléctricas es necesario, en cambio, el
permiso de captación de aguas y la concesión de captación (Concesión Administrativa).
Concesión Administrativa
Según la normativa vigente, el derecho de uso privado del dominio público hidráulico para la producción de
energía eléctrica a través de minicentrales hidroeléctricas, se adquiere a través de la Concesión
Administrativa, que no transmite la propiedad pero reconoce el derecho a utilizar el recurso.
La Concesión Administrativa determina una relación permanente entre la administración pública y el
concesionario, regulada por los requisitos contenidos en el condicionado de la concesión.
Las concesiones deben ser ejercidas respetando el orden de prioridades establecido en el correspondiente
Plan Hidrológico de la Cuenca. El uso de los recursos hídricos para el abastecimiento de agua a la población
y la industria agrícola tienen la prioridad exclusiva sobre el uso industrial de los recursos para la producción
de energía eléctrica.
Incentivos para la producción de energía eléctrica de fuentes renovables
El actual sistema de incentivos en la legislación española prevé que los productores de energía de fuentes
renovables (régimen especial) puedan elegir entre uno de los mecanismos de feed-in tariff (sistema de
incentivos a tarifa regulada) que se enumeran a continuación:
- feed-in tariff integral, que incluye el precio de la energía, determinado por el Ministerio de Industria, a
propuesta de la CNE (Comisión Nacional de Energía), específica para cada tecnología e indexada a la
inflación. Las plantas fotovoltaicas se ven obligadas a optar por este régimen de feed-in integral.
- feed-in tariff con prima, que consiste en un incentivo adicional al precio de la energía, también
indexado a la inflación. La ley establece un límite mínimo y máximo para la suma de los dos
componentes (precio de la energía y prima), a fin de garantizar una remuneración mínima a los

169


productores a partir de fuentes renovables, con independencia de la evolución del precio de mercado de
la energía eléctrica; de la misma manera, se evita reconocer remuneraciones adicionales y, por lo tanto,
permite limitar los gastos que pesan sobre el sistema en su conjunto. Las plantas de producción de
energía eólica off-shore están obligadas a optar por este régimen de feed-in con prima.
La actualización de los incentivos y las tarifas destinados a las energías renovables se llevó a cabo, en
relación a 2010, mediante la Orden l 2010-ITC/3519/2009 de 28 de diciembre de 2009, con la que se
revisaron las condiciones de acceso en vigor desde el 1 de enero de 2010, las feed-in tariff y los incentivos
para las plantas bajo “Régimen Especial”.
La duración de los incentivos pagados a las plantas del régimen especial varía en función de la tecnología de
producción y el tipo de incentivos elegido por el producto y del momento en que la planta entra en
funcionamiento. En particular, si el productor ha optado por una feed-in tariff integral, el incentivo se paga
durante la vida útil de la planta (aunque la tasa se reduce significativamente después de los primeros 20 años
para la producción de energía eólica, después de los primeros 25 años para la producción de energía
hidroeléctrica, fotovoltaica y termodinámica, y tras los primeros 15 años para la producción de biomasas. En
el caso de las plantas fotovoltaicas incluidas en el Real Decreto 1578/2008 (que entraron en funcionamiento
con posterioridad al 29 de septiembre de 2008) la tarfia se mantendrá durante un máximo de 25 años. Si el
productor ha optado por una feed-in con prima, la duración de los incentivos varía dependiendo de la fuente
utilizada: 15 años en el caso de biomasa y biogás, 20 años en el caso de plantas de energía eólica y toda la
vida útil de la planta en caso de plantas geotérmicas, hidroeléctricas y termodinámicas (para las últimas tres
fuentes se ha establecido un incentivo de por vida, pero se debe modificar a partir de un año determinado).
Las plantas en funcionamiento antes del 1 de enero de 2008, en la categoría b), “energías renovables y
biomasas” en el artículo 2 del Real Decreto 436/2004, modificado posteriormente por el Real Decreto
661/2007, de conformidad con lo dispuesto en la Primera Disposición Transitoria del Real Decreto 661/2007,
pudieron optar por una de las opciones de venta de energía, previstas en el artículo 22.1 del Real Decreto
436/2004, a saber:
a. ceder la energía eléctrica producida a la compañía de distribución de energía eléctrica. En tal caso, el
precio de venta de la energía eléctrica se expresa en forma de tarifa fija única para todos los períodos de
programación (durante toda la vida útil de la planta);
b. vender libremente la energía en el mercado a través del sistema de oferta gestionado por el operador o a
través del sistema de contratos bilaterales o a plazo o mediante una combinación de todas las formas
descritas. En tal caso, el precio de venta de la energía será el precio que resulte en el mercado organizado
o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la planta, además de un incentivo y
una prima adicional (hasta el 31 de diciembre de 2012).
Para aquellos que hayan optado por la opción contemplada en la anterior letra a., no son aplicables las tarifas
establecidas por el Real Decreto 661/2007, mientras que para aquellos que hayan optado por la opción
contemplada en la anterior letra b., los incentivos y primas del Real Decreto 436/2004 se aplicarán en lugar
de aquellos previstos por el Real Decreto 661/2007 hasta el 31 de diciembre de 2012.

170

Sección I

El Real Decreto Ley nº 661/2007 prevé que en el 2010 se proceda a una revisión del nivel de incentivos
definididos por el mismo (feed in tariff, premios, sus límites inferiores y superiores), siempre que se
garantice un índice de rendimiento razonable.El Real Decreto Ley nº 6/2009 establece un nuevo registro
administrativo para el registro de instalaciones de producción de energía de fuentes renovables (con
excepción de las plantas fotovoltaicas). Conforme a las disposiciones del Real Decreto Ley nº 6/2009:
- Para poder recibir la remuneración prevista en el Real Decreto nº 661/2007, las plantas tendrán que
registrarse en dicho registro, que permanecerá abierto hasta que se alcance el 100% de los objetivos de
potencia instalada que establece el Plan Nacional de Energías Renovables 2005-201048.
- las instalaciones se inscribirán según la fecha de presentación de la solicitud, hasta alcanzar el objetivo
de potencia previsto para cada tecnología;
- cuando la potencia inscrita supere el objetivo, caducará el régimen de remuneración previsto por el Real
Decreto nº 661/2007 y por medio de un real decreto que se adoptará en el futuro, se deberá definir un
nuevo régimen de incentivos.
Dado el elevado número de solicitudes de inscripción en el registro administrativo para las plantas del
régimen especial ex Real Decreto Ley nº 6/2009, al que corresponde una cantidad de capacidad de
generación que supera los objetivos fijados por el Real Decreto nº 661/07, y evaluada la capacidad de
absorción técnica y económica del sistema, de conformidad con lo dispuesto en el Real Decreto Ley nº
6/2009, el Ministerio publicó la Resolución del Consejo de Ministros de 13 de noviembre de 2009, que fija
los límites acumulados anuales de capacidad para la puesta en marcha de las instalaciones de tecnología
eólica y solar térmica inscritas en el registro establecido por el RD nº 6/2009.
El Ministerio de Industria, con el Real Decreto nº 1578 adoptado el 26 de septiembre de 2008, ya ha
introducido las nuevas normas relativas a la producción de energía eléctrica mediante tecnología fotovoltaica
y a su remuneración, reemplazando las disposiciones del Decreto nº 661/07 para las plantas fotovoltaicas que
obtengan la inscripción en el registro de plantas pertinente del régimen especial con posterioridad al 29 de
septiembre de 2009.
Esta intervención era necesaria teniendo en cuenta el fuerte aumento de las solicitudes relativas al desarrollo
de plantas fotovoltaicas, superior a las expectativas del Gobierno.
En particular, el Real Decreto distingue entre dos categorías específicas de plantas de energía solar y dispone
que los titulares de la planta soliciten la inscripción en un registro específico. Las solicitudes de inscripción
se pueden presentar cuatro veces por año y se ordenarán según la fecha de recepción del último documento.
Se procederá a la asignación de los incentivos a partir de las solicitudes que lleguen antes y hasta que se
alcance el límite de capacidad, hasta un máximo de 400 MW anuales, a excepción de una cuota de potencia
adicional de 100 MW para el año 2009 y 60 MW para el 2010.
Con respecto a la remuneración, el mecanismo de feed-in tariff se confirma también para la producción de
energía fotovoltaica. Las tarifas están sujetas a posibles variaciones trimestrales (manteniéndose invariables
o disminuyendo dependiendo de si se alcanza o no el límite de capacidad previstol a), sobre la base de la
evolución de las solicitudes de inscripción presentadas en el registro para el sector fotovoltaico, en relación a
dichos límites trimestrales.

48
El Plan de Energías Renovables 2005-2010 fue adoptado por el Gobierno español en agosto de 2005, estableciendo un porcentaje de consumo
energético que debe ser suministrado por energía renovable en 2010, equivalente al 12,1%. Dicho objetivo nacional corresponde a una cuota de
electricidad de fuentes renovables sobre el consumo eléctrico total, equivalente a alrededor del 30%. El Plan de Energías Renovables 2005-2010
también establece, para cada una de las tecnologías renovables, el objetivo de potencia que se debe alcanzar en 2010.

171


Además a fecha 7 de agosto de 2010 entró en vigor el Real Decreto 1003/2010, a través del cual se establece
el premio correspondiente a las plantas fotovoltaicas en régimen especial, que estipulaba un sistema de
control de las propias plantas (introducido como consecuencia de las anomalías encontradas en el ámbito de
la obtención del régimen tarifario previsto por el Real Decreto 661/2007), de manera que los titulares de los
proyectos fotovoltaicos a los que se les haya hecho una petición deberán demostrar que a la fecha de la
obtención de la orden de puesta en ejercicio estaba instalado todo lo necesario para la producción de toda la
capacidad autorizada. Si no se puediera demostrar dicha circunstancia, la administración podrá declarar la no
aplicabilidad de dicho régimen económico y la restitución de todo lo indebidamente percibido ademas de los
intereses de mora correspondientes.
Se prevé la posibilidad de renunciar al régimen económico estipulado por el Real Decreto 661/07 en el plazo
de dos meses a contar desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 1003/2010, lo que implicará la
pérdida de la tarifa regulada y, por otro lado, comportará la inclusión de las plantas que se incluyan en esta
opción en el primer período abierto para incluir en el registro de preasignación los incentivos estipulados por
el Real Decreto 1578/2008.
Por último, a la Fecha del Folleto, se predispuso un nuevo esquema del Real Decreto, que ya ha sido
transmitido a la Comisión Nacional de la Energía, que introduce enmiendas al régimen especial. Estas
enmiendas se referirán en distinto grado, entre otros, a las tarifas e incentivos previstos para cada tecnología
e introducirán restricciones a la transferencia de activos.
6.1.7.3 Grecia
La reglamentación de la producción y venta de energía eléctrica está contenida, en términos generales, en la
Ley nº 2773/1999, que fue modificada posteriormente por la Ley nº 3426/2005, en cumplimiento de la
Directiva 2003/54/CE.
El procedimiento relativo a los permisos para la producción de energía eléctrica de fuentes renovables está
previsto por la Ley nº 3468/2006, que ha cumplido con la Directiva 2001/77/CE.
Algunas modificaciones a la legislación en la materia han sido introducidas por la Ley nº 3851 del 4 de junio
de 2010. Sobre la base de la normativa vigente son necesarias, para las plantas eólicas, geotérmicas, solares y
de biomasa, con una capacidad superior a 100 kW, 500 kW y 1 MW respectivamente:
(i) la licencia de producción tiene un duración máxima de 25 años y podrá ser renovada y se concederá
cuando se cumplan ciertos requisitos tales como, entre otras cosas, la madurez del proyecto y la
capacidad de financiación del mismo;
(ii) la licencia de construcción, que presupone el cumplimiento del procedimiento de evaluación de
impacto ambiental positivo y la aprobación de parte de numerosas autoridades y el usufructo exclusivo
del terreno;
(iii) la licencia para el ejercicio, lo que presupone la firma de acuerdos para la interconexión y la venta de
energía.
El sistema griego para fomentar la generación de fuentes renovables (sobre la base de la Ley nº 3468/2006 y
3851/2010, que han actualizado las normas sobre la energía de fuentes renovables de la Ley nº 2273/1999)
prevé un mecanismo de feed-in con tarifas garantizadas diferenciadas por fuente (hidroeléctrica por debajo
de los 15 MW, eólica on-shore, biomasas, biogás, solar térmica, fotovoltaica y geotérmica); en algunos casos
las tarifas son diferentes entre los sistemas interconectados y no interconectados (es decir, los sistemas
eléctricos de las islas no interconectados con el sistema eléctrico peninsular). La energía se vende a través de

172

Sección I

contratos estipulados con HTSO (Hellenic Transmission System Operator): de acuerdo con la Ley nº
3851/2010, la duración de los contratos es de 20 años, con posibilidad de prórroga tras un acuerdo entre el
generador y HTSO; los contratos estipulados sobre la base de la legislación anterior, tienen una duración de
10 años, con posibilidad de prórroga para el generador durante 10 años adicionales. Las tarifas se actualizan
anualmente, en relación con la evolución de las tarifas reguladas para los clientes finales de la empresa PPC
(empresa controlada por el Estado que opera en el sector de la energía eléctrica), hasta el momento en que la
participación de mercado de la misma sea superior al 70%; posteriormente las tarifas serán indexadas al
índice de precios de consumo. En 2009, tras el significativo aumento en las tarifas de PPC que se produjo
durante 2008, el Ministerio de Energía heleno ha aprobado un aumento de las tarifas feed-in de la energía
eólica e hidroeléctrica de alrededor del 9%, con efecto retroactivo desde el 1 de enero de 2009.
La Ley 3851/2010 ha aportado modificaciones a la Ley de Energía Renovable nº 3468/2006, previendo:
- régimen de emisión de las licencias más favorable;
- 20% de aumento de la tarifa como incentivo para las plantas de energía renovable (con excepción de las
plantas fotovoltaicas) que no hacen uso de los subsidios estatales para las inversiones en fuentes de
energías renovables (grants y exenciones fiscales, para lo cual véase infra en esta sección);
- aumento de la tarifa de incentivo, que se definirá en un posterior decreto, para nuevos proyectos eólicos
en zonas con el menor número de horas anuales de viento;
- la obligatoriedad de concesiones estatales el tipo Build – Operate – Own para el desarrollo de proyectos
eólicos off-shore;
- aumento de la tarifa de incentivo en un 10-25% (dependiendo de la distancia de la red de interconexión
y la capacidad instalada) en el caso de las plantas de energía renovable en las islas no interconectados
con conexión submarina autofinanciada;
- mayor diferenciación de la tarifa de incentivos sobre la base del tamaño de la planta y la tecnología.
En enero de 2009 se ha producido una modificación de las tarifas feed-in para el sector de energía solar
fotovoltaica (Ley 3734/2009), con el establecimiento de nuevas tarifas garantizadas por 20 años y asignadas
en función de la firma del contrato de venta con HTSO (decrecientes para reflejar la disminución esperada de
los costes de esa tecnología).
En junio de 2009 el gobierno adoptó medidas específicas para las plantas fotovoltaicas residenciales con una
potencia instalada de hasta 10 KW, colocados en los techos de edificios en el sistema peninsular, a través de
una tarifa garantizada por veinte años, indexada a la inflación, y reducciones y exenciones al régimen fiscal
aplicable a las ventas de la energía producida.
Además del mecanismo de feed-in tariff descrito arriba, en Grecia, durante los últimos años, se concedieron
subsidios estatales a las inversiones en fuentes de energías renovables (Ley nº 3299/2004), en forma de
grants o de exenciones fiscales, por un importe que puede variar respectivamente del 20% al 40% y del 50%
al 100% de los costes de inversión (en función de la ubicación de la planta). Por otro lado, el Gobierno ha
establecido que, a partir del 31 de enero de 2010, las solicitudes dirigidas a obtener dicho tipo de incentivo
ya no se pueden recibir y se está desarrollando un nuevo mecanismo de incentivos de las inversiones en el
sector privado, incluidas las fuentes de energías renovables.
6.1.7.4 Francia
La reglamentación en la legislación francesa, la venta de energía eléctrica de fuentes renovables, así como
los incentivos asociados a la misma está prevista (i) por la Ley 2000-108 de 10 de febrero de 2000, y

173


posteriores modificaciones, sobre la regulación de la modernización y el desarrollo de los servicios públicos
de electricidad; (ii) por el Decreto nº 2000-877 de 7 de septiembre de 2000, que regula los procedimientos
para la obtención de las autorizaciones para la producción de energía eléctrica; (iii) por el Decreto nº 2000-
1196 de 6 de diciembre de 2000, que establece los límites de capacidad que se pueden instalar para las
distintas categorías de plantas; (iv) por el Decreto nº 2001-410 de 10 de mayo de 2001, que establece los
términos y las condiciones de producción de energía eléctrica por parte de aquellos que se benefician de la
venta obligatoria de la energía.
Para la solicitud de realización de nuevas plantas es necesario presentar una declaración (para potencias
inferiores o iguales a 4,5 MW) o la solicitud de autorización (para potencias superiores a 4,5 MW) en la
Direction de la demande et des marchés énergétiques.
La solicitud de conexión a la red de distribución pública de la energía eléctrica no está sujeta a autorización
administrativa, pero se acuerda con el distribuidor de energía (EDF o distribuidores locales).
La ley nº 2005-81 de 13 de julio de 2005 prevé la creación de Zone de Développment Eolien (“ZDE”, zonas
de desarrollo eólico), que son las únicas áreas en las que se podrán desarrollar nuevas plantas de energía
eólica y se crean a petición de asociaciones voluntarias entre los municipios vecinos y confirmadas por
decreto del alcalde, según los siguientes criterios: (i) velocidad del viento; (ii) posibilidad de conexión a la
red, y (iii) protección del paso y de los bienes arqueológicos y ambientales y de las áreas protegidas. Dentro
de una ZDE definida también es necesaria de todas formas una opinión obligatoria de la Comisión local del
ambiente, del paisaje (departamental), con el objetivo de construir la planta.
El permiso de construcción para nuevas plantas de energía eólica es necesario para aerogeneradores con una
altura superior a los 12 metros, de acuerdo con el artículo 421 del Código Urbanístico y la correspondiente
solicitud también incluye: (i) un análisis de impacto ambiental, si la altura es inferior a 50 metros, (ii) un
estudio de impacto ambiental y una investigación pública, si la altura es superior a 50 metros.
Las plantas fotovoltaicas “en tierra” requieren las mismas autorizaciones previstas para la construcción de
plantas de energía eólica.
Para las plantas fotovoltaicas que se instalen en edificios existentes también es necesaria una notificación
previa de inicio de los trabajos para todos los trabajos que puedan alterar el aspecto exterior de un edificio
existente contra el que la administración se pueda oponer.
Las obras de construcción están, en todo caso, sujetas a las demás normativas específicas aplicables en cada
caso en relación con el medio ambiente y el paisaje; por ejemplo, para la instalación en zonas cercanas a
monumentos históricos se requiere la autorización preventiva de las autoridades competentes en el ámbito
arqueológico.
La Ley nº 2000-108 de 10 de febrero de 2000 prevé la obligación de adquirir la electricidad generada a partir
de fuentes renovables, residuos o técnicas de alta eficiencia de generación, como la cogeneración, en manos
de Electricité de France, una empresa que opera en el sector de la energía eléctrica controlada por el Estado
francés. Este régimen permite a los productores vender electricidad producida en EDF a una tarifa
garantizada determinada por los ministerios franceses de Energía y Hacienda, con contratos de una duración
de 15 años para la producción de energía eólica on-shore, geotérmica y de biomasas y contratos a veinte años
para la producción de energía eólica off-shore, hidroeléctrica y fotovoltaica. Estas obligaciones de compra en
manos de EDF se aplican a plantas con capacidad inferior o igual a 12 MW, con la única excepción de las
plantas eólicas instalados en ZDE.

174

Sección I

En cuanto al sistema de las tarifas de incentivo, se ha definido a través de varios decretos del Ministro de
Energía (en particular, para las plantas hidroeléctricas, el Decreto Ministerial de 1 de marzo de 2007; para las
eólicas, el Decreto Ministerial de 10 de julio de 2006; para las geotérmicas, el Decreto Ministerial de 10 de
julio 2006; para las plantas fotovoltaicas, el Decreto Ministerial de 10 julio de 2006 y el Decreto Ministerial
de 12 de enero de 2010; para las plantas alimentadas con biomasas, el Decreto Ministerial de 28 de
diciembre de 2009).
Las tarifas garantizadas se diferencian sobre la base de la fecha en que se haya presentado la solicitud para el
contrato de venta con EDF y posteriormente se someterán a indexación anual a partir de un coeficiente que
refleja principalmente la evolución de los precios al productor.
La normativa francesa también ha introducido incentivos fiscales para fomentar el uso de plantas de energía
renovable, tales como: (i) amortización acelerada del costo total de la planta en el primer año fiscal, (ii)
deducciones fiscales para las inversiones efectuadas en los Departamentos de Ultramar, (iii) crédito fiscal
con respecto al impuesto sobre la renta equivalente al 50% de los gastos de instalación de plantas
fotovoltaicas, reservado a los consumidores domésticos.
El Gobierno francés, durante el mes de agosto de 2010, ha anticipado la reducción del 12% de las feed-in
tariff para las plantas fotovoltaicas con una potencia instalada superior a 3 kW, que entrará en vigor a partir
del 1 de septiembre de 2010. En tal ocasión, el Gobierno francés ha invitado a los operadores de mercado y a
las asociaciones profesionales a participar en un proceso de consulta en conjunto (prevista para el próximo
otoño) con el fin de acordar un futuro mecanismo de revisión del sistema tarifario, con el fin de lograr un
marco de referencia sostenible y previsible.
El 3 de agosto de 2009, el Parlamento aprobó la Ley Grenelle de l’Environnement. Los principales
compromisos en el ámbito energético derivados del texto de la ley se refieren al aumento de la eficiencia
energética en el consumo final y el desarrollo de energías renovables, con el establecimiento de un objetivo
del 23% de cobertura del consumo de energía para el año 2020. La ley “Grenelle 2”, que aplica las
disposiciones de la ley “Grenelle 1” modificando la legislación anterior, fue aprobada por el Senado el 8 de
octubre de 2009, y por la Asamblea Nacional el 11 de mayo de 2010 y entró en vigor el 13 de julio de 2010.
Habiendo sido declarada la urgencia, el texto no pasó por una segunda lectura de ambas Cámaras, pero se
sometió a la Comisión Mixta, compuesta por 7 Diputados y 7 Senadores.
Algunas de las innovaciones introducidas por la ley “Grenelle 2” tienen un impacto directo en los sectores
energéticos. Además de extender el beneficio de la obligation d’achat a las administraciones locales, la
Grenelle 2 introduce un sistema de planificación regional para el clima y la energía, que también incluye la
elaboración de planes regionales para la conexión a la red de fuentes de energías renovables. La ley también
interviene sobre los pagos a efectuar en el momento de la renovación de las concesiones hidroeléctricas: las
regalías serán específicas para cada concesión y dependerán de la mejora de la producción de la planta (con
un techo máximo específico por planta); los ingresos que generen se repartirán entre Estado, Provincias y
Municipios de acuerdo con las proporciones de 1/2, 1/3 y 1/6 respectivamente. Por último, se reforzaron las
reglas de autorización de los proyectos de energía eólica: un esquema regional para el desarrollo de energía
eólica redefinirá la ZDE para cada territorio; se introduce un límite mínimo de 5 turbinas por planta (excepto
para las plantas con estructuras de menos de 30 metros con potencia inferior a 250 kW) y se solicita una
distancia mínima de 500 m entre las plantas y las zonas residenciales; además, las plantas de energía eólica
con estructuras con más de 50 metros de altura forman parte de un procedimiento de autorización más
complejo, llamado ICPE (Installations Classées pour la Protection de l’Environnement), ya que se considera
que podrían provocar un mayor impacto sobre el medio ambiente.

175


El 22 de abril de 2010, el Ministerio de Energía ha hecho un anuncio sobre la renovación de las concesiones
hidroeléctricas que vencen en los próximos años. El anuncio establece el procedimiento y el calendario para
la renovación, así como los perímetros de las concesiones. Queda por definir la duración de las nuevas
concesiones y el techo en el nivel de la regalía.
El primer período de renovación de las concesiones se pondrá en marcha a finales de 2010 y durará hasta
mediados de 2012. Las concesiones que participan en esta primera fase están en la zona de los Alpes, el
Macizo Central y los Pirineos, con una potencia total de alrededor de 5.300 MW.
El artículo 35 de la ley “Grenelle 2” definirá el marco relativo a las regalías para la renovación de las
concesiones hidroeléctricas.
6.1.7.5 Rumanía
La legislación vigente en Rumanía no regula un sistema específico de autorizaciones con relación a las
inversiones en el sector de las energías renovables, sino un sistema de autorización común para todos los
tipos de proyectos en el campo energético, que prevé, en primer lugar, la presentación de un proyecto edilicio
con el fin de obtener un permiso especial. Este proceso puede requerir una serie de aprobaciones
preliminares, así como modificaciones en el propio proyecto edilicio, incluso mediante la adopción de
Proyectos Urbanísticos Zonales (Plan Urbanistic Zonal) o Proyectos Urbanísticos Detallados (Plan
Urbanistic de Detaliu).
La operatividad de cada planta construida también está sujeta a una autorización ambiental adicional
(Autorizatie de Mediu).
La construcción de plantas para la producción de energía también debe ser aprobada previamente por la
Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei (“ANRE”), la cual, una vez que las obras de
construcción se hayan completado, debe emitir una licencia especial para que se pueda empezar con la
producción de energía eléctrica.
De conformidad con la Decisión Gubernativa nº 90/2008, la conexión a la red eléctrica está sujeta a la
emisión previa de un Permiso Técnico de Conexión (Aviz Tehnic de Racordare) por parte el operador
competente para la distribución, con respecto a las plantas más pequeñas (hasta 50 MWh), o por parte del
Operador Nacional para la Transmisión de Energía Eléctrica, en relación con las plantas más grandes y
aquellas directamente conectadas a la red nacional.
El sistema de incentivos para las fuentes de energía renovables actualmente en vigor en Rumania se introdujo
en 2004 (Decisión Gubernativa nº 1892/2004) y fue posteriormente revisado en 2008, mediante la ley nº
220/2008, que establece las cuotas obligatorias para los proveedores de energía hasta el año 2020, expresadas
en términos de energía producida de fuentes renovables con relación al consumo final.
Se basa en un mecanismo de cuotas obligatorias, con certificados verdes transferibles, que se pueden
comercializar bilateralmente o en un mercado específico. En el caso de que la potencia instalada de las
plantas de fuentes de energía renovables no sea capaz de cubrir la cuota establecida por ley, el ANRE puede
adaptar a posteriori, para el año anterior, la cuota obligatoria a la energía efectivamente producida de fuentes
renovables en el país.
Las nuevas plantas para la producción de fuentes de energía renovables idóneas, que entren en función antes
de 2014, se beneficiarán de la concesión de certificados verdes por un período de 15 años.
La ley nº 220/2008 prevé la aplicación de coeficientes, con el fin de diferenciar la magnitud de los incentivos
concedidos a las diferentes fuentes de energía renovables: en particular, a la producción de energía eólica se

176

Sección I

le otorgan 2 certificados verdes por MWh producido hasta el año 2015 (a partir de 2015, este coeficiente se
reducirá a 1 certificado verde por MWh); la producción fotovoltaica se beneficia, en cambio, de 4
certificados verdes por MWh producido. La misma ley define el límite mínimo y máximo del valor de los
certificados verdes para el período 2008-2014 (a partir de 2015 sólo se mantendrá el límite mínimo
identificado por la misma).
En el otoño de 2009, ANRE inició un procedimiento con el fin de comunicar la Ley 220/2008 a la Comisión
Europea, para verificar la compatibilidad de las estimaciones en materia de incentivos con las normas
comunitarias sobre ayudas estatales. Posteriormente, en diciembre de 2009, con la decisión 1479/2009 el
Gobierno ha sancionado la necesaria legislación secundaria de aplicación, cuya efectividad está, sin
embargo, subordinada a la evaluación positiva de compatibilidad por parte de la Comisión Europea.
El 9 de julio se publicó la ley nº 139 de 2010, en sustitución de la Ley 220/2008 y cuya aplicación no está
condicionada a la aprobación de la Comisión Europea para la aplicación de la ley nº 220/2008. Las
principales modificaciones a la Ley nº 220/2008 aportadas por la Comisión son:
- el incremento de la cuota de energía eléctrica producida con fuentes renovables que se beneficia del
sistema de incentivos de los certificados verdes, que debe aumentar gradualmente del 8, 3% en 2010 al
20% en 2020;
- el aumento del valor de las multas para los proveedores que no posean la cuota obligatoria de
certificados verdes;
- la indexación a la inflación de la multa y de los límites mínimo y máximo del precio de los certificados
verdes a partir de 2011 y en base al índice EU-27;
- la asignación de dos certificados verdes por cada MWh de energía eólica producida hasta el año 2017 (un
solo certificado verde después de 2017);
- la asignación de seis certificados verdes por cada MWh de energía producida en plantas fotovoltaicas.
Una decisión gubernativa establecerá reglas para el trading de las cuotas en exceso de certificados verdes.
Antes del proceso de preaviso a la Comisión Europea de la Ley nº 220/2008, la Dirección General de
Competencia de la Comisión Europea ha propuesto proceder a una notificación formal. El Ministerio de
Economía rumano presentará la notificación oficial e incorporará las modificaciones aportadas por la Ley nº
139 de 2010.
6.1.7.6 Estados Unidos de América
La normativa sobre los permisos para la construcción y operación de las plantas para la producción de
energía eléctrica varía en los distintos países. Además, en algunos casos las autoridades federales también
pueden intervenir en el procedimiento para la expedición de los permisos, sobre todo si el proyecto está
vinculado a terrenos federales, recursos regulados por una normativa federal o a otros asuntos de jurisdicción
federal. En tales casos, es necesario llevar a cabo una evaluación de impacto ambiental sobre el impacto de la
planta sobre el medio ambiente y eventuales posibles alternativas, de acuerdo con un protocolo que implica
una larga serie de controles por parte de diferentes organismos.
En cualquier caso, entre los factores que condicionan la construcción y operación de plantas para la
producción de energía no está la obtención de los permisos, sino los elementos principales, como la firma de
los contratos de arrendamiento para los terrenos identificados y los contratos de venta de la futura
producción de energía eléctrica. En particular, la duración media de los contratos de arrendamiento es de 20 a
30 años, y a veces los contratos podrán prever períodos adicionales opcionales, mientras que la duración

177


media de los contratos de venta de energía eléctrica es de 10 a 20 años. Para las plantas hidroeléctricas es
necesaria la licencia de la Comisión Reguladora Federal de Energía, por un período de alrededor de 50 años
para las nuevas plantas y de 30 a 40 años para la renovación de las licencias.
Con especial referencia a los Estados en los que opera el Grupo, se informa que:
- Para California el procedimiento de autorización para proyectos de energía eólica está administrado por
los condados y, por lo tanto, los requisitos solicitados varían, incluyendo en la generalidad de los casos
evaluaciones relativas a la contaminación acústica, al impacto ambiental, visual y sobre la fauna. Todos
los proyectos deben estar en consonancia con los requisitos de la Ley de Calidad Ambiental de
California, que requiere la redacción del Informe de Impacto Ambiental, de forma similar a las
evaluaciones de impacto ambiental previstas en el ámbito federal.
- Para Minnesota, el procedimiento de autorización de proyectos de energía eólica está administrado por la
Junta de Calidad Ambiental de Minnesota. Las plantas con potencia instalada superior a 5 MW deben
obtener un permiso, y para ello se debe llevar a cabo un análisis del potencial impacto ambiental y las
medidas propuestas para reducirlo. Si la Junta de Calidad Ambiental de Minnesota está a favor de la
emisión del permiso será necesaria una audiencia pública celebrada por el Estado para eventuales
comentarios públicos de los propietarios de tierras interesados y los gobiernos locales. El Estado podrá
poner condiciones relativas al impacto de la planta sobre el medio ambiente, el paisaje y la fauna.
- Para Nevada, el procedimiento de autorización para plantas de producción de energía eléctrica está
regulado por la Comisión de Servicios Públicos de Nevada sobre la base de la Ley para la Protección del
Medio Ambiente (Utility Environmental Protection Act, UEPA). Esta Ley regula, entre otras cosas, la
construcción de plantas de energía renovable con una potencia instalada superior a 75 MW, que requiere
la obtención de un permiso para el inicio de la construcción de la planta. Los factores evaluados por la
Comisión de Servicios Públicos de Nevada para la concesión de permisos incluyen, entre otras cosas,
consideraciones económicas, ambientales y el cumplimiento de la normativa aplicable por parte de las
plantas. Para las plantas de energía geotérmica y de biomasa se requieren permisos relacionados con la
calidad del aire y con determinados requisitos de las aguas subterráneas y superficiales, y para las plantas
hidroeléctricas se requieren permisos relacionados con la calidad del agua.
La legislación en materia de energía, tanto federal como estatal, vigente en los Estados Unidos, prevé
diversas formas de incentivos destinados al desarrollo del uso de fuentes de energía renovables.
En particular, la Ley de Política Energética de 2005 (i) ha fomentado el uso de préstamos garantizados para
las tecnologías innovadoras, destinadas a evitar la producción de gases de efecto invernadero; (ii) ha
subsidiado la energía eólica y otras formas alternativas de energía; (iii) ha previsto desgravaciones fiscales
para los propietarios que efectúen reformas en las viviendas para mejorar la eficiencia energética de los
edificios.
En los Estados Unidos no existe, al menos a nivel federal, un mecanismo de incentivos, tales como la tarifa
regulada presente en Europa para las fuentes de energía renovables, mientras que los principales mecanismos
de incentivos se basan en un mecanismo de crédito fiscal. En particular, a nivel federal existen:
- un sistema de Crédito Fiscal a la Producción (PTC), en virtud del que se reconoce a los productores
de fuentes de energías renovables (excepto la solar fotovoltaica) un crédito fiscal, como una
reducción del impuesto de sociedades (en USD/kWh, aplicable para los primeros 10 años después
de la puesta en marcha de una planta, indexada a la tasa de inflación anual);

178

Sección I

- un sistema de Crédito Fiscal a la Inversión (ITC), que consiste en un crédito fiscal equivalente al
30% del importe del capital invertido, para reducir el impuesto de sociedades (para el primer año
de funcionamiento de la planta) para las plantas de energía solar, de celdas de combustible y
minicentrales eólicas (con una potencia instalada inferior a 0,1 MW) y equivalente al 10% del
importe del capital invertido, para reducir el impuesto de sociedades (para el primer año de
funcionamiento de la planta) para las plantas de energía geotérmica, de cogeneración y las
pequeñas plantas (con potencia inferior a 2 MW);
- un sistema de subvenciones, concedidas a fondo perdido, equivalentes al importe del ITC. el
incentivo se calcula en un 30% del importe invertido que se considera compatible con la reducción
(~ 95% de los costes totales incurridos), y equivalente a la monetización inmediata del ITC;
- la amortización acelerada de las plantas en cinco años (en lugar de los 15 años normalmente
necesarios).
A nivel estatal, a la fecha del Folleto, 30 estados han adoptado un mecanismo de cuotas obligatorias para los
proveedores de energía (Renewable Portfolio Standard – RPS), avaladas por certificados transferibles para
certificar el respeto de la obligación; con el fin de cumplir con la obligación, los proveedores publican
subastas para la suscripción de contratos a largo plazo (10-20 años) para la compra de energía certificada.
Paralelamente, el Congreso continúa el debate sobre un bosquejo de acción para encontrar un mecanismo
RPS como apoyo de las energías renovables, pero que se debe aplicar obligatoriamente a nivel federal.
A fecha 17 de febrero de 2009 fue ratificada, y por lo tanto se convirtió en ley, la medida adoptada por el
Congreso de los Estados Unidos a fecha 12 de febrero de 2009, en relación con el plan de 787 mil millones
de dólares destinado a ayudar a la reactivación de la economía (Stimulus Bill).
El Stimulus Bill prevé mecanismos específicos de incentivo para las energías renovables, incluyendo la
previsión de mecanismos de sostén de las inversiones, conocidos como Crédito Fiscal a la Inversión (ITC) y
la confirmación de la extensión de la aplicabilidad de los Créditos Fiscales a la Producción (PTC,)
posponiendo la fecha de vencimiento de las reducciones al 31 de diciembre de 2012 para la energía eólica y
al 31 de diciembre de 2013 para la energía geotérmica, hidroeléctrica progresiva y las biomasas. El Proyecto
de Ley de Estímulo también prevé la posibilidad de que las plantas que se puedan beneficiar con los PTC,
puedan elegir sacar provecho de los ITC (30% ITC) y, en consecuencia, convertirlos inmediatamente en una
subvención a fondo perdido, erogada a partir de la inversión sostenida (cash grant). El cash grant se calcula
en un 30% del importe invertido considerado como elegible para la subvención. Esta medida está prevista
para las plantas terminadas dentro de 2010 o con construcción iniciada dentro de 2010 y que se completará
dentro de diciembre de 2012 (energía eólica), 2013 (geotérmica) y 2016 (solar).
6.1.7.7 Panamá
El sistema de producción de energía eléctrica de fuentes renovables en Panamá está regulado (i) por la Ley nº
6 de 1997 sobre la electricidad (en su versión posteriormente modificada, la “Ley 6/1997”), (ii) por la Ley nº
45 de 2004, sobre las energías renovables (la “Ley 45/2004”).
De acuerdo con la Ley 6/1997, los proyectos hidroeléctricos y geotermoeléctricos están sujetos a un sistema
de concesiones que pueden ser emitidas por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, por un período
de hasta 50 años, prorrogable por un segundo período no mayor que la concesión original. Todos los otros
tipos de producción de energía eléctrica están sujetos a un régimen de licencias, con los títulos disponibles
por un período de hasta 40 años.

179


Los requisitos para la autorización ambiental de las plantas de producción se establecen en la Ley 41 del 1 de
julio de 1998, la ley general de medio ambiente. En virtud de la misma y de los reglamentos pertinentes,
todos los proyectos de producción de más de 1 MW están sujetos a un proceso de evaluación de impacto
ambiental por la cual la Autoridad Nacional del Medio Ambiente (ANAM) examina y aprueba o desaprueba
el estudio de impacto ambiental, incluyendo la mitigación, monitoreo y control de las normas presentadas
para un proyecto. La aprobación final y los requisitos se definen en una resolución de la ANAM.
La Ley 6/1997 y las modificaciones posteriores también prevén un mecanismo para la venta de energía con
contratos a largo plazo para mitigar la exposición de los generadores renovables al precio spot. Por lo tanto,
el organismo estatal gestor y propietario de la red eléctrica (ETESA), que actúa como único comprador,
compra la energía mediante subastas que luego revende a sociedades de distribución.
La Ley 45/2004 también prevé incentivos fiscales y exenciones del pago de las tasas de transmisión a favor
de los productores de energía de fuentes renovables; el valor y la duración de los incentivos y las exenciones
dependerán de la potencia instalada.
En julio de 2010 se publicó una licitación para plantas de energía eólica (350 MW de potencia requerida con
Acuerdos de Compra de Energía con una duración de 15 años). El plazo para la presentación de las ofertas se
fijó para enero de 2011.
6.1.7.8 México
El sistema de producción de energía eléctrica de fuentes renovables en México se rige (i) por la Ley de
Servicio Público de Energía, que determina la forma en que las personas físicas y/o jurídicas pueden producir
energía eléctrica; (ii) por la Ley para el Uso de Energía Renovable y Financiamiento de la Transición
Energética, que establece las normas y condiciones para el uso de las energías renovables; (iii) por la ley
sobre el uso sostenible de la energía, que regula la forma de uso racional y eficiente de la energía en todos los
procesos donde se utiliza la energía; (iv) por la ley sobre el equilibrio ecológico y la protección del medio
ambiente, que establece el medio con el que se puede obtener la evaluación de impacto ambiental si se tiene
la intención de desarrollar plantas de producción de energía eléctrica, y por una serie de reglamentaciones
detalladas sancionadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), entre las cuales las más importantes
son las relativas a la interconexión y al servicio de transmisión de fuentes renovables, que definen la
metodología para determinar los cánones por el servicio de transmisión (interconexión y transmisión) de la
energía eléctrica de fuentes renovables (reducción del canon en comparación con las fuentes tradicionales),
incorporados al contrato de interconexión para la fuentes de energías renovables, cuyo objetivo es establecer
y garantizar la conexión entre el sistema nacional de energía y las fuentes renovables de energía.
Los productores de energía de fuentes renovables se dividen en cuatro categorías:
1. autoproductores: los personas físicas y/o jurídicas que pueden producir energía eléctrica para las
necesidades de consumo personal, siempre que la energía producida sea consumida por los socios de
la planta. La autorización (permiso de autoproducción) es emitida por la CRE y es de duración
indeterminada. El contrato de suministro de energía eléctrica es de libre negociación entre los socios
de la planta, por lo general un socio industrial que opera la planta, que tiene la participación
mayoritaria y el control tanto societario como operativo, y los consumidores, por lo general la
minoría, que retiran la energía producida. En este caso, la ley dispone lo siguiente:
a. el establecimiento, por parte de la Comisión Federal de Electricidad, la sociedad de energía
eléctrica controlada por el gobierno mexicano (“CFE”), de un Banco de Energía, que

180

Sección I

permite compensar anualmente las diferencias en tiempo real entre la energía producida por
la planta y la energía consumida por los socios;
b. la obligación de ceder a la CFE los eventuales excedentes de energía producida, excluidas
las compensaciones del Banco de Energía con una tarifa regulada;
c. CFE tiene la obligación de suministrar el servicio de interconexión y transmisión según un
modelo contractual y una remuneración reglamentada, con los beneficios de coste para los
servicios auxiliares con respecto a la autoproducción de energía termoeléctrica, calculada
según la energía entregada y no según la potencia contratada;
2. productor independiente (“IPP”): pueden ser calificadas como tales las plantas con potencia superior
a 30 MW. La autorización es otorgada por la Comisión Reguladora de Energía y tiene una duración
de 30 años. La venta de energía producida por estas plantas está destinada al operador local CFE e
implica:
a. La adjudicación del derecho a ser un IPP con la modalidad Build Own Operate (BOO) o
Build Own Transfer (BOT) a través de licitación pública sobre la reducción de la tarifa de
venta de la energía eléctrica;
b. precio establecido por contrato a través de la subasta.
3. pequeños productores: se califica como pequeños productores a las plantas con una potencia
instalada inferior a 30 MW, que pueden optar por vender la energía a la CFE con una tarifa regulada,
en lugar del mecanismo de subastas para las modalidades IPP. Esta categoría no ha encontrado el
éxito del mercado debido a que la tarifa regulada aplicable no es competitiva en relación a las
modalidades IPP o de autoproducción;
4. exportadores: pueden ser calificados como tales solo aquellas plantas que destinan su producción a
la exportación de energía. La autorización es otorgada por la Comisión Reguladora de Energía
(CRE) y es de duración indeterminada. En este caso, la energía producida se destina exclusivamente
a la exportación. En este caso, el contrato de suministro de energía eléctrica es de libre negociación
entre las partes (productor mexicano y consumidor estadounidense o centroamericano) y el operador
público mexicano CFE suministra el servicio de interconexión y transmisión con arreglo a un
modelo contractual y una remuneración reglamentada con reducción de costes para los servicios
auxiliares en relación a la producción de energía termoeléctrica para la exportación, calculada según
la energía entregada y no según la capacidad contratada.
Cabe mencionar que las plantas de cogeneración gozan de regulaciones similares a las de las fuentes de
energías renovables.
Además, las inversiones en plantas de energías renovables tienen la oportunidad de amortizar el gasto de
capital total en el primer año de ejercicio.
En octubre de 2008 se aprobó una ley marco para la promoción de las fuentes de energía renovables y la
financiación de la transición energética, que prevé la creación de un fondo específico para este fin. En la
actualidad se está aplicando la regulación de la energía renovable, que tendrá como objetivo hacer que las
fuentes de energía renovable sean más competitivas (i) considerando las externalidades asociadas como parte
de la remuneración de los proyectos de energías renovables, que participan en las subastas de la CFE (ii)
reduciendo los cánones de transmisión de las plantas de fuentes renovables que operan en autoproducción
(iii) destinando parte del fondo de transición de las plantas a la mejora de la red de transmisión, reduciendo

181


de hecho las inversiones que deberán sostener los proyectos de energías renovables para fortalecer la red. La
ley también fortalece significativamente el papel y en parte la independencia de la CRE en relación al
operador local CFE.
El 22 de junio de 2009, la CRE ha publicado el proyecto de ley para promover las energías renovables, la
cual se publicó con carácter definitivo en el Diario Oficial de la Federación el 2 de septiembre de 2009.
Además, el 7 de julio de 2009 la SENER ha presentado oficialmente la estrategia nacional para la transición
energética y el uso sostenible de la energía. A fecha 5 de septiembre de 2009 se publicó la metodología para
la evaluación de las externalidades asociadas a la producción de electricidad en México.
En diciembre de 2009 se modificó la Ley de Servicio Público, para introducir el concepto de externalidades
y luego permitir subastas dedicadas a proyectos de energías renovables que permitan un nivel de
remuneración suficiente para poder alcanzar los objetivos de la estrategia energética nacional.
En marzo de 2010, el regulador CRE ha aprobado el “Contrato de Interconexión para Centrales de
generación de energía eléctrica con energías renovables o con generación eficiente y sus anexos”, que
define las condiciones contractuales (legales y económicas) entre la sociedad eléctrica CFE y los generadores
alternativos, para los servicios de transmisión de la energía producida por ellos. También se aprobó la
“Metodología para la determinación de los cargos correspondientes a los servicios de transmisión que
preste la CFE a los generadores renovables”. Este documento define el monto de las tarifas de los servicios
de transmisión para el año 2010 y prevé que las mismas se revisen anualmente. El nuevo método implica
para los proyectos de energía renovable elegibles un incentivo de valor variable en función del nivel de
tensión.
La concesión de licencias ambientales en México es responsabilidad de la Secretaría de Medio Ambiente y
Recursos Naturales (SEMARNAT) y se rige por la ley general del equilibrio ecológico y protección al
ambiente y por sus regulaciones de aplicación. El proceso de concesión de licencias requiere la preparación
de una Declaración de Impacto Ambiental (Manifestación de Impacto Ambiental – MIA) con el apoyo de un
Estudio Técnico Justificativo (ETJ), este último vinculado a los cambios de uso de los terrenos.
6.1.7.9 Brasil
En la legislación brasileña, las principales normas que regulan la producción, las ventas y el sistema de
incentivos de energía eléctrica de fuentes renovables se incluyen (i) en la Ley Federal 9.074 de 1995 (que
regula las modalidades de concesión / prórroga de las concesiones / permisos para operar con bienes
públicos), (ii) en la Ley Federal 10.438 de 2002 (que introdujo el Programa de Incentivo a las Fuentes
Alternativas de Energía Eléctrica – “PROINFA”) y (iii) la Ley Federal 10.762 de 2003 (que introdujo el
Programa Especial de apoyo a las Empresas Públicas activas en el sector de distribución de energía
eléctrica), así como en algunas resoluciones de la Agencia Nacional Brasileña de la Energía Eléctrica –
“ANEEL” (Resoluciones 065/04, 77/04, 157/05, 271/07, 320/08, 390/09, 391/09).
La Constitución de la República Federativa del Brasil prevé que el Gobierno brasileño puede generar energía
eléctrica, ya sea directa o indirectamente, a través de empresas privadas que, a tal efecto, deben obtener
concesiones, autorizaciones o permisos. En particular, con el fin de construir y operar una planta para la
producción de energía eléctrica, las empresas privadas interesadas deben solicitar al Ministerio de Energía
brasileño, según sea el caso, concesiones, autorizaciones o permisos. Los derechos de concesión para
generar, transmitir o distribuir la energía eléctrica en el área de concesión en cuestión, se otorgan por un
período determinado, a diferencia de los permisos y autorizaciones, que a discreción del MME y en
consultación con ANEEL, se pueden revocar en cualquier momento.

182

Sección I

La mayoría de la empresas de generación hidroeléctrica opera como un concesionario de servicios públicos o
como productores independientes de energía, estos últimos, por lo general, mediante una autorización. Los
autoproductores que posean concesión o autorización para producir energía para uso propio, pueden vender
la energía sobrante, con autorización de la ANEEL. Las empresas que quieren construir instalaciones de
generación de energía hidroeléctrica con una potencia superior a 30 MW deben participar necesariamente en
los procesos de subasta, mientras que aquellos con menos de 30 MW (minicentral hidroeléctrica, o PCH en
portugués), deben solicitar la autorización a MME, tras la presentación de un estudio preliminar técnico
económico a la ANEEL.
El 10 de octubre de 2005, con la Resolución Nº 167, ANEEL ha regulado las condiciones para la compra y
venta de energía suministrada por centrales hidroeléctricas con una potencia instalada inferior a 30 MW,
conectada directamente al sistema eléctrico del comprador de distribución (“generación distribuida”). Las
centrales hidroeléctricas del Grupo en Brasil son los concesionarios de los servicios públicos actualmente en
generación distribuida.
Las empresas generadoras de energía eólica reciben, en cambio, la autorización del gobierno luego de
subastas para la venta de energía eléctrica eólica.
El proceso para la obtención de licencias ambientales se rige por el decreto federal Nº 99.274/90,
complementado por la resolución CONAMA Nº 237/97; el proceso consta de tres etapas para la concesión de
licencias ambientales: (i) la licencia preliminar (LP); (ii) la licencia de instalación (LI), y (iii) la licencia de
funcionamiento (LO). Existen diversos procedimientos para la concesión de licencias en cada una de las tres
fases.
Una licencia preliminar (LP) se otorga durante la fase de diseño preliminar de un proyecto. La obtención de
la Licencia Preliminar implica la aprobación de la ubicación y el diseño de la planta, certifica su viabilidad
ambiental y establece los requisitos básicos y las condiciones que se deben respetar en las distintas fases de
ejecución. La Licencia de Instalación (LI) autoriza la construcción de la planta, de conformidad con las
especificaciones contenidas en los planes aprobados, los programas y proyectos, incluidas las disposiciones
para la mitigación ambiental y otras condiciones. La Licencia de Funcionamiento (LO) autoriza la operación
de la planta en cumplimiento de las medidas de mitigación ambiental y operativa en el momento de la
confirmación de que las condiciones de la licencia anterior se han cumplido.
El PROINFA, programa de incentivos para las fuentes de energía renovables (eólica, mini hidroeléctrica y
biomasas), introducido por la Ley Nº 10.438 de abril de 2002 y posteriormente modificado por la ley Nº
10.762 de noviembre de 2003, ha establecido para diciembre de 2008 el objetivo cuantitativo de 3.300 MW
de nueva potencia renovable instalada, con distinción por fuente y por estado.
El PROINFA también ha otorgado subvenciones para la realización de las inversiones (que cubre el 70% de
los costes de inversión, excepto los terrenos, bienes y servicios importados), financiadas por un fondo
especial del BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social).
El PROINFA asigna la potencia necesaria para alcanzar los objetivos fijados por el Gobierno Brasileño a
través de mecanismos de subasta. Los proyectos seleccionados de generación de fuentes de energía
renovables, también pudieron firmar contratos Power Purchase Agreement con Eletrobrás (empresa
controlada por el gobierno brasileño activa en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica)
por un período de 20 años con los precios resultantes de la misma subasta.
Tras la conclusión del programa PROINFA, la promoción de la generación de fuentes de energía renovables
en Brasil se basa en subastas ad hoc lanzadas por el gobierno y administradas por la Empresa de Pesquisa

183


Energética (EPE), según las regulaciones definidas por la agencia reguladora ANEEL. El mecanismo de
subasta permite a los participantes adjudicarse contratos Power Purchase Agreement a largo plazo (de veinte
años en el caso de energía eólica) a una tarifa fija indexada al 100% de la inflación brasileña. Las subastas se
llevan a cabo generalmente 3 años antes de la fecha de inicio de la venta de electricidad y están dirigidas a
nuevos proyectos a construir.
En diciembre de 2009 se llevó a cabo una subasta para generar energía eólica, para contratos de veinte años
firmados a partir de 2012 con la asignación de un total de 1.800 MW. El 25 y 26 de agosto de 2010, se
llevaron a cabo una serie de licitaciones para fuentes de energía renovables, en particular:
 una reservada a la fuente eólica, en la que se adjudicaron 528 MW (de una participación estimada en
alrededor de 4.000 MW, de los cuales alrededor de 800 MW con un factor de capacidad promedio de
alrededor del 50%), 90 MW de los cuales fueron adjudicados por Enel Green Power;
 un reservada a la minicentral hidroeléctrica, en la que se otorgaron cerca de 30 MW;
 una reservada a las biomasas en la que se adjudicaron 243 MW;
 una para fuentes alternativas genéricas (biomasa, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas) en la que se
adjudicaron alrededor de 1.500 MW de proyectos eólicos. Esta subasta presenta un perfil de riesgo
diferente al de la subasta exclusiva de energía eólica, ya que requiere perfiles de producción
parcialmente vinculantes y por lo tanto la participación en el mercado de la electricidad para la gestión
de las desviaciones.
Durante los próximos años se espera que se prohíban subastas adicionales para la generación de fuentes de
energía renovables reservadas ya sea al sistema interconectado o a los sistemas aislados.
6.1.7.10 Chile
La principal fuente normativa vigente en materia de energía eléctrica es la “Ley General de Servicios
Eléctricos” de 1982, consolidada posteriormente con el Decreto con Fuerza de Ley nº 4 de 2008, según el
cual el sector de las empresas eléctricas se divide en tres segmentos: producción, transmisión y distribución
(estos dos últimos pertenecientes a un régimen de concesión de monopolio regulado).
El segmento de la producción utiliza un régimen de libre competencia entre empresas privadas, en el que los
productores son libres, entre otras cosas, de negociar con los distribuidores o directamente con los clientes
idóneos que cumplan con ciertas características. De hecho, sólo con referencia a la producción de energía
geotérmica, se prevé un régimen legal obligatorio de concesiones que se asignan mediante subastas a partir
de evaluaciones técnicas y económicas.
Además, de conformidad con las disposiciones de la Ley nº 19.300 de Bases Generales del Medio Ambiente
de 1994, según modificaciones posteriores, las centrales de energía con una potencia superior a 3 MW, las
líneas de transmisión eléctrica de alta tensión (por encima de 23 kV) y las relativas subestaciones están
sujetas a evaluación por parte del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. En general, esto requiere la
presentación de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA), a menos que el proyecto presente algunas de
las condiciones del artículo 11 de dicha Ley (los posibles impactos sobre la salud, los recursos naturales, los
asentamientos civiles, lugares protegidos, paisaje o patrimonio arqueológico), en cuyo caso se deberá
presentar un Estudio de Impacto Ambiental (EIA). El proceso de evaluación ambiental concluye con la
Decisión de Calificación Ambiental que aprueba o rechaza el proyecto: si es aprobado, la autorización
ambiental no puede ser negada por ningún organismo estatal.

184

Sección I

Con respecto a los sistemas de incentivos, existe un tratamiento especial para las Energías Renovables No
Convencionales (ERNC), según la ley nº 20257 de 20 de marzo de 2008, cuyos objetivos principales son: (i)
incentivar y mejorar la integración de las ERNC al sistema eléctrico y (ii) apoyar las reconversiones
mediante subsidios especiales. En virtud de esta ley se definen ERNC las siguientes fuentes: biomasas,
energía hidroeléctrica (con una potencia máxima inferior a 20 MW), geotérmica, solar, eólica, mareomotriz y
otros medios de generación razonablemente determinados por la Autoridad.
Esta ley también establece una cuota obligatoria por parte de los proveedores de energía eléctrica con
relación a la energía retirada de la red e introduce un mecanismo de certificados transferibles. A partir de
2010 y hasta 2014 está vigente la obligación de certificar que el 5% de la energía destinada a la venta a
distribuidores o clientes finales se produzca a partir de fuentes ERNC. La cantidad requerida se aplica a los
contratos de suministro firmados desde el 1 de agosto de 2007. Se espera que la cuota crezca un 0,5% anual a
partir de 2015 hasta alcanzar el 10% en 2024. En caso de incumplimiento de la obligación, se prevén multas
que pueden aumentar hasta el doble en caso de violación reiterada. La producción hidroeléctrica se considera
renovable si solo proviene de plantas con una potencia inferior a 20 MW. Sin embargo, con el fin de cumplir
con la obligación, también se valorizan los insumos provenientes de plantas hidroeléctricas con una potencia
instalada de entre 20MW y 40 MW, pero se reajustarán por un factor de reducción sobre la base de la
potencia instalada.
Otras disposiciones de incentivos para las ERNC son: (i) el derecho de conexión de las unidades de
producción de ERNC a las redes de distribución y transmisión, y (ii) la exención total (para una potencia de
menos de 9 MW) o parcial (por una potencia entre 9 MW y 20 MW) de las unidades de producción de
ERNC del pago por el uso del sistema principal de transmisión.

6.2 Principales mercados y posicionamiento competitivo
El Grupo considera que sus competidores deben ser identificados en empresas comparables (en relación a la
presencia de energías renovables en los mercados internacionales) a su propia escala, a la pertenencia a un
grupo integrado al mercado de la energía eléctrica y de la lógica de la definición del plan de negocios. En
este sentido, los principales competidores a escala mundial son Iberdrola Renovables, EDF Energies
Nouvelles, EDP Renovaveis y RWE Innogy, y algunos de los mayores operadores enfocados en
determinados mercados locales, tales como la Florida Power and Light en los Estados Unidos y Acciona en
España.
La siguiente es una descripción de los principales mercados donde el Grupo está enfocado.
ÁREA DE ACTIVIDAD ITALIA Y EUROPA
Italia
El mercado de la electricidad en 2009 se estima en 298 TWh de consumo sobre una base anual, excluidas las
pérdidas de red, con una disminución del 7% respecto al año anterior debido a la crisis económica. La
potencia neta instalada al final del año se puede estimar en 103 GW, con un incremento del 5% respecto al
año anterior, y consiste en una combinación de fuentes de energía convencionales (71%) y fuentes de energía
renovable49 (29%) (Fuente: TERNA, datos estadísticos sobre la energía eléctrica en Italia – preliminares de
fin de año 2009, 10 de marzo de 2010).

49
Incluye la potencia instalada procedente de biomasa de aproximadamente 1,6 GW (fuente: Tema, 2008).

185


En especial, en 2009 la capacidad y la producción eléctrica neta procedente de fuentes de energía renovables
ascendían respectivamente a 29,4 GW y 66 TWh. La potencia renovable está representada principalmente
por la potencia hidroeléctrica (21,4 GW, equivalente al 73%) y eólica (4,8 GW, equivalente al 16%). Durante
el año 2009 se instalaron cerca de 2 MW de potencia adicional renovable que corresponde a un aumento del
7% respecto al año anterior, a pesar de esta crisis (Fuente: TERNA, datos estadísticos sobre la energía
eléctrica en Italia – preliminares de fin de año 2009, 10 de marzo de 2010).
El Grupo, a partir del análisis de los datos de mercado y los estudios de institutos de investigación
independientes, estima que, como resultado de políticas de apoyo a las fuentes de energía renovables y las
formas específicas de incentivo que se les dedica, la potencia instalada renovable en Italia podría llegar a los
46 GW en el año 2020, en línea con las estimaciones del Gobierno italiano, con un aumento de
aproximadamente 17 GW, en comparación con 2009 y una tasa de crecimiento promedio anual del 4% en
comparación con 2009. Según Emerging Energy Research (“EER”) la potencia instalada renovable en Italia
ascenderá en 2020 a cerca de 54 GW. (Fuente: estimaciones de Enel basadas en datos de EER, Global
renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009; Documento de Posición del Gobierno
italiano).
Francia
El mercado de la electricidad en 2009 puede estimarse en alrededor de 453 TWh de consumo sobre una base
anual, excluidas las pérdidas de red, con una disminución del 2% respecto al año anterior debido a la crisis
económica. La potencia neta instalada al final del año se puede estimar en 120 GW, con un incremento del
2% respecto al año anterior y está constituida por una combinación de fuentes de energía convencionales
(74%) y fuentes de energía renovables (26%). (Fuente: Réseau de transport d’electricité (“RTE”), Electrical
energy in France 2009 – Provisional values, 31 de diciembre de 2009).
En especial, en 2009 la potencia y la producción eléctrica neta de fuentes de energía renovables ascendían
respectivamente a 30,9 GW y 74 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la
potencia hidroeléctrica (25 GW, equivalente al 82%) y eólica (4 GW, equivalente al 14%). Durante el año
2009 se instalaron 1,3 GW de potencia renovable adicional que corresponde a un aumento del 4% respecto al
año anterior, a pesar de la crisis. (Fuente: RTE, Electrical energy in France 2009 – Provisional values, 31 de
diciembre de 2009).
La empresa, basándose en el análisis de los datos de mercado y los estudios de institutos de investigación
independientes, estima que, como resultado de las políticas de apoyo a las fuentes de energía renovables y las
formas particulares de incentivo aplicadas a las mismas, la potencia renovable instalada en Francia alcanzaría
los 60 GW en el año 2019, con el correspondiente aumento de cerca de 29 GW, en comparación con 2009, a
una tasa de crecimiento promedio anual del 7% en relación a 2009. En particular, el Gobierno francés
establece un objetivo de energía eólica de 25 GW en 2020 (Fuente: estimaciones de Enel basadas en datos de
EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009; EER, Europe wind
energy market environment, 11 de marzo de 2009).
Grecia
El mercado de la electricidad en 2009 puede estimarse en unos 52 TWh de consumo sobre una base anual,
con una disminución del 6% respecto al año anterior debido a la crisis económica. La potencia neta instalada
al final del año puede calcularse en 14 GW, con un aumento del 1% respecto al año anterior, y consiste en
una combinación de fuentes de energía convencionales (69%) y fuentes de energía renovables (31%).
(Fuente: Hellenic Transmission System Operator, Transmission System Energy balance monthly report).

186

Sección I

respectivamente a 4,3 GW y 6,8 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la
2009 se instalaron 130 MW de potencia adicional renovable que corresponde a un aumento del 3% respecto
al año anterior, a pesar de la crisis. (Fuente: Hellenic Transmission System Operator, Transmission System
Energy bilance monthly report; estimaciones CERA, IHS CERA European Power Watch).
formas particulares de incentivo dedicadas a las mismas, la potencia renovable instalada en Grecia podría
llegar a 16,5 GW en el año 2019, con un aumento correspondiente a 12 GW, en comparación con 2009 y una
tasa de crecimiento promedio anual del 14% en relación a 2009. Según Emerging Energy Research (EER), la
potencia instalada renovable en Grecia en 2020 ascenderá a 17,3 GW. (Fuente: estimaciones de Enel basadas
en datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009; REE,
Europe wind energy market environment).
Rumanía
El mercado de la electricidad en 2009 puede estimarse en unos 50 TWh de demanda de energía sobre una
base anual, con una disminución de 8,6% respecto al año anterior debido a la crisis económica. La potencia
neta instalada al final del año puede calcularse en 21 GW, con un aumento del 1% respecto al año anterior, y
consiste en una combinación de fuentes de energía convencionales (69%) y fuentes de energía renovables
(31%). (Fuente: The Economist Intelligence Unit, 2009).
respectivamente a 7 GW y 16 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la potencia
hidroeléctrica (6 GW, equivalente al 97%). Durante el año 2009 se instalaron 110 MW de potencia adicional
renovable, que corresponden a un aumento del 2% respecto al año anterior, a pesar de la crisis (Fuente: The
Economist Intelligence Unit, 2009).
formas específicas de incentivo dedicadas a las mismas, la potencia renovable instalada en Rumania podría
alcanzar los 11,2 GW en el año 2019, con un aumento equivalente a unos 5 GW en relación al año 2009 y
una tasa de crecimiento promedio anual del 5% con respecto al año 2009. (Fuente: estimaciones de Enel
basadas en datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009).
ÁREA DE ACTIVIDADES NORTEAMÉRICA
Estados Unidos
El mercado de la electricidad en 2009 puede estimarse en alrededor de 3.589 TWh de consumo sobre una
base anual, excluidas las pérdidas de red, con una disminución del 4% respecto al año anterior debido a la
crisis económica. La potencia neta instalada al final del año se puede estimar en 1.032 GW, con un
incremento del 2,4% respecto al año anterior y está constituida por una combinación de fuentes de energía
convencionales (88%) y fuentes de energía renovables (12%). (Fuente: Energy Information Administration
(EIA), Annual Energy Outlook 2010).
respectivamente a 124 GW y 405 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la

187


2009 se instalaron cerca de 7 GW de potencia adicional renovable que corresponde a un aumento del 6%
respecto al año anterior, a pesar de la crisis (Fuente: EIA, Annual Energy Outlook 2010).
formas específicas de incentivo dedicadas a las mismas, la potencia renovable instalada en los Estados
Unidos puede llegar a 227 GW en el año 2019, con un aumento correspondiente a 103 GW en relación al año
2009, con una tasa de crecimiento promedio anual del 6% respecto a 2009. Según Emerging Energy
Research (EER), la potencia instalada renovable en 2020 en los Estados Unidos será de aproximadamente
295 GW. (Fuente: estimaciones de Enel basadas en datos de EER, Global renewable power generation
forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009).
ÁREA DE ACTIVIDAD PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA
España
base anual, con una disminución del 5% respecto al año anterior debido a la crisis económica. La potencia
neta instalada al final del año se puede estimar en 93 GW, con un incremento del 3% respecto al año anterior
y está constituida por una combinación de fuentes de energía convencionales (49%) y fuentes de energía
renovables (51%). (Nota: los datos se refieren a la España peninsular. Fuente: Red Eléctrica de España,
Balance eléctrico diario, diciembre de 2009; Boletín Mensual, diciembre de 2009.).
respectivamente a 48 GW y 103,4 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la
2009 se instalaron 2,3 GW de potencia renovable adicional que corresponde a un aumento del 5% respecto al
año anterior, a pesar de la crisis. (Fuente: Red Eléctrica de España, El sistema eléctrico español, Síntesis
2008, Boletín Mensual, diciembre de 2009).
El Grupo, a partir de su análisis y del de institutos de investigación líderes, estima que, como resultado de las
políticas de apoyo a las fuentes de energía renovables y las formas específicas de incentivo dedicadas a las
mismas, la potencia renovable instalada en España podría alcanzar los 75 GW en el año 2019, con un
aumento correspondiente a una tasa de crecimiento promedio anual del 5% en relación al año 2009. Según
Emerging Energy Research (EER), la potencia instalada renovable en España en 2020 será equivalente a 95
GW. (Fuente: (Fuente: estimaciones de Enel basadas en datos de EER, Global renewable power generation
forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009).
Panamá
En América Central, nos centramos en particular en el estado de Panamá, cuyo mercado de electricidad en
2009 se estima en alrededor de 6,5 TWh de demanda de energía sobre una base anual, con un aumento de
alrededor del 5% respecto al año anterior. La potencia neta instalada al final del año se puede estimar en 1,7
GW, con un incremento del 20% respecto al año anterior y está constituida por una combinación de fuentes
de energía convencionales (53%) y fuentes de energía renovables (47%). (Fuente: Centro Nacional de
Despacho de Panamá).
En particular, en 2009 la potencia de fuentes de energía renovables se situó en 0,811 GW. La potencia
renovable está representada únicamente por la potencia hidroeléctrica. Durante el año 2009 se instalaron
alrededor de 19 MW de potencia adicional renovable que corresponde a un aumento del 2% respecto al año
anterior. (Fuente: Centro Nacional de Despacho de Panamá).

188

Sección I

El Grupo, a partir de su análisis y del de institutos de investigación líderes, estima que la potencia renovable
instalada en Panamá podría alcanzar los 1,5 GW en el año 2019, con un aumento correspondiente a una tasa
de crecimiento promedio anual del 6% en relación al año 2009. (Fuente: estimaciones de Enel basadas en
datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de 2009).
Chile (SIC)
El SIC (Sistema Interconectado Central) es el sistema eléctrico que alimenta la región central de Chile, que
incluye también Santiago de Chile.
El mercado de la electricidad en 2009 puede estimarse en unos 39,4 TWh de demanda de energía sobre una
base anual, con una leve tendencia a la baja respecto al año anterior. La potencia neta instalada al final del
año se puede estimar en 12 GW, con un incremento del 29% respecto al año anterior y está constituida por un
combinación de fuentes de energía convencionales (57%) y fuentes de energía renovables (43%). (Fuente:
Comisión Nacional de Energía de Chile y Centro de Despacho Económico de Carga – CDEC – SIC “Informe
mensual Dirección de Operación y Peajes”).
respectivamente a 5,3 GW y 24,6 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la
potencia hidroeléctrica (4,9 GW, equivalente al 94%). Durante el año 2009 se instalaron 0,2 GW de potencia
renovable adicional que corresponde a un aumento del 3% respecto al año anterior. (Fuente: Comisión
Nacional de Energía de Chile, Centro de Despacho Económico de Carga).
mismas, la potencia renovable instalada en Chile alcanzaría los 10,9 GW en el año 2019, con un aumento
equivalente a una tasa de crecimiento promedio anual del 8% en relación al año 2009. (Fuente: estimaciones
de Enel basadas en datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22 de julio de
2009).
Brasil
base anual, con un aumento del 0,3% respecto al año anterior. La potencia neta instalada al final del año se
puede estimar en 106 GW, con un incremento del 4% respecto al año anterior y está constituida por una
combinación de fuentes de energía convencionales50 (25%) y fuentes de energía renovables (75%). (Fuente:
Operador Nacional do Sistema Elétrico y Agencia Nacional Brasileña de la Energía Eléctrica – Resumo geral
dos novos empreendimentos de geração, marzo de 2010, Operador Nacional do Sistema Elétrico).
respectivamente a 79 GW y 445 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la
potencia hidroeléctrica (78,6 GW). Durante el año 2009 se instalaron 1,3 GW de potencia renovable
adicional respecto al año anterior. (Fuente: Agencia Nacional Brasileña de Energía Eléctrica – Resumo geral
dos novos empreendimentos de geração, marzo de 2010, Operador Nacional do Sistema Elétrico).
mismas, la potencia renovable instalada en Brasil podría alcanzar los 135 GW en el año 2019, con un
aumento que corresponde a una tasa de crecimiento promedio anual del 5% respecto a 2009 (Fuente:

50
La energía de biomasa se incluye en las fuentes convencionales.

189


estimaciones de Enel basadas en datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22
de julio de 2009).
México
base anual, con una disminución del 3% respecto al año anterior debido a la crisis económica. La potencia
neta instalada al final del año puede calcularse en 50 GW, con una disminución del 1% respecto al año
anterior, y consiste en una combinación de fuentes de energía convencionales51 (76%) y fuentes de energía
renovables (24%). (Fuente: Sistema de Información Energética).
respectivamente a 12 GW y 33 TWh. La potencia renovable está representada principalmente por la potencia
hidroeléctrica (11 GW, equivalente al 91%) y geotérmica (1 GW, equivalente al 8%). (Fuente: Sistema de
Información Energética con información de CFE y LFC).
mismas, la potencia renovable instalada en México podría alcanzar los 26,4 GW en el año 2019, con un
aumento correspondiente a una tasa de crecimiento promedio anual del 8% respecto a 2009 (Fuente:
estimaciones de Enel basadas en datos de EER, Global renewable power generation forecast: 2009-2020, 22
de julio de 2009).

6.3 Factores excepcionales
La información contenida en los párrafos 6.1 y 6.2 no se vio afectada por acontecimientos excepcionales, en
los ejercicios de referencia.

6.4 Eventual dependencia del Emisor de patentes o licencias, de contratos industriales, comerciales o
financieros o de nuevos procesos de producción
A la fecha del Folleto, la actividad del Grupo no depende de manera significativa de marcas, patentes,
licencias o procesos de producción de terceros, es decir, de contratos industriales, comerciales o financieros,
considerados individualmente.
Se señala que, a la fecha del Folleto, Enel Green Power y Enel.si poseen con Enel S.p.A. préstamos a corto
plazo en virtud de sus respectivos contratos de tesorería (véase la Sección I, Capítulo X, Párrafo 10.1 y el
Capítulo XIX, Párrafo 19.1 del Folleto), así como un contrato de licencia para el uso de la marca no
exclusiva en relación a algunas marcas de identificación de la marca de Enel, que incluyen, entre otras cosas,
la marca Enel Green Power, con vencimiento el 30 de junio de 2015. Además, la Sociedad celebró con Enel
contratos de licencias de patentes. (Véase Sección I, Capítulo XI, Párrafo 11.2).

6.5 Fuentes de las declaraciones del Emisor sobre la posición competitiva
El posicionamiento competitivo del Emisor ha sido estimado por la dirección de la Empresa sobre la base de
fuentes que se indican en la Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.2.
51
La energía de biomasa se incluye en las fuentes convencionales. En dichas fuentes se contabiliza también la potencia instalada procedente de
productores externos ajenos a las dos principales empresas (CFE y LFC).

190

Sección I

CAPÍTULO VII – ESTRUCTURA ORGANIZATIVA

7.1 Descripción del grupo al que pertenece el Emisor
El Emisor forma parte del Grupo Enel.
Se detalla a continuación la estructura resumida del Grupo Enel del que depende el Emisor, a la Fecha del
ENEL

Generación Mercado Infraestructu Ingeniería e Península Renovables Internacional Servicios y
y gestión Italia ras y Redes Innovación Ibérica y otras
de energía Italia América actividades
Latina

• Enel Produzione • Enel Energia • Enel • Enel • Endesa • Enel Green Power • Slovenské elektrárne • Enel Servizi
• Enel Trade • Enel Distribuzione
Ingegneria e
• Enel.si • Enel Maritza East 3 • Enelpower
• Servizio • Enel Sole Innovazione
• Enel Operations • Enel.NewHydro
Sviluppo
Nucleare Italia
Elettrico
• Deval • Enel Latin America Bulgaria
• Vallenergie • Enel Green Power • Enel.Factor
• Enel Trade España
• Enel Operations • Enel.Re
Hungary Belgium
• Enel Trade
• Enel Green Power • Enel Distributie
Romania (ya Blu
Romania Muntenia
Line)
• Nuove Energie • Enel North America • Enel Distributie Banat
• Hydro Dolomiti
Enel
• Enel Green Power • Enel Distributie
Dobrogea
Bulgaria (ya Enel
• Enel Stoccaggi Maritza East 4) • Enel Productie (ya
• Enel Longanesi • Enel Green Power Global Power
Investment)
Developments France
• Enel Green Power • Enel Energie
Hellas • Enel Energie Muntenia
• Glafkos • Enel Romania
Hydroelectric
Station
• Enel Servicii Comune
• International Wind • RusEnergoSbyt
Parks of Crete • Enel OGK-5
• International Wind • Enel Rus
Parks of Rhodes
• Enel France
• International Wind • Enelco
Parks of Achaia
• Marcinelle

A la Fecha del Folleto Informativo, Enel Green Power y las sociedades controladas por ella están sometidas a
la dirección efectiva y control de Enel, de conformidad con lo previsto en el art. 2497 del Código Civil
italiano. Las disposiciones del Capítulo IX del Título V del Libro V del Código Civil (art. 2497 y siguientes)
establecen, entre otras cuestiones: (i) una responsabilidad directa de la sociedad que ejerce la dirección
efectiva y coordinación ante los socios y acreedores sociales de las sociedades sujetas a dicha dirección
efectiva y control (en el caso de que la sociedad que ejerza tal dirección efectiva y control –actuando en
interés propio o de terceros incumpliendo los principios de correcta gestión societaria y empresarial de las
propias sociedades –perjudique la rentabilidad y el valor de la participación social o bien provoque, frente los
acreedores sociales, daños a la integridad del patrimonio de la sociedad); (ii) una responsabilidad de los
administradores de la sociedad objeto de dirección efectiva y coordinación, que omitan las obligaciones de
publicidad previstas en el art. 2497 bis del Código Civil, para los daños que la falta de conocimiento de
dichos hechos causase a socios o a terceros.
Se describen a continuación las principales actuaciones a través de las cuales Enel ejerce, a la Fecha del
Folleto, la dirección efectiva y control de las sociedades controladas y, concretamente, a través de las cuales

191


la matriz Enel, ejerce dicha dirección y control sobre Enel Green Power y sobre las sociedades controladas
por la misma:
- Comunicación de información privilegiada. Con el fin de permitir que Enel cumpla con sus
obligaciones de información al público y con sus obligaciones de comunicación al público y a la
Consob previstas en la ley y normativa aplicable, Enel Green Power transmite puntualmente a la
empresa matriz Enel las informaciones, no públicas, que podrían influir de forma sensible en el
precio de las acciones de Enel.
- Comunicación de información contable. Para la preparación del balance consolidado y de los
estados financieros consolidados interanuales de Enel, la Sociedad transmite puntualmente a la
empresa matriz los datos de balance y de los estados financieros interanuales. Para ello, Enel instruye
a sus sociedades controladas de forma que se permita asegurar una inmediata y correcta información,
así como una coherente aplicación de los principios contables para todo el Grupo Enel.
- Autonomía comercial. Tal y como se describe en la Sección Primera, Capítulo VI del Folleto, Enel
Green Power genera beneficios de forma autónoma mediante la venta de la energía producida y
ofreciendo sus propios servicios a clientes independientes con los que tiene plena y autónoma
capacidad de negociación. La clientela del Grupo está, en efecto, representada principalmente por
grandes clientes como el Gestor del Mercado Eléctrico, el Gestor del Servicio Eléctrico y el
Adquiriente Único, además de servicios públicos locales.
- Elaboración del presupuesto y del plan de negocios del grupo y de las sociedades controladas. El
procedimiento para la elaboración del presupuesto y del plan de negocios consolidados de Enel prevé
que:
(i) la empresa matriz Enel envía a sus sociedades controladas las instrucciones, las previsiones
del plan de negocios y el calendario para la preparación del plan estratégico, el presupuesto y
el plan de negocios;
(ii) las sociedades controladas, entre las que se encuentra el Emisor, analizan las hipótesis de
desarrollo del plan de negocios de forma coherente con las previsiones con el fin de
proporcionar a Enel la información relativa al plan de negocios, en particular, la que se
refiere a las inversiones, el EBITDA y datos operativos;
(iii) Enel, una vez consultadas las sociedades controladas, entre las que se encuentra el Emisor,
definirá los objetivos del plan de negocios y el presupuesto para cada una de ellas;
(iv) Enel define y aprueba el plan de negocios y el presupuesto del grupo.
- Control de gestión y comunicación de las informaciones de gestión. Para la preparación de los
informes de gestión consolidados de Enel, las sociedades del Grupo Enel reportan periódicamente a
la empresa matriz los datos de gestión propios. Para ello, Enel transmite a sus sociedades controladas
instrucciones que permiten asegurar una transmisión de la información de forma coherente para todo
el Grupo.
- Servicios financieros centralizados. Enel desarrolla ante las empresas controladas, incluida Enel
Green Power y Enel.si, la gestión centralizada de la tesorería (cash pooling), de los servicios de
pago, de los créditos de firma, así como del riesgo de tipo de cambio y tipos de interés. (véase
Sección Primera, Capítulo X y Capítulo XIX).

192

Sección I

- Central de compras. Enel ha adoptado procedimientos de grupo para la adquisición centralizada de
bienes y servicios de consumo. Enel Green Power tiene plena autonomía para las adquisiciones
concretas de medios tecnológicos para el desarrollo de su propia actividad.
- Otros servicios centralizados. Enel coordina las actividades de los servicios legales y societarios, de
planificación estratégica, de relaciones externas y de administración del personal del Grupo.
- Formación y funcionamiento de los consejos de administración. Enel ha adoptado políticas para la
formación (número de consejeros, composición del consejo, procedimiento para los nombramientos)
y el funcionamiento (frecuencia y distribución de las reuniones, reglamento, gobierno, información,
procedimiento para la designación de los consejeros, materias reservadas a la competencia del
consejo, esquema de delegaciones) de los consejos de administración de las sociedades controladas,
incluido el Emisor.
Tras la admisión a negociación de las acciones de Enel Green Power, está previsto que Enel siga ejerciendo
el control, ex art. 93 del Ley de Finanzas Italiana, así como la dirección efectiva del Emisor y las sociedades
controladas por éste. Según el criterio de la Sociedad, ésta y sus filiales, a pesar de estar sujetas a la dirección
efectiva y al control de Enel, ejercerán su actividad con autonomía de gestión, generando beneficios a través
de su propia clientela y utilizando competencias, tecnologías y recursos humanos y financieros propios
(asumiendo cuanto se indica en la Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.4, Capítulo X, XI, XIX del Folleto).
A continuación se describen las relaciones entre Enel y Enel Green Power, tras la admisión a negociación de
las acciones del Emisor.
- Comunicación de la información privilegiada. Enel Green Power será responsable y estará obligada
a cumplir de forma autónoma con las obligaciones de información, continuada y periódica, ante el
público y la Consob, sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de información ante la
empresa matriz Enel, tal y como prevé la legislación y la regulación vigentes.
- Comunicación de la información contable. Enel Green Power seguirá informando periódicamente a
la empresa matriz Enel sobre los datos de balance y de los estados financieros interanuales en curso,
con el fin de permitir a esta última preparar sus propios estados financieros consolidados.
- Autonomía comercial. Tal y como se describe en la Sección I, Capítulo VI del Folleto, Enel Green
Power generará beneficios de forma autónoma mediante la venta de la energía producida y
ofreciendo sus propios servicios a clientes independientes con los que tiene capacidad de
negociación plena y autónoma. La clientela del Grupo está, en efecto, representada principalmente
por grandes clientes como el Gestor del Mercado Eléctrico, el Gestor del Servicio Eléctrico y el
Adquiriente Único, además de las empresas de servicios públicos locales.
- Redacción del presupuesto y del plan de negocios del grupo y de las sociedades controladas. Enel
Green Power preparará su propio presupuesto y plan de negocios de forma autónoma en
coordinación con la empresa matriz Enel, con el objetivo de permitir a esta última la preparación del
presupuesto y del plan de negocios del grupo y de garantizar la coherencia con los objetivos del
Grupo Enel. La coordinación de Enel se realizará por medio de la transmisión de las directrices a
Enel Green Power siempre que (i) se respeten los covenants financieros bajo supervisión de Enel y
(ii) se compartan los escenarios macroeconómicos y de mercado de Grupo, en línea con las
necesidades de consolidar el plan del Grupo. Con este fin, Enel ayudará a Enel Green Power en la
definición de los escenarios macroeconómicos y de mercado.

193


- Control de gestión y comunicación de las informaciones de gestión. Enel Green Power deberá
disponer de un comité para el control interno en el ámbito del Consejo de Administración, y nombrar
al responsable del control interno. El comité para el control interno estará compuesto únicamente por
consejeros independientes.
- Servicios financieros centralizados. Enel Green Power seguirá utilizando los servicios de gestión
centralizada de la tesorería (cash pooling), por el Emisor y Enel.si, así como de los servicios de pago,
de los créditos de firma, así como del riesgo de tipo de cambio y tipos de interés. El informe de
centralización de tesorería (sistema de mancomunación de fondos o cash pooling) entre Enel y
Enel.si se extinguirá y sus activos y pasivos con respecto del Grupo Enel serán reembolsados. (véase
Sección I, Capítulo X y Capítulo XIX del Folleto).
- Central de compras. Sin perjuicio de los procedimientos de Enel para la adquisición centralizada de
bienes y servicios de consumo, Enel Green Power y las sociedades por ella controladas tendrán plena
autonomía en las compras.
- Otros servicios centralizados. Enel Green Power seguirá utilizando los servicios de coordinación por
parte de Enel de las actividades de los servicios legales y societarios, de planificación estratégica, de
relaciones externas y de administración del personal del Grupo (véase Sección I, Capítulo XIX del
Folleto).
- Remuneración. Enel Green Power deberá disponer, en el ámbito del Consejo de Administración, de
un Comité para la Remuneración con la función de hacer propuestas, a fin de determinar, entre otras,
la remuneración del Consejero Delegado.

194

Sección I

- Gobierno corporativo. Enel Green Power adoptará un sistema de gobierno corporativo y control
de gestión que responda a las recomendaciones del Código de Autodisciplina, siguiendo la mejor
práctica de las sociedades cotizadas en el MTA. Para ello, se dotará al Emisor, entre otras cosas,
de una dirección propia en finanzas, asuntos legales y relaciones con los inversores.7.2
Descripción de las sociedades del Grupo
En el siguiente gráfico se describe la estructura del Grupo a la fecha del Folleto informativo:
Italia

33,33% 50% 51% 100 100 100 51 100 60 100 60 36 60

3SUN S.r.l. Enel Green Power Energia Eolica Enel Green Power Enel Green Enel Green Enel Green Power Altomonte Maicor Wind Enel.Si Enel Green Power LaGeo Geonica
& Sharp Solar Portoscuso Power Calabria Power Puglia International FV Strambino Solar
Energy S.r.l.

Italia Italia Italia Italia Italia Italia Holanda Italia Italia Italia Italia El Salvador Nicaragua

100 100

Enel Green Power Enerlive
TSS

Italia Italia

100 100 30 100 100 100 100 100 100 60 100 100

Enel Green Enel Green sub grupo International International International Glafkos Enel Green Enel Green Enel Green Power Enel Latin Enel
Power France Power Hellas “Elica 2” Wind Parks Wind Parks Wind Parks Hydroelectric Power Bulgaria Power Romania España America North America
S.A.S. of Rhodes of Crete of Achaia Station

Francia Grecia Grecia Grecia Grecia Grecia Grecia Bulgaria Rumanía España Brasil EE.UU
Soc. Soc. Soc. Soc. Soc. Chile, Costa Canadá
Controladas Controladas Controladas Controladas Controladas Rica Soc.
18 8 52 14 2 Guatemala Controladas
50 México 137
Nicaragua
Panamá
Eufer
Soc.
Controladas
43

España
Soc.
Controladas
185

195


En la siguiente tabla se recogen las principales sociedades controladas directa e indirectamente por Enel
Green Power a la Fecha del Folleto.
Denominación Sede Moneda Capital social Accionista Participación
capital social (%)
Enel Green Power España Sevilla Euro 11.152,74 Enel Green Power International B.V. 60%
S.L. (España) Endesa Generación S.A.(1) 40%
Enel Brasil Participacoes Río de Janeiro Real brasileño 419.400.000 Enel Latin America B.V. 99,99%
Ltda. (Brasil) Enel Green Power International B.V. 0,01%
Enel de Costa Rica S.A. San José (Costa Dólar 27.500.000 Enel Latin America B.V. 100%
Rica)
Enel Fortuna S.A. Panamá Dólar 100.000.000 Enel Panama S.A. 50,06%
(República de Governement of Panama (2) 49,913%
Panamá) Dipendenti di Enel Fortuna 0,032%
EGP Padoma Holding Wilmington Dólar 1.000 Enel North America Inc. 100%
Company Inc. (EE.UU.)
Enel Green Power Sat Rusu de RON 128.000.000 Enel Green Power International B.V. 100%
Romania S.r.l. (ya Blue Sus Nuseni
Line Impex S.r.l.) (Rumanía)
Enel Guatemala S.A. Guatemala Quetzal 5.000 Enel Latin America B.V. 98%
guatemalteco Enel Green Power International B.V. 2%
Enel Green Power France Lyon (Francia) Euro 60.200.000 Enel Green Power International B.V. 100%
S.A.S. (ya Enel Erelis)
Enel Latin America Santiago de Peso chileno 15.414.240.752 Energia Alerce Ltda 99,99%
(Chile) Ltda. Chile (Chile) Hydromac Energy B.V. 0,01%
Enel.si S.r.l. Roma (Italia) Euro 5.000.000 Enel Green Power S.p.A. 100%
Enel Green Power Sofía Leva 35.231.000 Enel Green Power International B.V. 100%
Bulgaria EAD (Bulgaria)
Enel Green Power Hellas Marussi Euro 2.060.000 Enel Green Power International B.V. 100%
S.A. (Grecia)
Enel Green Power Amsterdam Euro 244.532.298 Enel Green Power S.p.A. 100%
International B.V. (Holanda)
Enel Latin America B.V. Amsterdam Euro 244.450.298 Enel Green Power International B.V. 100%
(Holanda)
Enel North America Inc. Wilmington Dólar 50 Enel Green Power International B.V. 100%
(EE.UU.)
Enel Panama S.A. (ya Panamá Dólar 3.000 Enel Latin America B.V. 100%
Americas Generation (República de
Corporation) Panamá)
Energia Alerce Ltda. Santiago de Peso chileno 1.000.000 Hydromac Energy B.V. 99,90%
Chile (Chile) Enel Green Power International B.V. 0,10%
Energía Global San José Colón de 10.000 Enel de Costa Rica S.A. 100%
Operaciones S.A. (Costa Rica) Costa Rica
Geotérmica Nicaragüense Managua Córdoba oro 92.050.000 Enel Green Power S.p.A. 60%
S.A.3 (Nicaragua) LaGeo SA de CV 40%
Energía Global de México Ciudad de Peso 50.000 Enel Latin America B.V. 99%
(ENERMEX) S.A. de CV México mexicano Servicio Occidental de México 1%
(México) Somex, SA de CV
Impulsora Nacional de Ciudad de Peso 308.628.665 Enel Latin America B.V. 99,99%
Electricidad S.r.l. de CV México mexicano Enel Green Power International B.V. 0,01%
(México)
International Wind Power Marussi Euro 6.615.300 Enel Green Power Hellas S.A. 100%
S.A. (Grecia)
International Wind Parks Marussi Euro 10.455.000 Enel Green Power Hellas S.A. 100%
of Thrace S.A. (Grecia)

196

Sección I

Denominación Sede Moneda Capital social Accionista Participación
capital social (%)
International Wind Parks Maroussi Euro 10.455.000 Enel Green Power Hellas S.A. 100%
of Thrace S.A. (Grecia)
Renovables de Guatemala Guatemala Quetzal 1.924.465.600 Enel Green Power S.p.A. 51%
S.A. guatemalteco Enel Latin America B.V. 42,83%
Simest S.p.A. 6,16%
Enel Guatemala S.A. 0,01%
(1) Según los acuerdos entre el Emisor y Endesa Generación S.A., cada una de las partes designa un número de administradores que es proporcional
a la participación en la sociedad; el plan de negocios de Enel Green Power España, con las eventuales modificaciones que se aporten, debe ser
aprobado por el Consejo de Administración con mayoría reforzada de 2/3. En caso de empate, las decisiones relativas al plan de negocios serán
competencia de la junta general que decidirá por mayoría simple. Los acuerdos no confieren opciones de tipo put o call a las partes ni contienen
acuerdos de transferencia de las participaciones.
(2) De conformidad con los estatutos sociales de Enel Fortuna S.A., para la aprobación de las siguientes materias reservadas, será necesario el voto
favorable del Gobierno de Panamá: (i) modificación de los estatutos; (ii) aprobación de fusiones y escisiones (a excepción de operaciones
intragrupo), y (iii) aprobación de la liquidación de la sociedad (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.3 del Folleto).
(3) El acto de constitución de Geotermica Nicaragüense reconoce a los accionistas un derecho de preferencia en el caso de que otro socio ponga en
venta acciones de la misma (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.3 del Folleto).

El Emisor ha adoptado las medidas necesarias para el cumplimiento de las previsiones citadas en el art. 36
del Reglamento de Mercados adoptado por decisión de la Consob nº 16191 del 29 de octubre de 2007.
Concretamente, el Emisor (i) pone a disposición del público la contabilidad empleada para la preparación
del balance consolidado de las sociedades controladas constituidas y reguladas por la ley de Estados no
miembros a la Unión Europea con relevancia significativa; (ii) ha obtenido de dichas sociedades el estatuto,
así como la composición y los poderes de los órganos sociales, y (iii) ha comprobado que dichas sociedades
proporcionan a la Sociedad Auditora la información necesaria para llevar a cabo su actividad de control de
las cuentas anuales y estados financieros del propio Emisor y disponen de un sistema administrativo y
contable idóneo para hacer llegar periódicamente a la dirección de Enel Green Power y la Sociedad Auditora
los datos económicos, patrimoniales y financieros necesarios para la preparación del balance consolidado.

197


CAPÍTULO VIII – INMUEBLES, PLANTAS Y MAQUINARIA

8.1 Inmovilizaciones materiales existentes o previstas
Inmuebles en propiedad
En la siguiente tabla se detalla la información relativa a los principales inmuebles en propiedad del Grupo a
30 de junio de 2010, es decir, plantas de producción de energía eléctrica, con las correspondientes
indicaciones de situación para cada uno de ellos:
Estado / Municipio Denominación Sociedad del Grupo Tipo de
Región instalación
ITALIA
Abruzos Balsorano BALSORANO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Morino MORINO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Alanno ALANNO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Bolognano BOLOGNANO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Tocco da Casauria PESCARA I Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Chieti TRIANO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Montelapiano VILLA S.MARIA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Calabria San Basile COSCILE I Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Emilia-Romaña Monticelli d’Ongina ISOLA SERAFINI Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Lacio Tívoli ACQUORIA S.GIOV. Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Roma CASTEL GIUBILEO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Fara in Sabina FARFA I Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Nazzano NAZZANO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Gallese PONTE FELICE Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Lombardía Piateda BOFFETTO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Sondrio MALLERO I Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Somma Lombardo PORTO DELLA TORRE Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Villa di Tirano POSCHIAVINO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Vizzola Ticino VIZZOLA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Dervio CORENNO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Trezzo sull’Adda TREZZO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Piateda BOFFETTO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Sondrio MALLERO I Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Somma Lombardo PORTO DELLA TORRE Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Villa di Tirano POSCHIAVINO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Vizzola Ticino VIZZOLA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Molise Frosolone ACQUASPRUZZA 1 Enel Green Power S.p.A. Eólica
Ampliamento Frosolone Enel Green Power S.p.A. Eólica
Vastogirardi MONTARONE 2 Enel Green Power S.p.A. Eólica
Roccamandolfi SERRA CHIAPPONI Enel Green Power S.p.A. Eólica
Piamonte Bardonecchia BARDONECCHIA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
ROCHEMOLLES
Pietraporzio PIETRAPORZIO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Vinadio VINADIO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Castagneto Po CIMENA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Dronero DRONERO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Canosio PONTE MARMORA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
San Damiano Macra SAN DAMIANO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Sanfront SANFRONT Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Domodossola CALICE Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Crevoladossola CREVOLA DIVERIA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica

198

Sección I

Crevoladossola CREVOLA TOCE Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Pieve Vergonte PIEVE VERGONTE II Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Varzo VARZO CAIRASCA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Varzo VARZO II DIVERIA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Cerdeña Sassari NUOVA ALTANURRA Enel Green Power S.p.A. Eólica
Tula SA TURRINA MANNA Enel Green Power S.p.A. Eólica
SEDINI Enel Green Power S.p.A. Eólica
TULA 2. Enel Green Power S.p.A Eólica
Sedini LITTIGHEDDU Enel Green Power S.p.A. Eólica
Sicilia Carlentini CARLENTINI 2 Enel Green Power S.p.A. Eólica
Caltavuturo CONTRADA COLLA Enel Green Power S.p.A. Eólica
Caltavuturo Valledolmo CONTRADA CORVO – Enel Green Power S.p.A. Eólica
COZZO MITURRO
Montemaggiore Belsito COZZO VALLEFONDI Enel Green Power S.p.A. Eólica
1
Gangi MONTE ZIMMARA Enel Green Power S.p.A. Eólica
Nicosia SERRA MARROCCO Enel Green Power S.p.A. Eólica
Toscana Lucca VINCHIANA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Pomarance NUOVA GABBRO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Castelnuovo Val di Cecina NUOVA Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
CASTELNUOVO
Pomarance NUOVA LARDERELLO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Pomarance VALLE SECOLO gr. 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Pomarance VALLE SECOLO gr. 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Pomarance FARINELLO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Castelnuovo Val di Cecina SELVA 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Radicondoli SESTA 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Pomarance NUOVA LAGONI Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
ROSSI
Castelnuovo Val di Cecina CORNIA 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Castelnuovo Val di Cecina NUOVA MOLINETTO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Montieri TRAVALE 3 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Montieri TRAVALE 4 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Monterotondo CARBOLI 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Monterotondo CARBOLI 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Castelnuovo Val di Cecina NUOVA SASSO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
SASSO 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Pomarance NUOVA SERRAZZANO Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Monteverdi MONTEVERDI 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Monteverdi MONTEVERDI 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Castelnuovo Val di Cecina LE PRATA Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Monterotondo NUOVA SAN Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
MARTINO
Radicondoli PIANACCE Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Radicondoli RANCIA 1 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Radicondoli RANCIA 2 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Radicondoli NUOVA Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
RADICONDOLI
Santa Fiora BAGNORE 3 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Piancastagnaio PIANCASTAGNAIO 3 Enel Green Power S.p.A. Geotérmica
Véneto Quero QUERO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica

199


San giovanni lupatoto SORIO NUOVA Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
Zevio ZEVIO Enel Green Power S.p.A. Hidroeléctrica
GRECIA
Macedonia Kehros Aspri Petra Wind Park Wind Parks of Thrace S.A. Eólica
Oriental y Alexandroupolis Soros Wind Park Wind Parks of Thrace S.A. Eólica
Tracia Kehros Geraki International Wind of Thrace S.A. Eólica
Kehros Monastiri II International Wind of Thrace S.A. Eólica
Peloponeso Kalavryta Lithos International Wind Parks of Achaia S.A. Eólica
Rodas Afantos Koutsoutis International Wind of Rhodes S.A. Eólica
FRANCIA
Champaña- Vallee D’Arce Enel Green Power France S.A.S. Eólica
Ardenas
Pannece Enel Green Power France S.A.S.
Champaña- Les Eparmonts Enel Green Power France S.A.S. Eólica
Ardenas
BULGARIA
Kamen Bryag EGP Bulgaria EAD (ya Enel Maritza) Eólica
Shabla EGP Bulgaria EAD (ya Enel Maritza) Eólica
CANADÁ
Quebec St. Felicien St. Felicien Societè de Cogeneration de St. Felicien, Biomasa
Cogeneration52 LP
Terranova St. Laurence NeWind Enel Atlantic Canada L.P. Eólica
ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA
Nevada Fallon Salt Wells Enel Salt Wells, L.L.C. Geotérmica
Nevada Fallon Stillwater New Enel Stillwater, L.L.C. Geotérmica
Massachusetts Lowell Boott Boott Hydropower, Inc. Hidroeléctrica
Massachusetts Lawrence Lawrence Lawrence Hydroelectric Associates Hidroeléctrica
Nueva York Plattsburgh Lower Saranac Lower Saranac Hydro Partners, L.P. Hidroeléctrica
Vermont Sheldon Springs Sheldon Springs Sheldon Springs Hydro Associates, L.P. Hidroeléctrica
Virginia Summersville Summersville53 Gauley River Power Partners, L.P. Hidroeléctrica
Occidental
Washington North Bend Twin Falls Twin Falls Hydro Associates, L.P. Hidroeléctrica
Nueva York Cazenovia Fenner Canastota Windpower L.L.C. Eólica
Minnesota Hendricks Minnesota Wind CHI Minnesota Wind, L.L.C. Eólica
Kansas Lincoln Smoky I Smoky Hills Wind Farm, L.L.C. Eólica
Texas Hermleigh Snyder – Texas Snyder Wind Farm, L.L.C. Eólica
Kansas Lincoln Smoky II Smoky Hills Wind Project II, L.L.C. Eólica
ESPAÑA
Cabana de Bergantiños (A Aldeavieja Enel Unión Fenosa Renovables, S.A. Eólica
Coruña)
Porto do Son y Pobra do Barbanza Parque Eólico de Barbanza, S.A Eólica
Caramiñal (A Coruña).
Asturias Belmonte Barbao, S.A. Eólica
Guadalajara Caldereros Energías Especiales Montes Castellanos, Eólica
S.L.
Toques (A Coruña) Careón Energías Especiales de Careon, S.A. Eólica
Lugo Casa EUFER Renovables Ibéricas 2004 S.A. Eólica
Coristanco (A Coruña) Castelo Energías Especiales del Alto Ulla, S.A. Eólica

52
A 30 de junio de 2010, para dicha planta existe una garantía real en virtud de un contrato de financiación por un importe restante de 27.754.087
USD, concedido por la Caisse de Depot et Placements du Quebec, Sun Life Financial, Banque Lauretienne du Canada, con vencimiento el 1 de
septiembre de 2024.
53
A 30 de junio de 2010, para esta planta existe una garantía real a favor de un contrato de financiación por un importe restante de 40.851.000 USD,
concedido por NY Life Insurance Company & NY Life Insurance and Annuity Corporation, con vencimiento el 30 de diciembre de 2026.

200

Sección I

Codesas EUFER Renovables Ibéricas 2004, S.A. Eólica
ACoruña Coriscada Sistemas Energéticos Mañón Ortigueira, Eólica
S.A.
A Coruña Corzán Energías Especiales del Noroeste, S.A. Eólica
Silleda o A Estrada Couto de San Sebastián Energías Renovables Montes De San Eólica
(Pontevedra) Sebastián, S.L.
Camariñas (A Coruña) Do Vilán Eólica
Pradell de la Teixeta o Enderrocada Societat Eòlica de l’Enderrocada, S.A. Eólica
L’Argentera (Tarragona)
León Enerbierzo Energías Especiales de Bierzo, S.A. Eólica
Chinchilla de Montearagón La Losilla EUFER Renovables Ibéricas 2004, S.A Eólica
(Albacete)
Tartanedo (Guadalajara) Loma Gorda Parque Eólico de Cabo Vilano, S,L, Eólica
Ciudad Real Malagón I EUFER Renovables Ibéricas 2004 S.A. Eólica
Ciudad Real Malagón II y Los EUFER Renovables Ibéricas 2004 S.A. Eólica
Cortijos
Malpica de Bergantiños (A Malpica Parque Eólico De Malpica, S.A. Eólica
Coruña)
Pontevedra Minihidros Arrendadas EUFER Hidroeléctrica
Las Navas del Marqués Navas del Marqués Parque Eólico Montes de las Navas, S.A Eólica
(Ávila)
Valdoviño o Narón (A Novo Energías Ambientales de Novo, S.A. Eólica
Coruña)
Friol (Lugo) Peña Armada Energías Especiales De Peña Armada, Eólica
S.A.
Castilla-La Mancha Pena del Gato Energías Especiales del Alto Ulla, S.A. Eólica
A Coruña Pena Forcada Energías Especiales del Noroeste, S.A. Eólica
A Coruña San Andrés Parque Eólico de San Andres, S.A. Eólica
Tartanedo (Guadalajara) San Gil Parque Eólico de Cabo Vilano, S.L. Eólica
Albacete Sierra de la Oliva EUFER Renovables Ibéricas 2004, S.A. Eólica
Cabana de Bergantiños (A Silvaredonda EUFER Renovables Ibéricas 2004, S.A. Eólica
Coruña)
A Coruña Somozas Energías Ambientales de Somozas S.A. Eólica
Xermade (Lugo) o Monfero Sotavento Sotavento Galicia, S.A. Eólica
(A Coruña)
A Coruña Valdepero EUFER Renovables Ibéricas 2004 S.A. Eólica
Vimianzo (A Coruña) Vimianzo Energías Ambientales de Vimianzo, S.A. Eólica
Tarifa (Cádiz) EEE Sociedad Eólica De Andalucía, S.A. Eólica
Tarifa (Cádiz) Pesur Sociedad Eólica De Andalucía, S.A. Eólica
Tarifa (Cádiz) Los Lances Sociedad Eólica Los Lances, S.A. Eólica
La Muela (Zaragoza) La Muela II Eólica Valle Del Ebro, S.A. Eólica
La Muela (Zaragoza) La Muela III Eólica Valle Del Ebro, S.A. Eólica
Escucha (Teruel) Escucha – Sant Just Explotaciones Eólicas De Escucha, S.A. Eólica
Cuevas de Almudén El puerto – Trinidad Explotaciones Eólicas El Puerto, S.A. Eólica
(Teruel)
Sestrica (Zaragoza) “Sierra de la Virgen” y Explotaciones Eólicas Sierra De La Eólica
“Sestrica” Virgen, S.A.
Almudévar (Huesca) “Saso plano”, “Punta del Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. Eólica
Mirallo” y “Valcorbera”
Teruel Sierra costera Explotaciones Eólicas Sierra Costera, Eólica
S.A.
Sestrica (Zaragoza) P.E. Almarén Explotaciones Eólicas Sierra De La Eólica
Virgen, S.A.

201


Fuerteventura Cañada la Barca Eólicas De Fuerteventura, A.I.E. Eólica
Arico (Tenerife) Arico I y II Parque Eólico Finca De Mogán, S.A. Eólica
Oncala, Valtajeros, Villar Oncala Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. Eólica
del Río, San Pedro
Manrique, Castilfrío de la
Sierra, Carrascosa de la
Sierra (Soria)
Oncala, Valtajeros, Villar Magaña Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. Eólica
del Río, San Pedro
Sierra (Soria)
Oncala, Valtajeros, Villar Castilfrío Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. Eólica
del Río, San Pedro
Sierra (Soria)
Oncala, Valtajeros, Villar El Cayo Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. Eólica
del Río, San Pedro
Sierra (Soria)
Navas del Marqués (Ávila) Altos de Cartagena Parque Eólico Monte De Las Navas, S.A. Eólica
Ólvega, Noviercas, Sierra del Madero I Parque Eólico Sierra Del Madero, S.A. Eólica
Tajahuerce, Almenar de
Soria (Soria)
Ólvega, Noviercas, Sierra del Madero II Parque Eólico Sierra Del Madero, S.A. Eólica
Soria (Soria)
Ólvega, Noviercas, Sierra del Cortado Parque Eólico Sierra Del Madero, S.A. Eólica
Soria (Soria)
Aldehuelas, Villar del Río, Aldehuelas Explotaciones Eólicas De Aldehuelas Eólica
Vizmano, Oncala, Sta. Cruz
de Yanguas, Arévalo de la
Sierra (Soria)
Valle de Sedano (Burgos) Cantiruela Productor Regional De Energías Eólica
Renovables
Valle de Sedano (Burgos) Las Pardas Productor Regional De Energías Eólica
Renovables
Barracas (Castellón) Casillas I Proyectos Eólicos Valencianos, S.A. Eólica
Barracas (Castellón) Casillas II Proyectos Eólicos Valencianos, S.A. Eólica
Cariño, Cedeira, Ortigueira Capelada I Parque Eólico de A Capelada, A.I.E. Eólica
(A Coruña)
Cariño, Cedeira, Ortigueira Capelada II Parque Eólico de A Capelada, A.I.E. Eólica
(A Coruña)
Monfero,Aranga,Irixoa (A Touriñán IV Serra Do Moncoso-Cambás, S.L. Eólica
Coruña)
Porto do Son, Pobra do Barbanza I Parque Eólico De Barbanza, S.A. Eólica
Caramiñal (A Coruña)
Mañón, Ortigueira (A Faladoira Enel Green Power España Eólica
Coruña)

202

Sección I

Mañón, Ortigueira (A Coto Teixido Enel Green Power España Eólica
Coruña)
Muras (Lugo) Leboreiro Enel Green Power España Eólica
O Vicedo, Ourol, Viveiro Pena Ventosa Enel Green Power España Eólica
(Lugo)
O Vicedo, Viveiro (Lugo) Chan do Tenón Enel Green Power España Eólica
Villarta de San Juan Enemansa Energías de la Mancha, S.A. Biomasa
(Ciudad Real)
Son Reus, Palma de Tirme Tirme, S.A. Biomasa
Mallorca.
Almussafes (Valencia) Asen Ford Almussafes Servicios Energéticos, S.L. Cogeneración
Panticosa (Huesca) Easa – El Pueyo Easa II, S.L. Hidroeléctrica
Vélez de Benaudalla Izbor Easa II, S.L. Hidroeléctrica
(Granada)
San Roque (Cádiz) Guadarranque Enel Green Power España Solar
Énix (Almería) Enix Parque Eólico de Enix, S.A. Eólica
Teba y Campillos (Málaga) Menaute Enel Green Power España Eólica
Valdesamario, Riello y Valdesamario EE Alto Ulla, S.A. Eólica
Villagatón (León)
PORTUGAL
Melgaço, Monção, Paredes Alto Minho Finerge Eólica
de Coura y Valença
Vila Pouca de Aguiar Alvao I y II Finerge Eólica
Resende Lagoa D. Joao Finerge Eólica
Caminha Serra Arga I Finerge Eólica
Montalegre Montalegre (Terra Fria) Eneop, S.A. Eólica
Montalegre Facho Colmeia Eneop, S.A. Eólica
GUATEMALA
Quetzaltenango Santa María Zunil EL CANADÁ Generadora de Occidente, Limitada Hidroeléctrica
Quetzaltenango Santa María Zunil MONTECRISTO Generadora Montecristo, Sociedad Hidroeléctrica
Anónima
Baja Verapaz, San Jerónimo Salamá MATANZAS/ SAN Tecnoguat, Sociedad Anónima Hidroeléctrica
ISIDRO
EL SALVADOR
San Salvador Nueva San Salvador LAGEO LaGEO, Sociedad Anónima de capital Geotérmica
variable
COSTA RICA
Tilarán Guanacaste TIERRAS MORENAS Molinos de Viento del Arenal S.A. Eólica
PANAMÁ
Chiriquí Chiriquí FORTUNA54 Enel Fortuna, S.A. Hidroeléctrica
MÉXICO
Jalisco ALTAMIRANO CHILATAN Proveedora de electricidad de Occidente, Hidroeléctrica
S de R. L. de C. V.
Guerrero COLIMA EL GALLO Mexicana de Hidroelectricidad Mexidro, Hidroeléctrica
S. de R. L. de C. V.
BRASIL
Mato Grosso Chapada dos Guimarães CASCA III APIACÁS ENERGIA S.A. Hidroeléctrica
Tocantins Dianopolis AGROTRAFO SOCIBE ENERGIA S.A. Hidroeléctrica
Tocantins Monte do Carmo ISAMU IKEDA ISAMU IKEDA ENERGIA S.A. Hidroeléctrica

54
A 30 de junio de 2010, para esta planta existe una garantía real en conexión con el empréstito de obligaciones emitido por Enel Fortuna, S.A. con
término a 16 de diciembre de 2013, con una suma pendiente de 78,02 millones de USD.

203


CHILE
De Los Ríos Valdivia PULLINQUE – EMPRESA ELÉCTRICA Hidroeléctrica
PANGUIPULLI PANGUIPULLI S.A.
De Los Lagos Osorno/Río Bueno PILIMAIQUEN – EMPRESA ELÉCTRICA PUYEHUE Hidroeléctrica
PUYEHUE S.A.

En la fecha de publicación del Folleto, no hay previstas inmovilizaciones materiales ulteriores con respecto a
las indicadas en la Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.2.3, Inversiones futuras, del Folleto.

Bienes inmuebles en uso
Asimismo, en Fecha del Folleto, el Emisor tiene a su disponibilidad diferentes bienes inmuebles, ya sea
mediante contratos de servicios generales o bien contratos de alquiler comercial en el extranjero.
Con especial atención a los bienes inmuebles que el Emisor tiene a su disposición en Italia, entre los que se
encuentran las oficinas a través de las que operan, nótese que Enel Green Power y Enel.si han estipulado con
la sociedad Enel Servizi S.r.l., íntegramente controlada por Enel, un contrato cuyo objeto es la prestación de
servicios generales para el suministro, el acondicionamiento, el mantenimiento y la gestión operativa de
espacios equipados, que también tienen un uso parcial por parte de Enel Green Power y Enel.si, y que son
propiedad de Enel Servizi o de terceros (véase Sección I, Capítulo XIX, Párrafo 19.1 del Folleto). Según
estos contratos, el Emisor y Enel.si deben pagar a Enel Servizi un canon anual (que comprende un canon de
alquiler e importes adicionales correspondientes a los servicios prestados en los inmuebles y sus
correspondientes impuestos), sujeto a actualización periódica semestral por cuenta de la efectiva ocupación
de los espacios por parte de la Sociedad y de Enel.si. La fecha de terminación de dichos contratos es el 31 de
diciembre de 2013. En la siguiente tabla se detallan los principales bienes inmuebles objeto del citado
contrato de servicios generales a 30 de junio de 2010 y la correspondiente remuneración en el ejercicio 2010
únicamente en concepto de alquiler.
Enel Green Power
Ubicación Dirección Canon anual de alquiler (euros)
Roma Vle Regina Margherita, 125-137 259.936
Pisa Via Andrea Pisano, 120 606.338
Nápoles Via G. Porzio, 4 isola g3 150.105
Parma Via Tronchi, 49 144.236
Calalzo di cadore Via S.Giovanni, 29 120.818
Feltre Via Vecellio, 3 98.268
Seriate Viale Lombardia, 7 95.448
Domodossola Via Carale di Masera, 1 92.589
Roma Viale Egeo 75.061
Ascoli Piceno Viale Treviri, 192-194 51.386
Novara Via Domenico Maria da Novara, 7-13 52.981
Brescia Via Grazzine, 29 106.967
Enel.si
Roma Via della Bufalotta, 255 160.779
Milán Via Carducci, 1-3 50.002

Asimismo, en la siguiente tabla se presenta un listado de los principales bienes inmuebles a disposición de
las sociedades del Grupo en Fecha del Folleto, sobre la base de contratos de alquiler comercial y

204

Sección I

especificando en cada caso su ubicación, la sociedad arrendataria, la sociedad arrendadora, el uso al que está
destinado y la fecha de terminación del correspondiente contrato de alquiler.
Ciudad Dirección Sociedad Sociedad Uso Fin de Canon anual
arrendataria arrendadora contrato
FRANCIA
Lyon 140 Cours Charlemagne, Cern-Hyter Enel Green Power Oficinas 30/11/2012 108.000 euros
69002 Lyon France
Lyon 20 Rue de la Villette, 69003 Fructipierre Enel Green Power Oficinas 17/01/2019 250.000 euros
Lyon France
ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA
Andover, One Tech Drive, Suite 220 Reeff America Enel North America, Oficinas 7/11/2016 393.215 USD
MA Andover, MA 01810 – Basic Rent Inc. (269.067 euros)
La Jolla, 7777 Fay Avenue, Suite J.N. and Enel North America, Oficinas 31/08/2012 240.084 USD
California 200, La Jolla, CA 92037 Daniel, LLC Inc. (164.284 euros)
Reno, NV 1755 East Plumb Lane, Reno Airport Enel North America, Oficinas 31/12/2010 98.420 USD
Suite 155 Reno, NV 89502 Plaza, LLC Inc. (67.346 euros)
ESPAÑA
Madrid Avda. de San Luis 77. GESS EUFER Oficinas 31/12/2008 (1) 599.028,84
Edificio I. euros
Barcelona Av. Paral·lel, 51, Edifici Endesa Enel Green Power Oficinas - (2) 135.415 euros
Llac, 2ª planta 08004 Distribución España
Eléctrica
Sevilla Avda. de la Borbolla, 5 Endesa Enel Green Power Oficinas - (3) 209.172 euros
Distribución España
Eléctrica
PORTUGAL
Porto Av. Sidónio Pais, 379 – 2º FINERGE CESCE Imobiliária Oficinas 01/03/2011 84.420 euros
4400-468
COSTA RICA
San José 200 sur Multiplaza Escazú, Desarrollos Enel de Costa Rica Oficinas 01/08/2010(4) 161.789 USD
Edificio Terraforte. Terraforte S.A. S.A. (115.996 euros)
San José 200 sur Multiplaza Escazú, Molinos de Yiselana Terreno en el 03/06/2018 123.887,92 USD
Edificio Terraforte. Viento del que se (88.822 euros)(5)
Arenal S.A encuentran
aerogeneradores
GUATEMALA
Guatemala Diagonal 6 10-65 zona 10. Inversiones Enel Guatemala, Oficinas 31/12/2013 97.104 USD
Centro Gerencial Las Alta Gracia, S.A. (69.619 euros)
Margaritas Torre I, Nivel 8 S.A.
MÉXICO
México Homero 1343 Piso 3, Salomon Jasqui Energía Nueva Oficinas 31/03/2013 720.000 MXN
DF, Colonia Chapultepec Energía Limpia (53.278 euros)
México Morales, CP 11570 México S de RL de
CV
BRASIL
Río de Rua sao Bento 11, Marlene Enel Brasil Part. Oficinas 01/10/2012 364.080 Reais
Janeiro Mattheis (131.559 euros)

CHILE
Santiago Rosario Norte 530, plantas BHP Billiton Empresa Eléctrica Oficinas, 31/10/ 2011 559.858 USD
19 y 20 Chile Puyheue S.A. parking y/o (401.395 euros)
almacén
Calama Circunvalación 1472 Néstor Medel Geotérmica del Almacén 31/12/ 2010 95.196 USD
Lepe y Cía. Norte S.A. (68.252 euros)
(1) El contrato prevé la renovación anual salvo revocación de una de las partes.
(2) El contrato tiene una duración anual y puede ser prorrogado salvo revocación de una de las partes.
(3) El contrato tiene una duración anual y puede ser prorrogado salvo revocación de una de las partes.
(4) El contrato prevé la renovación automática anual salvo revocación de una de las partes.

205


(5) El canon indicado hace referencia al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 y varía en función de los beneficios generados por las ventas de
energía eléctrica producida por 28 de los 30 aerogeneradores asentados en el terreno (concretamente, el canon anual es igual al 2,5% de dichos
beneficios brutos).

Todos los establecimientos en posesión y gestionados por el Emisor están sujetos a riesgos operativos entre los
que, a título de ejemplo, señalamos los desperfectos en maquinaria, la falta de adecuación a la normativa
aplicable, la revocación de permisos y licencias, la falta de mano de obra o las interrupciones del trabajo, los
hechos o circunstancias que puedan comportar el aumento de los costes del transporte de los productos, las
catástrofes naturales, las interrupciones significativas de los suministros de materias primas o semielaboradas, etc.
Cualquier interrupción de la actividad en los establecimientos industriales, ya sea a causa de los
acontecimientos arriba mencionados o de otros, que provoque un daño de importe superior al cubierto por las
actuales pólizas de seguro, podría tener un impacto negativo en la actividad y la situación económica,
patrimonial y financiera del Emisor y de las sociedades del Grupo.
Plantas y maquinaria
El Grupo es propietario de prácticamente la totalidad de las instalaciones y de la maquinaria productiva
necesaria para el desarrollo de su propia actividad. A 30 de junio de 2010, las instalaciones y maquinaria
objeto de contratos de alquiler financiero presentan un valor de 33 millones de euros correspondientes a
parques eólicos en Francia y Grecia.
A 30 de junio de 2010, salvo cuanto indicado más arriba, ninguna tercera parte es titular de derechos
significativos reales sobre inmuebles, instalaciones y maquinaria propiedad del Grupo.
Seguros
Enel Green Power, según un análisis de riesgos relacionados con la propia actividad de producción de
energía eléctrica en plantas de generación de fuentes renovables desarrollada a lo largo del primer semestre
de 2010, ha adoptado un programa específico de seguros. Dicho programa, que proporciona cobertura
aseguradora a todas las sociedades del Grupo siguiendo una estrategia concreta de gestión del riesgo
independientemente de la situación aseguradora local, tiene el objetivo de minimizar las consecuencias
económicas derivadas de posibles situaciones perjudiciales como, por ejemplo:
a. daños a bienes (instalaciones y maquinaria) y su correspondiente daño por interrupción del ejercicio
causado por situaciones accidentales; y
b. la responsabilidad civil, tanto por daños involuntariamente provocados a terceros como aquellos
consecuencia de un hecho que se haya confirmado como relacionado con el ejercicio de la actividad de
las diferentes sociedades del Grupo, incluidos aquellos derivados de la contaminación accidental.
El programa de seguros único ha sido adoptado con vigencia a partir del 1 de julio de 2010 (en lo que
respecta a las sociedades situadas en Norteamérica y en América Latina, el programa será eficaz a partir del 1
de noviembre de 2010, en el momento de terminación de las pólizas actualmente en vigor).
Las pólizas de seguros utilizadas por el Grupo incluyen condiciones, exclusiones y máximos en la línea de
las condiciones de las pólizas existentes en el mercado. El plan tiene un período de duración de un año y será
objeto de un seguimiento periódico de su eficacia.

206

Sección I

8.2 Problemas ambientales
Enel Green Power considera el medio ambiente, la lucha contra el cambio climático y el desarrollo
sostenible, como factores estratégicos en el ejercicio y en el desarrollo de sus actividades, así como
determinantes para consolidar su posicionamiento en los mercados de la energía.
La política ambiental de la Sociedad se fundamenta en tres principios básicos y persigue diez objetivos
estratégicos.
Principios básicos
 Tutela del medio ambiente, la seguridad y la salud de los trabajadores;
 Mejora de los estándares ambientales y de la calidad del producto;
 Creación de valor para la empresa.
Objetivos estratégicos
 aplicación a toda la organización de sistemas de gestión ambiental y de seguridad en el trabajo
reconocidos a nivel internacional;
 inserción óptima de las instalaciones industriales y de los edificios en el territorio;
 reducción del impacto ambiental con la aplicación de las mejores tecnologías disponibles y de las
mejores prácticas en las fases de construcción, de explotación y de desmantelamiento de las
instalaciones;
 mantenimiento de una posición de primera línea en el sector de las fuentes renovables;
 utilización eficiente de los recursos energéticos e hídricos y de las materias primas;
 gestión óptima de los residuos en general;
 desarrollo de tecnologías innovadoras para el medio ambiente;
 comunicación con los ciudadanos y las instituciones sobre la gestión ambiental de la empresa;
 formación y sensibilización de los empleados sobre temas ambientales y de seguridad;
 promoción de prácticas ambientales sostenibles entre proveedores y contratistas.
Los sistemas de gestión ambiental – La Sociedad aplica un procedimiento cuyo objetivo es impulsar las
actividades de implementación de sistemas de gestión ambiental para conseguir, lo antes posible, la
certificación ISO 14001 para todas las actividades realizadas. A 31 de diciembre de 2009, aproximadamente
el 64% de la potencia en ejercicio disponía de su certificado ISO 14001.
Los recursos económicos – Los gastos ambientales generalmente se determinan según un sistema de
clasificación inspirado en los criterios Eurostat/Istat. Según los criterios Istat, se consideran “gastos para la
protección del medio ambiente” todos aquellos relacionados con actividades y acciones de prevención y
reducción de los fenómenos de contaminación y degradación ambiental, así como de restablecimiento de la
calidad del medio ambiente, sea cual sea su razón (obligación normativa, acuerdo con entidades locales,
decisión empresarial, etc.). Quedan excluidos los gastos sostenidos para limitar la utilización de recursos
naturales, así como aquellos por actividades que, a pesar de tener un impacto favorable en el medio
ambiente, se llevan a cabo persiguiendo otros objetivos principales, como la higiene y la seguridad en el

207


medio de trabajo. El término “gasto” se entenderá siempre en sentido numérico, y también incluirá
beneficios, como en algunos casos de residuos para recuperación.
Indicadores de prestación – El uso de indicadores adecuados permite analizar la progresión en el tiempo de
las prestaciones ambientales, prescindiendo del volumen de actividad de cada año. Se detallan a continuación
algunos de los indicadores utilizados para el análisis de las prestaciones.
 Emisiones de CO2 evitadas. Toda la producción de energía eléctrica de fuentes renovables concurre a los
beneficios ambientales derivados de las emisiones de CO2 evitadas. Las emisiones evitadas se calculan
multiplicando la producción de energía eléctrica obtenida con cada fuente renovable por la emisión
específica media de CO2 de la producción termoeléctrica fósil de las plantas del Grupo Enel o, en caso
de no disponer de este dato, por la emisión específica media nacional obtenida de la publicación
“Electricity Information 2008” (IEA Statistics). Las emisiones evitadas totales se calculan como la suma
de las emisiones evitadas en los diferentes ámbitos territoriales. En 2009, para todo el perímetro, las
emisiones de CO2 así evitadas resultaron ser el 34% de las emisiones totales de CO2 que la producción
de energía eléctrica de Enel hubiera registrado en ausencia de la contribución de las fuentes renovables
(CO2 evitado/ (CO2 efectivo + CO2 evitado).
 En cuanto a la recuperación de residuos, es preciso examinar la progresión en los diferentes ámbitos
territoriales en los que la Sociedad opera, por la enorme diversidad de las legislaciones vigentes y por el
hecho de que, a escala global, las progresiones están sobre todo influenciadas por el cambio en el
volumen y en el perímetro de las actividades. En términos generales, se puede afirmar que en los casos
en los que la Sociedad opera desde hace más de un año y allí donde el perímetro y el volumen de las
actividades ha permanecido sustancialmente sin variaciones se pueden apreciar mejoras en términos de
porcentaje total de residuos recuperados.
 Tutela de la biodiversidad. La presencia de la Sociedad en muchos países representa una oportunidad
para apoyar la salvaguarda de los ecosistemas y de los hábitats naturales. En este contexto, la Sociedad
participa y actúa en una serie de iniciativas a favor del medio ambiente. Asimismo, los estudios de
impacto ambiental prevén ir más a fondo en casos concretos en la tutela del paisaje, del ambiente natural
y de la biodiversidad. Cada una de las grandes obras sujetas a Evaluación de Impacto Ambiental debe ser
construida buscando la forma de adoptar todas las soluciones posibles para no provocar daños a los
ecosistemas presentes. En cada caso se efectúa un cuidadoso estudio de las interferencias con el
ambiente natural, la flora y la fauna, tanto durante la fase de construcción como durante la de explotación
de las instalaciones y las infraestructuras, con el objetivo de adoptar las mejores soluciones para
minimizar dichas interferencias. Las actividades llevadas a cabo no determinan peligro de extinción para
las especies en riesgo indicadas en la “lista roja” (Red List) de la International Union for Conservation of
Nature and Natural Resources (IUCN). Últimamente, Enel, de acuerdo con los entes locales, orienta sus
actividades de repoblación íctica en Italia utilizando aquellas especies de la zona que puedan encontrarse
dentro de la lista roja de la IUCN. Concretamente, en el norte de Italia se llevan a cabo repoblaciones de
ictiofauna utilizando la trucha marmorada (considerada en peligro de extinción) y el tímalo (considerado
vulnerable). Asimismo, la Sociedad desempeña una función fundamental a través de las redes fluviales
gestionadas en todo el mundo. En los alrededores de las cuencas hidroeléctricas se crean zonas húmedas
estables, concretamente en el último tramo de la fuente; esto tiene gran importancia desde el punto de
vista ambiental y faunístico, puesto que se trata de las zonas húmedas mejor tuteladas gracias a su
vinculación con actividades de producción de energía eléctrica.

208

Sección I

En el informe ambiental publicado anualmente por el Grupo Enel, en la sección “Resultados ambientales”
dedicada a cada uno de los países en los que la Sociedad está presente, se explican con mayor detalle las
actividades específicas desarrolladas en el ámbito de la biodiversidad.

209


CAPÍTULO IX – RESUMEN DE LA SITUACIÓN GESTORA Y FINANCIERA

Preámbulo
En este capítulo se presenta el análisis de la situación gestora del Grupo para los semestres al 30 de junio de
2010 y 2009 y para los ejercicios terminados el 31 de diciembre 2009 y 2008. La información
correspondiente se ha obtenido:
 del Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos al 30 de junio de 2010, aprobado por el
Consejo de Administración del Emisor a fecha 28 de julio de 2010 y sujeto a revisión contable por parte
de la Sociedad Auditora que emitió el informe correspondiente a fecha 4 de agosto de 2010; y
 del Cuentas anuales consolidadas del grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2009 y Cuentas generales agregadas del grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008, aprobados por el Consejo de Administración del Emisor a fecha 11 de junio de 2010
y sujetos a revisión contable completa por parte de la Sociedad Auditora que emitió sus informes
correspondientes el 14 de junio de 2010.
Se puntualiza además que la información contenida en el presente capítulo relativa a la potencia neta
instalada, a la producción realizada y a otros índices operativos, se ha obtenido de documentos gestores
producidos por el Grupo y utilizados por el equipo directivo en la gestión ordinaria de la actividad.
Como es sabido, el Emisor se constituyó el 1 de diciembre de 2008, en el marco del plan de reorganización
de las actividades del sector de las fuentes renovables del Grupo Enel. El negocio objeto de cotización, por lo
tanto, ha operado, durante el ejercicio 2008, a través de sociedades controladas directa o indirectamente por
Enel entre las cuales, no obstante, no siempre existía una relación jurídico-participativa de control (véase
Sección I, Capítulo III, Preámbulo y V, Párrafo 5.1.5 del Folleto). El Emisor ha preparado, por tanto, para el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 y con el único propósito de la preparación del Folleto y del
documento de oferta (Offering Circular) relativo a la oferta reservada a inversores institucionales en el
extranjero, salvo Australia, Canadá y Japón, según la Regulation S de la Ley United States Securities Act del
1933, como sucesivamente modificada, y en los Estados Unidos de América según la norma Rule 144-A
adoptada en el marco de la Ley United States Securities Act de 1933, como sucesivamente modificada, las
cuentras agregadas para representar la situación patrimonial, económica y financiera de las sociedades del
Grupo Enel lideradas por el Emisor, como si el mismo hubiera operado en el período en objeto como un
grupo autónomo. Es necesario sin embargo destacar que si las sociedades y las actividades que han sido
objeto de agregación hubieran efectivamente operado como grupo autónomo en dicho ejercicio, no se
hubieran obtenido necesariamente los resultados patrimoniales, económicos y financieros aportados en las
cuentas agregadas. Por lo que respecta a la metodología utilizada para la preparación las Cuentras anuales
agregadas del grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 diciembre 2008, debe consultarse la
descripción detallada presente en la Sección I, Capítulo XX, Párrafo 20.1, del Folleto.
La información patrimonial, económica y financiera presentada a continuación debe leerse conjuntamente
con los Capítulos III, X y XX de la Sección I del Folleto.

210

Sección I

9.1 Situación financiera
En la siguiente tabla se representan las informaciones patrimoniales del Grupo a 30 de junio de 2010 y a 31
de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente.
Bienes inmuebles , plantas y maquinaria 8.465 7.200 6.755
Activos inmateriales 892 259 224
Fondo de comercio 960 532 454
Activos por anticipo diferido 169 121 68
Inversiones contabilizadas por el método de participación 417 261 223
Activos financieros no corrientes 121 35 132
Otros activos no corrientes 28 34 6
Activos no corrientes 11.052 8.442 7.862

Existencias 36 31 82
Créditos comerciales 456 512 258
Créditos por impuesto sobre la renta 108 18 15
Activos financieros corrientes 355 228 191
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 211 144 163
Otros activos corrientes 192 119 141
Activos corrientes 1.358 1.052 850
Activos poseídos para la venta 70 - -
Total de activos 12.480 9.494 8.712

Capital social 1.000 600 600
Otras reservas 5.279 1.366 604
Rsultados del ejercicio del Grupo 253 418 810
De los que resultado del ejercicio de minoritarios 10 21 24

Financiaciones a largo plazo 1.331 1.131 875
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 47 46 43
Fondos de riesgos y obligaciones 105 68 60
Pasivos por impuestos diferidos 414 182 195
Pasivos financieros no corrientes 54 22 15
Otros pasivos no corrientes 74 63 32
Pasivos no corrientes 2.025 1.512 1.220

Financiaciones a corto plazo 2.153 4.413 4.583
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 145 115 107
Cuotas corrientes de los fondos a largo plazo y fondos a corto plazo 9 13 24
Acreedores comerciales 596 454 313
Deudas por impuestos sobre la renta 128 207 57
Pasivos financieros corrientes 33 85 36
Otros pasivos corrientes 119 131 176
Pasivos corrientes 3.183 5.418 5.296
Pasivos poseídos para la venta 48 - -
Total de pasivos 5.256 6.930 6.516
Total patrimonio neto y pasivos 12.480 9.494 8.712

211


La situación financiera del Grupo a 30 de junio de 2010 y a 31 de diciembre de 2009 y 2008 y los principales
factores que la han determinado, se han analizado en la Sección I Capítulo X y Capítulo XX del Folleto
Informativo.
Capital circulante neto
En la siguiente tabla se representa el capital circulante neto del Grupo a el 30 de junio de 2010 y a el 31 de
diciembre de 2009 y 2008.
(Millones de Euros) 2010 2009 2008
Existencias 36 31 82
Créditos comerciales 456 512 258
Acreedores comerciales (596) (454) (313)
Créditos por impuestos sobre la renta 108 18 15

Deudas por impuestos sobre la renta (128) (207) (57)
Activos financieros corrientes (1) 30 75 129
Pasivos financieros corrientes (33) (85) (36)
Otros activos corrientes 192 119 141
Otros pasivos corrientes (119) (131) (176)
Capital circulante neto (54) (122) 43
(1) Deducidos los títulos y créditos financieros corrientes.

Cabe resaltar que el capital neto en circulación a 31 de diciembre de 2008 no es comparable con el de los
ejercicios siguientes. De hecho, destaca que, a 31 de diciembre de 2008, la posición comercial de los créditos
y débitos del Emisor estaba referida a la gestión corriente del mes de diciembre, ya que las posiciones
comerciales existentes antes de la fecha de constitución del Emisor, 1 de diciembre de 2008, habían
finalizado por la utilización de la cuenta corriente de las sociedades con Enel.
En lo referido al análisis de los factores que determinan el capital neto en circulación del Grupo a 30 de junio
de 2010 y a 31 de diciembre de 2009, se hace referencia a los datos comunicados detalladamente en la
Sección I del Capítulo X y del Capítulo XX del Folleto Informativo. En este caso, el capital neto en
circulación ha pasado de (122) millones de euros a 31 de diciembre de 2009 a (54) millones de euros a 30 de
junio de 2010, registrando así una variación positiva global de 68 millones de euros. A continuación,
detallamos los factores que han tenido influencia en el capital neto en circulación durante el período
comprendido entre el 31 de diciembre de 2009 y el 30 de junio de 2010:
 en el transcurso del primer semestre de 2010, los créditos comerciales se han reducido con respecto al
31 de diciembre de 2009 por un valor de 56 millones de euros, principalmente a consecuencia de los
cobros de créditos por la venta de los certificados verdes.
 A 30 de junio de 2010, los acreedores han aumentado con respecto al 31 de diciembre de 2009 por un
valor de 142 millones de euros. Dicho incremento se debe a la consolidación de Ecyr que, a 30 de
junio de 2010, contaba con valor de los acreedores de 160 millones de euros; los créditos por
impuestos sobre la renta a 30 de junio de 2010 han aumentado, con respecto al 31 de diciembre de
2009, por un valor de 90 millones de euros. Dicho aumento se debe principalmente a los anticipos por
imposición sobre la renta en Italia que se encuentran en las imposiciones que finalizarán en el ejercicio
de 2010, mientras que, a 31 de diciembre de 2009, los anticipos se reducían directamente por la
reducción de los débitos por imposición sobre la renta. Además, cabe destacar que el ejercicio que se

212

Sección I

terminó a 31 de diciembre de 2009 fue el primero para el Emisor y, por lo tanto, los anticipos por
imposición directa en Italia se realizaron por importes no significativos;
 la variación de los débitos por imposición sobre la renta, que pasaron de los 207 millones de euros a
31 de diciembre de 2009 a 128 millones, con una reducción global de 79 millones de euros, se debe
principalmente a i) el pago de las imposiciones relativas al ejercicio de 2009 efectuado en el primer
semestre de 2010, ii) al abandono de las imposiciones sobre el rédito finalizado en el primer semestre
de 2010 y iii) a la consolidación de Ecyr.

9.2 Gestión operativa
A continuación se describen los factores principales que han afectado a la gestión operativa del Grupo en los
semestres terminado el 30 de junio de 2010 y 2009 y en los ejercicios al 31 de diciembre de 2009 y 2008.
9.2.1 Información sobre los factores importantes que han tenido repercusión significativa en la renta
procedente de la actividad del Grupo
Preámbulo
El Grupo es uno de los principales operadores mundiales en la producción de energía de fuentes renovables
y, en particular, es activo en la producción por fuentes hídricas, geotérmicas, eólicas y solares. El Grupo
opera a través de 4 unidades de negocio, de las cuales tres se ocupan de la actividad principal de producción
de energía renovable en áreas geográficas específicas y una cuarta se ocupa de la oferta a terceros de
productos y servicios para la microgeneración de energía de fuentes renovables.
 Italia y Europa: en Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumanía.
 Norteamérica: en los Estados Unidos y en Canadá.
 Península Ibérica y América Latina: en España, Portugal, México, Panamá, Guatemala, El Salvador,
Nicaragua, Costa Rica, Brasil y Chile.
 Enel.si: El Grupo es activo en la oferta de productos, servicios pre y postventa y soluciones integradas
para la construcción de plantas de generación distribuida de energía (fotovoltaica, minicentrales eólicas,
solar y térmica, bombas geotérmicas y otros) y para la eficiencia energética en los usuarios finales, a
través de una red de franquicia compuesta, el 30 de junio de 2010, por 548 instaladores, tiendas y puntos
de venta especializados, distribuidos de manera capilar en todo el territorio nacional.
El Grupo ha madurado conocimientos tecnológicos consolidados sobre las fuentes de energía en las cuales
opera. En particular, el Grupo dispone en su interior de competencias especiales en el (i) sector de la energía
geotérmica, en el cual está presente en Italia desde el comienzo del siglo pasado y presenta unas arraigadas
competencias en la ingeniería, en la construcción y en la gestión de las plantas; (ii) sector de la energía
hidroeléctrica, en el cual el Grupo se posiciona como primer operador de plantas hidroeléctricas de pequeño
y mediano tamaño en Italia; y (iii) sector de la energía solar, en el cual el Grupo está presente en toda la
cadena (incluso la producción de módulos solares).
Los factores principales que durante el semestre terminado el 30 de junio de 2010 y en los ejercicios
terminado el 31 de diciembre de 2009 y 2008 han influido en el curso económico y de gestión del Grupo y
que, según la Sociedad, podrán seguir influyendo en este curso, se detallan a continuación.

213


Reorganización de las actividades renovables en España y Portugal
Al 15 de marzo y 17 de marzo de 2010, los Consejos de Administración de Endesa, Enel y Enel Green Power
aprobaron una operación que prevé la integración de las actividades de Endesa y de Enel Green Power en el
sector de las energías renovables en España y Portugal.
Antes de la citada integración, las actividades en las energías renovables en España y Portugal eran
realizadas por Endesa a través del Grupo Ecyr y por Enel Green Power a través de EUFER, la joint venture
paritaria con Gas Natural / Unión Fenosa.
La integración en cuestión se perfeccionó a 22 de marzo de 2010 a través de las siguientes fases: (i)
adquisición por parte de Enel Green Power International B.V. por parte de Endesa Generación S.A. del 30%
de Ecyr por un total de aproximadamente 326 millones de euros; (ii) aumento de capital de Ecyr reservado a
Enel Green Power International B.V., suscrito a través de la concesión de la participación del 50% por Enel
Green Power International B.V.en el capital de EUFER y una transferencia en efectivo de aproximadamente
534 millones de euros. Por efecto de la presente operación Enel Green Power International B.V. detenta el
60% del capital social de Ecyr.
Se informa que los resultados relativos al primer semestre de 2010 del Grupo incluyen los efectos de la
consolidación del Grupo Ecyr desde la fecha de adquisición acaecida el 22 de marzo de 2010, cuyos
resultados confluyen en la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina. En concreto, en la
siguiente tabla, se muestra la información económica del Grupo Ecyr, sin contar a Eufer, para el semestre que
terminó el 30 de junio de 2010 y las pro-formas consolidadas del Grupo Ecyr, sin contar a Eufer, para el
ejercicio que terminó el 31 de diciembre de 2009.
Semestre Ejercicio
terminado el 30 de terminado el 31 de
junio diciembre
(Millones de Euros) 2010 2009
pro forma
Ingresos 53 214
Ganancias / (Pérdidas) netas de gestíón del riesgo Commodity - -
Costes por:
Materias primas y bienes de consumo 9 38
Servicios 13 42
Coste relativo al personal 3 10
Otros costes operativos 1 -
Costes derivados de trabajos internos capitalizados - -
Total Costes 26 90
EBITDA 27 124
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 23 93
Resultado operativo 4 31
Ingresos financieros 3 5
Costes financieros (10) (35)
Resultado neto de participaciones por el método de participación 8 21
Resultado antes de impuestos 5 22
Impuestos (1) -
Resultado del período (Grupo y minoritarios) 6 22

El Grupo Ecys, sin contar a Eufer, ha contribuido a las inversiones del Grupo en el primer semestre de 2010
con 26 millones de euros (sobre todo, en el sector eólico), y en el ejercicio de 2009 con 134 millones de
euros (de entre los cuales 128 en el sector eólico).

214

Sección I

En la siguiente tabla, se muestra el capital neto en circulación, el capital invertido neto y la deuda financiera
neta del Grupo Ecys sin contar a Eufer a 30 de junio de 2010.
(Millones de Euros) A 30 de junio de 2010
Capital circulante neto (1) (94)
Capital invertido neto (2) 1.404
Endeudamiento financiero neto según Normativa CESR (3) 412
Endeudamiento financiero neto (4) 346
Se apunta que el capital neto en circulación, el capital invertido neto, la deuda financiera y la deuda financiera de Enel Green Power no están
identificados como medidas contables en el ámbito de las IFRS. El criterio de determinación de dichas medidas aplicado por la gestión del Grupo
podría no ser homogéneo con el adoptado por otros grupos y, así, su valor podría no ser comparable con aquel determinado por estos últimos. En
concreto, dichas medidas se han calculado por la gestión del Grupo utilizando únicamente los saldos resultantes de los respectivos balances de
referencia. En el cuadro, se muestra el criterio empleado para su cálculo.
(1) El capital neto en circulación se calcula como suma de los factores “Remanentes”, “Créditos comerciales”, “Débitos comerciales”, “Créditos por
impuestos sobre la renta”, “Débitos por impuestos sobre la renta”, “Activos financieros corrientes(sin contar los títulos y créditos financieros
corrientes), “Pasivos financieros corrientes”, “Otro activos corrientes” y “Otros pasivos corrientes”.
(2) El capital invertido neto se calcula como suma del capital neto en circulación y de los factores “Bienes inmuebles, plantas y maquinaria”,
“Activos inmateriales”, “Fondo de comercio”, “Inversiones contabilizadas con el método de participación”, “Activos financiero no
corrientes”(sin contar de los créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo), “Otro activos no corriente”, “Pasivos financieros no
corrientes”, “Otros pasivos no corrientes”, “Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados”, “Fondos de riesgo y
obligaciones”, “Cuotas corrientes de los fondos a largo plazo y fondos a corto plazo”, “Activos por anticipación de impuestos” y “Pasivos por
impuestos diferidos”.
(3) El endeudamiento financiero neto según la Normativa CESR se determina en virtud del párrafo 127 de las recomendaciones de la CESR/05-054b
y según las disposiciones Consob de 26 de julio de 2007.
(4) El endeudamiento financiero neto se deterrmina según la Norma CESR, sin contar los créditos financieros no corrientes y los títulos a largo plazo.

En la siguiente tabla se representa la capacidad instalada neta del Grupo Ecyr, sin contar a Eufer, por
tecnología a 30 de junio de 2010 y a 31 de diciembre de 2009.
(MW) 2010 (*) 2009 (*) Variación
Hidroeléctrico 29 3,2% 29 3,4% - 0,0%
Eólico 797 88,2% 751 87,3% 46 6,1%
Geotérmico - 0,0% - 0,0% - No disponible
Solar 13 1,4% 12 1,5% 1 8,3%
Otros 65 7,2% 67 7,8% (2) -3,0%

Potencia neta instalada total 904 100,0% 859 100,0% 45 5,0%
(*) incidencia calculada respecto al total.

Inversiones
En el transcurso del semestre que terminó a 30 de junio de 2010 y de los ejercicios que terminaron a 31 de
diciembre de 2009 y de 2008, el Grupo ha hecho inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria como parte
del total de 1950 millones de euros, de los cuales 1883 se refieren a las inversiones en plantas de producción
finalizadas, a la ampliación y al manteniemiento de las plantas existentes, y al desarrollo de nuevas plantas
productivas (véase Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.2 del Folleto).

215


En la siguiente tabla se muestran las inversiones brutas efectuadas en el transcurso del semestre terminado el
30 de junio de 2010 y de los ejercicios que terminaron el 31 de diciembre de 2009 y de 2008, con referencia
a las fuentes de generación:
(En millones de euros) Semestre terminado el 30 de junio Ejercicio terminado el 31 de diciembre
2010 (*) 2009 (*) 2008 (*)
Plantas hidroeléctricas 58 17,3% 123 16,8% 83 9,4%
Plantas geotérmicas 71 21,1% 195 26,6% 237 26,9%
Plantas de energía eólica 176 52,4% 400 54,6% 540 61,2%
Otros 31 9,2% 14 1,9% 22 2,5%
Inversiones brutas en bienes inmuebles, 336 100% 732 100% 882 100%
plantas y maquinaria

(*) incidencia calculada respecto al total

Se informa que durante el ejercicio 2009 el Grupo se ha beneficiado de una disminución del coste medio por
MW instalado respecto al ejercicio precedente, principalmente con referencia a las inversiones en plantas
eólicas y fotovoltaicas, que puede deberse al efecto de la crisis financiera mundial que ha determinado una
disminución de la demanda de suministro de las plantas y, en consecuencia, del precio de las materias primas
empleadas. En relación con el primer semestre de 2010, se señala que el coste medio por MW instalado no
ha sufrido variaciones significativas respecto al ejercicio 2009.
Potencia neta instalada
Por efecto de las inversiones efectuadas durante el semestre terminado a fecha 30 de junio de 2010 y de los
ejercicios terminados a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008, el Grupo ha alcanzado una dimensión
industrial relevante. A fecha 30 de junio de 2010 la potencia neta instalada total equivale a 5.761 MW.
En la tabla siguiente se representa la evolución de la potencia neta instalada a fecha 30 de junio de 2010 y 31
de diciembre de 2009 y 2008, diferenciada según tecnología:
A 30 de junio A 31 de diciembre Variación
(MW) 2010 (*) 2009 (*) 2008 (*) 2010-2009 2009-2008
Hidroeléctrico 2.534 44,0% 2.504 52,1% 2.498 56,1% 30 1,2% 6 0,2%
Eólico 2.355 40,8% 1.510 31,4% 1.225 27,5% 845 56,0% 285 23,3%
Geotérmico 742 12,9% 742 15,4% 678 15,2% - 0,0% 64 9,4%
Solar 17 0,3% 4 0,1% 4 0,1% 13 325,0% - 0,0%
Otros 113 2,0% 48 1,0% 47 1,1% 65 135,4% 1 2,1%
Potencia neta instalada total 5.761 100,0% 4.808 100,0% 4.452 100,0% 953 19,8% 356 8,0%
(*) incidencia calculada respecto al total.

La potencia neta instalada del Grupo aumentó en total desde el 31 de diciembre de 2008 hasta el 31 de
diciembre de 2009 en un 8,0%, equivalente a 356 MW, pasando de 4.452 MW el 31 de diciembre de 2008 a
4.808 MW el 31 de diciembre de 2009. Además, la potencia neta instalada del Grupo a 30 de junio de 2010
demuestra un incremento ulterior del 19,8% respecto al 31 de diciembre de 2009, equivalente a 953 MW.
Esta variación puede deberse principalmente a la inclusión de Ecyr en el perímetro de consolidación del
Grupo, que ha aportado una potencia neta instalada a 30 de junio de 2010 de 904 MW.
De acuerdo con los datos expuestos en la tabla anterior, el Grupo dispone de una capacidad instalada
diversificada bajo el perfil de la cartera tecnológica que permite mitigar el riesgo intrínseco relacionado con
la variabilidad de los recursos naturales en el tiempo.

216

Sección I

Bajo el perfil de la presencia geográfica, a 30 de junio de 2010 el Grupo operaba en 3 áreas de referencia
que, en términos de potencia neta instalada, se articulan de la siguiente forma:
A 30 de junio
(MW) 2010 (*)
Italia y Europa 2.897 50,3%
Norteamérica 788 13,7%
Península Ibérica y América Latina 2.076 36,0%
Potencia neta instalada total 5.761 100,0%

La extensión geográfica de las actividades del Grupo permite diversificar y limitar el riesgo relacionado a
eventuales cambios del cuadro normativo de los países en los cuales opera y determina una mayor
estabilidad de los resultados gracias a la explotación de las diferentes estaciones, mitigando además el factor
climático.
La evolución dimensional del Grupo durante los períodos analizados ha contribuido, junto con otros factores
como la disponibilidad de los recursos y de las plantas, al incremento desde el 2008 hasta el 2009 de la
producción de energía, la cual ha aumentado un 9,7% pasando de 17.234 GWh en el ejercicio 2008 a 18.903
GWh en el ejercicio 2009. En relación con el primer semestre de 2010 la producción de energía ha
aumentado 920 GWh, equivalentes al 9,3% respecto al primer semestre de 2009, de los cuales 547 GWh son
por efecto de la consolidación de Ecyr.
Este aumento de la producción se ha registrado a pesar de la disminución de la demanda energética debida a
la crisis económica internacional, gracias a la prioridad de distribución de la cual disfruta la producción por
fuentes de energía renovable del Grupo.
En cuanto al análisis de las variaciones de la potencia neta instalada y de la producción por cada unidad de
negocio, debe consultarse el párrafo 9.2.4.
Factores climáticos
La disponibilidad de las fuentes hidroeléctrica, eólica y solar varía en función de las condiciones climáticas
de los sitios en los cuales se encuentran las plantas y, en particular, de las precipitaciones, para la primera, del
viento para la segunda y de los rayos solares para la tercera, mientras que la fuente geotérmica no está sujeta
a variaciones climáticas. Por lo tanto, las condiciones climáticas tienen una influencia fuerte en la
producción, la cual está estrechamente relacionada con la disponibilidad de las fuentes y los efectos de las
estaciones.
Eventuales condiciones meteorológicas adversas podrían comportar una reducción de los volúmenes de
energía eléctrica producidos por el Grupo, con consiguientes efectos negativos en la actividad y en la
situación económica, patrimonial y financiera del Grupo.
En referencia al primer semestre de 2010, el Grupo registró: i) la disminución de la producción hidroeléctrica
en Italia, por efecto de la tendencia a redimensionar los niveles de hidraulicidad que son inferiores respecto a
los niveles especialmente elevados del ejercicio 2009 y ii) la disminución de la producción hidroeléctrica en
Panamá, por efecto de la inestabilidad meteorológica causada por el fenómeno climático denominado El
Niño que ha comportado sequía en la zona.
En relación con el primer semestre de 2009, el Grupo registró: i) el aumento de la producción de energía
hidroeléctrica, por efecto de precipitaciones particularmente abundantes en Italia y España respecto a las

217


medias anuales de los ejercicios precedentes; parcialmente compensado por la ii) disminución de la
producción de energía eólica por efecto de la limitada ventosidad registrada en algunas áreas geográficas en
las cuales el Grupo está presente.
Factores de mercado, tarifarios y normativas que influyen en el precio de venta de la energía
Dependiendo de los países en los cuales el Grupo opera, los precios de venta de la energía producida pueden
estar determinados, en su totalidad o en parte, por las autoridades reguladoras o bien por el mercado donde se
vende la energía.
Precios de mercado de la energía
En el primer semestre de 2010 el Grupo generó el 50% de los ingresos por ventas de energía incluidos los
efectos de gestión del riesgo de commodity a través de la bolsa. El precio de venta de la energía en el
mercado depende de distintas variables que pueden determinar una significativa volatilidad. En particular,
dicho precio puede depender, en relación con los distintos países donde opera el Emisor, de la política
energética y de la estructura reguladora adoptadas por cada país, del valor de los productos commodity, del
coste de las materias primas y de la de la relación de mercado entre oferta y demanda.
En cuanto a los períodos a examen, la variación de los precios de la energía estuvo condicionada por la
relativa demanda que en el ejercicio de 2009 estuvo fuertemente influenciada por la crisis global que ha
comportado una contracción de la misma, así como por una sensible reducción de los precios del petróleo y
del gas natural, utilizados por los productores tradicionales de energía. Concretamente, en cuanto a España e
Italia –mercados que, en términos de producción, representan en total el 67% (12.699 GWh) de la
producción total del Grupo en 2009, 18.903 GWh –la media de precios de venta del mercado de la energía
disminuyó en el transcurso de 2009 respectivamente en un 27% y un 43% respecto a la media de precios del
ejercicio de 2008. Durante el primer semestre de 2010 se registra una contracción de la media del precio de
venta del mercado de la energía en Italia y España de un 7% y un 24% respecto al primer semestre de 2009.
Dicha contracción de la media de precios se ha reflejado solo parcialmente en los ingresos, ya que se ha
atenuado gracias a las políticas de cobertura (a través de instrumentos financieros y/o acuerdos comerciales)
adoptadas por el Grupo y orientadas a limitar la exposición a las oscilaciones de los precios de venta de la
energía y a la variabilidad de los mecanismos incentivadores.
Allá donde sea posible, efectivamente, la preferencia del Emisor es poner en funcionamiento mecanismos de
cobertura a través de contratos a largo plazo, como por ejemplo, power purchase agreement que tienen una
duración media de 15 años y Feed-in-Tariff (véase Sección I, Capítulo 6, Párrafo 6.1.7 del Folleto). Estos
instrumentos, junto con los contratos bilaterales a medio y corto plazo, se utilizan en todas las áreas en las
cuales el Grupo trabaja. Esta tipología de contratos ha generado en el primer semestre de 2010 el 50% de los
ingresos por ventas de energías incluidos efectos de gestión del riesgo de commodity. Teniendo en cuenta
que las ventas se dan con una gran variedad de clientes, el Grupo no presenta una concentración significativa
de riesgo de crédito. En Italia, además, el objetivo de limitar la exposición a las oscilaciones de los precios se
realiza preferentemente a través de la utilización de instrumentos derivados de cobertura (véase Sección I,
Capítulo 10, Párrafo 10.3.3 del Folleto).
Sin embargo, la mayor parte de los instrumentos de cobertura de este riesgo, históricamente disponibles para
el Emisor en Italia, cubren períodos no superiores a los 12-18 meses mediante contratos CFD. De período en
período las coberturas se renuevan en referencia a los precios de mercado preferentes en el momento del
nuevo contrato de cobertura. En consecuencia, un cambio en los precios de mercado absorbido en el primer
semestre por los instrumentos de cobertura tiende a reflejarse en los resultados del Grupo en el ejercicio

218

Sección I

sucesivo, si bien tal relación sea imperfecta y esté sujeta a oscilaciones interanuales de los precios, así como
a los diversos vencimientos de los contratos de cobertura. En ese caso, por tanto, los mencionados contratos
de cobertura desarrollados por el Grupo tienen la finalidad de proteger a este último ante la volatilidad de los
precios en el período de duración de dichos contratos y en lo referido a los volúmenes cubiertos. Sin
embargo, en una situación de aumento/descenso de precios, sin el efecto de los contratos derivados de
cobertura, los ingresos del Grupo se verán influenciados por la nueva dinámica de precios marcada por el
mercado.
En el primer semestre de 2010, los volúmenes de producción cubiertos se aproximan al 80% del total de los
ingresos por las ventas de energía incluidos los efectos de gestión de riesgo de commodity. En la siguiente
tabla se detallan los ingresos por las ventas de energía incluidos los efectos de gestión de riesgo de
commodity según el tipo de clientes para el ejercicio de 2009 y del primer semestre de 2010. Como ya se ha
indicado, el Grupo no cuenta con una concentración significativa de riesgo crediticio, ya que las ventas son
fruto de múltiples clientes:
% de ingresos por ventas de energía incluidos los efectos de gestión del riesgo de Ejercicio 2009 Primer semestre 2010
commoditypor tipo de cliente
Ingresos incentivados y Feed-in tariff 11% 12%
Contratos CFD 36% 30%
Contratos a largo plazo PPA 27% 23%
Contratos bilaterales 14% 15%
Bolsa (volúmenes no cubiertos) 12% 20%
100% 100%

Además, a 30 de junio de 2010, los mecanismos de cobertura deben permitir alcanzar una cobertura del 80 y
del 77%, respectivamente, de los volúmenes de producción estimados para el ejercicio de 2010 y de 2011. En
la siguiente tabla aparecen los instrumentos de cobertura empleados por el Grupo para cubrir los volúmenes
de producción estimados para el 2010 y el 2011:
Volúmenes de producción cubiertos
2010 2011
Ingresos incentivados y Feed-in tariff 11% 14%
Contratos CFD 36% 24%
Contratos a largo plazo PPA 31% 32%
Contratos bilaterales 22% 30%
100% 100%

En la siguiente tabla se muestra la información por área geográfica de los porcentajes de volúmenes de
producción estimados cubiertos a 30 de junio de 2010 en relación con los ejercicios de 2010 y de 2011.
Volúmenes de producción estimada cubierta
2010 2011
Italia 82% 81%
Península Ibérica 39% 43%
América Latina 98% 89%
Norteamérica 90% 82%

219


Las partes con las que el Grupo ha suscrito los contratos de cobertura anteriormente indicados, subdivididas
por área geográfica, son las siguientes:
Italia: Enel Trade SpA e Acquirente Unico SpA (sólo durante el ejercicio de 2010);
Península Ibérica: Comisión Nacional de la Energía (autoridad local);
América Latina y Norteamérica: A continuación se enumeran las partes de los contratos de larga
duración PPA, indicando los países de referencia, que representan el 75% de los volúmenes cubiertos en
la región.
País Comprador Tipo de Cliente
Canadá Hydro Quebec Distribuidor
Canadá Newfoundland Power Distribuidor
Chile Codelco Ventanas Industrial
Guatemala Comercializadora Eléctrica de Guatemala, S.A Broker

Panamá Cemento Bayano, S.A. (CEMEX) Industrial
Panamá Elektra Noreste, S.A (Ashmore) Distribuidor

Panamá Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (Union Fenosa) Distribuidor
Panamá Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. (Union Fenosa) Distribuidor
Estados Unidos APCo Industrial
Estados Unidos City of Springfield Industrial
Estados Unidos Comm Elec Distribuidor
Estados Unidos Kansas City Board of Public Utilities Industrial
Estados Unidos Midwest Energy Distribuidor
Estados Unidos Midwest Energy Distribuidor
Estados Unidos National Grid Distribuidor
Estados Unidos NV Energy Distribuidor
Estados Unidos NV Energy Distribuidor
Estados Unidos Puget Sound Energy Distribuidor
Estados Unidos Sunflower Electric Power Corp Distribuidor
Estados Unidos Sunflower Electric Power Corp Distribuidor
Estados Unidos VEPPI Distribuidor

Sistemas incentivadores
Las formas de incentivación orientadas a la producción de energía de fuentes renovables varían en función de
los países en los cuales el Grupo opera y de las tipologías de fuente de generación utilizadas. En resumen, los
incentivos pueden, entre otras cosas, tener distintas tipologías: i) certificados negociables que atestan las
producción de energía eléctrica de fuentes renovables y vendibles a terceros; ii) tarifas de venta (premium
rate y feed-in) superiores respecto al precio de mercado; iii) certificados negociables (por ejemplo,
certificados de eficiencia energética) obtenibles a través de programas gubernamentales específicos,
orientados a estimular la eficiencia energética; iv) concesiones fiscales; v) contribuciones gubernamentales a
favor de las inversiones en el sector de las energías renovables. El nivel de los incentivos futuros está sujeto a
cambios normativos y a las decisiones de las diversas autoridades reguladoras. (véase Sección I, Capítulo 6,
Párrafo 6.1.7 del Folleto). Tales formas de incentivos –como por ejemplo las tarifas feed-in– basándose en
tarifas predeterminadas o predeterminables permiten, entre otras cosas, limitar la exposición a posibles
oscilaciones de los precios, discutida previamente.
En este escenario, el Grupo presenta, en lo que respecta al parque de plantas en ejercicio el 30 de junio de
2010, una limitada dependencia de la evolución del valor de los incentivos respecto a los principales

220

Sección I

operadores a nivel mundial en el sector de la producción de energía de fuentes renovables. En el primer
semestre de 2010, de hecho, la incidencia de la producción incentivada respecto a la producción total fue de
un 35% (32% y 30% respectivamente en los ejercicios 2009 y 2008) (véase Sección I, Capítulo 6, Párrafo
6.1.7 del Folleto). Contextualmente la cuota surge de los ingresos atribuibles a dichos sistemas
incentivadores que en el primer semestre de 2010 representan un 22% de los ingresos totales, incluidos los
efectos de la gestión del riesgo de commodity al neto de Enel.si (24% y 25% respectivamente en los
ejercicios de 2009 y 2008).
Factores relacionados con la evolución de las divisas de los países en los cuales opera el Grupo
El Grupo opera en varios países y por tanto está sujeto al riesgo de las fluctuaciones de la tasa de cambio de
las divisas distintas al euro. Concretamente, la porción de los ingresos del Grupo específica en dichas divisas
es de 385 millones de euros en 2008 y 407 millones de euros en 2009, lo que representa respectivamente el
21,3% y el 22,9% del total de los ingresos logrados por el Grupo durante los dos ejercicios. En relación con
los primeros semestres de 2009 y 2010 el porcentaje de los ingresos específicos en divisas distintas al euro
representa respectivamente el 23,6% y el 20,7% del total, en línea con los ejercicios de 2008 y 2009.
Se señala, en particular, que el dólar estadounidense representa la principal divisa de los ingresos generados
en divisas distintas al euro, y que durante los dos ejercicios a examen la tasa de cambio medio EUR/USD
pasó del 1,47 para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 al 1,39 para el ejercicio terminado el 31
de diciembre de 2009. La tasa de cambio medio EUR/USD durante los primeros semestres de 2009 y 2010 es
de 1,33.

221


La cuenta económica consolidada relativa a los semestres que terminaron el 30 de junio de 2010 y de
2009 y al ejercicio que terminó el 31 de diciembre de 2009 pro-forma y de 2009 y la cuenta económica
agregada referida correspondiente al ejercicio que terminó el 31 de diciembre de 2008
En la siguiente tabla se muestra la información económica del Grupo para los semestres que terminaron el 30
de junio de 2010 y de 2009 y correspondientes a los ejercicios que terminaron el 31 de diciembre de 2009
pro-forma, 2009 y 2008.
Semestre terminado el Ejercicio terminado el 31
30 de junio de diciembre
Millones de Euros) 2010 2009 2009 2009 2008 Variación Variación
semestres ejercicios 2009-
2010-2009 2008
No auditado pro forma
Total Ingresos 976 893 1.991 1.777 1.807 83 9,3% (30) -1,7%

Ganancias / (Pérdidas) netas de la gestión 63 47 118 118 (31) 16 34,0% 149 No
del riesgo Commodity disponible

Costes por:
Materias primas y bienes de consumo 122 57 244 206 178 65 114,0% 28 15,7%
Servicios 156 143 317 275 261 13 9,1% 14 5,4%
Coste realativo al personal 89 77 182 172 149 12 15,6% 23 15,4%
Otros costes operativos 30 24 60 60 65 6 25,0% (5) -7,7%
Costes derivados de trabaios internos (9) (12) (25) (25) (18) 3 -25,0% (7) 38,9%
capitalizados

Total Costes 388 289 778 688 635 99 34,3% 53 8,3%

651 651 1.331 1.207 1.141 - 0,0% 66 5,8%

Amortizaciones y perdida por deterioro 236 201 509 416 418 35 17,4% (2) -0,5%

Resultado operativo 415 450 822 791 723 (35) -7,8% 68 9,4%

Ingresos financieros 20 11 31 26 42 9 81,8% (16) -38,1%
Costes financieros (71) (91) (150) (161) (275) 20 -22,0% 114 -41,5%
Cuota procedente de resultado neto de 3 2 23 2 5 1 50,0% (3) -60,0%
sociedades por el método de participación

Resultado antes de impuestos 367 372 726 658 495 (5) -1,3% 163
32,9%
Impuestos 104 133 235 219 (339) -21,8% 558 No
(29) disponible
Resultado del período (Grupo y 263 239 491 439 834 24 10,0% (395) -47,4%
minoritarios)

9.2.2 Información económica correspondiente a los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y 2009
A continuación se detalla el análisis de las variaciones de las principales magnitudes económicas presentes
en los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y 2009. En particular, el análisis en objeto ha sido
realizado según las siguientes referencias:
 a la cuenta de resultados consolidada del Grupo; y

222

Sección I

 a las unidades de negocio, con especial atención a las variaciones presentadas en la potencia neta
instalada, en la producción, en los ingresos de venta y en el EBITDA.
Cuenta de resultados consolidada correspondiente respectivamente a los semestres terminados el 30 de
junio de 2010 y 2009
En la tabla siguiente se representan las informaciones económicas consolidadas del Grupo respectivamente
correspodientes a los semestres terminados a fecha 30 de junio de 2010 y 2009.
Semestre terminado el 30
de junio
(En millones de euros) 2010 2009 Variación
No auditado
Ingresos por:
Venta de energía 751 727 24 3,3%
Venta de certificados 105 82 23 28,0%
Otras ventas y servicios 100 59 41 69,5%
Otros ingresos 20 25 (5) -20,0%

Total ingresos 976 893 83 9,3%

Ganancias netas de gestión del riesgo Commodity 63 47 16 34,0%

Costes por:
Materias primas y bienes de consumo 122 57 65 114,0%
Servicios 156 143 13 9,1%
Personal 89 77 12 15,6%
Otros costes operativos 30 24 6 25,0%
Obras internas capitalizadas (9) (12) 3 -25,0%

Total Costes 388 289 99 34,3%

EBITDA 651 651 - 0,0%

Amortizaciones y por deterior pérdidas de valor 236 201 35 17,4%

Resultado operative 415 450 (35) -7,8%

Ingreso financieros 20 11 9 81,8%
Costes financieros (71) (91) 20 -22,0%
Cuota de ganancias sociedades por el método de participación 3 2 1 50,0%

Resutados antes de impuestos 367 372 (5) -1,3%
Impuestos 104 133 (29) -21,8%
Resultadodel período (Grupo y minoritarios) 263 239 24 10,0%

Cuota de pertenencia del Grupo 253 223 30 13,5%
Cuota de pertenencia de minoritarios 10 16 (6) -37,5%

IngresosLos datos sobre “Ingresos” se refieren preferentemente a la producción y venta de energía por
fuentes de energía eólica, hidráulica y geotérmica, además de actividades de instalación y franquicia
efectuadas por la unidad de negocio Enel.si.

223


El Grupo realiza estrategias de cobertura con el objetivo de limitar la exposición a las variaciones de los
precios de venta de la energía y limitar, en consecuencia, la volatilidad de los beneficios correspondientes. La
dirección de la Sociedad, con el objetivo de controlar el curso de los beneficios, considera que el total de
estos últimos incluye el efecto de las coberturas realizadas. En la tabla siguiente, se describe la clasificación
de los beneficios, tal como son controlados por la dirección.
Semestre terminado el 30 de junio
(En millones de euros) 2010 (*) 2009 (*) Variación
No auditado
Venta de energía 751 72,3% 727 77,3% 24 3,3%
Ganancias netasde gestión del riesgo Commodity 63 6,0% 47 5,0% 16 34,0%
Ingresos por ventas de energía, incluidos los efectos de 814 78,3% 774 82,3% 40 5,2%
gestión del riesgo Commodity

Venta de certificados 105 10,1% 82 8,7% 23 28,0%
Otras ventas y servicios 100 9,6% 59 6,3% 41 69,5%
Otros ingresos 20 2,0% 25 2,7% (5) -20,0%

Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo 1.039 100,0% 940 100,0% 99 10,5%
Commodity
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo Commodity”.

Ingresos por venta de energía, incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos Commodity
En el primer semestre de 2010 los ingresos por venta de energía, incluidos los efectos de gestión del riesgo
de commodity, equivalentes a 814 millones de euros, registran un incremento de 40 millones de euros (5,2%)
respecto al primer semestre de 2009. Esta variación positiva puede deberse principalmente al efecto
combinado de los siguientes factores:
 el incremento procedente de la consolidación de Ecyr por 51 millones de euros;
 el aumento del 9,3% de la producción total de energía eléctrica, que pasa de 9.908 GWh en el primer
semestre de 2009 a 10.828 GWh en el primer semestre de 2010. Esta variación refleja principalmente: i)
el efecto de la consolidación de Ecyr cuya producción en el primer semestre de 2010 equivale a 547
GWh (salvo este impacto, el incremento total de la producción de energía eléctrica equivale al 3,8%), ii)
el aumento orgánico de la potencia neta instalada, iii) la mayor disponibilidad técnica de las plantas de
Norteamérica, parcialmente compensadas iv) por la disminución de la producción hidroeléctrica en
Italia, debido a la tendencia a la reorganización en el 2010 de los niveles de hidraulicidad, y en Panamá,
a causa del efecto climático denominado El Niño;
 las políticas de cobertura realizadas por el Grupo, destinadas a reducir el riesgo relacionado con la
variación de los precios de venta de la energía que han generado un mayor ingresso de 16 millones de
euros, de los cuales 9 millones corresponden al otorgamiento a cuenta de resultados de la porción que se
ha revelado como ineficaz por un derivado de cobertura; y
 disminución de los precios medios de venta con referencia a los mercados principales en los cuales el
Grupo está presente. En particular, el precio medio de venta de mercado de la energía en Italia y España
en el primer semestre de 2010 respecto al primer semestre de 2009 registró una contracción
correspondiente al 7% y al 24%.

224

Sección I

Ulteriores detalles relativos a los ingresos, al curso de los precios, a la capacidad productiva neta y a la
producción en cada unidad de negocio en las cuales el Grupo se articula, se presentan en el párrafo 9.2.4.
Ingresos por venta de certificados
El término “Ingresos por venta de certificados”, aumenta un 28,0%, pasando de 82 millones de euros en el
primer semestre de 2009 a 105 millones de euros en el primer semestre de 2010. La variación del término en
cuestión se relaciona sustancialmente con el incremento de la producción que se beneficia de estos
incentivos, en parte compensado por una disminución de los precios de los certificados. El curso del precio
de los certificados verdes se debe principalmente a la dinámica de la oferta y la demanda que, a su vez,
depende de la producción de energía eléctrica, de las cuotas de obligaciones y del precio de retirada definido
por el GSE para el año de referencia.
Ingresos por otras ventas o prestaciones y servicios
El término “Ingresos por otras ventas y prestaciones” se refiere preferentemente a las actividades de
instalación y franquicia realizadas por la unidad de negocio Enel.si. Este dato aumenta un 69,5%, pasando de
59 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 100 millones de euros en el primer semestre de 2010.
Los elementos principales que componen el total en objeto y las relativas variaciones se pueden deber en
particular a ingresos para la construcción de plantas fotovoltaicas, venta de material fotovoltaico y
prestaciones de servicios controlados, que registran en total un aumento de 42 millones de euros, pasando de
34 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 76 millones de euros en el primer semestre de 2010.
Este aumento procede principalmente de mayores ingresos de la venta de paneles fotovoltaicos. La venta de
los paneles aumenta, de hecho, por efecto de la variación positiva de los volúmenes de venta, que pasan de
10,3 MWp a 46,1 MWp (348%), compensada por una disminución significativa de los precios, que puede
deberse a la disminución del coste de las materias primas y a la evolución tecnológica. Cabe destacar que los
paneles fotovoltaicos utilizados para la construcción de las plantas se facturan normalmente al cliente final
con márgenes contenidos. Por lo tanto, el aumento de los ingresos para la realización de plantas fotovoltaicas
está acompañado por un aumento significativo del coste de los materiales, como se detalla a continuación.
Otros ingresos
El término “Otros ingresos” se refiere a los servicios y prestaciones accesorias, como la cesión a terceros del
agua de las centrales para usos diferentes de la producción de energía eléctrica (irrigación) y a la cesión de
energía térmica de centrales geotérmicas, devoluciones de seguro y ganancias por cesiones.
Materias primas y bienes de consumo
En la tabla siguiente se detalla el término “Materias primas y bienes de consumo” para los semestres
terminados el 30 de junio de 2010 y 2009.
No auditado
Materiales 78 7,5% 41 4,4% 37 90,2%
Energía eléctrica 29 2,8% 10 1,1% 19 190,0%
Combustibles y gas 15 1,4% 6 0,6% 9 150,0%

Total 122 11,7% 57 6,1% 65 114,0%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity”.

225


Los costes por materias primas y bienes de consumo, equivalentes a 122 millones de euros en el primer
semestre de 2010, muestran un incremento de 65 millones de euros (114,0%) respecto al primer semestre de
2009.
El término “Materiales”, que en el primer semestre de 2010 registra un incremento equivalente a 37 millones
de euros, pasando de 41 millones de euros del primer semestre de 2009 a 78 millones de euros del primer
semestre de 2010, principalmente debido al aumento de los costes relativos al material fotovoltaico adquirido
en relación con el crecimiento de los volúmenes de venta de plantas fotovoltaicas.
El coste por energía eléctrica se refiere principalmente a la energía adquirida por el Grupo para ser vendida
de nuevo a terceros, en el caso de que la producción no fuera suficiente respecto a los compromisos de venta
suscritos. Este dato, excluyendo la consolidación de Ecyr en el primer semestre de 2010 (2 millones de
euros) aumenta significativamente por efecto principalmente de los mayores volúmenes de energía adquirida
en Panamá tras la disminución de la producción hidroeléctrica relacionada con los efectos negativos del
fenómeno meteorológico El Niño. Los acuerdos existentes con algunos clientes de Panamá, de hecho,
comportan la obligación para el Grupo de entregar determinadas cantidades mínimas de energía. Por lo tanto,
en el caso de que el Grupo no pudiera garantizar estas cantidades con su propia producción, está obligado a
la compra de energía por terceros dirigida a la reventa.
El coste por combustibles y gas se refiere principalmente a las compras efectuadas por el Grupo para
alimentar las plantas de biomasas y cogeneración. Este elemento aumenta en el primer semestre de 2010
unos 9 millones de euros, pasando de 6 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 15 millones de
euros en el primer semestre de 2010, principalmente tras la inclusión de Ecyr en el perímetro de
consolidación del Grupo que durante el primer semestre de 2010 ha soportado costes por 7 millones de
euros, desde la fecha de primera consolidación.
En lo referido a Ecyr, se destaca que el coste del combustible para la producción de biomasa y cogeneración
en el período comprendido entre abril y junio de 2010 ha aumentado en un 21% con respecto al período
correspondiente del ejercicio anterior. Esa variación se debe principalmente al aumento de los costes del
combustible.
Servicios
En la siguiente tabla se detalla el término “Servicios” para los semetres cerrados a 30 de junio de 2010 y
2009.
Ejercicio terminado el 30 de junio
Mantenimiento y reparaciones 31 3,0% 18 1,9% 13 72,2%
Costes por disfrute de bienes de terceros 26 2,5% 22 2,3% 4 -18,2%
Costes por transmisión 11 1,1% 10 1,1% 1 10,0%
Otros costes de servicios 88 8,4% 93 9,9% (5) -5,4%
Total 156 15,0% 143 15,2% 13 9,1%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del commodity”

Los costes por servicios, equivalentes a 156 millones de euros en 2010, aumentan 13 millones de euros
(9,1%) respecto a 2009.
En el curso de los semestres analizados los costes por mantenimiento y reparaciones registraron un aumento
de 13 millones de euros, como consecuencia de una mayor capacidad productiva instalada y de más
actividades de mantenimiento realizadas en las plantas geotérmicas de Norteamérica.

226

Sección I

Los costes por disfrute de bienes de terceros proceden en la mayoría de cánones de derivación de aguas
como cánones adicionales para las cuencas alimentadoras de montaña (BIM, bacini imbriferi montani) y
riberas, debidos a los entes públicos locales frente a concesiones de utilización de aguas públicas destinadas
al servicio hidroeléctrico. La variación en cuestión está principalmente relacionada con los efectos
procedentes de la consolidación en el primer semestre de 2010 de Ecyr (2 millones de euros).
El término “Costes por transmisión” recoge los costes por la utilización de las redes de transmisión.
El término “Otros costes por servicios” se refiere a costes relativos a prestaciones profesionales y de
servicios y a la gestión de servicios comunes, especialmente a la gestión de las relaciones externas, a las
actividades y asistencia legal en materia penal, ambiental, seguridad en el trabajo, privacidad y propiedad
industrial, a las actividades relativas al personal entre las cuales la selección y planificación de los recursos
humanos, a las actividades de secretaría de la sociedad, entre las cuales figura la gestión de las operaciones
societarias extraordinarias, a las actividades de administración, planificación y control, etc. En particular, el
término en cuestión excluyendo los efectos relativos a la consolidación de Ecyr en el primer semestre de
2010 (12 millones de euros) disminuye en 17 millones de euros. Esta disminución procede principalmente de
los costes menores con sociedades pertenecientes al Grupo Enel por 13 millones de euros, 11 de los cuales
tras la renegociación en el segundo semestre de 2009 de los costes relativos a la comisión de gestión, la cuota
de servicios, marca y otras prestaciones proporcionadas por el Emisor y sus controladas.
Personal
En la siguiente tabla se detalla el término “Personal” para los semestres cerrados a fecha 30 de junio de 2010
y 2009.
Salarios y nóminas 68 6,5% 59 6,4% 6 5,2%
Obligaciones sociales 16 1,6% 14 1,5% 4 15,4%
Indemnización por terminación de contrato, otras 3 0,3% 3 0,5% 13 162,5%
prestaciones a empleados y otros costes
Otros costes 2 0,3% 1 0,1% 1 100,0%
Total 89 8,6% 77 8,2% 12 15,6%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de Commodity”

El coste del personal, 89 millones de euros en el primer semetres de 2010, aumenta 12 millones de euros
(15,6%) respecto a 2009. La variación en cuestión puede deberse sustancialmente al aumento de la
consistencia media del personal que pasa de 2.585 unidades en el primer semestre de 2009 a 2.826 unidades
en el primer semestre de 2010 (+9,3%). Esta variación está principalmente relacionada con la conclusión de
las estructuras organizativas, tras la constitución del Grupo, y con los efectos procedentes de la
consolidación, en el primer semestre 2010, de Ecyr, cuyo personal tiene una consistencia media en el
semestre de 2010 de 70 unidades con un coste total equivalente a 3 millones de euros.

227


Otros costes operativos
En la siguiente tabla se detalla el término “Otros costes operativos” correspondientes a los semestres
cerrados a fecha 30 de junio de 2010 y 2009.
Contribuciones 14 1,3% 9 1,0% 5 55,6%
Impuestos y tasas 10 1,0% 12 1,3% (2) -16,7%
Otras obligaciones diferentes de gestión 6 0,6% 3 0,,3% 3 100,0%
Total 30 2,9% 24 2,6% 6 25,07%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de Commodity”

El término “Otros costes operativos”, equivalentes a 30 millones de euros en 2010, disminuye 6 millones de
euros (25,0%) respecto al primer semestre de 2009.
El término “Impuestos y tasas” incluye los costes para el Impuesto Municipal sobre los Inmuebles en Italia
(“ICI”, Imposta Comunale sugli Immobili) y otros impuestos y tasas relacionados con la operatividad en el
sector de la energía eléctrica en Norteamérica y Península Ibérica y América Latina. El impacto procedente
de la consolidación de Ecyr en el primer semestre de 2010 equivale a 1 millón de euros.
El término “Contribuciones” disminuye 2 millones de euros en el primer semestre de 2010 respecto al
semestre precedente y se refiere en su mayoría a contribuciones reconocidas a los Ayuntamientos, Provincias
y Regiones, sedes de centrales, según a acuerdos específicos entre las partes.
El término “Otras obligaciones diferentes de la gestión” aumenta 3 millones de euros, de 3 millones de euros
en el primer semestre de 2010 a 6 millones de euros en el primer semestre de 2010. El término en cuestión
incluye los costes por abandonos por riesgos y obligaciones y otras obligaciones de gestión.
EBITDA
El EBITDA del Grupo es constante en los semestres analizados y equivale a 651 millones de euros. La
marginalidad respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity
” pasa del 69,3% en el primer semestre de 2009 al 62,7% en el primer semestre de 2010. Esta variación es
debida al efecto combinado de la consolidación de Ecyr y del aumento de ingresos de Enel.Si, cuya
marginalidad es inferior a las demás unidades de negocio del Grupo.
Excluyendo la consolidación de Ecyr y el margen relativo a la unidad de negocio Enel.Si, la marginalidad en
comparación con el término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity básicos”
pasa del 73,4% en el primer semestre de 2009 al 68,9% en el primer semestre de 2010. Esta variación se
debe al efecto combinado de la disminución de los ingresos medios unitarios realizados por el Grupo y al
aumento de los costes de adquisición de energía eléctrica en Panamá registrados en el primer semestre de
2010.

228

Sección I

Amortizaciones y pérdidas por deterioro
En la siguiente tabla se detalla el término “Amortizaciones y pérdidas por deterioro” correspondientes
aejercicios de 2010 y 2009.
Amortización de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 219 21,1% 194 20,6% 25 12,9%
Amortización de activos inmateriales 14 1,3% 7 0,8% 7 100,0%
Pérdidas de valor 3 0,3% - 0,0% 3 no disponible
Total 236 22,7% 201 21,4% 35 -17,4%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de Commodity”

El término “Amortizaciones y pérdidas por deterioro” equivale a 236 millones de euros en el primer semestre
de 2010 y 201 millones de euros en el primer semestre de 2009. En particular se registra:
 el aumento de las amortizaciones sobre inmuebles, plantas y maquinaria por 25 millones de euros
(12,9%), debido en la mayoría a la consolidación, en el primer semestre de 2010, de Ecyr (16 millones
de euros) y a las inversiones entradas en función tras el primer semestre de 2009;
 el aumento de amortizaciones de los activos inmateriales, por 5 millones de euros (41,7%), relacionado
con las inmovilizaciones inmateriales adquiridas tras agregaciones empresariales;
 las pérdidas por deterioro en el primer semestre de 2010, equivalentes a 3 millones de euros,
principalmente debidas, por 2 millones de euros a la devaluación de Eufer y por 1 millón de euros a la
devaluación de los créditos comerciales de Ecyr.
Ingresos y costes financieros
En la tabla siguiente se detalla el término “Ingresos y costes financieros” para los semestres cerrados a 30 de
junio de 2010 y 2009.
no auditado
Diferencias positivas de cambio 7 0,7% 2 0,3% 5 -250,2%
Intereses y otras ganancias de activos financieros 7 0,7% 6 0,6% 1 -16,7%
Ganancias de instrumentos financieros derivados 6 0,6% 3 0,3% 3 100,0%

Total ingresos financieros 20 1,9% 11 1,2% 9 -81,8%

Intereses y otras obligaciones por pasivos financieros 55 5,3% 80 8,5% (25) -31,3%
Diferencias negativas de cambio 7 0,7% 8 0,9% (1) -12,5%
Perdita de instrumentos financieros derivados 5 0,4% 3 0,3% 2 66,7%
Depreciación y recuperación de activos financieros 4 0,4% - 0,0% 4 No disponible
Total pérdidas financieras 71 6,8% 91 9,7% (20) -22,0%

Total ingresos finanziari / (pérdidas) financieras (51) -4,9% (80) -8,5% 29 -36,3%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo Commodity”

El término “Ingresos financieros” registra en el primer semestre 2010 un aumento de 9 millones de euros,
pasando de 11 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 20 millones de euros en el primer semestre
de 2010. Esta variación se debe principalmente a: i) la consolidación, en el primer semestre 2010, de Ecyr,

229


por 3 millones de euros, ii) las ganancias por instrumentos financieros derivados, y iii) a los efectos contables
positivos procedentes de la conversión de créditos y deudas en divisas diferentes de la divisa funcional.
El término “Costes financieros” disminuye en el primer semestre de 2010 unos 20 millones de euros,
pasando de 91 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 71 millones de euros en el primer semestre
de 2010. Esta variación se debe principalmente a la disminución del término “Intereses y otras obligaciones
financieras” respecto a i) a la recapitalización del Emisor (véase Sección I, Capítulo 10 del Folleto)
relacionada con la conversión en patrimonio de 3.700 millones de euros de la cuenta corriente intersocietaria
poseída con Enel, ii) de la disminución de las tasas de interés registrada tras el primer semestre de 2009 y en
el primer semestre de 2010 (véase Sección I, Capítulo 10 del Folleto), parcialmente compensada iii) por la
consolidación de los costes financieros de Ecyr en el primer semestre de 2010 (10 millones de euros).
Resultados antes de impuestos
Los resultados antes de impuestos en el primer semestre de 2010 equivalentes a 367 millones de euros se
encuentran en la misma línea del primer semestre de 2009 equivalentes a 372 millones de euros, registrando
una disminución del 1,3%. Además de lo comentado en relación con el término “EBITDA”, este curso está
caracterizado por el aumento de las amortizaciones y pérdidas de valor solo parcialmente compensado por la
disminución de los costesfinancieras.
Impuestos
El término “Impuestos” registra en el primer semestre de 2010 una disminución de 29 millones de euros,
pasando de 133 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 104 millones de euros en el primer
semestre de 2010. El tipo impositivo efectivo pasa del 35,8% en el primer semestre de 2009 al 28,2% en el
primer semestre de 2010. Esta disminución se debe principalmente a los beneficios, por un efecto
equivalente a 25 millones de euros, procedentes de la aplicación de las concesiones fiscales previstas en
Italia por el DL 78/2009 (Tremonti Ter) que entró en vigor en el segundo semestre de 2009 para inversiones
en maquinaria efectuadas antes del 30 de junio de 2010.
En la tabla siguiente se describe la reconciliación entre alicuota impositiva fiscal teórico y efectivo para los
semestres cerrados a 30 de junio de 2010 y 2009.

230

Sección I

Semestre cerrado a fecha 30 de junio
(En millones de euros) 2010 2009
no auditado
Beneficios antes de impuestos 367 372
Impuestos teóricos 101 27,5% 102 27,5%
Efecto relativo a tipos impositivos locales (7) -1,8% 1 0,3%
Impuesto de sociedades adicional 16 4,4% 19 5,2%
Efecto Tremonti Ter (25) -6,7% - 0,0%
Diferencias permanentes y otras partidas menores 3 0,5% (5) -1,4%
IRAP (impuesto regional sobre las actividades productivas, por sus siglas en italiano) 16 4,4% 16 4,4%
Total 104 28,2% 133 35,8%

Resultado del ejercicio
El resultado del ejercicio disminuye y pasa de 239 millones de euros en 2009 a 263 millones de euros en el
primer semestre d 2010. Además a lo comentado en relación con el término “Resultado antes de impuestos”,
este curso está caracterizado por la disminución de los impuestos en el primer semestre de 2010 por efecto
principal de los prestaciones fiscales en Italia.
Excluyendo los efectos de este resultado no recurrente, el Beneficio de ejercicio (Grupo y terceros) de 2008
equivale a 312 millones de euros y este término registra una variación positiva en el ejercicio de 2009 en
comparación con 2008 de 127 millones de euros (40,7%).
9.2.3 Información económica para los ejercicios cerrados en fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008
A continuación se detalla el análisis de las variaciones de las principales magnitudes económicas presentes
en los ejercicios 2009 y 2008. En particular, el análisis en cuestión ha sido realizado según las siguientes
referencias:
• la cuenta de resultados consolidada y agregada del Grupo relativa a los ejercicios cerrados
respectivamente a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008;
• las unidades de negocio, con especial atención a las variaciones presentadas en los ejercicios 2009 y
2008 en la potencia neta instalada, en la producción, en los beneficios de venta y en el EBITDA.
Cuenta de resultados consolidada y agregada relativa a los ejercicios cerrados respectivamente a fecha
31 de diciembre de 2009 y 2008
En la tabla siguiente se representa la información económica consolidada y agregada del Grupo
respectivamente para los ejercicios cerrados a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008.

231


Ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre
(En millones de euros) 2009 2008 Variación
Ingresos por:
Venta de energía 1.332 1.423 (91) -6,4%
Venta de certificados 176 162 14 8,6%
Otras ventas y servicios 225 204 21 10,3%
Otros beneficios 44 18 26 No disponible

Total Ingresos 1.777 1.807 (30) -1,7%

Ganancias / (Perdidas) netas de gestión del riesgo commodity 118 (31) 149 No disponible

Costes por:
Materias primas y bienes de consumo 206 178 28 15,7%
Servicios 275 261 14 5,4%
Personal 172 149 23 15,4%
Otros costes operativos 60 65 (5) -7,7%
Obras internas capitalizadas (25) (18) (7) 38,9%

Total Costes 688 635 53 8,3%

EBITDA 1.207 1.141 66 5,8%

Amortizaciones y pérdidas por deterioro 416 418 (2) -0,5%

Resultado operativo 791 723 68 9,4%

Ingresos financieros 26 42 (16) -38,1%
Costes financieros (161) (275) 114 -41,5%
Cuota de ganancias / (obligaciones) de participaciones calculadas mediante el 2 5 (3) -60,0%
método del patrimonio neto

Resultado antes de impuestos 658 495 163 32,9%
Impuestos 219 (339) 558 No disponible
Resultado del ejercicio (Grupo y terceros) 439 834 (395) -47,4%

Ingresos
El término “Ingresos” se refiere preferentemente a la producción y venta de energía de fuentes de energía
eólica, hidráulica y geotérmica, además de actividades de instalación y franquicia efectuadas por la unidad de
negocio Enel.si.
El Grupo realiza estrategias de coberturas orientadas a limitar la exposición a las variaciones de precios de
venta de la energía y limitar, en consecuencia, la volatilidad de los beneficios correspondientes. La dirección
de la Sociedad, con el objetivo de controlar el curso de los beneficios, considera que el total de estos últimos
incluye el efecto de las coberturas realizadas. En la tabla siguiente, se detalla la clasificación de los
beneficios, tal como son controlados por la dirección.

232

Sección I

Venta de energía 1.332 70,3% 1.423 80,1% (91) -6,4%
Ganancias / (Perdida) netas de gestión del riesgo 118 6,2% (31) -1,7% 149 No disponible
commodity
Ingreso por venta de energía, incluidos los efectos de 1.450 76,5% 1.392 78,4% 58 4,2%
gestión del riesgo commodity

Venta de certificados 176 9,3% 162 9,1% 14 8,6%
Otras ventas y servicios 225 11,9% 204 11,5% 21 10,3%
Otros ingresos 44 2,3% 18 1,0% 26 No disponible

Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del 1.895 100,0% 1.776 100,0% 119 6,7%
riesgo de productos básicos
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo Commodity”

Ingresos por venta de energía, incluidos los efectos de gestión del riesgo Commodity
En el ejercicio de 2009 los ingresos por venta de energía, incluidos los efectos de gestión del riesgo
commodity, equivalente a 1.450 millones de euros, registran un incremento de 58 millones de euros (4,2%)
respecto al primer semestre de 2008. Esta variación positiva puede deberse sustancialmente al efecto
combinado de los siguientes factores:
• el aumento del 9,7% de la producción total de energía eléctrica, que pasa de 17.234 GWh en 2008 a
18.903 GWh en 2009. Esta variación refleja el aumento de la potencia instalada, las condiciones
climáticas favorables especialmente en Italia y la disponibilidad técnica de las plantas de la cual el
Grupo se ha beneficiado en el ejercicio de 2009, en comparación con el ejercicio precedente;
• la flexión de los precios medios de venta con referencia a los mercados principales en los cuales el
Grupo está presente.
• las políticas de cobertura realizadas por el Grupo destinadas a reducir el riesgo relacionado con la
variación de los precios de venta de la energía en el mercado italiano, que generaron una garancia de
118 millones de euros en 2009 y unos costes de 31 millones de euros en 2008;
• el curso generalmente favorable de los tipos de cambio.
Ulteriores detalles relativos a los ingresos, al curso de los precios, a la capacidad productiva neta y a la
producción en cada unidad de negocio en las cuales el Grupo se articula, se presentan en el párrafo 9.2.4.
Ingresos por venta de certificados
El término “Ingresos por venta de certificados”, aumenta un 8,6%, pasando de 162 millones de euros en
2008 a 176 millones de euros en 2009. La variación del dato en cuestión se relaciona sustancialmente con el
incremento de la producción que se beneficia de estos incentivos, en parte compensado por una disminución
de los precios de los certificados. El curso del precio de los certificados verdes se debe principalmente a la
dinámica de la oferta y la demanda que, a su vez, depende de la producción de energía eléctrica, de las cuotas
de obligaciones y del precio de retirada definido por el GSE para el año de referencia.
Ingresos por otras ventas o prestaciones
El término “Ingresos por otras ventas y prestaciones” se refiere preferentemente a las actividades de
instalación y franquicia realizadas por la unidad de negocio Enel.si. Este término aumenta del 10,3%,

233


pasando de 204 millones de euros en el primer semestre de 2008 a 225 millones de euros en el primer
semestre de 2009.
Los elementos principales que componen el total en objeto y las relativas variaciones se reconducen a:
i) ingresos para la realización de plantas fotovoltaicas, venta de material fotovoltaico y prestaciones de
servicios relacionados, que registran en su totalidad una reducción de 11 millones de euros, pasando de
125 millones de euros en 2008 a 114 millones de euros en 2009. Dicha reducción se debe imputar
principalmente a menores ingresos por 32 millones de euros en relación con la actividad de construcción
de plantas, no realizada a partir del ejercicio de 2009, parcialmente estabilizada por un incremento en
los ingresos de venta de los paneles fotovoltaicos. La venta de los paneles aumenta, de hecho, por efecto
de la variación positiva de los volúmenes de venta, que pasan de 36 MWp a 50 MWp (38,9%),
compensada por una reducción de los precios de cerca de un 34%, que puede deberse a la disminución
del coste de las materias primas y a la evolución tecnológica;
ii) ingresos por la venta de títulos de eficiencia energética, que evidencia un incremento de 37 millones de
euros, pasando de 13 millones de euros en 2008 a 50 millones de euros en 2009. Se evidencia asimismo
que estos últimos ingresos pueden deberse a los proyectos de eficiencia energética realizados durante el
bienio 2007-2008 y vendidos preferiblemente en 2009, tras la obtención de las aprobaciones necesarias
por parte de las autoridades competentes. La dirección considera que el actual nivel de ingresos se
mantendrá en el futuro gracias a la venta de títulos de eficiencia energética y nuevas iniciativas en el
ámbito de la eficiencia energética.
Otros ingresos
El término “Otros ingresos” se refiere a servicios y prestaciones accesorias, como la cesión a terceros del
agua de las centrales para usos diferentes de la producción de energía eléctrica (irrigación) y la cesión de
energía térmica de centrales geotérmicas. Con particular referencia al ejercicio de 2009, el dato recoge,
además, las contribuciones reconocidas al Grupo frente a acuerdos específicos, equivalentes a 13 millones de
euros.
En la tabla siguiente se detalla el término “Materias primas y bienes de consumo” para los ejercicios cerrados
a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008.
Materiales 157 8,3% 120 6,8% 37 30,8%
Energía eléctrica 37 2,0% 45 2,5% (8) -17,8%
Combustibles y gas 12 0,6% 13 0,7% (1) -7,7%
Total 206 10,9% 178 10,0% 28 15,7%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ganancias totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos básicos”

Los costes por materias primas y bienes de consumo, equivalentes a 206 millones de euros en el ejercicio de
2009, muestran un incremento de 28 millones de euros (15,7%) respecto al ejercicio de 2008.
El término “Materiales”, que en el ejercicio de 2009 registra un incremento de 37 millones de euros, pasando
de 120 millones de euros en el ejercicio de 2008 a 157 millones de euros en el ejercicio de 2009, incluye
principalmente: i) costes de los materiales para el mantenimiento ordinario de las plantas en funcionamiento,
que en el ejercicio de 2009 han permanecido invariables respecto a 2008, ii) costes para el mantenimiento

234

Sección I

extraordinario de las plantas en funcionamiento y iii) costes relativos al material fotovoltaico vendido. En
concreto, el incremento del término de coste en cuestión puede deberse:
• en cuanto a 31 millones de euros, al significativo crecimiento de los volúmenes de venta de las plantas
fotovoltaicas, que ha determinado un correspondiente aumento de los costes por materiales, y al
incremento en el volumen de venta de los títulos de eficiencia energética;
• en cuanto al residuo, a la mayor utilización de materiales para la construcción y el mantenimiento
extraordinario de plantas efectuadas en el ejercicio de 2009, objeto de capitalización a través del término
de cuenta de resultados “Costes para obras internas capitalizadas”.
El coste por energía eléctrica se refiere principalmente a la energía adquirida por el Grupo para ser vendida
de nuevo a terceros, en el caso de que la producción no fuera suficiente respecto a los compromisos de venta
suscritos. Dicho dato disminuye y pasa de 45 millones de euros en 2008 a 37 millones de euros en 2009
(17,8%) por efecto principalmente de: i) la disminución de la media de precios de compra en el ejercicio
2009 respecto al precedente; parcialmente estabilizado por ii) un incremento de los volúmenes de compra.
Servicios
En la siguiente tabla se detalla el término “Servicios” para los ejercicios de 2009 y 2008.
Mantenimiento y reparaciones 53 2,8% 35 2,0% 18 51,4%
Costes por disfrute de bienes de terceros 42 2,2% 47 2,7% (5) -10,6%
Costes por transmisión 21 1,1% 22 1,2% (1) -4,5%
Otros costes de servicios 159 8,4% 157 8,8% 2 1,3%
Total 275 14,5% 261 14,7% 14 5,4%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ganancias totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos básicos”.

Los costes por servicios, equivalentes a 275 millones de euros en 2009, aumentan 14 millones de euros
(5,4%) respecto a 2008.
En el curso de los semestres analizados los costes por mantenimiento y reparaciones registraron un aumento
de 18 millones de euros, como consecuencia de una mayor capacidad productiva instalada y de más
actividades de mantenimiento programadas en Italia para el ejercicio de 2009 respecto a 2008.
Los costes por disfrute de bienes de terceros proceden en la mayoría de cánones de derivación de aguas
como cánones adicionales para las cuencas alimentadoras de montaña (BIM, bacini imbriferi montani) y
riberas, debidos a los entes públicos locales frente a concesiones de utilización de aguas públicas destinadas
al servicio hidroeléctrico.
El término “Costes por transmisión” recoge los costes por la utilización de las redes de transmisión.
El término “Otros costes por servicios” se refiere a costes relativos a prestaciones profesionales y de
servicios y a la gestión de servicios comunes, especialmente a la gestión de las relaciones externas, a las
actividades y asistencia legal en materia penal, ambiental, seguridad en el trabajo, privacidad y propiedad
industrial, a las actividades relativas al personal entre las cuales la selección y planificación de los recursos
humanos, a las actividades de secretaría de la sociedad, entre las cuales figura la gestión de las operaciones
societarias extraordinarias, a las actividades de administración, planificación y control, etc. En concreto, el
término en cuestión incluye también los efectos relativos a contratos existentes con sociedades que forman

235


parte del Grupo Enel las cuales han comportado costes por un valor de 76 millones de euros en 2009 y 91
millones de euros en 2008.
Personal
En la siguiente tabla se detalla el término "Personal" para los ejercicios de 2009 y 2008.
Ejercicio cerrado en fecha 31 de diciembre
Salarios y nóminas 121 6,4% 115 6,4% 6 5,2%
Obligaciones sociales 30 1,6% 26 1,5% 4 15,4%
Indemnización por fin de contrato, otras prestaciones a 21 1,1% 8 0,5% 13 162,5%
empleados y otros costes
Total 172 9,1% 149 8,4% 23 15,4%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ganancias totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos básicos”.

El coste del personal, 172 millones de euros en 2009, aumenta 23 millones de euros (15,4%) respecto a 2008.
La variación en cuestión puede deberse principalmente a:
• consistencia del personal que aumenta en 282 recursos, pasando de 2.403 a 31 de diciembre de 2008 a
2.685 a 31 de diciembre de 2009¹. Dicha variación está relaciona sustancialmente con la finalización de
las estructuras organizativas, tras la constitución del Grupo;
• obligaciones no recurrentes soportadas en 2009 relacionadas con el coste para la finalización de la
organización empresarial, por 9 millones de euros (concesión de provisiones por obligaciones no
recurrentes por 4 millones de euros efectuadas en 2008), contabilizadas en el término “Indemnización
por fin de contrato, otras prestaciones a empleados y otros costes”.
Otros costes operativos
En la siguiente tabla se detalla el término “Otros costes operativos” para los ejercicios de 2009 y 2008.
Ejercicio cerrado en fecha 31 de diciembre
Contribuciones 26 1,4% 14 0,8% 12 85,7%
Impuestos y tasas 19 1,0% 19 1,1% - 0,0%
Otras obligaciones diferentes de gestión 15 0,8% 32 1,8% (17) -53,1%
Total 60 3,2% 65 3,7% (5) -7,7%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ganancias totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos básicos”.

El término “Otros costes operativos”, equivalentes a 60 millones de euros en 2009, disminuye 5 millones de
euros (7,7%) respecto al 2008.
El término contribuciones aumenta 12 millones de euros en 2009 respecto al ejercicio precedente, 7 millones
de los cuales por efecto de la observación en dicho término de las contribuciones saldadas a favor de la
región de Toscana, según el Memorando de acuerdo suscrito con la misma región para el desarrollo
sostenible de la geotermia. Se señala que el correspondiente importe para el ejercicio de 2008 –7 millones de
euros – ha sido observado como una provisión en el término “otras obligaciones diversas de gestión” ya que,
en el cierre del ejercicio relativo, el memorando de acuerdo de palabra estaba aún en fase de definición.

236

Sección I

El término “Impuestos y tasas” incluye los costes para el Impuesto Municipal sobre los Inmuebles en Italia
(“ICI”, Imposta Comunale sugli Immobili) y otros impuestos y tasas menores relacionados con la
operatividad en el sector de la energía eléctrica en Norteamérica, la Península Ibérica y América Latina.
El término “Otras obligaciones diferentes de gestión” disminuye 17 millones de euros, desde 32 millones de
euros en el primer semestre de 2008 a 15 millones de euros en 2009. El término en cuestión incluye los
costes por provisiones de riesgos y obligaciones y otras obligaciones de gestión. Además, el total relativo
2008 incluye el arriba mencionado abandono de 7 millones de euros, en relación con el memorando de
acuerdo suscrito con la región de Toscana, y 8 millones de euros relativos a una minusvalía relacionada con
la cesión de una planta.
EBITDA
El EBITDA del Grupo aumenta 66 millones de euros 5,8%, pasando de 1.141 millones de euros en 2008 a
1.207 millones de euros en 2009; al mismo tiempo, la marginalidad respecto al término “Beneficios totales,
incluidos los efectos de gestión del riesgo de productos básicos” disminuye 0,5%, pasando del 64,2% en el
ejercicio de 2008 al 63,7% en el ejercicio de 2009. Esta variación es debida al aumento de Beneficios totales,
incluidos los efectos de la gestión del riesgo de productos básicos por 119 millones de euros (6,7%), que
pasan de 1.776 millones de Euros en el 2008 a 1.895 millones de euros en 2009, como se describe
anteriormente.
Amortizaciones y pérdidas de valor
En la siguiente tabla se detalla el término "Amortizaciones y pérdidas de valor" para los ejercicios de 2009 y
2008.
Amortización de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 396 20,9% 378 21,3% 18 4,8%
Amortización de activos inmateriales 17 0,9% 12 0,7% 5 41,7%
Pérdidas por deterioro 3 0,2% 28 1,6% (25) -89,3%
Total 416 22,0% 418 23,6% (2) -0,5%
(*) incidencia calculada respecto a la voz “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity”.

El término “Amortizaciones y pérdidas por deterioro” equivale a 416 millones de euros en 2009 y 418
millones de euros en 2008. En particular se registra:
• el aumento de amortizaciones sobre inmuebles, plantas y maquinaria por 18 millones de euros (4,8%),
que puede deberse a inversiones que entraron en función durante el ejercicio de 2009;
• el aumento de amortizaciones de los activos inmateriales, por 5 millones de euros (41,7%), relacionado
con las inmovilizaciones inmateriales adquiridas tras agregaciones empresariales;
• la disminución de las pérdidas de valor por 25 millones de euros (89,3%). En particular, el total en
cuestión para el ejercicio de 2008 se refiere al coste sobre la devaluación por 27 millones de euros de
algunas plantas geotérmicas.

237


En la tabla siguiente se detalla el término “Ingresos y costes financieros” para los ejercicios 2009 y 2008.
Diferencias positivas de cambio 13 0,7% 29 1,6% (16) -55,2%
Intereses y otras ganancias de activos financieros 7 0,4% 12 0,7% (5) -41,7%
Ganancias de instrumentos financieros derivados 5 0,3% 1 0,1% 4 400,0%
Otras ganancias financieras 1 0,1% - 0,0% 1 100,0%

Total ingresos financieras 26 1,4% 42 2,4% (16) -38,1%

Intereses y otras gastos por pasivos financieros 138 7,3% 251 14,1% (113) -45,0%
Diferencias negativas de cambio 16 0,8% 23 1,3% (7) -30,4%
Perdidas de instrumentos financieros derivados 7 0,4% 1 0,1% 6 600,0%

Total perdidas financieras 161 8,5% 275 15,5% (114) -41,5%

Total ingresos / (costes) financieras (135) -7,1% (233) -13,1% 98 -42,1%
(*) incidencia calculada respecto al término “ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity”.

El término “Ingresos financieros” registra durante el ejercicio 2009 una disminución de 16 millones de euros,
pasando de 42 millones de euros en 2008 a 26 millones de euros en 2009. Esta variación puede deberse
principalmente a los efectos contables procedentes de la consolidación de financiaciones en divisas
diferentes del Euro, sobre todo en el área de América Latina.
El término “Costes financieros” disminuye en el ejercicio 2009 114 millones de euros, pasando de 275
millones de euros en 2008 a 161 millones de euros en 2009. Esta variación puede deberse principalmente al
término “Intereses y otros costes por pasivos financieros” que se beneficia de la disminución de los tipos de
interés registrada entre 2008 y 2009. En particular, el tipo de interés medio de la cuenta corriente
intersocietaria –que incluye la parte más importante del endeudamiento financiero del Emisor (véase Sección
I, Capítulo 10 del Folleto) – disminuye del 4,395% en 2008 a 1,629% en 2009.
Resultado antes de impuestos
El resultado antes de impuestos aumenta en el ejercicio de 2009 y pasa de 495 millones de euros en 2008 a
658 millones de euros en 2009, registrando así un aumento del 32,9% que se debe principalmente al
crecimiento registrado del EBITDA y a la disminución de los costes financieros.

238

Sección I

Impuestos
El término “Impuestos” registra, en el ejercicio de 2009, una disminución de 558 millones de euros, y pasa
de un saldo positivo de 339 millones de euros en 2008 a un saldo negativo de 219 millones en 2009. En la
tabla siguiente se describe la reconciliación entre tipo impositivo fiscal teórico y efectivo para los ejercicios
de 2008 y 2009.
Resultado antes de impuestos 658 495
Efecto relativo a tipos impositivos locales (22) -3,3% 1 0,2%

Efecto Impuesto Robin Hood 34 5,2% 17 3,4%
Diferencias permanentes y otras partidas menores 1 0,2% (4) -0,8%
Diferencias sobre previsiones años precedentes (5) -0,8% - 0,0%
IRAP (impuesto regional sobre las actividades productivas, por sus siglas en italiano) 30 4,6% 33 6,7%
Efecto impuesto sustitutivo - (522) -105,5%
Total 219 33,3% (339) -68,5%

Con referencia al ejercicio 2008, el Grupo, aplicando lo previsto por la Ley nº 244 del 24 de diciembre de
2007 (“Finanziaria 2008”), ha realineado los valores fiscales de algunos activos a los correspondientes
valores civilísticos a través del pago de un impuesto sustitutivo de 522 millones de euros, calculado
aplicando a los mayores valores objeto de realineación: i) el tipo impositivo del 12% hasta 5 millones de
euros, ii) del 14% en la parte excedente 5 millones de euros y hasta 10 millones de euros y iii) del 16% en la
parte excedente hasta 10 millones de euros. Esta operación ha permitido al Grupo entregar a cuenta de
resultados la deuda por impuestos diferentes inscrita ante las mencionadas diferencias temporales,
equivalente a 1.039 millones de euros.
El efecto combinado de estas operaciones en el término “Impuestos” del ejercicio 2008 es positivo y
corresponde a 522 millones de euros.
Resultado del ejercicio
El resultado del ejercicio disminuye y pasa de 834 millones de euros en 2008 a 439 millones de euros en
2009. Además a lo comentado en relación con el término “Resultado antes de impuestos”, este curso está
caracterizado por el beneficio no recurrente registrado en el 2008 − equivalente a 522 millones de euros −
procedente de la opción por el mencionado régimen de imposición sustitutiva.
Excluyendo los efectos de este beneficio no recurrente, el Resultado de ejercicio (Grupo y terceros) de 2008
equivale a 312 millones de euros y este término registra una variación positiva en el ejercicio de 2009 en
comparación con 2008 de 127 millones de euros (40,7%).
9.2.4 Análisis de los principales indicadores económicos y de gestión por unidad de negocio
En este párrafo se comentan las variaciones intervenidas con referencia a los principales indicadores
utilizados por la dirección del Emisor para controlar el curso de las unidades de negocio: potencia instalada
neta, Producción, Ingresos totales, incluso efectos de gestión del riesgo de commodity básicos y EBITDA.
En las tablas siguientes, con referencia a cada unidad de negocio, se describe el curso de la Producción, de
los ingresos totales, incluso efectos de gestión riesgo de productos básicos y EBITDA para los semestres
terminados el 30 de junio de 2010 y 2009 y para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

239


y la comparación de la potencia neta instalada para el semestre terminados el 30 de junio de 2010 y para los
ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008:
Potencia neta instalada por unidad de negocio (en MW)
(MW) 2010 (*) 2009 (*) Variación
2010-2009
Italia y Europa 2.897 50,3% 2.859 59,5% 38 1,3%
Norteamérica 788 13,7% 788 16,4% 0 0,0%
Península Ibérica y América Latina 2.076 36,0% 1.161 24,1% 915 78,8%
Potencia neta instalada total 5.761 100,0% 4.808 100,0% 953 19,8%

A 31 de diciembre A 31 de diciembre
(MW) 2009 (*) 2008 (*) Variación
2009-2008
Italia y Europa 2.859 59,5% 2.638 59,3% 221 8,4%
Norteamérica 788 16,4% 749 16,8% 39 5,2%
Potencia neta instalada total 4.808 100,0% 4.452 100,0% 356 8,0%

Producción por unidad de negocio (en GWh)
(GWh) 2010 (*) 2009 (*) Variación semestres
2010-2009
Italia y Europa 6.632 61,2% 6.453 65,1% 179 2,8%
Norteamérica 1.384 12,8% 1.223 12,4% 161 13,2%
Total producción neta 10.828 100,0% 9.908 100,0% 920 9,3%

Ejercicio terminado el 31 de diciembre
(GWh) 2009 (*) 2008 (*) Variación ejercicios
2009-2008
Italia y Europa 12.047 63,7% 11.105 64,4% 942 8,5%
Norteamérica 2.428 12,8% 1.869 10,8% 559 29,9%
Total producción neta 18.903 100,0% 17.234 100,0% 1.669 9,7%

240

Sección I

Ingresos, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity
(En millones de euros) 2010 (*) 2009 (*) Variación semestres
No auditado 2010-2009
Italia y Europa 629 60,5% 646 68,7% (17) -2,6%
Norteamérica 85 8,2% 73 7,8% 12 16,4%
Península Ibérica y América Latina 243 23,4% 182 19,4% 61 33,5%
Enel.Si 82 7,9% 39 4,1% 43 110,3%
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del 1.039 100,0% 940 100,0% 99 10,5%
riesgo commodity
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity”

(En millones de euros) 2009 (*) 2008 (*) Variación ejercicios
2009-2008
Italia y Europa 1.221 64,4% 1.144 64,4% 77 6,7%
Norteamérica 144 7,6% 106 6,0% 38 35,8%
Península Ibérica y América Latina 352 18,6% 373 21,0% (21) -5,6%
Enel.Si 178 9,4% 153 8,6% 25 16,3%
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del 1.895 100,0% 1.776 100,0% 119 6,7%
riesgo commodity
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity”

EBITDA Semestre terminado el 30 de junio
(En millones de euros) 2010 (*) 2009 (*) Variación semestres
No auditado 2010-2009
Italia y Europa 469 74,6% 488 75,5% (19) -3,9%
Norteamérica 49 57,6% 48 65,8% 1 2,1%
Península Ibérica y América Latina 132 54,3% 125 68,7% 7 5,6%
Enel.Si 1 1,2% (10) -25,6% 11 -110,0%
EBITDA (*) 651 62,7% 651 69,3% - 0,0%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity” de la correspondiente unidad de
negocio

(En millones de euros) 2009 (*) 2008 (*) Variación ejercicios
2009-2008
Italia y Europa 898 73,5% 838 73,3% 60 7,2%
Norteamérica 90 62,5% 64 60,4% 26 40,6%
Península Ibérica y América Latina 212 60,2% 233 62,5% (21) -9,0%
Enel.Si 7 3,9% 6 3,9% 1 16,7%
EBITDA (*) 1.207 63,7% 1.141 64,2% 66 5,8%
(*) incidencia calculada respecto al término “Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión riesgo Commodity ” de la correspondiente unidad de
negocio

241


9.2.4.1 ITALIA Y EUROPA
2009 frente al primer semestre de 2010
La unidad de negocio Italia y Europa, a 30 de junio de 2010, registra un aumento de la potencia neta
instalada del 1,3% (38 MW) en comparación con el 31 de diciembre de 2009, pasando de 2.859 MW a 2.897
MW, que en su mayoría puede deberse a:
 la potenciación de la planta eólica de Tula 2 en Cerdeña por una potencia neta instalada adicional de 16
MW; y
 la entrada en funcionamiento en Bulgaria de la planta eólica de Shabla por una potencia neta instalada
total de 21 MW.
2008 frente a 2009
Al 31 de diciembre de 2009 la potencia neta instalada registra un incremento del 8,4% (221 MW), y pasa de
2.638 MW a 31 de diciembre de 2008 a 2.859 MW a 31 de diciembre de 2009, que en su mayoría puede
deberse a:
 la entrada en funcionamiento en Italia de nuevas plantas por una potencia neta instalada total de 90 MW,
66 MW de los cuales relativos al sector de la energía eólica y 24 MW al sector de la energía geotérmica;
 la entrada en funcionamiento en Grecia de nuevas instalaciones por una potencia neta instalada total de
42 MW, 36 MW de los cuales relativos al sector de la energía eólica y 6 MW al sector de la energía
geotérmica;
 la entrada en el perímetro de consolidación de la sociedad francesa Enel Erelis S.A.S., en el mes de
octubre de 2009, la cual ha contribuido a la potencia neta instalada con 68 MW al sector de la energía
eólica.
Bajo el perfil tecnológico, el aumento de la potencia neta instalada a 31 de diciembre de 2009 respecto al 31
de diciembre de 2008 puede deberse en su mayoría a: i) la fuente eólica que registra en el 2009 un
incremento del 42,8%, equivalente a 192 MW, y pasa de 449 MW a 31 diciembre de 2008 a 641MW a 31 de
diciembre de 2009, ii) al sector de la energía geotérmica por 24 MW y iii) al sector de la energía
hidroeléctrica por 5 MW.
Producción
Primer semestre de 2009 frente al primer semestre de 2010
La producción del área aumenta en el primer semestre 2010 del 2,8% con un incremento respecto al primer
semestre de 2009 de 179 GWh, y pasa de 6.453 GWh en el primer semestre de 2009 a 6.632 GWh en el
primer semestre de 2010. Este curso se atribuye principalmente a los factores siguientes:
 incremento de la producción de energía eólica en el primer semestre de 2010 equivalente a 244 GWh
(+70,5% respecto al primer semestre de 2009), que puede deberse principalmente al crecimiento de la
potencia instalada y a la mejora de la disponibilidad de las plantas; y
 parcialmente compensado por la disminución de la producción hidroeléctrica en el primer semestre 2010
equivalente a 99 GWh (-2,7% respecto al primer semestre de 2009), relacionado principalmente con la
tendencia a la reducción de los niveles de hidraulicidad en Italia.

242

Sección I

2008 frente a 2009
La producción del área aumenta en el 2009 del 8,5%, con un incremento respecto al ejercicio precedente de
942 GWh, y pasa de 11.105 GWH en 2008 a 12.047 GWh en 2009. Este curso se debe principalmente a:
 el incremento de la producción de energía hidroeléctrica en Italia en 2009, equivalente a 996 GWh
(+19% respecto a 2008), que puede deberse principalmente a mayores precipitaciones registradas en el
citado ejercicio;
 aumento de la producción de energía eólica equivalente a 110 GWh (+16,1% respecto a 2008),
relacionado principalmente al incremento arriba mencionado de potencia instalada neta; y
 flexión marginal de la producción por fuente de energía geotérmica registrada en 2009 (3,5%)
equivalente a 181 GWh, debida a averías técnicas que han afectado a algunas plantas en Italia durante el
ejercicio de 2009.
Producción sujeta a incentivos
La producción sujeta a incentivos en Italia y Europa aumenta en el primer semestre 2010 un 11,1%, y pasa de
1.652 GWh en el primer semestre de 2009 a 1.835 GWh en el primer semestre de 2010, en consideración al
desarrollo de nueva potencia eólica realizado por el Grupo en la zona geográfica en cuestión. Por efecto de
este curso, la incidencia de la producción incentivada en la producción total de esta zona pasa del 26% en el
primer semestre de 2009 a 28% en el primer semestre de 2010.
2008 frente a 2009
Se señala que, bajo el perfil normativo y tarifario, la producción sujeta a incentivos en Italia y Europa
aumenta en 2009 un 20,4%, y pasa de 2.815 GWh en 2008 a 3.389 GWh en 2009, en consideración al
desarrollo de nueva potencia eólica instalada por el Grupo en la zona geográfica en cuestión. Por efecto de
este curso, la incidencia de la producción incentivada en la producción total de esta zona pasa del 25% en el
primer semestre de 2008 al 28% en el primer semestre de 2009.
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo Commodity
Los Ingresos, incluidos el efecto de las coberturas relacionadas a la gestión del riesgo de commodity de la
unidad de negocio Italia y Europa, evidencian una disminución del 2,6%, ya que pasan de 646 millones de
euros en el primer semestre 2009 a 629 millones de euros en el primer semestre de 2010, por efecto:
 de una disminución total del ingreso medio unitario (excluyendo los beneficios por venta de
certificados) en el área equivalente al 11,4%, que pasa de 77,8 euros/MWh en el primer semestre de
2009 a 68,9 euros/MWh en el primer semestre de 2010. Esta disminución se debe principalmente: i) a la
contracción del ingreso medio unitario (excluyendo los ingresos por venta de certificados) realizada por
el Grupo en Italia que pasa de 77,5 euros/MWh en el primer semestre de 2009 a 68,2 euro/MWh en el
primer semestre de 2010, con una disminución porcentual del 12%, y ii) a los efectos positivos de la
actividad de cobertura del riesgo de commodity realizada por el Grupo en Italia, que ha determinado la
contabilización de una ganancia de 54 millones de euros en el primer semestre de 2010 y de 47 millones
de euros en el primer semestre de 2009, contribuyendo a mitigar la disminución de los precios de venta;
 parcialmente compensado por el aumento de la producción equivalente al 2,8%; y

243


 por el incremento del 30% de los beneficios procedentes de la venta de certificados –que pasan de 79
millones de euros en el primer semestre de 2009 a 103 millones de euros en el primer semestre de 2010–
principalmente debido al aumento de la cuota de producción incentivada en parte limitado por una
reducción de los precios de los certificados.
2008 frente a 2009
Los ingresos, incluido el efecto de las coberturas relacionadas a la gestión del riesgo de commodity de la
unidad de negocio Italia y Europa, evidencian un aumento del 6,7%, y pasan de 1.144 millones de euros en el
primer semestre de 2008 a 1.221 millones de euros en el primer semestre de 2009, por efecto:
 del aumento de la producción equivalente al 8,5%;
 de una disminución total del beneficio medio unitario (excluyendo los ingresos por venta de certificados)
en el área equivalente al 1,4%, que pasa de 88,4 euros/MWh en 2008 a 87,2 euros/MWh en 2009. Esta
disminución se debe principalmente: i) a la contracción de los precios medios realizados por el Grupo en
Italia que pasan de 90 euros/MWh en 2008 a 75 euros/MWh en 2009, con una disminución porcentual
del 17%, y ii) a los efectos positivos de la actividad de cobertura del riesgo commodity realizada por el
Grupo en Italia, que ha determinado la contabilización de una ganancia de 118 millones de euros en 2009
y una pérdida de 31 millones de euros en 2008, contribuyendo a mitigar la disminución de los precios de
venta de 14,3 puntos porcentuales;
 por el incremento del 5,6% de los ingresos procedentes de la venta de certificados – que pasan de 162
millones de euros en 2008 a 171 millones de euros en 2009 – principalmente debido al aumento del
20,4% de la cuota de producción incentivada en parte limitado por una reducción de los precios de los
certificados.
EBITDA
El EBITDA de la unidad de negocio Italia y Europa disminuye un 3,9%, y pasa de 488 millones de euros en
el primer semestre 2009 a 469 millones de euros en el primer semestre 2010. La marginalidad respecto a los
Ingresos, incluidos los efectos de la gestión del riesgo commodity, disminuye 0,9 puntos porcentuales, y pasa
del 75,5% al 74,6%. La disminución del EBITDA en el primer semestre de 2010 respecto al primer semestre
de 2009, está principalmente relacionada con la disminución de los precios medios registrados en el mercado
italiano, parcialmente compensada por la mayor producción registrada en los otros países del área.
2008 frente a 2009
El EBITDA de la unidad de negocio Italia y Europa aumenta un 7,2%, y pasa de 838 millones de euros en
2008 a 898 millones de euros en 2009. La marginalidad respecto a los Ingresos, incluidos los efectos de la
gestión del riesgo commodity, aumenta de 0,2 puntos porcentuales, y pasa del 73,3% al 73,5%.
Esta variación refleja principalmente el curso positivo de los ingresos, previamente comentado.
9.2.4.2 NORTEAMÉRICA
La potencia neta instalada de la unidad de negocio Norteamérica al 30 de junio de 2010 queda constante
respecto al 31 de diciembre de 2009 (788 MW).

244

Sección I

2008 frente a 2009
La unidad de negocio Norteamérica registra un incremento del 5,2% de la potencia neta instalada que pasa
de 749 MW a 31 de diciembre de 2008 a 788 MW a 31 de diciembre de 2009, por efecto principalmente de
la entrada en funcionamiento de las nuevas plantas geotérmicas de Still Water y Salt Wells que contribuyen
con un total de 47 MW.
Producción
La producción del área aumenta un 13,2% equivalente a 161 GWh, y pasa de 1.223 GWh en el primer
semestre de 2009 a 1.384 GWh en el primer semestre de 2010; este efecto se debe principalmente a una
mayor disponibilidad técnica de las plantas eólicas y a la producción en el primer semestre de 2010 de
plantas geotérmicas que entran en funcionamiento al final del primer semestre de 2009.
2008 frente a 2009
La producción del área aumenta un 29,9% equivalente a 559 GWh, y pasa de 1.869 GWh en 2008 a 2.428
GWh en 2009. Este curso refleja principalmente:
 el aumento de la producción de energía eólica de 431 GWh que pasa de 696 GWh en 2008 a 1.127 GWh
en 2009 equivalente al 61,9%. Esta variación se debe, en su mayoría, a la entrada en funcionamiento, a
final del ejercicio 2008, de dos nuevas plantas, Smoky II y New Wind, por una potencia neta instalada
total de 176 MW; y
 el aumento de la producción por fuente geotérmica de 118 GWh que pasa de 37 GWh en 2008 a 155
GWh en 2009, por efecto del aumento de la potencia instalada de 39 MW.
La producción sujeta a incentivos en Norteamérica registra un incremento del 33,0% y pasa de 537 GWh en
el primer semestre de 2009 a 714 GWh en el primer semestre de 2010. La incidencia de la producción
incentivada en la producción total en Norteamérica pasa del 44% al 52% en los dos períodos analizados por
efecto de la mayor disponibilidad técnica de las plantas eólicas.
2008 frente a 2009
La producción sujeta a incentivos en Norteamérica registra un incremento del 30,2% y pasa de 1.034 GWh
en 2008 a 1.347 GWh en 2009, lo que se debe principalmente a la producción de energía eólica. La
incidencia de la producción incentivada en la producción total en Norteamérica es constante en los dos
ejercicios analizados y equivale al 55%.
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo commodity
Los Ingresos de la unidad de negocio Norteamérica en el primer semestre de 2010 equivalen a 85 millones
de euros, un crecimiento de 12 millones de euros (16,4%), respecto al primer semestre de 2009 (73 millones
de euros). Esta variación positiva se debe principalmente a los siguientes fenómenos:
 aumento de la producción equivalente al 13,2%;

245


 efectos positivos de la actividad de cobertura del riesgo de commodity realizada por el Grupo, que
determinó la contabilización de una ganancia de 9 millones de euros en el primer semestre de 2010 tras
la entrega a cuenta de resultados de la porción ineficaz de un derivado de cobertura;
impacto de la contabilización de las tax partnership que ha llevado a una disminución del ingreso medio
unitario de los Estados Unidos equivalente al 10,5% que pasa de 58,8 euros/MWh en el primer semestre
2009 a 52,6 euros/MWh en el primer semestre de 2010.
2008 frente a 2009
Los Ingresos de la unidad de negocio Norteamérica en 2009 equivalen a 144 millones de euros, un
crecimiento de 38 millones de euros (35,8%), respecto al ejercicio precedente (106 millones de euros). Esta
variación positiva se debe principalmente a los siguientes fenómenos:
 la variación positiva registrada en el término “otros ingresos”, que se debe principalmente a
devoluciones de seguro por 7 millones de euros, obtenidos para compensar la falta de producción de la
planta Smoky I causada por la indisponibilidad de la misma por averías técnicas;
 el efecto contable procedente de los procesos de consolidación de los ingresos expresados en divisas
diferentes del euro, que tiene un efecto positivo por valor de 8 millones de euros en 2009.
EBITDA
El EBITDA de la unidad de negocio Norteamérica aumenta un 2,1%, y pasa de 48 millones de euros en el
primer semestre de 2009 a 49 millones en el primer semestre de 2010. Este incremento está relacionado con
el mencionado crecimiento de los ingresos que ha compensado más que suficientemente el aumento de los
costes procedentes de la adquisición, a 21 de enero de 2010, de Padoma Wind Power (sociedad especializada
en el desarrollo de plantas eólicas) y de la consolidación de la estructura operativa.
2008 frente a 2009
El EBITDA de la unidad de negocio Norteamérica aumenta un 40,6%, y pasa de 64 millones de euros a 90
millones en 2009. Este curso puede atribuirse principalmente al aumento de la energía producida que ha
influido de manera positiva en los beneficios y ha permitido una mayor absorción de los costes fijos de
estructura.
9.2.4.3 PENÍNSULA IBÉRICA Y AMÉRICA LATINA
La potencia neta instalada relativa a la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina a 30 de junio
de 2010 registra un incremento del 78,8% equivalente a 915 MW, y pasa de 1.161 MW a 31 de diciembre de
2009 a 2.076 MW a 30 de junio de 2010. Este efecto resulta en su mayoría debido a la consolidación de Ecyr
que ha contribuido a la variación con 904 MW.
2008 frente a 2009
La potencia instalada neta relativa a la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina registra en el
2009 un incremento total del 9,0% equivalente a 96 MW, pasando de 1.065 MW a 31 de diciembre de 2008 a

246

Sección I

1.161 MW a 31 de diciembre de 2009, principalmente atribuible a la entrada en funcionamiento de nuevas
plantas de energía eólica en la Península Ibérica.
Producción
La producción realizada en la Península Ibérica y América Latina en el primer semestre de 2010 equivale a
2.812 GWh, con un incremento de 580 GWh respecto al primer semestre de 2009 (26,0%). Este efecto está
principalmente relacionado con: i) la consolidación de Ecyr que ha contribuido a esta variación con 547
GWh, ii) al incremento de la producción de energía eólica con 154 GWh, por efecto de la mayor potencia
neta instalada durante el año 2009; solo parcialmente compensado por iii) la disminución de la producción
hidroeléctrica por efecto de las ya mencionadas condiciones climáticas atribuibles al efecto climático El
Niño.
2008 frente a 2009
La producción realizada en la Península Ibérica y América Latina en 2009 equivale a 4.428 GWh, con un
incremento de 168 GWh respecto al 2008 (3,9%). Esta variación es principalmente atribuible al aumento de
la producción por fuente de energía eólica con 170 GWh, en consideración al incremento mencionado de la
potencia neta instalada, que ha compensado más que suficientemente las desfavorecedoras condiciones
climáticas debidas al viento débil en el área de la Península Ibérica.
La producción sujeta a incentivos en la Península Ibérica y América Latina registra un incremento del
103,8% y pasa de 605 GWh en el primer semestre de 2009 a 1.232 GWh en el primer semestre de 2010. Esta
variación está relacionada principalmente al hecho de que la producción total de Ecyr está sujeta a
incentivos. La incidencia de la producción incentivada en la producción total en la Península Ibérica y
América Latina pasa, por lo tanto, del 27% al 44% en los dos períodos analizados.
2008 frente a 2009
La producción sujeta a incentivos en la Península Ibérica y América Latina no registra variaciones en los dos
años analizados y pasa de 1.309 GWh en 2008 a 1.384 GWh en 2009. La incidencia de la componente
incentivada en la producción total de esta zona es sustancialmente constante en los dos ejercicios y equivale
al 31%.
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity
Los ingresos de la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina aumentan por un valor de 61
millones de euros (33,5%), y pasan de 182 millones de Euros en el primer semestre de 2009 a 243 millones
de euros en el primer semestre de 2010. Este curso se debe principalmente a los siguientes fenómenos:
 consolidación de Ecyr en el primer semestre de 2010 (53 millones de euros);
 aumento de la producción en neto de Ecyr correspondiente al 1,5%;
 disminución de las ganancias medias unitarias realizadas en España por la joint venture Eufer (-18,7%);
 efecto contable favorable procedente de los procesos de consolidación de las ganancias expresadas en
divisas diferentes del euro, realizados en América Latina (Brasil y México).

247


2008 frente a 2009
Los ingresos de la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina disminuyen unos 21 millones de
euros (5,6%), y pasan de 373 millones de euros en 2008 a 352 millones de euros en 2009. Este curso es
debido principalmente a los siguientes factores:
 disminución de los medios ingresos unitarios, que pasan de 81 euros/MWh en 2008 a 72 euros/MWh en
2009 (11%). Esta variación está relacionada con la contracción de los precios medios del mercado en
España, en parte mitigada por los efectos de las políticas incentivadoras de las cuales se beneficia una
parte significativa de las ventas del Grupo en el país.
EBITDA
El EBITDA de la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina presenta un incremento del 5,6%,
equivalente a 7 millones de euros, y pasa de 125 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 132
millones de euros en el primer semestre de 2010. El impacto derivado de la consolidación de Ecyr en el
EBITDA es de 27 millones de euros. Aparte de este impacto, el EBITDA de la unidad de negocio,
equivalente a 105 millones de euros, se ha reducido en un 16,7%.
La incidencia del EBITDA en los beneficios del área disminuye unos 14 puntos porcentuales y pasa del
68,7% del primer semestre de 2009 al 54,3% del primer semestre de 2010, excluyendo Ecyr. Este curso se
debe principalmente a los mayores costes soportados en América Latina, en particular, por efecto de los
mayores volúmenes de energía adquiridos en Panamá.
2008 frente a 2009
El EBITDA de la unidad de negocio Península Ibérica y América Latina sufre una disminución del 9,0%,
equivalente a 21 millones de euros, pasando de 233 millones de euros en 2008 a 212 millones de euros en
2009. La incidencia del EBITDA en los ingresos del área disminuye un 2,3% y pasa del 62,5% en 2008 al
60,2% en 2009.
Este curso refleja principalmente la variación negativa registrada por los ingresos por valor de 21 millones de
euros que se ha reflejado en una casi igual contracción del EBITDA.
9.2.4.4 ENEL SI
Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de commodity
Los ingresos que pueden atribuirse a Enel.si aumentan un 110,3%, y pasan de 39 millones de euros en el
primer semestre de 2009 a 82 millones de euros en el primer semestre de 2010. Estos beneficios se refieren
por un valor de 76 millones de euros a las ventas a la red al detalle principalmente de material fotovoltaico
(34 millones de euros en el primer semestre de 2009). El aumento de los ingresos es atribuible a los mayores
volúmenes de venta de paneles fotovoltaicos, y pasa de 10,3 MWp en el primer semestre de 2009 a 46,1
MWp en el primer semestre de 2010.
2008 frente a 2009
Los ingresos que pueden atribuirse a Enel.si aumentan un 16,3%, y pasan de 153 millones de euros en 2008 a
178 millones de euros en 2009. Estos ingresos se refieren por un valor de 114 millones de euros a las ventas

248

Sección I

al detalle principalmente de material fotovoltaico (94 millones de euros en 2008), por un valor de 50
millones de euros a la cesión de los títulos de eficiencia energética (13 millones de euros en 2008) y por
valor de 14 millones de euros a otros beneficios (46 millones de euros en 2008). El incremento de los
ingresos procedentes de la venta de material fotovoltaico y de los Títulos de eficiencia energética,
equivalentes a 57 millones de euros, ha compensado plenamente la disminución de 32 millones de euros de
los otros beneficios por realización de servicios fotovoltaicos, ya no pertenecientes al modelo de negocio de
la Sociedad.
EBITDA
El EBITDA de Enel.si pasa de un valor negativo de 10 millones de euros en el primer semestre de 2009 a 1
millón de euros en el primer semestre de 2010. Este curso es debido a mayores volúmenes de venta de
paneles fotovoltaicos que ha permitido una mejor absorción de los costes fijos de estructura.
2008 frente a 2009
El EBITDA de Enel.si pasa de 6 millones de euros en 2008 a 7 millones de euros en 2009 con una incidencia
constante y correspondiente al 3,9% en los dos ejercicios analizados. Este curso se debe a mayores
volúmenes de material fotovoltaico vendidos, junto con mayores beneficios por la venta de títulos de
eficiencia energética que han permitido una mejor absorción de los costes fijos de estructura.
9.2.5 Información sobre políticas o factores de naturaleza gobernativa, económica, fiscal, monetaria o
política que hayan tenido, o podrían tener, directa o indirectamente, repercusiones significativas en
la actividad del Emisor
El Grupo opera en un sector de actividad reglamentado por las leyes del Estado italiano y de la Unión
Europea, por las decisiones de la AEEG, y por la normativa de los otros países en los cuales está presente.
La reglamentación del sector tiene un impacto significativo en la operatividad, los resultados económicos y
el equilibrio financiero del Grupo (véase Sección I, Capítulo IV, Factores de Riesgo, Párrafo 4.2.1 del
Folleto).

249


CAPÍTULO X – RECURSOS FINANCIEROS

En el presente capítulo se muestra el análisis de la situación financiera del Grupo a 30 de junio de 2010 y 31
de diciembre de 2009 y 2008, además de los flujos de efectivo para los semestres terminados el 30 de junio
de 2010 y 2009 y los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008.
La información financiera y los resultados económicos incluidos en el presente Capítulo fueron extraídos de
los Estados Financieros Consolidados semestrales resumidos del Grupo a 30 de junio de 2010, de las Cuentas
Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio cerrado a fecha 31 de diciembre de 2009, y
del balance agregado del Grupo para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, sujetos a una
revisión contable completa de parte de la Sociedad Auditora y la gestión realizada sobre la base de los
resultados contables generales y operativos.
Como ya se ha indicado, el Emisor fue constituido el 1 de diciembre de 2008 en el plan de reorganización de
las actividades del sector de fuentes renovables del Grupo Enel. Por lo tanto, el negocio objeto de la oferta
pública ha operado durante este período a través de sociedades directamente o indirectamente controladas
por Enel, entre las que no siempre existía una relación jurídico-participativa de control (véase Sección I,
Capítulo III, Preámbulo y Capítulo V, Párrafo 5.1.5 del Folleto). Por tanto, el Emisor preparó para el ejercicio
terminando el 31 de diciembre de 2008 y únicamente con el fin de preparar el Folleto y el documento de
oferta (Offering Circular) relacionado con la oferta reservada a inversores institucionales en el extranjero de
conformidad con la Regulation S de la Ley United States Securities Act de 1933, y sus sucesivas
modificaciones, incluidos los Estados Unidos de América según la norma Rule 144-A adoptada en virtud de
la United States Securities Act de 1933, y sus sucesivas modificaciones, las Cuentas Anuales Agregadas para
representar la situación patrimonial, económica y financiera de la sociedad del Grupo dependiente del
Emisor, como si el mismo hubiera operado durante el período como un grupo autónomo. No obstante, se
debe resaltar que, aunque las sociedades y las actividades que han sido objeto de agregación han
efectivamente operado como grupo autónomo en dicho ejercicio, no necesariamente habrán obtenido los
resultados patrimoniales, económicos y financieros detallados en las Cuentas Anuales Agregadas. Por cuanto
concierne a la metodología empleada en la preparación de las Cuentas Anuales Agregadas el 31 de diciembre
de 2008, véase la descripción detallada en la Sección I, Capítulo XX, Párrafo 20.1, del Folleto.

La información detallada a continuación acerca de la situación financiera del Grupo a 31 de diciembre de
2009 y 2008, no reflejan el impacto procedente de la adquisición de Ecyr y de la recapitalización de la
Sociedad ocurridas después del 31 de diciembre de 2009. Estas operaciones y sus efectos se reflejan en la
situación financiera del Grupo a 30 de junio de 2010.

250

Sección I

10.1 Recursos financieros del Emisor
A continuación se detalla el endeudamiento financiero neto del Grupo, determinado de conformidad con lo
previsto en el párrafo 127 de las recomendaciones del CESR/05-054b implementativas del Reglamento CE
809/2004 (“Endeudamiento financiero neto”) a 30 de junio de 2010 y 31 de diciembre de 2009 y 2008:
Títulos (82) (68) (48)
Liquidez (293) (212) (211)
Créditos financieros corrientes (243) (85) (14)
Deudas con bancos a corto plazo 99 77 11
Cuota corriente de deudas con bancos 101 82 72
Cuota corriente de empréstitos obligacionales 16 13 12
Cuota corriente de deudas con otros financiadores 28 20 23
Papeles comerciales 13 - -
Otras deudas financieras a corto plazo 2.041 4.336 4.572
Endeudamiento financiero corriente 2.298 4.528 4.690
Endeudamiento financiero corriente neto 1.762 4.231 4.465
Deudas con bancos 876 724 611
Empréstitos obligacionales 47 47 62
Deudas con otros financiatores y sociedades relacionadas 408 360 202
Endeudamiento financiero no corriente 1.331 1.131 875

A fin de hacer un seguimiento del desarrollo de la propia posición financiera, el Emisor también utiliza el
indicador financiero “Endeudamiento financiero neto Enel Green Power”, determinado como sigue:
A fecha 30 de junio A fecha 31 de diciembre

Nótese que el monto de las deudas detalladas arriba no incluye el endeudamiento financiero relacionado con
las actividades destinadas a las ventas equivalentes a 47 millones de euros a 30 de junio de 2010.
La parte principal del Endeudamiento financiero neto Enel Green Power queda representada en “otras deudas
financieras a corto plazo”, equivalentes a 2.041 millones de euros a 30 de junio de 2010 (4.336 millones de
euros a 31 de diciembre de 2009 y 4.572 millones de euros a fecha 31 de diciembre de 2008), de los cuales
1.549 millones de euros relativos a la posición deudora respecto a la sociedad controladora Enel (4.275
millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 4.377 millones de euros a 31 de diciembre de 2008).
La reducción de la cuenta “otras deudas financieras a corto plazo” del 31 de diciembre de 2009 al 30 de junio
de 2010 se atribuye predominantemente a la recapitalización del Emisor por medio de la renuncia, por parte
de Enel, a una parte del crédito financiero relativo a la cuenta corriente intersocietaria por un monto
equivalente a de 3.700 millones de euros (denominada en adelante la “Recapitalización”); parcialmente
compensada por el desembolso para la adquisición de Ecyr que se produjo en el primer semestre de 2010 por
un total de 860 millones de euros.

251


Además, a 30 de junio de 2010, a raíz de la adquisición por parte del Grupo Ecyr (sin contar con la
contribución de Eufer) ha contribuido al endeudamiento financiero de Enel Green Power por un total de 346
millones de euros.
En la fecha del Folleto, el Grupo cuenta con líneas de créditos aprobadas por un total de 5.700 millones de
euros, divididos en:
 2.000 millones de euros aprobadas por Enel, a favor del Emisor con una duración anual y con la
posibilidad de renovación al vencimiento;
 3.700 millones de euros aprobadas por Enel Finance International a favor de Enel Green Power
International B.V., de los cuales 1.200 millones de euros tienen duración anual y posibilidad de
renovación al vencimiento y 2.500 millones de euros con vencimiento en marzo de 2018.
Con respecto a estas líneas de crédito, el saldo utilizado a 30 de junio de 2010 es de 2.038 millones de euros.
Para consultar información adicional sobre dichas líneas de crédito, véase la Sección I, Capítulo XIX,
Párrafo 19.1 del Folleto Informativo.
Como detallado a continuación, en el período bajo análisis sólo las financiaciones erogadas con la fórmula de
la financiación del proyecto (“project financing”) obligan al Grupo a respetar parámetros societarios y
financieros. En el semestre terminado el 30 de junio de 2010 y en los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2009 y de 2008 y a la fecha del Folleto, los parámetros se han respetado y no se han verificado
events of default.
Los principales contratos de financiación a largo plazo del Grupo Enel contienen compromisos (covenant)
propios de la práctica internacional, pertenecientes a las empresas deudoras (Enel, Endesa y las demás
sociedades del Grupo) y, en algunos casos, pertenecientes a Enel en su calidad de fiador. Estos contratos
contienen, entre otras, cláusulas de “cross default” (en virtud de las cuales un incumplimiento relacionado
con un endeudamiento financiero, con tal que sea superior a unos determinados importes, asumido por Enel
o por sus propias controladas relevantes, se considera un incumplimiento de dichas financiaciones que
inmediatamente se convierten en exigibles) y otras cláusulas que comportan límites para el uso de los
recursos financieros del grupo Enel que, junto a dichos convenant, a fecha de 30 de junio de 2010, son
respetadas. En esta misma fecha, el Grupo Enel tiene un Endeudamiento Financiero Neto según la Normativa
CESR, de 55.8 00 millones de euros (dato establecido en virtud del párrafo 127 de las recomendaciones de la
CESR/05-054b y de acuerdo con las disposiciones Consob de 26 de julio de 2007) y un Endeudamiento
Financiero Neto Enel de 53.900 millones de euros (dato establecido según la Norma CESR sin contar los
créditos financieros no corrientes y los títulos a largo plazo)..

252

Sección I

A continuación se detallan indicadores financieros adicionales utilizados por el Emisor para hacer un
seguimiento del desarrollo de la propia posición financiera, evidenciando los criterios para sus cálculos:
Al y durante el semestre Al y durante el ejercicio terminado el
terminado el 30 de junio 31 de diciembre
Pro forma
Endeudamiento financiero neto Enel Green Power 2.995 No disponible 5.345 5.326
Patrimonio neto 7.224 No disponible 2.564 2.196
EBITDA 651 1.331 1.207 1.141
Costes financieros 71 150 161 275

EBITDA / costes financieros 9,2 x 8,9 x 7,5 x 4,1 x

Endeudamiento financiero neto Enel Green 0,4 x No disponible 2,1 x 2,4 x
Power / patrimonio neto

Endeudamiento financiero neto Enel Green 2,5 x No disponible 4,4 x 4,7 x
Power / EBITDA (1)
(1) El EBITDA se calcula a fecha 30 de junio de 2010 sobre su base anual, sumando el EBITDA del primer semestre de 2010 (651 millones de euros)
y el EBITDA del ejercicio de 2009 (1.207 millones de euros), exento del EBITDA del primer semestre de 2009 (651 millones de euros).

La mejora de los indicadores financieros:
i) “EBITDA / costes financieros”, que pasa de 4,1x en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008, a 9,2x en el semestre terminado el 30 de junio de 2010, se atribuye especialmente a las
reducciones en los costes financieros tras la Recapitalización, la disminución de las tasas de interés
y el aumento en el EBITDA (véase la Sección I, Capítulo 9, Párrafo 9.2.2 del Folleto); y
ii) “Endeudamiento financiero neto Enel Green Power / patrimonio neto” y “Endeudamiento
financiero neto Enel Green Power / EBITDA”, se atribuye especialmente a la reducción en el
“Endeudamiento financiero neto Enel Green Power” tras la Recapitalización.
A continuación se describe el contenido de los principales saldos que componen el Endeudamiento
financiero neto a 30 de junio de 2010 y 31 de diciembre de 2009 y 2008.
Depósitos bancarios y postales
El saldo de “Depósitos bancarios y postales” a 30 de junio de 2010 asciende a 211 millones de euros (144
millones de euros y 163 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente). Dichos
saldos incluyen, a 30 de junio de 2010, 91 millones de euros (100 millones de euros y 90 millones de euros a
31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente) relacionados con depósitos de garantía para algunos
contratos de financiación de proyectos (project financing). En particular, algunas financiaciones de proyectos
prevén la obligación del Emisor de vincular parte de los beneficios obtenidos por ciertos proyectos
específicos como garantía del reembolso de deudas relacionadas.
Títulos
El saldo de “Títulos” asciende a 82 millones de euros a 30 de junio de 2010 (68 millones de euros y 48 de
euros a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente) y se refiere principalmente a inversiones en
títulos a corto plazo −preferentemente certificados de depósito− por medio de los cuales las subsidiarias en
Brasil, Chile y Panamá invierten la liquidez generada por las operaciones, como se prevé en las políticas del
Grupo.

253


Créditos financieros corrientes
El saldo de “Créditos financieros corrientes” a 30 de junio de 2010 asciende a 243 millones de euros (85
millones de euros y 14 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente). El saldo a
fecha 30 de junio de 2010 se compone de: i) 124 millones de euros (79 millones de euros a fecha 31 de
diciembre de 2009) por depósitos en la cuenta corriente intersocietaria con Enel Finance International, que
producen intereses equivalentes al Euribor 1M o al US Libor 1M. Enel Finance International es una sociedad
controlada por Enel que desempeña el papel de tesorera de las sociedades en el extranjero del Grupo Enel, y,
por consiguiente, las subsidiarias del Emisor (véase Sección I, Capítulo XIX, Párrafo 19.1.2) en el
extranjero, ii) 39 millones de euros por depósitos en cuentas corrientes intersocietarias con Enel, comentadas
a continuación, y iii) 74 millones de euros por depósitos en cuenta corriente intersocietaria que Ecyr
comparte con Endesa.
Deudas con bancos a corto plazo
El saldo “Deudas con bancos a corto plazo”, equivalentes a 99 millones de euros a 30 de junio de 2010 (77
millones de euros y 11 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente), se refiere, en
cuanto a los 72 millones de euros (70 millones de euros y 5 millones de euros el 31 de diciembre de 2009 y
2008, respectivamente), a financiaciones erogadas a alguna entidad del Grupo y para las partes remanentes,
equivalentes a 27 millones de euros (7 millones de euros y 6 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y
2008, respectivamente), a la utilización de líneas de crédito renovables. Dichas financiaciones son a tasas
variables generalmente ligadas al Euribor y un aumento de un diferencial.
Papeles comerciales
El saldo “Papeles comerciales”, equivalentes a 13 millones de euros a 30 de junio de 2010, se refiere al
programa de pagarés con Térmica Portuguesa S.A. que alcanza una tasa de interés equivalente al Euribor
3M, junto a un diferencial y un vencimiento en un plazo de 365 días.
Otras deudas financieras a corto plazo
El término “Otras deudas financieras a corto plazo” equivalentes a 2.041 millones de euros a 30 de junio de
2010 (4.336 millones de euros y 4.572 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente), de los que 1.549 millones de euros a 30 de junio de 2010 (4.275 millones de euros y 4.377
millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente) con la sociedad de control Enel. Cabe
destacar que Enel, en calidad de holding, presta, directa o indirectamente, servicios de tesorería al Grupo. En
particular, y basándose en acuerdos existentes, el Emisor le ha conferido a Enel el encargo de gestionar y
coordinar todas las operaciones relacionadas con la administración de sus propios recursos financieros y
necesidades, incluyendo las operaciones incluidas en la gestión de riesgo de la tasa interés. A continuación se
incluyen los principales movimientos financieros relacionados con la cuenta corriente en cuestión:
 se transfirieron 2.618 millones de euros al Emisor en el ámbito del acuerdo de escisión por medio del
que Enel Produzione S.p.A. le ha conferido a Enel Green Power la rama empresarial relacionada con la
generación de energía a partir de fuentes renovables (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.1.5 del
Folleto);
 uso de 1.699 millones de euros por el Emisor para la adquisición de participaciones en Enel Green Power
International y Enel.si (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.1.5 del Folleto);
 capitalización de 3.700 millones de euros en marzo de 2010 tras la recapitalización del Emisor mediante
la renuncia a una parte del crédito financiero otorgado por Enel al Emisor;

254

Sección I

 uso de 860 millones de euros por el Emisor para la adquisición de participaciones en Enel Green Power
España (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.1.5 del Folleto).
Con respecto de los fondos líquidos que Enel tiene a disposición del Emisor en la cuenta corriente
intersocietaria, la tasa de interés aplicado equivale al Euribor 1M y un aumento de 0,75%. El Emisor
disponía de un riesgo interno equivalente 5.100 millones de euros a 30 de junio de 2010. En julio de 2010, el
riesgo interno se redujo a 2.000 millones de euros. Sobre la cuota de riesgo interno no utilizado diariamente
se aplica una comisión de 0,0625%. Los acuerdos existentes no prevén circunstancias específicas en las que
se pueda superar el umbral acordado para el riesgo; pero si llegara a ocurrir, se prevé la aplicación de un
diferencial adicional del 2%.
Las condiciones propuestas por Enel resultan competitivas −respecto a ofertas análogas en el mercado− al
estar basadas en la valuación efectuada por Enel sobre la situación patrimonial, económica y financiera del
Emisor.
Además, el recurso a tales líneas permite al Emisor beneficiarse de la elevada reputación crediticia de la
sociedad de control Enel.
Por otra parte, cabe destacar que es práctica del Emisor recurrir a líneas de crédito con partes no controladas
siempre que estas últimas demuestren ser más ventajosas respecto a las condiciones establecidas por la
sociedad de control Enel. Esto ocurre, en general, cuando: i) se mantienen los presupuestos para obtener
financiación con tipos favorables; ii) se mantienen los presupuestos para obtener contribuciones sobre
inversiones u otras formas de incentivos. Además, se recurre a la financiación por partes no controladas en
circunstancias en las que el Grupo realiza proyectos en colaboración con terceros y cuyo financiamiento se
realiza, previo acuerdo con el socio, por medio de fuentes externas.
Asimismo, se indica que, en la fecha de cotización del Emisor, el servicio de tesorería y los informes
económicos activo y pasivo existentes entre las subsidiarias de Enel Gran Power y Enel Finance International
(a excepción de las líneas de crédito establecidas por Enel Finance International a favor de Enel Green Power
International B.V., por importe respectivamente de 1.200 millones de euros, estipulada a fecha de 1 de julio
de 2010 y de 2.500 millones de euros, estipulada a fecha 13 de julio de 2010, véase Sección I, Capítulo X,
Párrafo 10.1 del Folleto).
serán reembolsadas y concluidas y el servicio de tesorería para las subsidiarias del Grupo en el extranjero
será prestado por Enel Green Power International B.V. Asimismo, el contrato de tesorería de valores entre
Enel y Enel se extinguirá en la fecha de cotización del Emisor y las correspondientes posiciones activo y
pasivo respecto al Grupo Enel serán reembolsadas y concluidas.. Para consultar información adicional sobre
el contrato que rige la prestación de servicios de tesorería entre el Emisor y la sociedad de control Enel o
entre el Emisor y Enel Finance International véase la Sección I, Capítulo 19, Párrafo 19.1.1 y 19.1.2 del
Folleto.

255


Endeudamiento financiero a largo plazo
Las tablas siguientes muestran información detallada acerca de la financiación a largo plazo (incluyendo las
cuotas corrientes de dicha financiación) a 30 de junio de 2010 y a 31 de diciembre de 2009 y 2008, con
indicación de la tasa de interés aplicado, tanto fijo como variable, y los períodos de reembolso previstos en el
contrato:
Financiaciones existentes a 30 de junio de 2010
Valor Saldo Cuota Cuota no Cuota con vencimiento con
nocional contable corriente corriente posterioridad a los 12 meses
(En millones de euros) 2011 2012 2013 2014 Otro
Deudas con bancos:
- tasa fija 49 49 3 46 3 33 1 1 ( 8)
- tasa variable 933 928 98 830 42 105 100 88 (495)
Total 982 977 101 876 45 138 101 89 (503)

Empréstitos obligacionales:
- tasa fija 63 63 16 47 9 19 19 - -
Total 63 63 16 47 9 19 19 - -

Deudas con otros financiadores
- tasa fija 277 277 22 255 13 16 16 21 (89)
- tasa variable 41 41 5 36 9 4 4 3 (16)
Total 318 318 27 291 22 20 20 24 (205)

Financiación de sociedades
relacionadas
- tasa fija (20) 20 1 19 - - - - (19)
- tasa variable (98) 98 - 98 - - 9 - (89)
Total (118) 118 1 117 - - 9 - (108)

Total de endeudamiento 1.481 1.476 145 1.331 76 177 149 113 (816)
financiero a largo plazo
- tasa fija 409 409 42 367 25 68 36 22 (216)
- tasa variable 1.072 1.067 103 964 51 109 113 91 (600)

256

Sección I

Financiaciones existentes a 31 de diciembre de 2009
Valor Saldo Cuota Cuota Cuota con vencimiento con
nocional contable corriente no posterioridad a los 12 meses
(En millones de euros) corriente 2011 2012 2013 2014 Otro
Deudas con bancos:
- tasa fija 44 44 3 41 3 30 1 1 6
- tasa variable 766 762 79 683 73 109 73 65 363
Total 810 806 82 724 76 139 74 66 369

- tasa fija 60 60 13 47 15 16 16 - -
Total 60 60 13 47 15 16 16 - -

- tasa fija 241 241 16 225 17 27 22 21 138
- tasa variable 39 39 4 35 12 4 4 3 12
Total 280 280 20 260 29 31 26 24 150

relacionadas
- tasa variable 100 100 - 100 - - - - 100
Total 100 100 - 100 - - - - 100

Total de endeudamiento financiero a 1.250 1.246 115 1.131 120 186 116 90 619
largo plazo
- tasa fija 345 345 32 313 (35 73 39 22 144
- tasa variable 905 901 83 818 85 113 77 68 475

257


Financiaciones existentes a 31 de diciembre de 2008
Valor Saldo Cuota Cuota Cuota con vencimiento con
nocional contable corriente extraordinaria posterioridad a los 12 meses
(En millones de euros) 2010 2011 2012 2013 Otro
Deudas con bancos
- tasa fija 41 41 2 39 2 4 3 30 -
- tasa variable 648 642 70 572 88 79 48 46 311
Total 689 683 72 611 90 83 51 76 311

- tasa fija 74 74 12 62 12 14 14 17 5
Total 74 74 12 62 12 14 14 17 5

Deudas con otros
financiadores
- tasa fija 157 171 21 150 12 17 20 93 8
- tasa variable 22 22 2 20 1 1 1 14 3
Total 179 193 23 170 13 18 21 107 11

relacionadas
- tasa variable 32 32 - 32 - - - - 32
Total 32 32 - 32 - - - - 32

Total de endeudamiento 974 982 107 875 115 115 86 200 359
financiero a largo plazo
- tasa fija 272 286 35 251 26 35 37 140 13
- tasa variable 702 696 72 624 89 80 49 60 346

Las tablas siguientes muestran el endeudamiento financiero a largo plazo (incluyendo las cuotas corrientes de
dicho endeudamiento) estructurado por divisa de reembolso a 30 de junio de 2010 y a 31 de diciembre de
2009 y 2008, con indicación del promedio ponderado de las tasasde interés aplicados contractualmente y el
promedio ponderado de las tasas de interés efectivos.
Al y durante el semestre terminado el 30 de junio de 2010
(En millones de euros) Valor nocional Saldo contable Tasa media de interés Tasa media de interés
en vigor en vigor
Euros 1.069 1.064 1,93% 1,96%
Dólares EE. UU. 352 352 7,00% 6.78%
Peso chileno / UF 37 37 7,75% 7,75%
Otras divisas 23 23
Total de divisas diferentes al euro 412 412
Total 1.481 1.476

258

Sección I

Al y durante el terminado el 31 de Al y durante el ejercicio terminado el 31
diciembre de 2009 de diciembre de 2008
(En millones de euros) Valor Saldo Tasa Tasa Valor Saldo Tasa Tasa
nocional contable media media nocional contable media media
de de de de
interés interés interés interés
en vigor en vigor en vigor en vigor
Euros 884 880 1,93% 1,96% 629 624 4,67% 4,70%
Dólares EE.UU. 312 312 7,00% 7,00% 288 301 7,31% 8,32%
Peso chileno/UF 34 34 7,75% 7,75% 30 30 7,75% 7,75%
Otras divisas 20 20 27 27
Total de divisas diferentes al euro 366 366 345 358
Total 1.250 1.246 974 982

De las tablas anteriores se desprende que, dada la presencia internacional del Grupo y las inversiones en
curso, a 30 de junio de 2010 el 28% del endeudamiento financiero a largo plazo del Grupo estaba expresado
en divisas distintas del euro (29% a 31 de diciembre de 2009 y 35% a 31 de diciembre de 2008).
A continuación se incluye una breve descripción de las principales formas de endeudamiento a largo plazo.
Deudas con bancos
El saldo “Deudas con bancos”, equivale a 977 millones de euros a 30 de junio de 2010 (806 millones de
euros y 683 millones de euros a 31 de diciembre de 2008, respectivamente), de los que 101 millones de euros
son corrientes (82 millones de euros y 72 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente). Este saldo por 800 millones de euros se refiere a financiaciones erogadas por entidades
bancarias (615 millones de euros y 465 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente) y 177 millones de euros a financiaciones erogadas por organismos comunitarios (191
millones de euros y 218 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente).
Financiaciones erogadas por instituciones bancarias
El saldo en cuestión a 30 de junio de 2010 es de 800 millones de euros (615 millones de euros y 465
millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente), de los que 469 millones de euros
(496 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 384 millones de euros a 31 de diciembre de 2008)
relacionados con financiaciones estipuladas por EUFER y 168 millones de euros relacionados con
financiaciones estipuladas por Ecyr, en gran parte a través de la fórmula de financiación de proyectos
(project financing), para el desarrollo de actividades en la unidad de negocios en la Península Ibérica y
América Latina. Dichas financiaciones se remuneran a tipos de interés relacionados con el Euribor con un
diferencial.
Se hace constar que las financiaciones erogadas a través de la fórmula de la financiación de proyectos
(project financing) están estructuradas por medio de una sociedad instrumental (special purpose vehicle, en
lo sucesivo “SPV”) en la que EUFER y Ecyr detentan generalmente la mayoría de las participaciones. Estas
financiaciones obligan conjuntamente a EUFER y Ecyr a la SPV respecto a algunos parámetros societarios y
financieros.
En particular, los parámetros societarios incluyen la capacidad de las instituciones financieras de poder
solicitar el reembolso anticipado de las financiaciones en cuestión en caso de variaciones en la lista de
accionistas de referencia de EUFER, Ecyr o de las SPV.

259


En contraste, los parámetros financieros incluyen normalmente:
• la obligación de la SPV de respetar ciertas relaciones ―generalmente 15%/85% (en ciertos casos es
10%/90% o 20%/80%)― para patrimonio neto / endeudamiento financiero;
• la posibilidad de que la SPV distribuya dividendos: i) con la condición de que se cumpla un debt
service cover ratio es decir, la relación entre a) los flujos de efectivo antes del proyecto financiado en
un año dado, y b) los intereses y la cuota de capital de la deuda vencida para el mismo año
generalmente mayor a 1,10 (en algunos casos, a 1,05 o 1,15); y ii) limitado a la cantidad de efectivo
disponible como resultado de la situación contable sujeta a auditoría;
• la facultad de las instituciones financieras de requerir un reembolso anticipado en caso de un debt
service cover ratio menor, generalmente, a 1,05 (en algunos casos, menor a 1 o 1,1);
• el aumento o la disminución de las tasas de interés aplicables a la financiación en cuestión con
respecto al nivel del debt service cover ratio. En particular, el diferencial de la tasa de interés de
referencia aumenta en caso de un debt service cover ratio superior, generalmente, a 1,25 (en algunos
casos a 1,4) y disminuye en el caso opuesto.
En los semestres terminados a 30 de junio de 2010 y los ejercicios terminados a 31 de diciembre de 2009 y
2008 y en la fecha del Folleto, los parámetros mencionados se respetan y no surgen casos de incumplimiento.
Financiaciones erogadas por organismos comunitarios
Los saldos en cuestión se refieren exclusivamente a la financiación obtenida del Banco Europeo de
Inversiones por un monto original de 300 millones de euros, cuya deuda residual ascendía, a 30 de junio de
2010, a 177 millones de euros (191 millones de euros y 218 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y
2008, respectivamente). Dicha financiación se recibió en el marco de un programa de inversión en el sector
de la producción de energía de fuentes renovables y alcanza una tasa de interés equivalente al Euribor 3M
con un diferencial que, comparado con ciertos parámetros previstos en el contrato, puede variar entre 0,25%
y 0,32%. El reembolso de esta financiación está previsto para el mes de diciembre de 2016, por medio del
pago de cuotas semestrales constantes.
Empréstitos de obligacionales
El saldo en cuestión, de 63 millones de euros a 30 de junio de 2010 (60 millones de euros y 74 millones de
euros a fecha 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente), se refiere al empréstito de obligaciones
emitido por la sociedad controlada Empresa Generadora Eléctrica S.A., hoy Enel Fortuna S.A., durante el
ejercicio de 2002 por un monto original de 170,0 millones de dólares (171,4 millones de euros a la tasa de
cambio en vigor en la fecha de emisión). Dicho empréstito de obligaciones, emitido el mes de junio de 2002
solamente para inversores institucionales, cotiza en la Bolsa de Panamá, alcanza una tasa de interés fijo de
10⅛% y será reembolsado en el mes de diciembre de 2013. La reducción registrada en el transcurso del
ejercicio de 2009, equivalente a 14 millones de euros, se debe a reembolsos efectuados según lo previsto por
el plan de amortizaciones.
El saldo del saldo en cuestión a 30 de junio de 2010 es de 318 millones de euros (280 millones de euros y
193 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente). Este saldo mantiene
principalmente financiaciones por cerca de 204 millones de euros (178 millones de euros y 90 millones de
euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente) para proyectos por Snyder, Smoky I y Smoky II
en Norteamérica con posterioridad al Tax Partnership.

260

Sección I

Las tax partnership son instrumentos regidos por la normativa fiscal estadounidense que permite la
asignación a entidades terceras fuera del Grupo (tax equity investor), bajo determinadas condiciones y saldos
específicos previstos en la normativa de referencia, beneficios fiscales reconocidos en los Estados Unidos de
América a sociedades que producen energía eléctrica a partir de fuentes renovables. En este contexto,
algunas sociedades que dependen de ENA, sociedad controlada al 100% por el Emisor, tenían a 30 de junio
de 2010 una tax partnership con diferentes instituciones financieras, a fin de financiar los proyectos Snyder,
Smoky Hill I y Smoky Hill II de centrales eólicas instaladas en los estados de Kansas y Tejas. Dichas
operaciones han permitido a algunas sociedades del Grupo ENA procurar financiación de instituciones
financieras, en virtud de la transferencia a estas últimas de los créditos fiscales futuros derivados de la
producción de energía eólica y las pérdidas fiscales obtenidas. Esta normativa le permite a las sociedades en
fase de start up de monetizar los créditos y pérdidas fiscales que, en ausencia de ingresos imponibles, no se
podrían haber utilizado de otro modo.
El saldo a 30 de junio de 2010 incluye financiaciones en project finance en Norteamérica por 82 millones de
euros (72 millones de euros y 76 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente).
Financiación de sociedades relacionadas
El saldo “Financiación de sociedades relacionadas”, equivale a 118 millones de euros a 30 de junio de 2010
(100 millones de euros y 32 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente), se
refiere, en lo que respecta a 98 millones de euros (79 millones de euros y 32 millones de euros el 31 de
diciembre de 2009 y 2008, respectivamente), a financiaciones a largo plazo erogadas por Enel Finance
International, y en lo que respecta a 20 millones de euros, a operaciones de lease-back financiero por Enel
Lease S.a.r.l..
Para consultar información adicional sobre la financiación de sociedades relacionadas, véase la Sección I,
Capítulo 19, Párrafo 19.1 del Folleto.

261


10.2 Flujos de efectivo del Emisor
10.2.1 Flujos de efectivo para el semestre terminado el 30 de junio de 2010 y 2009
La siguiente tabla muestra un resumen del estado de cuentas financieras del Grupo respecto al semestre
terminado el 30 de junio de 2010 y 2009.
Semestre terminado el
30 de junio
No auditado
Flujo de efectivo procedente de los activos operativos con anterioridad a las variaciones del 710 657
capital circulante neto
Variaciones del capital circulante neto(1) (449) (338)
Flujo de efectivo procedente de los activos operativos 261 319

Flujo de efectivo (absorbido) por las actividades de inversión (1.242) (292)

Flujo de efectivo (absorbido) / generado por las actividades de financiación 1.037 (65)

Efecto relativo a la variación de la tasa de cambio de efectivo y otros activos líquidos 11 -
equivalentes

Incremento (disminución) del efectivo y otros activos líquidos equivalentes 67 (38)
(1) Capital circulante neto: definido como la diferencia entre “Activos corrientes” y “Pasivos corrientes”, con exclusión de:
- “Créditos por anticipación de factoring”, “Cuota corriente de créditos financieros a largo plazo”, “Otros títulos” y otras partidas menores,
incluyendo el saldo “Actividades financieras corrientes”;
- “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes”;
- “Financiación a corto plazo”, “Cuotas corrientes de financiación a largo plazo” y ciertas partidas incluidas en los “Pasivos financieros corrientes”.

Durante el primer semestre de 2010, el Grupo aumentó el monto de efectivo en 67 millones de euros,
mientras que, durante el primer semestre de 2009, el impacto de las actividades sobre los flujos de efectivo
absorbió efectivo por un valor de 38 millones de euros. A continuación se comenta brevemente los
principales elementos que han afectado a los flujos de efectivo en los semestres terminados el 30 de junio de
2010 y 2009.
Flujo de caja generado por los activos operativos
La gestión operativa registra una reducción en saldos de la generación de efectivo y pasa de 319 millones de
euros el primer semestre de 2009, a 261 millones de euros el primer semestre de 2010. La variación se
atribuye principalmente a las variaciones en el capital circulante neto.
El capital circulante neto ha absorbido efectivo por un valor de 449 millones de euros y por 338 millones de
euros el primer semestre de 2010 y 2009, respectivamente. La variación se debe principalmente a: i) los
impuestos pagados el primer semestre de 2010 por un valor de 297 millones de euros con respecto a 61
millones de euros durante el primer semestre de 2009, y ii) la variación en Italia de créditos y deudas
comerciales generados el primer semestre de 2009. Esta variación es resultado de la constitución del Emisor,
que, a 31 de diciembre 2008, tenía una posición comercial acreedora y deudora relativa a la gestión corriente
del mes de diciembre (véase la Sección I, Capítulo 20, Párrafo 20.1 del Folleto).
Los impuestos pagados en Italia en 2010 se refieren principalmente a pagos de impuestos por parte del
Emisor, e incluyen ajustes impositivos para 2009 y entregas fiscales para 2010 calculados sobre la base

262

Sección I

imponible de 2009, mientras que los impuestos pagados por el Emisor en 2009 se referían únicamente a un
solo mes de operaciones en 2008.
Flujo de efectivo absorbido por las actividades de inversión
En el primer semestre de 2010, las actividades de inversión han absorbido efectivo por un valor de 1.242
millones de euros. A continuación se describen las principales actividades de inversión efectuadas durante el
semestre en cuestión:
Inversiones
 809 millones de euros para la adquisición de participaciones de control, de los que 777 millones de
euros se destinaron a la adquisición de Ecyr (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.1.5 del
Folleto).
 336 millones de euros para inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria exentas de las
contribuciones recibidas (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.2 del Folleto), de los que 183
millones de euros fueron para el sector eólico, 70 millones de euros para el geotérmico y 56 millones
de euros para el hidroeléctrico;
 94 millones de euros para actividades financieras corrientes y no corrientes con partes controladas,
principalmente con respecto a las cuentas corrientes entre sociedades con Enel Finance International,
Enel y Endesa;
 3 millones de euros para inversiones en activos inmateriales.
En el primer semestre de 2009, las actividades de inversión han absorbido fondos por 292 millones de euros.
A continuación se describen las principales actividades de inversión efectuadas durante el semestre en
cuestión:
Inversiones
 278 millones de euros para inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria;
 12 millones de euros para la adquisición de participaciones mayoritarias y subsidiarias (véase la
Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.2 del Folleto);
 Flujo de efectivo procedente / (absorbido) de las actividades de financiación
Las actividades de financiación han generado efectivo por 1.037 millones de euros en el primer semestre de
2010, principalmente gracias a las siguientes operaciones:
 incremento neto de las financiaciones a corto plazo por un total de 957 millones de euros, de los que
860 millones de euros se destinaron a la adquisición de Ecyr, anteriormente mencionado;
 emisión de nuevas financiaciones a largo plazo por 80 millones de euros.
Las actividades de financiación han absorbido efectivo por un valor de 65 millones de euros en el primer
semestre de 2009, principalmente gracias a las siguientes operaciones:
 emisión de nuevas financiaciones a largo plazo por 166 millones de euros;
 disminución neta de las financiaciones a corto plazo por un total de 231 millones de euros.

263


10.2.2 Flujos de efectivo para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 2008
La siguiente tabla muestra un resumen del estado de cuentas financieras del Grupo respecto al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009 y 2008.
Flujo de efectivo procedente de los activos operativos con anterioridad a las 1.259 1.138
variaciones del capital circulante neto
Variaciones del capital circulante neto(1) (362) (785)
Flujo de efectivo procedente de los activos operativos 897 353

Flujo de efectivo (absorbido) por las actividades de inversión (852) (998)

Flujo de efectivo (absorbido) / generado por las actividades de financiación (60) 645

Efecto relativo a la variación de la tasa de cambio de efectivo y otros activos líquidos (4) -
equivalentes

Disminución activos líquidos y otros activos líquidos equivalentes (19) -
(1) Capital circulante neto: definido como la diferencia entre “Activos corrientes” y “Pasivos corrientes”, con exclusión de:
- “Créditos por anticipación de factoring”, “Cuota corriente de créditos financieros a largo plazo”, “Otros títulos” y otras partidas menores,
incluyendo el saldo “Actividades financieras corrientes”;
- “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes”;
- “Financiación a corto plazo”, “Cuotas corrientes de financiación a largo plazo” y ciertas partidas incluidas en los “Pasivos financieros corrientes”.

Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, el Grupo redujo el monto del efectivo por un
valor de 19 millones de euros, mientras que, durante el ejercicio de 2008, el impacto de las actividades sobre
los flujos de efectivo fue nulo. A continuación se comentan brevemente los principales elementos que han
afectado a los flujos de efectivo en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008.
Flujo de efectivo procedente de los activos operativos
La gestión operativa registra un incremento en saldos de la generación de efectivo y pasa de 353 millones en
el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 a 897 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009. Los flujos de efectivo generados por los activos operativos, rectificados en las cuentas
del capital neto circulante, pasan de 1.138 millones de euros en 2008 a 1.259 millones de euros en 2009. La
variación se debe principalmente al incremento registrado en el EBITDA, que pasa de 1.141 millones de
euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 a 1.207 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009 (véase la Sección I, Capítulo 9, Párrafo 9.2.2 del Folleto).
El capital circulante neto ha absorbido efectivo por 362 millones de euros y por 785 millones de euros el
primer semestre de 2009 y 2008, respectivamente. La variación se debe principalmente al pago de un
impuesto sustituto de 532 millones de euros efectuado en el ejercicio de 2008 a fin de deducir algunas
diferencias temporales existentes entre los valores fiscales y los valores mostrados en las cuentas para
algunos activos.
Flujo de efectivo absorbido por las actividades de inversión
En el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, las actividades de inversión han absorbido fondos por
852 millones de euros. A continuación se describen las principales actividades de inversión efectuadas
durante el ejercicio en cuestión:

264

Sección I

Inversiones
 674 millones de euros para inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria exentos de las
contribuciones recibidas (véase la Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.2 del Folleto), de los que 400
millones de euros fueron para el sector eólico, 151 millones de euros para el geotérmico y 123
millones de euros para el hidroeléctrico;
 102 millones de euros para actividades financieras corrientes y no corrientes con partes controladas,
principalmente con respecto a las cuentas corrientes entre sociedades con Enel Finance International;
Desinversiones
 23 millones de euros para desinversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria;
 14 millones de euros en dividendos para sociedades subsidiarias.
En el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, las actividades de inversión han absorbido efectivo por
un valor de 998 millones de euros. A continuación se describen las principales actividades de inversión
efectuadas durante el ejercicio en cuestión:
Inversiones
 882 millones de euros para inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria (véase la Sección
I, Capítulo 5, Párrafo 5.2 del Folleto), de los que 540 millones de euros fueron para el sector eólico,
237 millones de euros para el geotérmico, 83 millones de euros para el hidroeléctrico y 22 millones
de euros para terrenos, edificios y otros bienes;
Desinversiones
 56 millones de euros por ingresos de créditos financieros;
 3 millones de euros por cesiones de bienes inmuebles, plantas y maquinaria.
Flujo de efectivo absorbido por las actividades de financiación
Las actividades de financiación han absorbido efectivo por un valor de 60 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009, gracias principalmente a las siguientes operaciones:
 reembolso de las financiaciones a largo plazo por un total de 233 millones de euros;
 disminución neta de financiaciones a corto plazo por un total de 176 millones de euros;
 emisión de nuevas financiaciones a largo plazo por 349 millones de euros.
Las actividades de financiación han generado efectivos por un valor de 645 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008, gracias principalmente a las siguientes operaciones:
 emisión de nuevas financiaciones a largo plazo por 206 millones de euros;

265


 uso de líneas de crédito a corto plazo por 604 millones de euros;
 reembolso de financiaciones a largo plazo por un total de 188 millones de euros;
 incremento de otros pasivos financieros por 23 millones de euros.

10.3 Indicadores de instrumentos financieros derivados
El objetivo del Emisor es, por medio del uso de instrumentos financieros derivados, protegerse de los riesgos
inherentes a las fluctuaciones de las tasas de interés, las tasas de cambio y los precios de la energía. Los
instrumentos financieros derivados utilizados por el Emisor son, por lo tanto, instrumentos de cobertura.
Desde un punto de vista meramente contable, algunos instrumentos cumplen con los requisitos previstos en
las IFRS (Normas Internacionales de Información Financiera) para poder considerarse de cobertura; otros,
por otra parte, aunque garantizan la cobertura de los riesgos mencionados, no cumplen con todos los
requisitos previstos en la NIC 39 y, por lo tanto, se consideran de tasa trading.
10.3.1 Riesgo de las tasas de interés
La gestión del riesgo de las tasas de interés tiene el objeto de reducir el monto de endeudamiento financiero
sujeto a la variación de las tasas de interés a fin de mitigar la volatilidad de los resultados y, al mismo
tiempo, controlar y contener el coste de la deuda. Para dicho propósito, el Grupo utiliza swaps y opciones de
tasa de interés.
Por medio del swap de tasa de interés, el Grupo acuerda con una contraparte intercambiar, a intervalos
preestablecidos, flujos de interés de tasa variable por flujos de interés de tasa fija y viceversa (previo
acuerdo entre las partes), calculados ambos sobre un capital nocional de referencia.
La opción de tasa de interés es un contrato que otorga el derecho y no la obligación de recibir o pagar una
determinada tasa de interés (strike rate) en una fecha determinada y basándose en un capital nocional de
referencia.
Los contratos derivados de cobertura se fijan siempre con valores nocionales y con fechas de vencimiento
menores o iguales a los de los pasivos financieros subyacentes, por lo que cada variación del valor razonable
y/o de los flujos de efectivo esperados de dichos contratos se calcula por la variación correspondiente del
valor razonable y/o los flujos de efectivo esperados de la posición subyacente. El valor razonable de los
derivados financieros refleja generalmente el monto estimado que el Grupo debería pagar o recibir para
terminar un contrato en la fecha de cierre contable.
Como ya se mencionó anteriormente, el objetivo del Emisor al estipular el swap y la opción de tasa de
interés es únicamente el de cubrirse del riesgo de las tasas de interés. No obstante, desde un punto de vista
meramente contable, cada uno de esos contratos cumple los requisitos estipulados en las IFRS para que sea
considerado de cobertura o hedge accounting; otros, en cambio, aunque garantizan principalmente la
cobertura del riesgo tasas de interés, no cumplen todos los requisitos establecidos en la NIC 39 y, por lo
tanto, se consideran de tasa trading.

266

Sección I

La siguiente tabla proporciona el valor nocional y razonable de los contratos derivados de tasas de interés a a
31 de diciembre de 2009 y 2008:
A 31 de diciembre de 2009 A 31 de diciembre de 2008
(En millones de euros) Nocional Valor Valor Valor Nocional Valor Valor Valor
razonable razonable razonable razonable razonable razonable –
– activos – pasivos – activos pasivos
Swap de tasa de interés 365 (21) - (21) 267 (15) - (15)
Opción de tasa de interés 9 - - - 1 - - -
Derivados expuestos a la 374 (21) - (21) 268 (15) - (15)
variabilidad del flujo de efectivo

Swap de tasa de interés 3 - - - 6 - - -
Opción de tasa de interés 38 (1) - (1) 51 - - -
Derivados de trading 41 (1) - (1) 57 - - -

Total de swap de tasa de interés 368 (21) - (21) 273 (15) - (15)
Total de opción de tasas de 47 (1) - (1) 52 - - -
interés
Total de derivados sobre tasas 415 (22) - (22) 325 (15) - (15)
de interés

La siguiente tabla proporciona el valor nocional y razonable de los contratos derivados de tasas de interés a
30 de junio de 2010:
A a 30 de junio de 2010
(En millones de euros) Nocional Valor Valor razonable – Valor razonable –
razonable activos pasivos
Derivados expuestos a la variabilidad del flujo de 548 (46) - (46)
efectivo
Derivados de trading 39 (2) - (2)
Total de derivados sobre tasas de interés 587 (48) - (48)

El importe del endeudamiento de tasa variable no cubierto ante el riesgo de tasas de interés representa el
principal elemento de riesgo por el impacto que podría tener sobre las cuentas de resultados como
consecuencia de un incremento en las tasas de interés de mercado.
En relación con el análisis del endeudamiento del Grupo, se desprende que el endeudamiento, a 30 de junio
de 2010, está indexado a un 89% con tasas variables (94% y 95% a a 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente); las operaciones en derivados de cobertura de variabilidad de flujo de efectivo han reducido
dicha exposición al 74% (87% y 90% a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente). Teniendo en
cuenta los fines de las relaciones de cobertura, incluso los derivados considerados de cobertura bajo el perfil
de gestión, pero que no cuentan con los requisitos necesarios para ser contabilizados según las reglas de la
hedge accounting, el porcentaje se ajusta al 73% (87% y 89% a 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente). La parte principal del endeudamiento financiero expresado en tasas variables es atribuible
al saldo de cuenta corriente intersocietario del Emisor y Enel.
Por consiguiente, teniendo en cuenta las operaciones de cobertura eficaces, un eventual incremento
(disminución) de las tasas de interés de mercado de un 0,01% (1 punto básico) generaría un impacto negativo
(positivo) en los resultados en saldos de mayores (menores) pasivos por interés sobre el componente de la

267


deuda no cubierta por el riesgo de tasas de interés, equivalente a 50 mil euros a 31 de diciembre de 2009
(impacto negativo de 50 mil euros) (43 mil euros a 31 de diciembre de 2008).
Con referencia al posible impacto en el Patrimonio Neto por variaciones en las tasas de interés de mercado,
se puede estimar que a 31 de diciembre 2009, si las tasas de interés de mercado hubieran sido un punto
básico más altos (más bajos), a la par de otras variables, el Patrimonio Neto habría aumentado (disminuido)
en unos 0,2 millones de euros a causa del incremento (disminución) del valor razonable de los derivados
sobre tasas de interés de la variabilidad del flujo de efectivo (y por consiguiente, de la relativa reserva del
Patrimonio Neto) (0,1 millones de euros a 31 diciembre de 2008).
10.3.2 Riesgo de la tasa de cambio
El Grupo opera en diferentes países, y parte de las transacciones se llevan a cabo en divisas diferentes
respecto a las divisas funcionales de las entidades que las utilizan. Por tanto, el Grupo queda expuesto al
riesgo de la tasa de cambio.
En particular, el riesgo de la tasa de cambio se manifiesta cuando las entidades que dependen del grupo
ejecutan las siguientes tasas de operaciones:
 compra y/o venta de energía a precios indexados a bienes básicos (commodities) expresados en divisas
diferentes de las funcionales; por ejemplo: en algunas circunstancias el precio de venta de la energía está
relacionado con el coste del petróleo, expresado en dólares;
 inversiones efectuadas en divisa extranjera;
 financiaciones y otros pasivos denominados en divisa extranjera.
A fin de reducir el riesgo de tasa de cambio derivado de las exposiciones antes mencionadas, el Grupo utiliza
contratos a plazo o forward a fin de cubrir los flujos de efectivo en divisas diferentes de las monedas
funcionales de las diferentes entidades del Grupo. Generalmente, el vencimiento de los contratos a plazo no
excede los 12 meses. El Grupo también mira las cuentas de los flujos de efectivo, entrantes y salientes,
respecto a los activos y pasivos denominados en divisa extranjera.
A 31 de diciembre de 2009, los contratos a plazo ascienden a un valor nocional total de 47 millones de euros
(179 millones de euros a 31 de diciembre de 2008).
En la siguiente tabla se detalla el valor nocional y razonable de los contratos derivados sobre tasas de cambio
a 31 de diciembre de 2009 y 2008.
razonable razonable razonable razonable razonable razonable
– activos – pasivos – activos – pasivos
Derivados expuestos a la - - - - 31 3 3 -
variabilidad del flujo de
efectivo
Derivados comerciales o de 47 - - - 148 (5) 1 (6)
trading

Total de derivados sobre tasas 47 - - - 179 (2) 4 (6)
de cambio

A 30 de junio de 2010, los contratos a plazo ascienden a un valor nocional total de 191 millones de euros.

268

Sección I

La siguiente tabla proporciona el valor nocional y el valor razonable de los contratos derivados sobre tasas de
cambio a 30 de junio de 2010.
A 30 de junio de 2010
(En millones de euros) Nocional Valor razonable Valor razonable Valor razonable
– activos – pasivos
Derivados expuestos a la variabilidad del flujo de efectivo 151 (2) - (2)
Derivados comerciales o de trading 40 2 4 (2)
Total de derivados sobre tasas de cambio 191 - 4 (4)

Con base en el análisis del endeudamiento financiero del Grupo, se observa que 30 de junio de 2010 el 28%
(29% y 35% a 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente) del endeudamiento no corriente está
expresado en monedas diferentes del Euro. No obstante, tal endeudamiento se refiere principalmente al
endeudamiento denominado en la moneda funcional de los países donde operan las sociedades del Grupo que
detentan una posición deudora; por tanto, la variación en las tasas de cambio no incide sobre los resultados
consolidados del Grupo, sino exclusivamente sobre la reserva de conversión registrada en el patrimonio neto
consolidado, destinada a recibir las diferencias en la tasa de cambio generada por la conversión en euros de
las cuentas de las sociedades consolidadas.

10.3.3 Riesgo de precios de productos básicos
El precio de la energía es afectado por diferentes variables, y por tanto posee una significativa volatilidad.
La venta de energía puede llevarse a cabo por medio de:
 mercados reglamentados (“Bolsas”). Dicha forma de venta de energía posee la mayor exposición a la
volatilidad de los precios, porque estos últimos están sujetos a continuos ajustes en función del nivel de
la oferta y la demanda. Durante el transcurso del 2009, cerca del 68% de la producción total del Grupo
en Italia fue vendida a través de la Bolsa.
 mecanismos como la tarifa regulada (feed-in tariff), en el que el precio de la cesión para cada KWh de
energía producido puede ser constante en el tiempo o sujeto a ajustes relacionados con índices que a su
vez reflejan la inflación. Dichas modalidades de venta se adoptan con frecuencia en Grecia, Francia,
Bulgaria y Rumania.
 contratos a largo plazo de tasa power purchase agreement (acuerdo de compra de energía, en adelante
“PPA”), en los que el precio de cesión para cada KWh de energía producido puede ser, de acuerdo con
los acuerdos existentes entre las partes adquirientes: variable en relación con los índices de inflación; o
indexado al precio de algún producto básico (por ejemplo: a veces el precio de venta está en función del
coste del petróleo, carbón o gas natural).
La política o policy del Grupo prevé la implementación de estrategias de cobertura orientadas a limitar la
exposición a las oscilaciones de las tarifas de venta de la energía, y para mitigar la volatilidad de los ingresos
respectivos. En particular, en la del Folleto, las políticas de cobertura del Grupo han tenido por objetivo cerca
del 80% de la producción estimada para un determinado ejercicio dentro de los saldos del ejercicio anterior.
El Emisor implementa mecanismos de cobertura a través de: i) contratos a largo plazo o ii) con respecto de la
energía vendida en la Bolsa, instrumentos financieros de cobertura por períodos lo suficientemente largos -
por ejemplo: hasta 12-18 meses- a fin de contener la volatilidad de los precios de venta de la energía para
todo el ejercicio,

269


No obstante, puesto que la producción está sujeta a factores meteorológicos (como, por ejemplo: sol, viento,
lluvia), el Grupo no está en condición de poder estimar exactamente la cantidad que se producirá durante los
siguientes 12 meses; sin embargo, puede, con base en análisis estadísticos, estimar una cantidad mínima de
producción con certeza razonable. Por lo tanto, la estrategia del Grupo consiste en emplear contratos a largo
plazo e instrumentos financieros con vencimiento a 12-18 meses a fin de dar cobertura a la cantidad mínima
que se estima se producirá con certeza razonable. Por otra parte, la cuota de producción que no se pueda
estimar por adelantado es cubierta a través de diferentes instrumentos financieros a plazos menores (p. ej.:
semestrales, trimestrales, mensuales, semanales).
Los instrumentos utilizados por el Grupo para limitar su exposición a las fluctuaciones de precios son de
diversa naturaleza e incluyen:
 contratos financieros derivados por diferencia (“CFD”) a dos vías en Italia.
 contratos bilaterales en Italia y el extranjero.
Los CFD a dos vías son instrumentos financieros derivados con base en los que el Grupo acuerda con una
contraparte (generalmente estipulados con Enel Trade, (véase la Sección I, Capítulo 19, Párrafo 19.1 del
Folleto) para intercambiar, en intervalos preestablecidos, las diferenciales entre el precio de referencia (strike
price) y el precio en la bolsa en una fecha dada (el Grupo recibe el strike price y paga el precio de la bolsa).
Los contratos bilaterales se configuran como acuerdos de intercambio a largo plazo, en los que el productor
acuerda con un tercero intercambiar una cantidad dada de energía en un intervalo predeterminado a un precio
cuya modalidad de fijación está preestablecida. Con referencia a Norteamérica y América Latina, los
contratos bilaterales típicamente tienen un plazo entre 10 y hasta 30 años, de acuerdo con las prácticas
comerciales adoptadas en el país en cuestión. Los contratos bilaterales estipulados en Italia tienen, por lo
general, una duración de un año. Sin embargo, una menor parte de la producción es quizás el objeto de
intercambio a través de contratos bilaterales subscritos en el transcurso del ejercicio, y poseen una duración
menor de un año (p. ej.: trimestral o mensual). Ya sea los CFD a dos vías o los contratos bilaterales, estos son
contratos subscritos con el objetivo de estabilizar el precio de venta. No obstante, los contratos bilaterales
prevén, al vencimiento, el intercambio físico del nocional (o el intercambio acordado de energía
correspondiente al precio acordado). Al contrario, los CFD a dos vías prevén exclusivamente el intercambio
del diferencial entre el strike price y el precio de la bolsa, y por tanto se configuran, desde un punto de vista
contable, como instrumentos derivados según la IFRS (NIC 39).
Además, como ya se mencionó anteriormente, en algunos casos el Grupo subscribe contratos que prevén un
precio de venta variable en función del precio de algún producto básico. Con frecuencia se trata de productos
básicos energéticos denominados en dólares estadounidenses. En tales circunstancias, el Grupo establece
temporalmente un instrumento de cobertura para limitar su propia exposición a la fluctuación de los precios
de los productos básicos en cuestión, o por medio de contratos a plazos para mitigar la exposición del Grupo
a las fluctuaciones en las tasas de cambio de productos básicos respecto al Euro. Véase también lo
mencionado en el párrafo anterior, 10.3.2 Riesgo de la tasa de cambio.

270

Sección I

La siguiente tabla proporciona el valor nocional y razonable de los contratos derivados sobre productos
básicos a 31 de diciembre de 2009 y 2008. El valor razonable de dichos CFD a dos vías se determina al
emplear las cotizaciones a plazos o forward para energía eléctrica.
razonable razonable razonable razonable razonable razonable
– activos – pasivos – activos – pasivos
CFD a 2 vías 450 73 73 - 806 133 133 -
Otros derivados sobre energía 57 11 12 (1) 175 (2) - (2)
Derivados expuestos a la 507 84 85 (1) 981 131 133 (2)
variabilidad del flujo de efectivo

CFD a 2 vías - - - - 4 (1) - (1)
Otros derivados sobre energía 5 - - - 119 43 43 -
Derivados de trading 5 - - - 123 42 43 (1)

Total de derivados a partir de 512 84 85 (1) 1.104 173 176 (3)
productos básicos

El valor nocional de los contratos derivados sobre productos básicos disminuyó de un total de 1.104 millones
de euros a 31 de diciembre de 2008 a 512 millones de euros a 31 de diciembre de 2009. Dicha variación se
explica por la circunstancia de que los contratos derivados existentes a 31 de diciembre de 2008 cubrían un
arco temporal más largo, y por lo tanto los volúmenes de producción eran mayores con respecto a los
contratos existentes a 31 de diciembre de 2009.
La siguiente tabla muestra el valor razonable de los derivados y el consiguiente impacto sobre el patrimonio
neto a 31 de diciembre de 2009 y 2008 (bruto con respecto de los impuestos correspondientes) y que, con el
resto de las condiciones estables, se obtendría con una variación de ± 10% en los precios de los productos
básicos subyacentes al modelo de evaluación considerado en el escenario de la misma fecha.
(En millones de euros) -10% Valor +10% -10% Valor +10%
razonable razonable
Valor razonable de CFD a dos vías de variabilidad del flujo de efectivo 110 73 35 230 133 74
Valor razonable de otros derivados de energía de variabilidad de flujo 13 11 6 - - -
de efectivo
Valor razonable de CFD a dos vías de trading - - - - (1) (1)
Valor razonable de otros derivados de energía de trading - - - 48 43 39

La siguiente tabla proporciona el valor nocional y el valor razonable de los contratos derivados sobre
productos básicos a 30 de junio de 2010. El valor razonable de dichos derivados se determina al emplear las
cotizaciones a plazos o forward para energía eléctrica.
A 30 de junio de 2010
(En millones de euros) Nocional Valor razonable Valor razonable Valor razonable
– activos – pasivos
Derivados expuestos a la variabilidad del flujo de 540 15 22 (7)
efectivo
Derivados de trading 37 11 11 -
Total de derivados a partir de productos básicos 577 26 33 (7)

271


En lo referido a la duración media de la cobertura y al porcentaje medio de ganancias cuya cobertura está
asegurada con contratos bilaterales de larga duración, véase la Sección I, Capítulo IX, Párrafo 9.2.1 del
Folleto.

10.4 Limitaciones al uso de recursos financieros
Con respecto a los recursos financieros existentes en la fecha del Folleto, no se observan limitaciones
significativas en su uso además de lo dispuesto en la Sección I, Capítulo IV, Factores de riesgo, Párrafo
1.4.1., y la Sección I, Capítulo X, Párrafo 10.1, del Folleto Informativo.

10.5 Fuentes previstas de financiación
La Sociedad considera que las principales necesidades futuras de liquidez de Grupo consistirán
principalmente en los costes de las inversiones previstas, los gastos por intereses sobre deudas, erogaciones
de dividendos y las exigencias de cobertura del capital circulante. Dichas necesidades serán básicamente
cubiertas por medio de los flujos de efectivo generados por las operaciones y, cuando estos últimos no fueran
suficientes, a través del acceso a fuentes externas de financiación a su disposición -en particular las líneas de
crédito que Enel y sus sociedades relacionadas tienen a disposición para el Grupo y, si existe, la estructura de
project financing.

272

Sección I

CAPÍTULO XI – INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO, PATENTES Y LICENCIAS

11.1 Investigación y desarrollo
Las actividades de investigación de Enel Green Power son gestionadas principalmente en colaboración con
la División de Ingeniería e Innovación del Grupo Enel, mediante contratos para proyectos específicos de
investigación. A partir de dichos contratos, la División de Ingeniería e Innovación lleva a cabo, en función de
las exigencias expresadas por Enel Green Power y según las modalidades por ella indicadas, las actividades
de investigación conectadas con el desarrollo de un proyecto específico y Enel Green Power vierte una
remuneración proporcional a los costes de la actividad en cuestión. Concretamente, el Emisor reembolsa a la
División de Ingeniería e Innovación todos los gastos incurridos para la ejecución de los proyectos de
investigación y una suma equivalente al 5% de dichos costes. Dicho importe está sujeto a revisión periódica
anual con el objetivo de tener en cuenta los costes efectivamente sostenidos y la estimación de costes
necesarios para completar el proyecto.
Además, el Emisor lleva a cabo actividades de investigación y desarrollo por sí mismo, tanto en el sector
geotérmico como en otros sectores de energía de fuentes renovables desarrollando directamente algunos
proyectos de carácter innovador que se describen a continuación.
La División de Ingeniería e Innovación opera a través de una red de centros de investigación, laboratorios y
estaciones experimentales presentes en toda Italia, en los que se realizan ensayos de prototipos y de
tecnologías de nueva generación en el sector de las fuentes energéticas renovables (y no renovables) y se
llevan a cabo actividades de investigación y desarrollo para todo el Grupo Enel. Dicha red, que representa
una de las realidades más importantes para el desarrollo tecnológico en Italia, se precia, en el ámbito
nacional, de su experiencia histórica dentro del sector eléctrico, y de más de treinta años de actividades para
la evolución tecnológica de la generación eléctrica.
Las investigaciones llevadas a cabo tienen un marcado carácter experimental. Tecnologías, procesos y
sistemas han sido estudiados, en primer lugar, de forma teórica y en el laboratorio y, a continuación, en
instalaciones experimentales, a escala de prototipo, hasta llegar a la aplicación industrial en las plantas y
centrales en funcionamiento. Además, existen estudios específicos de modelización matemática que prestan
apoyo a dichas actividades de investigación.
Los objetivos de las actividades de investigación del Grupo incluyen la mejora de la competitividad a través
del desarrollo de nuevas tecnologías que permitan producir energía limpia de bajo coste, la optimización de
los procesos productivos y el aumento de la eficiencia de las instalaciones siempre respetando el medio
ambiente, con la mirada puesta en un desarrollo general que tenga como bandera la sostenibilidad y con el
objetivo último de aumentar el bienestar manteniendo nuestro ecosistema en equilibrio.
En el caso de que en el ámbito de la actividad de investigación llevada a cabo con la División de Ingeniería e
Innovación fuera posible proceder a patentar inventos, ello corresponderá al Emisor y las correspondientes
patentes y resultados de las investigaciones serán de propiedad de Enel Green Power, quien podrá disponer
de ellos libremente y evaluar la posibilidad de ceder el uso de la correspondiente licencia a la División de
Ingeniería e Innovación.
Descripción de las recientes actividades de investigación y desarrollo del Grupo
Posteriormente a su constitución, el Grupo inició sus propias actividades de investigación continuando y
ampliando a lo largo del año 2009 las actividades de investigación del Grupo Enel, actividades para el

273


desarrollo y la demostración de tecnologías innovadoras en el campo de la generación de fuentes renovables,
de la generación distribuida, de la eficiencia energética y de la contención de emisiones, con el objetivo de
aumentar la competitividad y garantizar el liderazgo tecnológico y ambiental del Grupo. Con el inicio de
dichas actividades los gastos a los que hizo frente Enel Green Power fueron unos 8 millones de euros en el
año 2009 y aproximadamente 4 millones de euros en el primer semestre de 2010, para proyectos que prevén
un desembolso global de más de 40 millones de euros de aquí a 2013.
En este ámbito entran, entre otros, los siguientes proyectos innovadores que el Grupo está llevando a cabo en
colaboración con la División de Ingeniería e Innovación.
- Solar termodinámico. Esta actividad se basa en las experiencias maduradas por Enel en el “Proyecto
Arquímedes”, que prevé la realización de una innovadora planta solar termodinámica con colectores
parabólicos lineales (5 MW) con tecnología desarrollada en colaboración con ENEA; mediante esta
tecnología de vanguardia (se trata de la primera instalación de prueba en el mundo entero) será
posible aumentar la eficiencia de la planta, con lo que se garantizará una mayor productividad. Los
resultados del proyecto Arquímedes ofrecerán oportunidades para sucesivas actividades
experimentales y demostraciones.
- Fotovoltaico innovador. Se ha desarrollado en Catania un importante laboratorio solar, con
tecnologías de última generación, que permite comprobar la aplicación a gran escala de sistemas
fotovoltaicos innovadores, ayudando con ello al desarrollo de nuevas tecnologías con mayor
rendimiento de conversión y costes contenidos. Aparte de facilitar estudios sobre tecnologías y
sobre módulos comerciales de mayor interés, permitirá también estudios sobre la optimización de la
realización, implementación industrial y comercialización de sistemas fotovoltaicos de
concentración, así como sobre clasificación y calificación de los sistemas desarrollados;
- Diamante. A lo largo del año 2009 fue inaugurado el “Diamante”, un sistema integrado de
producción y almacenamiento de energía procedente de fuentes solares que actualmente es objeto
de experimentación dentro del parque tecnológico de Pratolino (Florencia);
- Geotermia innovadora. Enel está llevando a cabo en el Area Sperimentale di Livorno un circuito
piloto que es un prototipo para el estudio de un ciclo binario de elevadas prestaciones para
aprovechar los recursos geotérmicos de bajo nivel entálpico; asimismo, existen estudios y
actividades en curso para mejorar el rendimiento ambiental de las plantas geotermoeléctricas;
- Biomasa. Se ha ultimado el proyecto de planta híbrida de demostración denominada la “Fattoria
dell’energia” (la fábrica de la energía), cuyo objetivo es la demostración de tecnologías
consolidadas e innovadoras para la conversión de biomasa de diferente naturaleza en energía
eléctrica y térmica. En el Area Sperimentale di Livorno se realizará una estructura de prueba en
cuyo interior se instalarán y se realizarán ensayos de generadores de biomasa leñosa para ser
utilizados para el sobrecalentamiento del vapor en las plantas de producción geotérmica;
- Acumulación ER (acumulación energética innovadora). Se están llevando a cabo actividades de
modelización y experimentación de sistemas de acumulación energética innovadora, para mejorar la
inserción de las centrales que explotan los recursos renovables en las redes eléctricas y mejorar su
programación de la producción;
- Eólico – Caracterización de sistemas existentes y desarrollo de nuevas tecnologías. Se ha
terminado la planificación de la estación de prueba en la que se realizarán ensayos de generadores
eólicos de tamaño pequeño y mediano disponibles en el mercado, para facilitar al Grupo Enel la

274

Sección I

adquisición de conocimientos y habilidades técnicas en la planificación, realización y puesta en
funcionamiento de dicha maquinaria y verificar sus curvas de potencia. Estos generadores tienen
una potencia de entre 1 KW 20 kW y pueden ser tanto de eje horizontal (el modelo tradicional)
como de eje vertical;
- Predicción eólica. Se ha elaborado el modelo preliminar de previsión a corto y medio plazo de la
productividad de las instalaciones teóricas, que utiliza modelos de tipo físico fluidodinámico CFD y
de tipo estadístico de redes neurales ANN. El sistema facilita la obtención de resultados más
verosímiles que los sistemas en uso en la fecha de emisión del Folleto. Este sistema, testado y
validado en dos sitios diferentes, permite el procesamiento en tiempo real de los datos
meteorológicos y de las previsiones para 14 plantas eólicas italianas con una potencia nominal total
de aproximadamente 390 MW;
- Telediagnóstico predictivo plantas eólicas. Para anticiparse a posibles desgastes y problemas de
funcionamiento y para optimizar el funcionamiento de las plantas y la planificación de las
intervenciones de mantenimiento, este nuevo proyecto, iniciado a lo largo del año 2010, prevé el
desarrollo de sistemas de seguimiento y diagnóstico a distancia que puedan ser implementados
sucesivamente con los sistemas de previsión eólica llevados a cabo por el anterior proyecto;
- Sistema AMIS. El sistema AMIS (Abbattimento Mercurio e Idrogeno Solforato; reducción de
mercurio e hidrógeno sulfurado) permite reducir de forma significativa las emisiones naturales
asociadas al vapor geotérmico que alimenta a las centrales. En la fecha del Folleto existen
investigaciones en curso para la realización de una simplificación general de instalaciones y
procesos utilizados;
- Caracterización ambiental y ciclos innovadores geo. Este proyecto tiene el objetivo de mejorar el
rendimiento de las centrales geotermoeléctricas, tanto en el ámbito italiano como internacional, de
poner a punto métodos innovadores de muestreo para un análisis más completo de los flujos, y de
aumentar la conversión de energía renovable mediante la eventual integración con plantas de
biomasa;
- Energía del mar. Proyecto que pretende llevar a cabo un análisis de lugares potenciales para la
realización de una estación de prueba para el estudio de sistemas de generación eléctrica a través de
las olas del mar y de las corrientes marinas en la costa atlántica europea, que prevé también
investigar sobre aspectos relacionados con las autorizaciones y el medio ambiente del lugar
señalado y un estudio previo de factibilidad;
En colaboración con la División de Ingeniería e Innovación, se han emitido dos solicitudes de financiación
en el ámbito del Programma Operativo Nazionale del Ministero dell’Istruzione, dell’Università e della
Ricerca (Ministerio italiano de universidades, investigación y tecnología) para el proyecto “Nuevos
dispositivos para la tecnología fotovoltaica”, que prevé, por un lado, el estudio de nuevos materiales no
orgánicos para la tecnología fotovoltaica y dispositivos electrónicos para la optimización de la productividad
de una instalación, y por el otro, la realización de prototipos para la integración arquitectónica y para el
proyecto SETI I (Solar Energy direcT conversIon – fotovoltaico de tercera generación), cuyo objetivo es la
realización de una plataforma de investigación y desarrollo experimental para la fabricación de nuevos
sistemas integrados fotovoltaicos de tercera generación para la conversión directa de energía solar en energía
eléctrica. Los sistemas se basan en materiales plásticos e híbridos orgánico/inorgánico de nueva concepción,
bajo costo de producción y reducido impacto ambiental.

275


Asimismo, Enel Green Power lleva a cabo actividades de investigación sobre nuevas tecnologías, en el sector
del mar, con el análisis de las innovadoras plantas de producción de energía eléctrica a partir del oleaje y
mareas, y en el sector de la gasificación por pirolisis, mediante la utilización de biomasa no combusta pero
tratada químicamente en el interior de turbinas de gas (más que en motores endotérmicos), así como en los
sectores hidroeléctrico de dimensiones pequeñas, eólico no controlado, de generación solar termodinámica y
de acumulación energética procedente de fuentes renovables.
Algunos de los proyectos innovadores desarrollados directamente por Enel Green Power son los siguientes:
- Biomasa distribuida. Las actividades se basan en la realización de plantas híbridas de biomasa
asociadas a centrales hidroeléctricas, con el objetivo de optimizar el sistema y utilizar un
enfriamiento del ciclo con un condensador de agua preferentemente a uno de aire (menos eficiente y
más costoso), aprovechando al mismo tiempo los puntos de enlace a la red ya disponibles y los
terrenos montañosos cerca de zonas boscosas que contienen volúmenes de biomasa residuales;
- Proyecto europeo para el desarrollo de sistemas de eficiencia energética en edificios. Enel.si
colabora en dos consorcios de investigación financiados por la Unión Europea en el ámbito del 7º
Programa Marco de la Comisión Europea. (i) Beaware, que estudia instrumentos para aumentar la
concienciación de los consumos domésticos a través de sistemas de monitorización y (ii) GAMES,
que estudia los mecanismos para hacer más eficientes los centros de datos. Ambos proyectos
cuentan con el objetivo de crear instrumentos para obtener certificados de eficiencia energética;
- Monitorización de plantas fotovoltaicas. Se ha culminado el proyecto que, a través del estudio y la
adopción de un modelo matemático de funcionamiento de una instalación fotovoltaica, ha creado un
programa informático que permite monitorizar los parámetros característicos de funcionamiento de
una planta fotovoltaica y transmitir las informaciones y eventuales señales de alarma directamente a
un portal dedicado Enel;
- Simulación de plantas fotovoltaicas. Se ha completado la realización del modelo de simulación de
las plantas fotovoltaicas, que utilizan datos por satélite disponibles a través de la Agencia Europea
del Espacio, y permite calcular la productividad de la instalación en función de algunos parámetros
característicos del sitio y de la tecnología utilizada;
- Simulación de plantas minieólicas. Se ha completado la realización del modelo de simulación de las
plantas minieólicas, que utilizan datos por satélite y bases de datos italianas y permite calcular la
productividad de la instalación en función de algunos parámetros característicos del sitio y de la
tecnología utilizada.

11.2 Marcas, patentes y licencias
Enel es titular de varias patentes y marcas, registradas en Italia y/o en la Unión Europea y/o en terceros
Países no europeos.
Algunas de estas marcas se ceden con licencia de uso a las sociedades del Grupo y, a veces, con sublicencia a
terceros como, por ejemplo, franquicias. También existen algunas de estas marcas y patentes que son
propiedad del Grupo.
El Grupo se hace cargo de la tutela de las marcas propias y de los derechos de propiedad intelectual, ya sea
mediante el registro de los derechos exclusivos de conformidad con la normativa del sector de los diferentes
países en las que están registradas, ya sea mediante la presentación de oposición, cuando sea necesario, ante

276

Sección I

las autoridades competentes de conformidad con la normativa del sector aplicable. El Grupo ha estipulado y
estipula en el curso de su actividad acuerdos de confidencialidad que tienen por objeto conocimientos e
información técnica o comercial confidencial tanto del Grupo como de terceros que resulten accesibles
mediante relación contractual.

277


CAPÍTULO XII – INFORMACIÓN SOBRE LAS TENDENCIAS PREVISTAS

12.1 Tendencias recientes en los mercados en los que opera el Grupo
Los primeros meses de 2010, hasta la Fecha del Folleto, muestran una estabilidad de los resultados
económicos respecto al tercer cuatrimestre de 2009, fruto de una considerable invariabilidad de los sistemas
reguladores y de una estabilidad de las condiciones macroeconómicas y sectoriales en los principales Países
en los que opera el Grupo, con la excepción del empeoramiento de las cuentas públicas de Grecia, aunque
estas no hayan tenido un efecto inmediato en el sector de la energía de las fuentes renovables y,
concretamente, en el sistema por incentivos. Por otra parte, la cifra de negocios del Grupo en Grecia es
limitada.
En el ejercicio de 2010, la Sociedad prevé centrar sus programas de inversión principalmente en el sector
eólico y seguirá los planes iniciados de crecimiento orgánico en la tecnología hidroeléctrica y geotérmica, y
estimulará las ventajas económicas que pueden conseguirse a través de las economías de escala, sobre todo
en el ámbito de las compras.
En el ámbito de la diversificación geográfica, la atención de la Sociedad se dirigirá a la racionalización de la
actual cartera exterior y se centrará en los mercados principales como son Italia, Estados Unidos, España,
Grecia y Rumania, a la vez que la Sociedad valorará y seleccionará adecuadamente las nuevas oportunidades
que puedan surgir en países que presenten escenarios reguladores favorables, así como la necesidad de
retirarse en países no estratégicos.
La Sociedad llevará a cabo la integración organizativa de la sociedad española Ecyr teniendo en cuenta la
valoración sinérgica de los activos poseídos en la Península Ibérica. En términos de organización, la
Sociedad continuará con la incorporación de los nuevos vehículos de desarrollo adquiridos en Estados
Unidos e Italia.
La Sociedad, además, acometerá las actividades relativas a la construcción de la fábrica para la producción
de paneles fotovoltaicos en joint venture con Sharp y STM y seguirá con el liderazgo adquirido en Italia con
relación a la venta de paneles fotovoltaicos y de proyectos de eficiencia energética a través de la red de
franquiciados que posee Enel.si. Los objetivos de crecimiento serán respaldados por una intensa actividad de
desarrollo de segmentos sólidos en los mercados y en las tecnologías de referencia, tanto a través de
iniciativas greenfield como a través de acuerdos estratégicos con desarrolladores (véase Sección I, Capítulo
VI, Párrafo 6.1.3 del Folleto). Asimismo, la Sociedad continuará su propia actividad de investigación y
desarrollo de tecnologías innovadoras y prestará la máxima atención a los problemas medioambientales y a
la seguridad.

12.2 Información sobre las tendencias, incertidumbres, demandas, compromisos o hechos sabidos que
podrían repercutir considerablemente en las perspectivas del Emisor, al menos en el ejercicio en
curso.
En la Fecha del Folleto, salvo en lo que se indica en la Sección del Folleto Factores de Riesgo y en lo
previsto en el párrafo 12.1, el Emisor no tiene conocimiento de tendencias, incertidumbres, demandas,
compromisos o hechos sabidos que puedan repercutir considerablemente en el ejercicio en curso.

278

Sección I

CAPÍTULO XIII – PREVISIONES O CÁLCULOS DE LOS BENEFICIOS

13.1 Previsiones sobre el beneficio consolidado antes de impuestos y amortizaciones del Emisor y los
principales supuestos en los que se basan
13.1.1 Preámbulo
Enel Green Power elabora cada año el plan de negocios, un documento quinquenal que contiene las
directrices estratégicas y los objetivos de crecimiento económico, financiero y patrimonial del Grupo.
El objetivo del plan de negocios es definir y supervisar los objetivos de crecimiento para los ejercicios
establecidos en el plan y las correspondientes acciones identificadas por la Dirección para el logro de dichos
objetivos, con vistas a la creación de valor.
El 11 de junio de 2010, el Consejo de Administración del Emisor aprobó el plan de negocios relativo al
período 2010-2014 (el “Plan”), el cual incluye, entre otros, las previsiones sobre las actividades y sobre los
resultados alcanzados por el Grupo, incluidos algunos indicadores económicos consolidados como el
beneficio consolidado antes de intereses, impuestos y amortizaciones (EBITDA) por el Grupo (los “Datos
Provisionales”).
La elaboración del Plan exige una destacada implicación de la Dirección del Grupo y es el resultado de un
proceso de simulación prospectiva de las condiciones económicas, patrimoniales y financieras del Grupo.
La elaboración del Plan se ajusta a las IFRS, es decir, los principios de contabilidad utilizados por el Grupo
EGP para la redacción del balance consolidado para el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2009.
El Plan ha sido elaborado tomando como base las prioridades estratégicas del Grupo, descritas con más
detalle en la Sección I, Capítulo VI, párrafo 6.1.6 del Folleto. Asimismo, el Plan refleja los efectos de
algunas operaciones extraordinarias que se han producido o que se producirán en el período 2010-2014,
como la recapitalización del Emisor que se produjo el 17 de marzo de 2010 y la compra de Ecyr (hoy Enel
Green Power España, véase Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1 del Folleto) así como el reparto (previsto
para el 2013) entre los participantes en el consorcio ENEOP 2 de las plantas eólicas que éste pretende
realizar tras la adjudicación de la licitación para la realización de aproximadamente 1.200 MW de parques
eólicos en Portugal (véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.2.3 – Península Ibérica, del Folleto).
El Plan y los Datos Provisionales se basan en supuestos de carácter general relacionados con sucesos futuros,
sujetos a incertidumbres que la Dirección espera se materialicen, y sobre las acciones que ésta pretende
acometer en el momento de la elaboración del Plan, y sobre supuestos de carácter hipotético relacionados (i)
con sucesos futuros y acciones de la Dirección que ésta no espera se produzcan necesariamente, o bien (ii)
con situaciones para las que no existe una experiencia histórica significativa que permita sustentar las
previsiones futuras.
La materialización de las hipótesis formuladas como supuestos depende en gran medida de factores ajenos al
control de la Dirección (como, a título ejemplificativo los relacionados con el régimen de los incentivos y, en
términos más generales, con el contexto regulador del sector de las energías renovables y con la evolución de
los mercados de la energía en los diversos países en los que opera el Grupo, con el factor de planta y con el
precio medio de venta de la energía eléctrica) y cuyo grado de incertidumbre es mayor a medida que aumenta
el horizonte temporal de las previsiones.

279


13.1.2 Principales supuestos en los que se sustenta la elaboración de los Datos Provisionales
A continuación se indican los principales supuestos adoptados en la redacción del Plan con relación a los
factores que pueden tener un efecto destacado en la realización de las previsiones, con la indicación de los
factores presentes o ausentes en la esfera de influencia de la Dirección, y diferenciando entre los supuestos
de carácter básicamente hipotético de los de carácter más general.
Dichos supuestos son elaborados por la Dirección del Emisor tomando como base el conocimiento, la
experiencia y las valoraciones que obran en su poder.
 inversiones: las inversiones, una vez deducidas las contribuciones gubernamentales en la cuenta de
capital destinadas a las energías renovables –allí donde sean aplicables– se estiman en un total de 5,5
miles de millones de euros para el período del Plan, de los cuales 5,2 están relacionados con
inversiones operativas para el desarrollo de nuevas capacidades de generación y el mantenimiento de
las plantas existentes, y 0,3 miles de millones de euros para inversiones financieras en
participaciones de minoría en el sector eólico y solar. Los flujos de caja operativos previstos en su
totalidad en el marco temporal del Plan cubren las necesidades correspondientes al plan de
inversiones.
La asignación de las inversiones previstas para tecnología y zona geográfica podría estar sujeta a
variaciones a lo largo de la actuación del Plan, ya que, de acuerdo con sus objetivos estratégicos, el
Grupo reconsidera periódicamente las oportunidades de crecimiento a la vista, entre otros, de las
variaciones en el mercado, en la normativa y en el marco regulador.
La tabla mostrada a continuación ilustra la distribución de las inversiones actualmente planeadas por
el Grupo para el período en cuestión:
(en miles de millones de euros) 2010-2014
Inversiones operativas Inversiones financieras
Inversiones 5,2 0,3
Italia y Europa 2,6 0,2
Península Ibérica y Latinoamérica 1,6 0,1
Norteamérica 1,0 -

Inversiones 5,2 0,3
Eólico 3,5 0,1
Hidroeléctrico 0,5 -
Geotérmico 0,7 -
Solar 0,4 0,2
Otras tecnologías 0,1 -

Inversiones 5,2 0,3
Mantenimiento 0,5 0,0
Crecimiento 4,7 0,3

 coste unitario de la inversión: el coste unitario de la inversión se calcula por tecnología y por País,
y se asume una tendencia descendiente en el sector eólico y solar. Dicho cálculo, asociado a las
inversiones programadas en el Plan genera un incremento de la potencia neta instalada de 3,5 GW,
pasando de los 5,7 GW de finales de 2009 a los 9,2 GW de finales de 2014. Para ejecutar el plan de
crecimiento de la capacidad instalada, la Sociedad cuenta con una cartera de proyectos de desarrollo
(pipeline), que consiste en opciones vinculadas con oportunidades de inversión, que la Sociedad

280

Sección I

puede decidir aprovechar o no. A lo largo de 2010-2014, la Sociedad seleccionará los proyectos del
pipeline, por un total de 3,5 GW, tomando como base criterios de maximización del retorno de la
inversión y de correspondencia con la estrategia industrial. A 30 de junio de 2010, el pipeline bruta
correspondiente a proyectos con COD 2010-2014 y la capacidad en desarrollo ascienden a un total
de 14,7 GW (equivalentes a 6,4 GW netos).
 Coeficiente de carga: el coeficiente de carga se calcula con relación a cada una de las plantas
operativas o en fase de desarrollo o realización, tomando como base los supuestos hipotéticos
indicados a continuación:
o para la capacidad hidroeléctrica, tomando como base la hidraulicidad media de los últimos
35 años;
o para la capacidad geotérmica, tomando como base los datos históricos de aproximadamente
40 años, en el caso de las plantas existentes, y tomando como base los datos calculados sobre
la base de los conocimientos adquiridos en el caso de las plantas futuras;
o para la capacidad eólica y solar, tomando como base los datos históricos en el caso de las
plantas existentes y los datos calculados con las mediciones de los recursos llevadas a cabo
durante el desarrollo de los proyectos (cuya duración típica es de 12-24 meses), en el caso de
las plantas futuras.
Para todas las tecnologías, el coeficiente de carga depende de la disponibilidad del recurso natural,
que presenta unas características de intrínseca variabilidad a corto plazo no completamente
modelables mediante análisis estadísticos a largo plazo. Así pues, se trata de una variable ajena al
control de la Dirección de la Sociedad.
Debido a los proyectos de desarrollo y a la prevista variación de la mezcla tecnológica de la cartera
de plantas del Grupo, con el aumento de la capacidad eólica y solar, cuyos coeficientes de carga son,
de media, inferiores a los de la capacidad geotérmica e hidroeléctrica, cabe prever que el coeficiente
medio de carga de la cartera de plantas del Grupo pase del 46,8% de 2009 al 37,6% en 2014.
 Ingreso medio unitario: el ingreso medio unitario se calcula por País tomando como base los
supuestos de carácter hipotético sobre los incentivos reconocidos por las diferentes tecnologías y
sobre los escenarios relativos a los precios de mercado de la energía eléctrica. Estos cálculos,
relacionados con las inversiones programadas en el Plan, establecen un incremento del ingreso
medio unitario del Grupo de los 88 €/MWh de 2009 a 93 €/MWh en 2014, con una tasa de
crecimiento medio anual del 1% debido, entre otros factores, al aumento previsto de la potencia
instalada en países con un marco regulador que se considera favorable a las energías renovables y a
la hipótesis de evolución del escenario macroeconómico y energético adoptada en el Plan y la
consiguiente evolución estimada de los precios de la energía eléctrica. Concretamente, la Sociedad
considera que la normativa contenida en el D. Lgs. nº 78 de 2010, convertido en la Ley nº 122 de 30
de julio de 2010, cuya actuación es reclamada en un posterior decreto que se adoptará antes del 31 de
diciembre de 2010, es compatible con las previsiones de los beneficios previstos en el Plan e
indicados en el párrafo 13.1.3. De igual modo, cabe asumir que las economías de los principales
Países en los que opera el Grupo no sufrirán nuevas restricciones durante el período del Plan y,
además, se han adoptado supuestos con referencia a las cotizaciones Brent (precio del barril de
petróleo) y al tipo de cambio dólar-euro. En la tabla mostrada a continuación se indican los valores
utilizados en la elaboración del Plan respecto a dichas variables, establecidos asimismo tomando
como base las publicaciones de las principales instituciones económicas nacionales e internacionales

281


y de las principales entidades de investigación económica. Tal y como se ha señalado, estos factores
son ajenos al control de la Dirección.
2011 2014
Precio Brent
Brent ($/bbl) 82 86
Tipos de cambio
Tipo de cambio $/€ 1,40 1,36

 Costes de Explotación y Mantenimiento: los Costes de Explotación y Mantenimiento han sido
calculados por país y por tecnología y, teniendo en cuenta las inversiones programadas, los
programas de mejora de la eficiencia y la evolución esperada del coste laboral, cabe prever que
pasen de 10 €/MWh a 14 € /MWh.
 Plazos de construccion de las plantas planeadas: los plazos de construccion de las plantas
dependen de un conjunto de factores como son, por ejemplo, la obtención de permisos y
autorizaciones, los tiempos de construcción, o la conexión a la red y la puesta en servicio, algunos
bajo el control parcial de la Dirección y otros totalmente ajenos a dicho control. Los supuestos
relacionados con los plazos de realización de las nuevas plantas en curso de desarrollo o de
construcción en los que se basa el Plan, se sustentan en la experiencia adquirida por el Grupo en el
sector del desarrollo y según los procedimientos de clasificación elaborados por el Grupo para la
valoración del nivel de progreso de la capacidad productiva y de los proyectos en construcción
(véase Sección I, Capítulo VI, Párrafo 6.1.4 del Folleto).
13.1.3 Datos Provisionales
El Plan 2010-2014 del Grupo, elaborado tomando como base los supuestos descritos en el párrafo anterior,
incluye los siguientes Datos Provisionales, con referencia a los años 2001 y 2014.
(en miles de millones de euros) 2011 2014
Beneficio antes de intereses, impuestos y amortizaciones (EBITDA)* 1,4 2,1
(*) Beneficio antes de intereses, impuestos y amortizaciones (EBITDA) representa un “indicador alternativo de resultados”, no previsto en los
principios de contabilidad IFRS – EU, y utilizado para permitir una mejor valoración de la marcha de la gestión económica-financiera del Grupo.
Concretamente, el beneficio antes de intereses, impuestos y amortizaciones (EBITDA) representa para el Grupo un indicador de los resultados de
explotación y se calcula sumando las “Amortizaciones y pérdidas de valor” al “Resultado de explotación”.

Dichos Datos Provisionales se basan en las valoraciones llevadas a cabo por la Dirección de un conjunto de
hipótesis de realización de sucesos futuros y de acciones que ésta contempla acometer, y que incluyen
supuestos de carácter general y supuestos de carácter hipotético relacionados con sucesos futuros y acciones
de la Dirección que no necesariamente se producirán. Por consiguiente, los Datos provisionales, al estar
basados en una hipótesis de sucesos futuros y de acciones de la Dirección, se caracterizan por unos
elementos de subjetividad y de incertidumbre innatos y, en particular, por la posibilidad de riesgo de que los
sucesos previstos y las acciones de las cuales se derivan puedan no producirse o bien puedan producirse en
una medida y en un plazo distinto al previsto, mientras que sí podrían producirse sucesos o acciones no
previsibles o no previstas en el momento de su elaboración. Por consiguiente, las desviaciones entre los
valores reales y los valores previstos podrían ser considerables.
Con relación a variaciones moderadas de los supuestos del Plano (+/- 10% del valor de referencia), cabe
observar que los Datos Provisionales son altamente sensibles a las variaciones de precios de la energía en los
mercados de referencia en los que el Grupo no opera a través de PPA y feed-in tariffs (ej. España, Italia),

282

Sección I

medianamente sensibles a la variación del coeficiente de carga y de los incentivos para los certificados
verdes, y poco sensibles a la variación del costo de inversión unitario y de los tiempos de construccion de las
plantas. Dada la incertidumbre que caracteriza a cualquier dato provisional, se invita a los inversores, cuando
tomen sus propias decisiones de inversión relacionadas con la Oferta, a no confiar en ellos (véase Sección
Factores de riesgo del Folleto Informativo para una ilustración de los riesgos en caso de que no se
materialicen los datos económicos provisionales aquí representados).

13.2 Informe de la Sociedad Auditora sobre los Datos Provisionales
El Informe elaborado por la Sociedad Auditora tras el examen de los Datos Provisionales figura en el Anexo
del Folleto Informativo.

283


CAPÍTULO XIV – ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN, DE DIRECCIÓN O DE VIGILANCIA Y
PRINCIPALES DIRECTIVOS

14.1 Órganos sociales y principales directivos
14.1.1 Consejo de Administración
El Consejo de Administración actual del Emisor (el “Consejo de Administración”) está compuesto por siete
miembros y fue nombrado por la Junta ordinaria del Emisor el 5 de octubre de 2010, manteniéndose en el
cargo hasta la aprobación del balance del ejercicio a 31 de diciembre de 2012.
En la Fecha del Folleto Informativo, la composición del Consejo de Administración es la siguiente:
Nombre y apellidos Cargo Lugar y fecha de nacimiento Fecha del
nombramiento
Luigi Ferraris Presidente Legnano, 23 de febrero de 1962 24 de marzo de 2010
Francesco Starace Consejero Delegado y Director General Roma, 22 de septiembre de 1955 24 de marzo de 2010
Carlo Angelici Consejero* Roma, 9 de abril de 1945 5 de octubre de 2010
Andrea Brentan Consejero Tánger, 3 de marzo de 1949 24 de marzo de 2010
Battista Lombardo Consejero* Roma, 14 de julio de 1946 5 de octubre de 2010
Carlo Tamburi Consejero Roma, 1 de enero de 1959 24 de marzo de 2010
Luciana Tarozzi Consejera* Sasso Marconi (Boloña), 5 de octubre de 2010
9 de septiembre de 1944
* Administradores independientes de conformidad co el art. 148, apartado tercero, de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) y del
Código de Autodisciplina.

Los componentes del Consejo de Administración tienen el domicilio social de la Sociedad como domicilio a
efectos de su cargo.
A continuación se describe, de forma resumida, el curriculum vitae de cada consejero, en el que consta su
competencia y la experiencia adquirida en materia de gestión empresarial.
Luigi Ferraris – Nacido en Legnano (Milán) el 23 de febrero de 1962. Licenciado en Economía y Comercio
por la Universidad de Génova. Ha ocupado diversos cargos en el ámbito de la administración y auditoría
interna en numerosas empresas italianas y extranjeras, entre ellas Elsag Bailey Process Automation,
perteneciente al Grupo Finmeccanica, en la que fue Area Controller para Europa hasta 1999. En 1999 entró a
formar parte del Grupo Enel como director financiero de Eurogen, Elettrogen e Interpower (actualmente
Gencos). En 2001 fue nombrado Director Financiero de la División de Infraestructuras y Redes. Desde junio
de 2005 ocupa el cargo de responsable del Área de Administración, Planificación y Auditoría Interna,
denominada desde noviembre de 2009, Administración, Finanzas y Auditoría Interna. Actualmente es
miembro del Consejo de Administración de las principales sociedades controladas por Enel S.p.A. (entre
ellas, Endesa) y es Presidente de la sociedad de servicios compartidos de Enel (Enel Servizi S.r.l.).
Asimismo, es profesor titular del curso “Sistemas de control de gestión” en la Universidad LUISS de Roma.
Francesco Starace – Nacido en Roma el 22 de septiembre de 1955. Licenciado en Ingeniería nuclear por la
Universidad Politécnica de Milán. Desde 1982 hasta 1987 ocupó numerosos cargos directivos en Italia,
Estados Unidos, Arabia Saudí, Egipto y en los Emiratos Árabes, en el departamento de concesiones y
proyectos de la sociedad General Electric. Entre 1987 y 2000, trabajó en ABB y posteriormente en Alstom
Powers Corporation, donde ocupó el cargo de consejero delegado de la sociedad ABB Combustion
Engineering Italia así como en Zurich, el de director de ventas globales e instalaciones llave en mano de la

284

Sección I

división de turbinas de gas. Entró a formar parte del Grupo Enel en el año 2000 como responsable del
departamento de Energy Management de Enel Produzione. Ha sido responsable de la División Mercado
desde 2005 hasta 2008. Actualmente es el responsable de la División de Energías Renovables y ocupa el
cargo de consejero en algunas de las sociedades pertenecientes a la citada División de Energías Renovables.
Carlo Angelici – Nacido en Roma el 9 de abril de 1945, licenciado en Derecho por la Universidad de Roma
en el curso 1966/67, desde 1974 ha ocupado, en varios Ateneos italianos, numerosos cargos de enseñanza
(derecho bancario, derecho de quiebras, derecho industrial, derecho comercial y derecho de seguros).
Catedrático en derecho comercial desde 1983. Actualmente es titular de la cátedra de derecho comercial en la
Facultad de Derecho de la Universidad de Roma “La Sapienza”. Nombrado Decano de la Facultad de
Derecho en la Universidad de Roma “La Sapienza” en 1995, se ocupó de dicho cargo hasta el 2009. Autor de
numerosas publicaciones científicas en materia societaria, comercial y de seguros. También ha estado a cargo
de la enseñanza de Historiografía de la revolución francesa en la Facultad de Ciencias Humanísticas de la
Universidad de Roma “La Sapienza”. Ha colaborado con la reforma del derecho societario italiano,
formando parte de diversas comisiones gubernativas (comisión “Mirone” en 1998, comisión “Vietti” en
2001, comisión de coordinación en 2003) que se han ocupado de la materia. Ha sido consultor jurídico del
Ministero del Tesoro en el período 1999-2000. Se ha desempeñado en los cargos de: consejero de
administración de Enel S.p.A. desde 1999 a 2002, secretario del Consejo de Administración de Alitalia
S.p.A. desde 2001 a 2003, consejero de administración de Telecom Italia Mobile S.p.A. desde 2004 a 2005,
consejero de administración de Stretto di Messina S.p.A. desde 2005 a 2008 y además consejero de
administración de SACE BT desde 2007 a 2010. Actualmente desempeña el cargo de consejero de
administración (como consejero independiente asignado por la minoría) de Pirelli & C. S.p.A.
Andrea Brentan – Nacido en Tánger (Marruecos) el 3 de marzo de 1949. Licenciado en Ingeniería por la
Universidad Politécnica de Milán. Fue investigador en la Universidad de Nueva York entre 1975 y 1977 y
posteriormente ocupó hasta 1991 varios cargos en GIE, grupo italiano de engineering y contracting que
opera en todo el mundo en la construcción de centrales “llave en mano”. De 1991 a 1999 fue director
financiero, director general y consejero delegado de Sae Sadelmi, sociedad milanesa, perteneciente al Grupo
ABB, que opera en el sector del diseño y la construcción de centrales eléctricas, así como en el de la
construcción y el mantenimiento de generadores eléctricos. Entre el año 2000 y 2002 estuvo en París a cargo
del negocio internacional de centrales convencionales de Alstom. Entró a formar parte del Grupo Enel en
noviembre de 2002 como responsable de Asuntos Internacionales y Business Development de la División
Generación y Energy Management. Actualmente es consejero delegado de Endesa y responsable de la
División Península Ibérica y Latinoamérica.
Givanni Battista Lombardo – Nacido en Roma el 4 de julio de 1946, licenciado en Derecho por la
Universidad de Trieste. Ha sido Director de Sección del Ministero delle Finanze, Dirección General de
Impuestos Directos – Renta Empresarial. Luego de las primeras experiencias en una oficina de distrito y
posteriormente en un inspectorado departamental, ha sido colaborador directo del Director General pro-
tempore, Doctor Monacchi, ocupándose de la redacción de textos legislativos, circulares y resoluciones
(1969 - 1983). Ha desempeñado la función de Responsable de la Oficina Tributaria de Ania (Asociación
Nacional italiana de Empresas de Seguros), sólo por debajo del Director General (1983 - 1985). Además, ha
sido Responsable del Servicio Tributario de IRI, luego Codirector Central jefe de la “Unidad de Negocios
Fiscales” del Grupo; ha participado activamente en la realización de operaciones extraordinarias destinadas a
privatizaciones de las sociedades controladas (1985 - 1998). Ha ocupado el cargo de Responsable Tributario
de Enel a partir de la etapa de societarización y de la posterior cotización en Bolsa de las acciones de la
empresa matriz Enel S.p.A. (1998 - 2003). A lo largo de los años, ha sido Consejero de Administración de

285


importantes sociedades por acciones, como Finmeccanica (sociedad cotizada), Cementir (sociedad cotizada),
Finmare, Lloyd Triestino di Navigazione, Terni Acciai Speciali, Sogei. Varias veces ha sido docente de la
Escuela Central Tributaria “E. Vanoni”. Ha sido miembro de comités fiscales de Confindustria e Assonime.
Carlo Tamburi – Nacido en Roma el 1 de enero de 1959. Licenciado en Ciencias Estadísticas por la
Universidad “La Sapienza” de Roma. En los últimos 20 años ha ocupado diversos cargos en Citibank N.A.,
en el I.R.I. y en el Ministerio de Economía y Finanzas italiano. Ha sido Presidente de Tirrenia di
Navigazione S.p.A. y miembro del Consejo de Administración de diversas sociedades italianas, entre ellas
Finmeccanica y Alitalia. Entró a formar parte del Grupo Enel en 2002 y actualmente es el responsable de la
División Internacional.
Luciana Tarozzi – Nacida en Sasso Marconi (BO) el 9 de septiembre de 1944, ha obtenido el título de
contable en 1963. Ha desarrollado actividades de carácter administrativo en Enel en varios niveles de la
estructura desde 1965 a 2005. En particular, ha sido Director – Responsable Administración Empresarial
desde 1997 a 2005; Responsable del Control de Grupo y Comunicación desde 1996 a 1997; Responsable del
Sector Planificación Económico-Financiera de la Dirección Administrativa desde 1944 a 1996; Jefe del
Servicio Presupuesto del Sector Planificación Económico-Financiera desde 1990 a 1994; Dirigente en la
Dirección Central Administrativa desde 1988 a 1990. En el período 2000–2005 ha sido consejera de
administración, sin poderes, de algunas sociedades del Grupo Enel. En 1999 ha sido condecorada con la
“Mela d’Oro”, premio que la Fundación Bellisario otorga a las mujeres que se han distinguido por su
actividad profesional, política y cultural.
Ninguno de los miembros del Consejo de Administración tiene relaciones de parentesco con los demás
miembros del Consejo de Administración del Emisor, ni con los miembros del Comité de Auditores ni
tampoco con los principales directivos de la Sociedad.
Poderes otorgados al Presidente del Consejo de Administración
Al Presidente le corresponden los poderes previstos por la Ley y por los Estatutos Sociales en lo que se
refiere al funcionamiento de los órganos sociales (junta y Consejo de Administración) y la representación
legal del Emisor, así como a la verificación de las actuaciones en las deliberaciones del Consejo de
Administración.
Poderes otorgados al Consejero Delegado
Además de los poderes previstos por los Estatutos Sociales en lo que se refiere a la representación legal de la
Sociedad, le han sido conferidos todos los poderes para la administración de la Sociedad, a excepción de los
reservados al Consejo de Administración por la Ley, por los Estatutos Sociales y por el acuerdo de 5 de
octubre de 2010 adoptado por el Consejo de Administración de la Sociedad.
En el ámbito de los poderes que le han sido conferidos, el Consejero Delegado:
1. elabora el Plan plurianual y el Presupuesto anual de la Sociedad y del grupo Enel Green Power, que se
presentará, para la aprobación, al Consejo de Administración;
2. elabora el balance anual y los demás documentos contables periódicos (informes trimestrales y
semestral), o bien extraordinarios, que se presentarán para la aprobación al Consejo de
Administración.
3. propone al Consejo de Administración los objetivos estratégicos de la Sociedad y del Grupo;
4. define la organización general de la Sociedad y del grupo, que presentará a la aprobación del Consejo
de Administración, y procede a la realización de la propia ordenación.

286

Sección I

5. procede directamente a la presentación de ofertas en la Bolsa Eléctrica:
(i) hasta un importe de 20 millones de euros por oferta horaria;
(ii) por encima del citado límite y hasta un importe de 25 millones de euros, para un número total de
ofertas no superior a 10 ofertas al año;
6. presenta al Consejo de Administración las propuestas para el ejercicio del derecho de voto en las
juntas de las principales empresas subsidiarias y para las designaciones de los miembros de los
órganos administrativos y de control de dichas empresas;
7. aprueba el nombramiento de la Dirección de la Sociedad y del Grupo en el ámbito de las líneas
programáticas definidas por el Consejo de Administración;
8. define las acciones de alcance general que contemplan las modalidades de contratación y la posición
normativa y económica del personal del grupo;
9. determina, en el ámbito de sus propias delegaciones, los poderes a otorgar mediante los poderes
pertinentes, para la gestión de la Sociedad y define el programa de ordenación de poderes para las
demás empresas del Grupo.
Competencias reservadas al Consejo de Administración
El Consejo de Administración de 5 de octubre de 2010 reservó para su competencia, además de aquellas
competencias que le corresponden en virtud de la Ley y de los Estatutos Sociales, los poderes que
contemplan las orientaciones estratégicas, organizativas y de control interno de la Sociedad y del grupo. En
el ámbito de los poderes que le son reservados, el Consejo de Administración:
1. define el sistema de Corporate Governance en el ámbito de la Sociedad y del Grupo y prevé la
constitución y la definición de las funciones de los Comités internos en el Consejo, del cual nombra
los componentes;
2. define, sobre la base de las indicaciones del Comité pertinente, las líneas de orientación del sistema de
control interno del cual comprueba periódicamente la idoneidad y el funcionamiento eficaz, y se
cerciora de que los principales riesgos empresariales sean identificados y gestionados de una forma
adecuada y que existan los controles necesarios para la supervisión de la marcha de la Sociedad y del
Grupo;
3. determina, sobre la base de las propuestas formuladas por el Comité pertinente y una vez oído el
Comité de Auditores, la remuneración del Consejero Delegado y de los demás Consejeros que ocupan
cargos;
4. procede, además, sobre la base del análisis y de las propuestas formuladas por este Comité, a valorar
los criterios generales que, por indicación del Consejero Delegado, se adopten respecto a la política
retributiva de la alta dirección de la Sociedad y del grupo, y a deliberar respecto a la adopción de
planes de incentivos para la totalidad de la Dirección;
5. valora la idoneidad del entramado organizativo, administrativo y contable de la Sociedad y del Grupo
y delibera las modificaciones del entramado organizativo general propuestas por el Consejero
Delegado;
6. valora, sobre la base de la información recibida del Consejero Delegado, la marcha general de la
gestión de la Sociedad y del Grupo, con especial atención a las situaciones de conflicto de intereses, y
comprueba periódicamente la consecución de los resultados programados;

287


7. procede al nombramiento del Director General así como a la concesión de los correspondientes
poderes;
8. aprueba el Plan plurianual y el Presupuesto anual de la Sociedad y del Grupo elaborados por el
Consejero Delegado;
9. aprueba el balance anual y los demás documentos contables periódicos (informes trimestrales y
semestrales), o bien extraordinarios, elaborados por el Consejero Delegado;
10. aprueba los objetivos estratégicos de la Sociedad y del Grupo elaborados por el Consejero Delegado;
11. aprueba y modifica el entramado organizativo general de la Sociedad y del Grupo;
12. aprueba inversiones con un importe superior a 10 millones de euros que no estén previstas en el plan
plurianual;
13. aprueba los suministros relacionados con contratos de obras, servicios y suministros y la aprobación
de los correspondientes contratos con terceros que tengan un importe superior a 10 millones de euros;
14. aprueba la participación en licitaciones (incluso a través de uniones temporales de empresas (ATI),
consorcios y joint ventures) y la suscripción de los correspondientes contratos que supongan un
compromiso superior a 10 millones de euros;
15. aprueba la suscripción de contratos de compra, venta y suministro de energía eléctrica cuyo importe
individual sea superior a 120 millones de euros;
16. aprueba la suscripción de contratos que tengan por objeto instrumentos financieros derivados sobre la
energía cuyo importe individual sea superior a 120 millones de euros;
17. aprueba la compra y venta de certificados verdes por un importe superior a 50 millones de euros y de
certificados RECS por un importe superior a 5 millones de euros y de certificados CERs por un
importe superior a 5 millones de euros;
18. aprueba la participación en concursos entablados por Acquirente Unico S.p.A. para la firma de
contratos de compraventa de energía eléctrica y de contratos diferenciales cuyo importe individual sea
superior a 120 millones de euros;
19. aprueba la compra, enajenación, permuta y el comodato de terrenos y/o de inmuebles industriales, así
como el alquiler a terceros de bienes inmuebles industriales cuyo importe sea superior a 5 millones de
euros;
20. aprueba la suscripción de contratos de consultoría de gestión cuyo importe individual sea superior a
500.000 euros;
21. aprueba la toma de decisiones sobre transacciones cuyo importe individual sea superior a 1 millón de
euros;
22. aprueba la suscripción de contratos de consultoría y servicios profesionales a favor de la Sociedad
cuyo importe individual sea superior a 1 millón de euros;
23. define la estructura social del Grupo y comprueba su idoneidad;

288

Sección I

24. examina y aprueba las operaciones que revisten una destacada importancia económica, patrimonial y
financiera para la Sociedad y para el Grupo, incluidas aquellas con las partes asociadas.
Concretamente, el Consejo de Administración delibera al respecto de:
a. la emisión de obligaciones;
b. la suscripción de contratos de financiación para la Sociedad a medio y largo plazo por un importe
superior a 25 millones de euros;
c. la emisión de garantías y la concesión de financiación a favor de sociedades del Grupo
controladas o participadas cuyo importe sea superior a 25 millones de euros;
d. los acuerdos de carácter estratégico;
e. los convenios (con Ministerios, Organismos locales, etc.) que comporten unos compromisos
superiores a 10 millones de euros;
f. las operaciones de constitución de sociedades, así como de compra o enajenación (incluso a
través de concesión) de participaciones de la sociedad o de ramas de empresa, cuando se trate de
operaciones con un valor superior a 10 millones de euros;
25. formula las propuestas que se presentarán a la Junta de Accionistas e informa a los Accionistas
presentes en la junta.

289


La siguiente tabla enumera las sociedades de capital o personalistas en las que los miembros del Consejo de
Administración han sido miembros de los órganos de administración, dirección o vigilancia, o bien
accionistas en los últimos cinco años, con la indicación de su vigencia a la Fecha del Folleto.
Nombre y Sociedad Cargo en la sociedad o participación vigencia en la
apellidos(s) poseída Fecha del Folleto
Luigi Ferraris Enel Capital S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración En liquidación
Enel Energia S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Factor S.p.A.* Presidente del Consejo de Administración En funciones
Enel Energy Europe S.r.l. (actual Enel Energy Miembro del Consejo de Administración Cesado
Europe S.L.)*
Enel Distribuzione S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Investment Holding B.V.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Produzione S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Servizi S.r.l.* Presidente del Consejo de Administración En funciones
con poderes
Área Administración, Finanzas y Control del Director Vigente
Grupo Enel
Enel Rete Gas. S.p.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Avisio Energia S.p.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
CISE S.r.l. Administrador Único Cesado
Enel Trade S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Endesa S.A.* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Slovenskè Elektràrne A.S.* Miembro del Consejo de Vigilancia En funciones
Deval S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel S.p.A.* Accionista Vigente
Endesa S.A.* Accionista Vigente
Francesco Starace Enel.si S.r.l. Presidente con poderes En funciones
Enel Unión Fenosa Renovables S.A. Vicepresidente En funciones
Enel Green Power International B.V. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Latin America B.V. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel North America Inc. Miembro del Consejo de Administración En funciones
3SUN S.r.l. Miembro del Consejo de Administración En funciones
División de Energías Renovables del Grupo Enel Director Vigente
Enel Latin America L.L.C. Miembro del Consejo de Administración En liquidación
Enel Energia S.p.A.* Presidente con poderes Cesado
Enel Gas S.p.A. Presidente con poderes Cesado
Iridea S.r.l. Presidente con poderes Cesado
Enel Green Power Bulgaria EAD Presidente Cesado
Enel Green Power Romania S.r.l. Presidente Cesado
Enel Servizio Elettrico S.p.A.* Presidente con poderes Cesado
Hydroconstructional S.A. Presidente Cesado
International Wind Parks of Crete S.A. Presidente Cesado
International Wind Parks of Thrace S.A. Presidente Cesado
International Windpower S.A. Presidente Cesado
Wind Parks of Thrace S.A. Presidente Cesado
Alpe Adria Energia S.p.A. Consejero Delegado Cesado
Easygas S.r.l. Administrador Único Cesado
Enel Trade S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Viesgo Energía S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Viesgo Servicios S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
International Wind Parks of Rhodes S.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Pirelli e C S.p.A. Miembro del Consejo de Administración En funciones

290

Sección I

Nombre y Sociedad Cargo en la sociedad o participación vigencia en la
apellidos(s) poseída Fecha del Folleto
Carlo Angelici SACE BT S.p.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
con poderes
Stretto di Messina S.p.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Andrea Brentan Enel Capital S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración En liquidación
Enel Energy Europe S.L* Presidente del Consejo de Administración En funciones
Endesa S.A.* Consejero Delegado En funciones
División Península Ibérica y Latinoamérica del Director Vigente
Grupo Enel
Slovenske Elektrarne AS* Miembro del Consejo de Vigilancia Cesado
Endesa S.A.* Accionista Vigente
Snam Rete Gas S.p.A. Accionista Cesado
Eni S.p.A. Accionista Cesado
Giovanni Battista Unicredito Italiano Accionista Cesado
Lombardo Enel S.p.A. Accionista Cesado
Mediobanca S.p.A. Accionista Cesado
Assicurazioni Generali S.p.A. Accionista Cesado
Eni S.p.A. Accionista Cesado
FIAT S.p.A. Accionista Cesado
Carlo Tamburi Enel Capital S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración En liquidación
Enel Energy Europe S.L* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel OGK-5 OJSC* Miembro del Consejo de Administración En funciones
Slovenske elektrarne A.S.* Vicepresidente del Consejo de Vigilancia En funciones
División Internacional del Grupo Enel Director Vigente
Enel Distribuzione S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Produzione S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Servizi S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel.New Hydro S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Dalmazia Trieste S.r.l. Consejero Delegado Cesado
Enelpower S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel NewHydro S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Cesada
Enel Produzione S.p.A*. Miembro del Consejo de Administración Cesada
Enel Distribuzione S.p.A*. Miembro del Consejo de Administración Cesada
Luciana Tarozzi Enelpower S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesada
Enel Sole S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Cesada
Sfera S.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Cesada
Enel S.p.A.* Accionista En funciones
Eni S.p.A.* Accionista En funciones
* Sociedad del Grupo Enel

Hasta donde alcanza el conocimiento de la Sociedad, ninguno de los miembros del Consejo de
Administración ha estado, en los últimos cinco años, condenado en relación con actos de fraude o quiebra ni
ha estado relacionado en el ámbito del ejercicio de sus propios cargos, con procedimientos concursales,
administración controlada o liquidación no voluntaria ni ha sido imputado oficialmente y/o sancionado por
parte de las autoridades públicas o regulatorias (incluidas las asociaciones profesionales autorizadas) ni
inhabilitado por parte de un tribunal para el ejercicio de cargos de administración, de dirección o de
vigilancia del Emisor o para el desarrollo de actividades de dirección o de gestión de cualquier otro emisor.

291


14.1.2 Principales directivos
La siguiente tabla mostrada incluye la información referente a los principales directivos del Emisor en la
Fecha del Folleto.
Nombre y apellidos(s) Cargo Antigüedad de Lugar y fecha de nacimiento
servicio en el Grupo
Alberto de Paoli Responsable de Administración, Finanzas y 2008 Pavia 01.10.1965
Auditoría Interna
Richard Paul Ingmar Responsable de Business Development 2003 Essen 16.12.1963
Wilhelm
Maurizio Bezzeccheri Responsable del Área Península Ibérica y 1999 Pompeya 02.07.1958
Latinoamérica
Roberto Deambrogio Responsable del Área Italia y Europa 2005 Milán, 30.05.75
Toni Volpe Responsable del Área Norteamérica 2004 Salerno 03.05.1972

A continuación se incluye de manera resumida, curriculum vitae de cada directivo, en el que consta la
competencia y la experiencia profesional en materia de gestión empresarial.
Alberto de Paoli – Nacido en Pavía en 1965, y licenciado en economía y comercio. Ha trabajado en Wind
con cargos de responsabilidad en el área de Administración, Finanzas y Auditoría Interna. En abril de 2008
se incorporó a Enel. En enero de 2009 fue nombrado Responsable de Administración, Finanzas y Auditoría
Interna de la División de Energías Renovables.
Richard Paul Ingmar Wilhelm – Nacido en Essen, Alemania, en 1963, es licenciado en ingeniería eléctrica.
Desde el año 2000 hasta 2002 fue Managing Director de Electra Italia S.p.A. En 2003 se incorporó a Enel
Produzione y desde 2007 es responsable de Marketing y Supply de la División Mercado. Actualmente es el
responsable de Business Development de Enel Green Power.
Maurizio Bezzeccheri – Nacido en Pompeya en 1958, es licenciado en ingeniería química. Forma parte de
Enel Produzione desde 1999 y desde 2006 es Director General de Enel Unión Fenosa Renovables.
Actualmente es responsable del área de Península Ibérica y Latinoamérica.
Roberto Deambrogio – Nacido en Milán en 1975, es licenciado en Economía y Comercio. Forma parte de
Enel desde 2005 en el Área Corporate Strategy, fue nombrado en 2006 responsable de Desarrollo de Energías
Renovables de la División Internacional. En diciembre de 2008 fue nombrado responsable del Business
Development de la División de Energías Renovables, y actualmente es responsable del área Italia y Europa.
Toni Volpe – Nacido en Salerno en 1972, es licenciado en ingeniería de gestión. Trabajó en Francia, en
Decathlon desde 1997 hasta 1998, y como consultor en Bain & Co. en Milán desde 1998 hasta 2004, año en
el que se incorporó a Enel. Antes de convertirse en Country Manager de Norteamérica en 2005, trabajó en el
Área Corporate Strategy reportando directamente al Consejero Delegado de Enel. Desde 2005 es Country
Manager de Enel Norteamérica.
Ninguno de los principales directivos de la Sociedad mantiene relaciones de parentesco con los demás
principales directivos enumerados en la tabla anterior, ni con los miembros del Consejo de Administración
del Emisor ni tampoco con los miembros del Comité de Auditores de la Sociedad.

292

Sección I

La siguiente tabla enumera las sociedades de capital o personalistas en las que los principales directivos han
sido miembros de los órganos de administración, dirección o vigilancia, o bien accionistas en los últimos
cinco años, con la indicación de su vigencia a la Fecha del Folleto.
Nombre y apellidos(s) Sociedad Cargo en la empresa o participación Estatus en la
poseída Fecha del Folleto
Alberto de Paoli Enel.si Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power & Sharp Solar Energy Miembro del Consejo de Administración En funciones
S.r.l.
3SUN S.r.l. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power España S.L. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power International B.V. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power Romania S.r.l. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power Hellas S.A. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Unión Fenosa Renovables, S.A. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Green Power France S.A.S. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Latin America B.V. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel North America Inc. Miembro del Consejo de Administración En funciones
Enel Latin America LLC. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Tiscali UK Miembro del Consejo de Administración Cesado
Tiscali Italia Miembro del Consejo de Administración Cesado
Delta S.p.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Richard Paul Ingmar Enel.si Miembro del Consejo de Administración En funciones
Wilhelm Enel Green Power & Sharp Solar Energy Miembro del Consejo de Administración En funciones
S.r.l.
Taranto Solar S.r.l. Presidente En funciones
Consorzio Sviluppo Solare Presidente En funciones
Epia Presidente En funciones
Metansicula Vendita S.r.l. Administrador Único Cesado
Amiagas S.r.l. Presidente Cesado
Enel France S.a.S. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel servizio elettrico S.p.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Union Fenosa Renovables S.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Energia Miembro del Consejo de Administración Cesado
Powernext S.A. Miembro del Consejo de Administración Cesado
EEX Member of Exchange Council Cesado
Enel Green Power Romania S.R.L Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power Hellas S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power France S.a.s. Miembro del Consejo de Administración Vigente
E.On AG. Accionista Vigente
RWE AG. Accionista Vigente
Gazprom Accionista Vigente
Maurizio Bezzeccheri Enel Unión Fenosa Renovables, S.A. Consejero y Director General Vigente
ENERLASA, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Boiro Energía, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Depuración, Destilación Reciclaje S.L., Miembro del Consejo de Administración Vigente
Gallega de Cogeneración, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Cogeneración del Noroeste, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Energía Ambientales EASA, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Tirmadrid, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Parque Eólico Sierra del Merengue, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Promociones Energéticas del Bierzo, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Energías Especiales Alcoholeras, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente

293


Energías Especiales de Extremadura, S.L. Presidente del Consejo de Administración Vigente
Energías Especiales Montes de Andalucia, Presidente del Consejo de Administración Vigente
S.L.
Energías Especiales de Noroeste, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Eufer Renovables Ibéricas 2004, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Parque Eólico de San Andrés, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Barbao, S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
Parque Eólico Belmonte, S.A. Consejero Delegado Vigente
Energías Especiales Montes Castellanos, Miembro del Consejo de Administración Vigente
S.L.
Parque Eólico de Padul, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Energía Termosolar de los Monegros, S.L. Vigente
Eólica el Molar, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Energías Especiales Valencianas, S.L. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Eólica Galaicoasturiana, S.A. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Punta de Lens Eólica Marina, S.L. Representante del Administrador Único Vigente
Punta de las Olas Eólica Marina, S.L. Representante del Administrador Único Vigente
Enel Green Power Bulgaria EAD Presidente del Consejo de Administración Cesado
Enel Green Power Hellas S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
International Wind Parks of Thrace S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Wind Parks of Thrace S.A Presidente del Consejo de Administración Cesado
International Wind Parks Crete S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
International Windpower S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Hydro Constructional S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Grafkos Hydroelectric Station S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
International Wind Parks of Rhodes S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
International Wind Parks of Achaia S.A. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Enel Green Power Romania S.R.L. Presidente del Consejo de Administración Cesado
ENEL GREEN POWER France S.A.S. Presidente del Consejo de Administración Cesado
Enel Green Power International S.A.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
(actual Enel Green Power Holding S.a.r.l.)
Enel North America Inc. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Latin America L.L.C. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Roberto Deambrogio Altomonte FV S.r.l. Administrador Único Vigente
Enel Green Power Calabria S.r.l. Administrador Único Vigente
Enel Green Power Portoscuso S.r.l. Administrador Único Vigente
Energia Eolica S.r.l. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Taranto Solar S.r.l. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Latin America B.V. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel North America Inc. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power International B.V. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power Holding S.a.r.l.* Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power France S.A.S. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Unión Fenosa Renovables S.A Miembro del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power Bulgaria EAD Presidente del Consejo de Administración Vigente
Enel Green Power Romania S.R.L Presidente del Consejo de Administración Vigente
International Wind Parks of Thrace S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
Wind Parks of Thrace S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
International Windpower S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
Hydro Constructional S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
International Wind Parks Crete S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
Glafkos Hydroelectric Station S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
International Wind Parks of Rhodes S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente
International Wind Parks of Achaia S.A. Presidente del Consejo de Administración Vigente

294

Sección I

Enel Viesgo Servicios S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Electra de Viesgo Distribución S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Viesgo Energía S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel Viesgo Generación S.L. Miembro del Consejo de Administración Cesado
Enel France S.A.S.* Miembro del Consejo de Administración Cesado
Toni Volpe Enel North America Inc. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Tradewind Energy L.L.C. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Geronimo Wind Energy L.L.C. Miembro del Consejo de Administración Vigente
Tri Alpha Energy Inc Miembro del Consejo de Administración Vigente
NOVA-MBA Association Miembro del Consejo de Administración Vigente
Aquenergy Systems, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Asotin Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Aziscohos Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Beaver Falls Water Power Company Consejero y Directivo Vigente
Beaver Valley Holdings, Ltd. Consejero y Directivo Vigente
Beaver Valley Power Company Consejero y Directivo Vigente
Boott Field, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Boott Hydropower, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Boott Sheldon Holdings, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Bypass Power Company Consejero y Directivo Vigente
Canastota Windpower L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
CHI Acquisitions II, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Acquisitions, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Black River, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Finance, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
CHI Highfalls, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Hydroelectric Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Minnesota Wind, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
CHI Mountain States Operations, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Operations, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Power Marketing, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Power, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Universal, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI West, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI Western Operations, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI-Dexter, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI-Idaho, Inc. Consejero y Directivo Vigente
CHI-Magic Valley, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Coneross Power Corporation Consejero y Directivo Vigente
Consolidated Hydro Mountain States, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Consolidated Hydro New Hampshire, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Consolidated Hydro New York, inc. Consejero y Directivo Vigente
Consolidated Hydro Southeast, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Consolidated Pumped Storage, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Crosby Drive Investments, Inc. Consejero y Directivo Vigente
EGP Geronimo Holding Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
EGP Padoma Holding Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel Alberta Wind, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel Geothermal L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Enel Green Power Canada, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel Kansas L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Enel NevKan, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel North America, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel Salt Wells, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Enel Stillwater, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente

295


Enel TexKan, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Enel Washington DC, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Essex Company Consejero y Directivo Vigente
Fulcrum, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Gauley Hydro, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Gauley River Management Corporation Consejero y Directivo Vigente
Geronimo Wind Energy, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Highfalls Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Hydro Development Group, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Hydro Energies Corporation Consejero y Directivo Vigente
Hydro Finance Holding Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Hydrodev, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Kings River Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Kinneytown Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
LaChute Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Littleville Power Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Lower Saranac Corporation Consejero y Directivo Vigente
Mascoma Hydro Corporation Consejero y Directivo Vigente
Mill Shoals Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Minnewawa Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Motherlode Hydro, Inc. Consejero y Directivo Vigente
NeWind Group, Inc. Consejero y Directivo Vigente
North Canal Waterworks Consejero y Directivo Vigente
Northwest Hydro, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Notch Butte Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
O&M Cogeneration, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Olympe, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Ottauquechee Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Pelzer Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Sheldon Vermont Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Slate Creek Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Snyder Wind Farm, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Somersworth Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Summit Energy Storage, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Sweetwater Hydroelectric, Inc. Consejero y Directivo Vigente
TKO Power, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Twin Falls Hydro Company, Inc. Consejero y Directivo Vigente
Twin Saranac Holdings, L.L.C. Consejero y Directivo Vigente
Western New York Wind Corp. Consejero y Directivo Vigente
Willimantic Power Corporation Consejero y Directivo Vigente
Enel Surprise Valley, L.L.C. Directivo Vigente
Enel Cove Fort II, L.L.C. Directivo Vigente
Enel Cove Fort, L.L.C.
EGP Solar 1, L.L.C. Directivo Vigente
Padoma Wind Power, L.L.C. Directivo Vigente
Smoky Hills Wind Farm, L.L.C. Directivo Vigente
Smoky Hills Wind Project II, L.L.C. Directivo Vigente
TexKan Wind, L.L.C. Directivo Vigente
Enel Smoky L.L.C. Consejero y Directivo Cesado
The Great Dam Corporation Consejero y Directivo Cesado
Gestion Cogeneration Inc. Consejero y Directivo Cesado
Hosiery Mills Hydro Company Inc. Consejero y Directivo Cesado
NVIDIA Accionista Vigente
Walmart Accionista Vigente

296

Sección I

Intel Accionista Vigente
Morgan Stanley Accionista Vigente
Discover Financial Services Accionista Vigente
FirstMarblehead Accionista Vigente
RWE Accionista Vigente
Waters Corp Accionista Vigente
Duke Energy Accionista Vigente
Citigroup Accionista Vigente
VmWare Accionista Vigente
ETF Xinhua Accionista Vigente
ETF Japón Accionista Vigente
ETF MSCI US Tech Accionista Vigente
Varian Accionista Cesado
Eni Accionista Cesado
Basicnet Accionista Cesado
Prysmian Accionista Cesado
Tenaris Accionista Cesado
Abitibi Accionista Cesado
Serono Accionista Cesado
Safilo Accionista Cesado
JDS Uniphase Accionista Cesado
Toro Assicurazioni Accionista Cesado
Terna Accionista Cesado
Generali Accionista Cesado
Fastweb Accionista Cesado
Apple Accionista Cesado
Endesa Chile* Accionista Cesado
XM Satellite Radio Accionista Cesado
Calpine Accionista Cesado
Applera Accionista Cesado
Banca Italease Accionista Cesado
Abercrombie and Fitch Accionista Cesado

Hasta donde alcanza el conocimiento de la Sociedad, ninguno de los principales directivos ha estado, en los
últimos cinco años, condenado en relación con actos de fraude o quiebra ni ha estado relacionado en el
ámbito del ejercicio de sus propios cargos con procedimientos concursales, administración controlada o
liquidación no voluntaria ni ha sido imputado oficialmente y/o sancionado por parte de las autoridades
públicas o regulatorias (incluidas las asociaciones profesionales autorizadas) ni inhabilitado por parte de un
tribunal para el ejercicio de cargos de administración, de dirección o de vigilancia del Emisor o para el
desarrollo de actividades de dirección o de gestión de cualquier otro emisor
14.1.3 Comité de Auditores
El Comité de Auditores actual fue nombrado con motivo de la constitución de la Sociedad, materializada en
virtud de la escritura de escisión de Enel Produzione S.p.A. de 27 de noviembre de 2008 y con efectos desde
el 1 de diciembre de 2008, manteniéndose en el cargo hasta la fecha de la junta ordinaria convocada para la
aprobación del balance del ejercicio a 31 de diciembre de 2010.

297


La composición del Comité de Auditores en la Fecha del Folleto es la siguiente:
Nombre y apellidos(s) Cargo Lugar y fecha de nacimiento
Leonardo Perrone Presidente Bari, 7 de marzo de 1942
Giuseppe Ascoli Auditor titular Roma, 15 de julio de 1954
Giuseppe Mariani Auditor titular Roma, 10 de noviembre de 1949
Giulio Monti Auditor suplente Como, 13 de septiembre de 1959
Francesco Rocco Auditor suplente Roma, 11 de febrero de 1963

A continuación se incluye de manera resumida un curriculum vitae de los miembros del Comité de
Auditores, en el que consta la competencia y la experiencia adquirida en materia de gestión empresarial.
Leonardo Perrone – Nacido en Bari el 7 de marzo de 1942. Licenciado en Derecho por la Universidad de
Roma “La Sapienza”, es abogado especializado en materia tributaria y societaria. Profesor de Derecho
Tributario en la Facultad de Economía de la Universidad de Roma “La Sapienza” y ponente en numerosas
convenciones nacionales e internacionales en Italia y en el extranjero. Profesor durante más de 20 años en la
Escuela Superior de Policía Tributaria de la Guardia de Finanzas y docente durante muchos años en el
Máster de Derecho Tributario de la Escuela Superior de Economía y Finanzas.
Autor de numerosas publicaciones, desarrolla desde 1968 la actividad profesional de abogado y consultor
especialmente en materia tributaria, civil y societaria, asesorando tanto en materia judicial (incluido el
Tribunal Constitucional) como extrajudicial, a numerosos e importantes clientes nacionales y extranjeros.
Giuseppe Ascoli – Nacido en Roma el 15 de julio de 1954. Doctor en administración de empresas y auditor
contable. Socio del Bufete Legal – Tributario “Adonnino Ascoli & Casavola Scamoni”, asociación
interprofesional que forma parte de la alianza internacional CMS. Profesor contratado (Curso de “Corporate
Governance”) en la Universidad de Cassino – Facultad de Económicas. Ocupa el cargo de Presidente de la
Comisión Asesora para la Fiscalidad Internacional del Consejo del Colegio de Administradores de Empresas
de Roma. Ha desarrollado, como asesor técnico del Tribunal de Roma, encargos en materia de valoración de
empresas. Ha realizado y realiza importantes encargos confiados por Entes públicos y privados en el sector
de las valoraciones empresariales así como en el campo de la consultoría y de la colaboración empresarial,
contractual y tributaria. Ocupa el cargo de Auditor y de Presidente del Comité de Auditores en empresas
pertenecientes a grupos nacionales e internacionales como: Grupo Enel, Grupo Ford, Grupo PPG, Grupo
Corriere dello Sport, Grupo Alliance, Grupo Linde, Grupo Allergan y Grupo Fideuram. Ha ocupado el cargo
de consejero en MEDIOCREDITO de Roma, también como miembro del Comité Ejecutivo. Colabora con
revistas especializadas en materia tributaria mediante la publicación de artículos. Es profesor en cursos de
especialización organizados por la Universidad o bien por los colegios profesionales. Ha participado como
ponente en numerosos congresos nacionales e internacionales.
Giuseppe Mariani – Nacido en Roma el 10 de noviembre de 1949. Licenciado en Economía y Comercio
por la Universidad “La Sapienza” de Roma, y Doctor en Administración de empresas inscrito en el Colegio
de Roma desde 1974. Es socio del bufete “Mariani&Associati Commercialisti”. Ejerció el cargo de miembro
del Consejo del Colegio de Administradores de Empresas de Roma, Rieti, Civita vecchia y Velletri en el
período 1984/1990. Está colegiado en el Colegio de consultores técnicos judiciales y figura en la lista
especial de la II Sección Especial del Tribunal de Roma. Auditor oficial de cuentas desde 1984, está
colegiado en el Registro de Auditores Contables. En el marco de su trayectoria profesional, cabe señalar las
siguientes actividades especializadas: asesoría societaria y contractual; asesoría tributaria y asistencia en
contenciosos tributarios; valoraciones de empresas y de ramas empresariales; asistencia en reestructuraciones
de grupos (perfiles estratégicos, jurídico-comerciales, organizativos, empresariales y fiscales); asistencia en

298

Sección I

fusiones, escisiones, segregaciones, aportaciones y cesiones empresariales; asistencia en la constitución de
combinaciones empresariales con objeto determinado (sociedades, uniones temporales de empresas (A.T.I.),
sociedades consorciales, consorcios, joint ventures); asistencia en procedimientos judiciales en calidad de
asesor técnico. Ocupa el cargo de Presidente del Comité de Auditores y es Auditor Titular de sociedades
industriales y financieras.
Francesco Rocco – Nacido en Roma el 11 de febrero de 1963. Licenciado en Economía y Comercio por la
Universidad LUISS Guido Carli de Roma, es Doctor en Administración de Empresas colegiado en el Colegio
de Roma desde 1987. Ha ocupado el cargo de ayudante de la cátedra de “Contabilidad” en la Universidad
LUISS Guido Carli de Roma, en la que desarrolla actualmente la actividad de profesor de Economía
Empresarial. Está colegiado en el Colegio de Consultores Judiciales ante el Tribunal Civil de Roma así como
en el Colegio de Consultores Técnicos Judiciales ante el Tribunal Penal de Roma, para los que realiza
peritajes de estimación y valoración. Está inscrito en el Registro de Auditores Contables y, en el marco de la
actividad profesional que ha desarrollado, cabe señalar actividades de asesoría administrativa, societaria y
contractual, asesoría tributaria en derecho italiano y comparado y asistencia en contenciosos tributarios,
actividades de valoración de empresas, asistencia en reestructuraciones de grupos, actividades de árbitro en
procedimientos entablados en virtud del art. 806 c.p.c. (Código de Procedimiento Civil), asesoría empresarial
en el marco del modelo de organización y gestión previsto en el D. Lgs. 231/01, realizando tareas de
miembro del Organismo de Vigilancia. Ocupa o ha ocupado el cargo de Presidente del Comité de Auditores y
de Auditor Titular de relevantes sociedades industriales y financieras.
Giulio Monti – Nacido en Como el 13 de septiembre de 1959. Licenciado en Economía y Comercio por la
Universidad Católica de Milán y colegiado en el Colegio de Administradores de Empresas y Expertos
Contables desde 1984 y en el Registro de Auditores Contables. Doctor en Administración de Empresas en
Milán desde 1985, desarrolla preferentemente actividades de asesoría y asistencia a empresas en materia
mercantil y fiscal, con especial atención a todas las obligaciones relacionadas con la preparación de balances,
con la liquidación de empresas y con las operaciones empresariales de carácter extraordinario (fusiones,
transformaciones, escisiones). Actualmente ocupa el cargo de Auditor Titular, de Presidente del Comité de
Auditores y de auditor en una amplia variedad de empresas italianas, algunas de las cuales forman parte de
grupos internacionales, así como de auditor de un consorcio de derecho público.
Ninguno de los miembros del Comité de Auditores tiene relaciones de parentesco con los demás miembros
del Comité de Auditores del Emisor, ni con los miembros del Consejo de Administración o los principales
directivos de la Sociedad.

299


La siguiente tabla enumera las sociedades de capital o personalistas en las que los miembros del Consejo de
Administración han sido miembros de los órganos de administración, dirección o vigilancia, o bien
accionistas en los últimos cinco años, con la indicación de su vigencia a la Fecha del Folleto.
Nombre y apellidos(s) Sociedad Cargo en la empresa o Estatus en la
participación poseída Fecha del Folleto
Leonardo Perrone Acer Sede S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Cassa Edile di Mutualità ed Assistenza di Roma e Miembro del Comité de Auditores En funciones
Provincia – sede de Roma
CTP –Comitato Paritetico Territoriale per la Presidente del Comité de Auditores En funciones
prevenzione infortuni, igiene e l’ambiente di lavoro
di Roma e Provincia– Sede de Roma
Gestedil S.r.l. – Sede de Roma Miembro del Consejo de En funciones
Administración
Enel Produzione S.p.A.* Presidente del Comité de Auditores En funciones
Enel.factor S.p.A.* Auditor titular En funciones
Enel Energia S.p.A.* Presidente del Comité de Auditores En funciones
Nuove Energie S.r.l.* Presidente del Comité de Auditores En funciones
Calipso S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Immobiliare die Presidi S.r.l. Accionista Cesado
Giuseppe Ascoli Allergan S.p.A. Auditor titular Vigente
Amo Italy S.r.l. Auditor titular En funciones
Ampaspace S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Baxter S.p.A. Auditor titular Cesado
Baxter Manifacturing S.p.A. Auditor titular Cesado
Bieffe Medital S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
BNL Positivity S.r.l. Presidente del Comité de Auditores Cesado
BMG Castel Romano S.r.l. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Conti Editore S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Corriere dello Sport S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Dimensione S.r.l. Auditor titular Cesado
Enel Energia S.p.A.* Auditor titular En funciones
Enel Logistica Combustibili S.r.l.* Auditor titular Cesado
Enel.factor S.p.A.* Auditor titular En funciones
Enel Produzione S.p.A.* Auditor titular En funciones
Euler Hermes Siac S.p.A. Auditor titular En funciones
Euler Hermes Siac Services S.r.l. Auditor titular En funciones
FCE S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Fideuram Fiduciaria S.p.A. Miembro del organismo de En funciones
vigilancia
Figeroma SIM S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Finamo S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Ford Italia S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Indipendenza S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Interpack S.p.A. Auditor titular En funciones
Linde Impianti S.p.A. Auditor titular En funciones
Mazda Motor Italia S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Mediastampa S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Nes Nuova Editoriale Sportiva S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Nuove Energie S.r.l.* Auditor titular En funciones
Poligrafici Il Borgo S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Polipress S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Rentokil Initial Italia S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Sac Serenità a casa S.r.l. Auditor titular Cesado
Società Italiana Monitoraggio S.p.A. Auditor titular Cesado

300

Sección I

Spaget S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Sporting Vacanze S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Sport Network S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Stec – società tipografica editrice capitolia S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Sveviafin S.p.A. Presidente del Comité de Auditores Cesado
Giuseppe Mariani Italstrade IS S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Enel.factor S.p.A.* Presidente del Comité de Auditores En funciones
Telecom Italia San Marino S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
MT – Manifatture e Tabacchi S.p.A. Auditor titular En funciones
Safab – Società Appalti e Forniture per acquedotti e Presidente del Comité de Auditores En funciones
Bonifiche S.p.A.
Coedam S.c.a.r.l. Auditor titular En liquidación
SAIAT Società Attività Intermedie Ausiliarie Auditor titular Cesado
Telecomunicazioni Per azioni
Cinque Cerchi S.p.A. Auditor titular En funciones
Wisco – Water & Industrial Services Company Auditor titular En funciones
S.p.A.*
Bonafous S.p.A. Auditor titular En funciones
Pentagramma Romagna S.p.A. Auditor titular En funciones
Svei S.p.A. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Adria Link S.r.l. Auditor titular En funciones
Giulio Monti Pigozzi & C. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Pielco S.r.l. Pigozzi Edili Costruzioni Auditor titular En funciones
Plastic Project European S.r.l. Auditor titular En funciones
Georg Fisher TPA S.r.l. Auditor titular En funciones
Gerg Fisher PFCI S.r.l. Auditor titular En funciones
Sies Servizio Importazione Esportazione Stampa Auditor titular En funciones
S.r.l.
G.D.O. Press S.r.l. Auditor titular En funciones
Agenzia Lombarda Distribuzione Giornali e Riviste Auditor titular En funciones
S.r.l.
G.S.E. Gestione Servizi Editoriali S.r.l. Presidente del Comité de Auditores En funciones
Sardaplastic S.r.l. Auditor titular En funciones
Agenzia Romana Distribuzione Giornali e Riviste Presidente del Comité de Auditores En funciones
S.r.l.
SO.DI.P Service S.r.l. Auditor titular En funciones
I.B.S. Investimenti Basa S.r.l. Auditor titular En funciones
Energia Sud S.r.l. Auditor titular Cesado
SE.P.IN S.r.l. Auditor titular Cesado
Enel Energia S.p.A.* Auditor titular Cesado
Easygas S.r.l.* Auditor titular Cesado
Metansicula S.p.A.* Auditor titular Cesado
Enel Servizio Elettrico S.p.A.* Auditor titular En funciones
Enel Green Power Puglia S.r.l. (ya Italgest Wind Auditor titular En funciones
S.r.l.)
Enel Green Power TSS S.r.l. (ya Anemos 1 S.r.l.) Auditor titular En funciones
Cordusio Metalli S.p.A. Auditor contable En funciones
Esaco Data S.r.l. Accionista Vigente
Francesco Rocco COFERGEMI S.p.A. Auditor titular En funciones
Enel Produzione S.p.A.* Auditor titular En funciones
N.P.F. S.c.r.l. Auditor titular En funciones
ITALSTRADE IS S.r.l. Auditor titular En funciones
SARTORI SUD S.r.l. Auditor titular En funciones

301


ENEL STOCCAGGI S.r.l.* Auditor titular En funciones
P.F.P. S.p.A. Auditor titular En funciones
ARGI S.c.p.A. Auditor titular En funciones
COMERI S.p.A. Auditor titular En funciones
ROMAIRPORT S.r.l. Auditor titular En funciones
CARTALIS S.p.A. Auditor titular En funciones
P.D.M. S.c.p.A. Auditor titular En funciones
PANTANO S.c.r.l. Auditor titular En funciones
QUATTROVENTI S.c.r.l. Auditor titular En funciones
AGRICOLA RONCIGLIANO S.r.l. Auditor titular En funciones
SEIFRA S.c.r.l. Auditor titular En funciones
BIC UMBRIA S.p.A. Auditor titular En funciones
FERFINA S.p.A. Auditor titular En funciones
FINAST S.r.l. Auditor titular En funciones
SOFIM S.p.A. Auditor titular En funciones
SVIM S.p.A. Auditor titular En funciones
CIDONIO S.p.A. Auditor titular En funciones
VESUVIO S.c.r.l. Auditor titular En funciones
DIRPA S.c.r.l. Auditor titular En funciones
MONDOAUTO S.p.A. Auditor titular En funciones
AUTOAMA SALARIO S.p.A. Auditor titular En funciones
AUTO&CO S.p.A. Auditor titular En funciones
ING. CLAUDIO SALINI S.p.A. Auditor titular En funciones
RCCF S.c.r.l. Auditor titular En funciones
EXPO BORGOGNA PARKING S.r.l. Auditor titular En funciones
ENEL GREEN POWER CALABRIA S.r.l. Auditor titular En funciones
ENEL CAPITAL S.r.l.* Liquidador En liquidación
CONDOTTE D’ACQUA S.p.A. Auditor titular Cesado
ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A.* Auditor titular Cesado
IMM. QUADRIFOGLIO S.r.l. Auditor titular Cesado
MONTAST S.p.A. Auditor titular Cesado
PALESE PARK S.r.l. Auditor titular Cesado
ARRIGONI BATTISTA S.p.A. Auditor titular Cesado
ELECTROTERNI S.p.A. Auditor titular Cesado
SUSA DORA QUATTRO S.c.r.l. Auditor titular Cesado
QUADRIFOGLIO VERONA S.r.l. Auditor titular Cesado
SOLFIN S.p.A. Auditor titular Cesado
CABIM S.p.A. Auditor titular Cesado
ANTEMURALE DUE CIVITAVECCHIA S.c.r.l. Auditor titular Cesado
ITALSTRADE S.p.A. Auditor titular Cesado
SVILUPPO ITALIA AREE PRODUTTIVE S.p.A. Auditor titular Cesado
Intesa Sanpaolo S.p.A. Accionista Vigente

Hasta donde alcanza el conocimiento de la Sociedad, ninguno de los miembros del Comité de Auditores ha
estado, en los últimos cinco años, condenado en relación con actos de fraude o quiebra ni ha estado
relacionado en el ámbito del ejercicio de sus propios cargos con procedimientos concursales, administración
controlada o liquidación no voluntaria ni ha sido imputado oficialmente y/o sancionado por parte de las
autoridades públicas o regulatorias (incluidas las asociaciones profesionales autorizadas) ni inhabilitado por
parte de un tribunal para el ejercicio de cargos de administración, de dirección o de vigilancia del Emisor o
para el desarrollo de actividades de dirección o de gestión de cualquier otro emisor.

302

Sección I

14.2 Conflictos de interés de los miembros del Consejo de Administración, de los miembros del
Comité de Auditores y de los principales directivos
En la Fecha del Folleto, ningún miembro del Consejo de Administración y del Comité de Auditores, ni
ninguno de los principales directivos del Grupo, tiene intereses privados que entren en conflicto con las
obligaciones propias que se derivan del cargo o de la cualificación que poseen en el Emisor.
En la Fecha del Folleto, los sujetos indicados en la tabla de la Sección I, Capítulo XIV, Párrafo 14.1 del
Folleto Informativo no han acordado restricciones a la transmisión de las acciones del Emisor eventualmente
poseídas por ellos en cartera.

303


CAPÍTULO XV – REMUNERACIONES Y BENEFICIOS

15.1 Remuneraciones y beneficios de los miembros del Consejo de Administración, de los miembros
del Colegio de Auditores y de los dirigentes principales por los servicios prestados por cualquier
concepto
La tabla mostrada a continuación ilustra las retribuciones abonadas por cualquier concepto y bajo cualquier
forma en el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2009 por la Sociedad y por las empresas directa o
indirectamente controladas por ella a los miembros del Consejo de Administración.
CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN
Nombre y apellido(s) Cargo Retribución (euros)
Luigi Ferraris Presidente 40.000(**)
Francesco Starace Consejero Delegado 70.000(*)
Carlo Angelici Administrador (***)
Andrea Brentan Administrador 40.000(***)
Massimo Cioffi Administrador 40.000(*****)
Giovanni Battista Lombardo Administrador (***)
(
Claudio Machetti Administrador ****)
(
Giovanni Mancini Administrador ****)
Carlo Tamburi Administrador 40.000(**)
Luciana Tarozzi Administrador (****)
(*) La remuneración anual relativa al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 se compone de 40.000 euros en calidad de Consejero
Delegado de Enel Green Power, y de 30.000 euros, en calidad de Consejero de Enel S.r.l., a los que el interesado renunció. En la Fecha del
Folleto, el Consejo de Administración nombrado por la junta ordinaria del 5 de octubre de 2010 no ha determinado todavía la remuneración
que corresponde al interesado en calidad de Consejero Delegado y Director General.
(**) Renunció a su retribución. La junta ordinaria del 5 de octubre de 2010 fijó la remuneración anual en 70.000 euros.
(***) Renunció a su retribución. La junta ordinaria del 5 de octubre de 2010 fijó la remuneración anual en 50.000 euros
(***) Administrador nombrado por primera vez por resolución de la junta ordinaria del 5 de octubre de 2010, que le ha fijado una compensación
anual equivalente a 50.000 euros.
(****) Administrador cesado el 5 de octubre de 2010.

La tabla mostrada a continuación ilustra las retribuciones abonadas por cualquier concepto y bajo cualquier
forma en el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 por la Sociedad y por las empresas directa o
indirectamente controladas por los componentes del Colegio de Auditores:
COMITÉ DE AUDITORES
Nombre y apellido(s) Cargo Retribución (euros)
Leonardo Perrone Presidente 40.000
Giuseppe Ascoli Auditor titular 30.000
Giuseppe Mariani Auditor titular 30.000
Giulio Monti Auditor suplente -
Francesco Rocco Auditor suplente -

Directivos principales
Retribución anual bruta Incentivos anuales variables brutos (MBO) (1)
(En millones de euros) (En millones de euros)
1,060 0,375
(1) Los incentivos anuales variables brutos (MBO) están sujetos a determinadas condiciones de performance relacionadas, entre otros, con los
objetivos de carácter económico-financiero del Grupo Enel, acordes con los objetivos estratégicos y presupuestarios del Grupo, con los objetivos

304

Sección I

técnicos y/o de proyecto, así como con las valoraciones de carácter cualitativo sobre la actividad desarrollada por los destinatarios en el período
de referencia.

A la fecha del Folleto, todos los miembros del Consejo de Administración, a excepción de los consejeros
Carlo Angelici, Giovanni Battista Lombardo e Luciana Tarozzi, y los principales directivos del Emisor son
beneficiarios de los planes de incentivos adoptados por Enel. Posteriormente a la admisión para la cotización
de las Acciones de la Sociedad y a partir del ejercicio 2011, los planes de incentivos que adoptará la
Sociedad serán definidos en función de parámetros de rendimiento correspondientes al Grupo Enel Green
Power.

15.2 Beneficios sociales
El importe del pasivo anotado en el balance consolidado para la indemnización por fin de contrato y para
otras obligaciones relacionadas con los empleados asciende a 47 millones de euros para el semestre cerrado
el 30 de junio de 2010 y a 46 millones de euros para el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2009.
Concretamente, el importe provisional para el pago de la indemnización por fin de contrato a los dirigentes
principales del Grupo ascendía, a 30 de junio de 2010, a 121.400 euros, y a 31 de diciembre de 2009, a
119.800 euros.

305


CAPÍTULO XVI – PRÁCTICAS DEL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN

16.1 Duración del cargo de los miembros del Consejo de Administración y de los miembros del
El Consejo de Administración en funciones, nombrado por la junta ordinaria de 5 de octubre de 2010,
permanecerá en el cargo hasta la junta convocada para la aprobación del balance de ejercicio el 31 de
diciembre de 2012.
El Comité de Auditores en funciones, nombrado por la junta ordinaria de 27 de noviembre de 2008,
permanecerá en el cargo hasta la junta convocada para la aprobación del balance de ejercicio cerrado el 31 de
diciembre de 2010.

16.2 Contratos laborales suscritos por los miembros del Consejo de Administración y por los
miembros del Comité de Auditores con el Emisor que prevén una indemnización por extinción de
la relación laboral
En la Fecha del Folleto no existen contratos con el Emisor ni con las empresas del Grupo que prevean el
pago de sumas, ni a título de indemnización por la extinción de la relación laboral ni bajo ningún otro
concepto, a los miembros del Consejo de Administración en el caso de extinción de la relación laboral que
estos mantienen con la Sociedad.
De conformidad con lo dispuesto en el art. 28 del Código Civil italiano, ningún miembro del Comité de
Auditores ha suscrito contratos con el Emisor y/o con las empresas del Grupo que prevean el pago de sumas,
bajo ningún concepto, en caso de extinción de la relación laboral, ni que esté relacionado con la Sociedad y/o
con las empresas controladas mediante otras relaciones de carácter patrimonial.

16.3 Información sobre el Comité de control interno y sobre el Comité para las remuneraciones
De conformidad con las recomendaciones en materia de corporate governance dictadas por el Código de
Autodisciplina, el Consejo de Administración de la Sociedad de 11 de junio de 2010 decidió, entre otras
cosas:
 la creación, en virtud del art. 7 del Código de Autodisciplina, del comité para las remuneraciones (el
“Comité para las remuneraciones”) y la aprobación del reglamento para el funcionamiento de dicho
comité;
 la creación, en virtud del art. 8 del Código de Autodisciplina, del comité de control interno (el “Comité
de control interno”) y la aprobación del reglamento para el funcionamiento de dicho comité;
Estos comités están formados por al menos tres administradores que posean los requisitos de independencia
previstos en el Código de Autodisciplina, y nombrados por el Consejo de Administración, quien identificará
entre ellos a un coordinador y que procederá asimismo a determinar, con la correspondiente deliberación, las
funciones de estos comités. Con fecha 5 de octubre de 2010, el Consejo de Administración ha nombrado
como miembros del Comité para la Remuneración y del Comité para el Control Interno a los administradores
independientes Carlo Angelici, Giovanni Battista Lombardo e Luciana Tarozzi.

306

Sección I

En el desarrollo de sus funciones, los comités en cuestión podrán acceder a la información y a los cargos
empresariales necesarios para el desarrollo de sus respectivas funciones, y podrán servirse de asesores
externos a cargo de la Sociedad, dentro de los límites del presupuesto aprobado por el Consejo de
Administración.
Los comités procederán al nombramiento de un secretario, elegido también fuera de sus propios miembros,
al que se le confiará la tarea de redactar el acta de las reuniones.
En las reuniones de cada comité podrán participar los miembros del otro comité, así como otros miembros
del Consejo de Administración o sujetos cuya presencia pueda resultar de gran ayuda para el mejor
desarrollo de las funciones del comité, debidamente invitados por el coordinador.
En las reuniones del comité para el control interno participarán, además, el presidente del Comité de
Auditores o bien otro Auditor designado por él (en consideración a las funciones de vigilancia del sistema de
control interno exigidas al propio comité por la legislación vigente en materia de sociedades cotizadas); en
estas reuniones podrá participar, además, el jefe de control interno.
A continuación se ilustra una breve descripción de las funciones y del funcionamiento interno de estos
Comités.
Comité para las remuneraciones
La remuneración de los administradores y de los dirigentes con responsabilidades estratégicas se establece
para atraer, mantener y motivar a personas dotadas de las cualidades profesionales necesarias para gestionar
con éxito el Emisor.
En este ámbito, corresponde al Comité para las remuneraciones hacer que una parte significativa de las
remuneraciones de los administradores ejecutivos y de los dirigentes con responsabilidades estratégicas esté
relacionada con los resultados económicos de la Sociedad y del Grupo, así como con el logro de los objetivos
concretos previamente indicados por el Consejo de Administración o bien, en el caso de los dirigentes antes
mencionados, con el Consejero Delegado; todo ello con el objeto de alinear los intereses de dichos sujetos
con la persecución del objetivo prioritario de la creación de valor para los accionistas a medio-largo plazo.
La remuneración de los administradores no ejecutivos está supeditada al compromiso exigido a cada uno de
ellos, teniendo en cuenta su participación en los comités. Cabe señalar al respecto que, de conformidad con
las recomendaciones del Código de Autodisciplina, dicha remuneración no estará en absoluto relacionada
con los resultados económicos conseguidos por la Sociedad y por el Grupo, y los administradores no
ejecutivos no recibirán planes de incentivos de carácter accionarial.
Concretamente, al Comité para las remuneraciones le son asignadas las siguientes funciones, de carácter
consultivo y de propuesta:
 Presentar al Consejo de Administración propuestas para la remuneración del Consejero Delegado y
de los demás administradores que ocupen cargos especiales y supervisar la aplicación de las
decisiones adoptadas por el propio Consejo. Cabe señalar al respecto que, según el Criterio
Aplicativo 7.C.4 del Código de Autodisciplina, los administradores en cuestión no tendrán la
posibilidad de participar en las reuniones del comité en las que se formulen propuestas al Consejo de
Administración relacionadas con las retribuciones.
 Valorar periódicamente los criterios adoptados para la remuneración de los dirigentes con
responsabilidades estratégicas, vigilar su aplicación sobre la base de la información facilitada por el

307


Consejero Delegado y formular al Consejo de Administración recomendaciones generales en la
materia.
En el ámbito de sus propias competencias, el Comité elabora, presenta al Consejo de Administración y
supervisa la aplicación de sistemas de incentivos (incluidos los planes de accionariado) destinados a la
dirección, entendidos como instrumentos financieros para atraer y motivar unos recursos con un nivel y una
experiencia adecuados, desarrollar el sentido de pertenencia y garantizar con el tiempo una constante tensión
para la creación de valor.
Comité de control interno
El Comité de control interno tiene la función de ayudar al Consejo de Administración, con funciones
instructoras, en la valoración y en las decisiones relacionadas con el sistema de control interno, con la
aprobación de los balances y del informe financiero semestral y con las relaciones entre la Sociedad y el
revisor externo.
Concretamente, al Comité de control interno le son asignadas las siguientes funciones, de carácter consultivo
y de propuesta:
 Ayudar al Consejo de Administración en el despliegue de las funciones exigidas a este último en
materia de control interno por el Código de Autodisciplina;
 Valorar, junto con el correspondiente dirigente, la redacción de los documentos contables
empresariales y, para los auditores, el uso correcto de los principios de contabilidad y su
homogeneidad a efectos de la redacción del balance consolidado;
 Expresar opiniones, a petición del administrador ejecutivo encargado de ello, sobre aspectos
concretos inherentes a la identificación de los principales riesgos empresariales, así como al diseño,
la realización y la gestión del sistema de control interno;
 Examinar el plan de trabajo elaborado por el responsable del control interno, así como los informes
periódicos elaborados por este;
 Valorar los resultados expuestos en el informe de la sociedad auditora y en la posible carta de
sugerencias;
 Desarrollar las demás funciones que le sean asignadas por el Consejo de Administración, con
especial referencia a las acciones destinadas a garantizar la transparencia y la corrección de las
operaciones con las empresas asociadas;
 Reunirse con el Consejo de Administración, como mínimo semestralmente, con motivo de la
aprobación del balance y del informe semestral, y tratar sobre la actividad llevada a cabo así como
sobre la idoneidad del sistema de control interno.

16.4 Adaptación de las normas en materia de gobernanza corporativa
Los estatutos de la Sociedad se ajustan a las disposiciones de la Ley de Finanzas Italiana y a las
disposiciones reglamentarias aplicables.
La Sociedad ha adaptado sustancialmente su propio sistema de gobernanza corporativa a las disposiciones
previstas en el Código de Autodisciplina.

308

Sección I

Concretamente, con referencia a la comparación entre el sistema de gobernanza corporativa de la Sociedad y
las recomendaciones del Código de Autodisciplina, la Sociedad ha:
 constituido, en virtud del art. 8 del Código de Autodisciplina, el Comité de control interno y ha
aprobado el correspondiente reglamento de funcionamiento;
 constituido, en virtud del art. 7 del Código de Autodisciplina, el Comité para las remuneraciones y ha
aprobado el correspondiente reglamento de funcionamiento;
 nombrado, en virtud del art. 8.C.5. del Código de Autodisciplina, a Francesco Starace como
administrador ejecutivo encargado de sobrentender la funcionalidad del sistema de control interno,
con efecto a partir del inicio de la negociación de las Acciones en el MTA;
 nombrado, en virtud del art. 8.C.6. del Código de Autodisciplina, a Silvia Fiori en calidad de
responsable de la Función Audit de la Sociedad, como jefa de control interno, con efecto a partir del
inicio de la negociación de las Acciones en el MTA;
 adoptado, en virtud del art. 9 del Código de Autodisciplina, las directrices para la regulación de las
operaciones con las empresas asociadas,con efecto a partir del inicio de la negociación de las
Acciones en el MTA;
 adoptado, en virtud del art. 11.C.5. del Código de Autodisciplina, un reglamento para el ordenado y
funcional desarrollo de las reuniones de la junta, con efecto a partir del inicio de la negociación de
las Acciones en el MTA;
 adoptado, en virtud del art. 4 del Código de Autodisciplina, un reglamento en materia de tratamiento
de la información corporativa, con efecto a partir del inicio de la negociación de las Acciones en el
MTA;
 aprobado, en virtud del art. 1.C.3 del Código de Autodisciplina, la política relacionada con el número
máximo de cometidos que pueden realizar los administradores en otras empresas de gran magnitud,
con efecto a partir del inicio de la negociación de las Acciones en el MTA.
En lo que se refiere a la composición del Consejo de Administración del Emisor, con fecha 5 de octubre de
2010 la Asamblea ordinaria de Enel Green Power ha nombrado un nuevo consejo, que permanecerá en el
cargo hasta la aprobación del balance del ejercicio 2012, compuesto por siete miembros, de los cuales tres
poseen los requisitos de independencia de acuerdo a los art. 147-ter y 148, apartado 3, de la Ley de Finanzas
Italiana (Testo Unico della Finanza), y al art. 3 del Código de Autodisciplina.
En éste sentido, la Sociedad y Enel, cada una en el ejercicio de sus competencias, han asumido el
compromiso de lograr que el Consejo de Administración de la Sociedad sea integrado con otros tres
administradores independientes designados por la minoría accionaria en ocasión de la primera asamblea
ordinaria que tendrá lugar después de la cotización. Concretamente: (i) Enel Green Power se ha
comprometido a lograr, cuando se realice la primera asamblea ordinaria de la Sociedad que será convocada
después de la cotización, que se incluya en el orden del día la conformación del Consejo de Administración a
través del nombramiento de otros tres administradores independientes, destinados a dejar sus funciones en el
mismo momento que los que ocupan el cargo a la fecha de su nombramiento; (ii) además, Enel se ha
comprometido, en relación a dicho punto de la orden del día, a abstenerse de proponer sus candidatos y a
expresar su voto a favor de –o de todas maneras hacer que sean elegidos– candidatos independientes
designados por la minoría accionaria. Con posterioridad al desarrollo de dicha junta, está previsto que los

309


administradores independientes designados por las minorías accionarias puedan entrar a formar parte del
Comité para el Control Interno y/o del Comité para las Remuneraciones.
El Consejo de Administración, mediante deliberación del 11 de junio de 2010, aprobó asimismo la
declaración informativa en materia de internal dealing destinada a concretar las obligaciones informativas
respecto a la Consob (comisión nacional para las sociedades y la Bolsa Italiana) y al público y relacionadas
con el cumplimiento por parte de sujetos relevantes de operaciones que tengan por objeto instrumentos
financieros emitidos por la Sociedad o por sus controladas. De acuerdo con las normas más estrictas de
gobernanza, está prevista la obligación de abstenerse para los “sujetos relevantes” determinados de
conformidad con el art. 114, apartado 7 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) (distintos
de los accionistas que posean una participación igual o superior al 10% del capital de la Sociedad) de
efectuar operaciones sujetas a la disciplina del internal dealing durante el due blocking period con una
duración indicativa de un mes cada uno, colocados al abrigo de la aprobación del proyecto de balance de
ejercicio y del informe financiero semestral por parte del propio Consejo de Administración.
De conformidad con lo previsto en el art. 115 bis de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza),
el Consejo de Administración, mediante deliberación del 11 de junio de 2010, instituyó, con efectos a partir
del inicio de la negociación de las Acciones en el MTA, el registro de las personas que, en razón de la
actividad laboral o profesional o bien en razón de las funciones llevadas a cabo, tienen acceso a información
privilegiada y adoptó un procedimiento que disciplina, entre otros, los criterios de identificación e
inscripción de los sujetos en el registro, las reglas de teneduría y actualización del mismo, así como las
obligaciones informativas respecto a los sujetos inscritos.
Además, en virtud del art. 154 bis de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza), siempre con
efecto a partir del inicio de las negociaciones de las Acciones en el MTA, la Sociedad nombró a Alberto de
Paoli, en calidad de responsable de la Función Administración, Finanzas y Control de la Sociedad como
dirigente responsable de la redacción de los documentos contables corporativos.
Modelo de organización, gestión y control en virtud del Decreto Legislativo 231/2001
El sistema para el control interno ha sido implantado mediante la adopción de un modelo de organización,
gestión y control aprobado con la adaptación por parte del Consejo de Administración, el 1 de diciembre de
2008, del modelo elaborado por Enel.
El 1 de diciembre de 2008, el Consejo de Administración nombró el Organismo de Vigilancia con las
características de autonomía, independencia, profesionalidad y continuidad de acción previstas en el Modelo
231.
Asimismo, el 1 de diciembre de 2008 la Sociedad adoptó de Enel:
- El “Código Ético” que expresa los compromisos y las responsabilidades éticas en la dirección de los
asuntos y de las actividades empresariales asumidas por los colaboradores del Grupo, sean
administradores o empleados;
- El “Plan de Tolerancia Cero a la Corrupción” que, además de destacar la necesidad de respetar los
principios de honestidad, transparencia y corrección en el desarrollo de las actividades laborales, formula
también unas medidas anticorrupción concretas que deberán adoptarse en las relaciones laborales con los
diversos interlocutores del Grupo.
Ambos documentos se incluyen entre los instrumentos dirigidos a programar la formación y la actuación de
las decisiones empresariales y a efectuar los controles en las actividades de empresa.

310

Sección I

CAPÍTULO XVII – EMPLEADOS

17.1 Número de empleados
A 30 de junio de 2010, el Grupo contaba con un total de 2.907 empleados, de los cuales 1.762 trabajaban en
Italia y 1.145 en el extranjero.
A 31 de diciembre de 2009, el Grupo contaba con un total de 2.825 empleados, de los cuales 1.756
trabajaban en Italia y 1.069 en el extranjero.*
A 31 de diciembre de 2008, el Grupo contaba con un total de 2.403 empleados, de los cuales 1.608
trabajaban en Italia y 795 en el extranjero.
En la siguiente tabla se ilustra el reparto de los empleados del Grupo en Italia a 30 de junio de 2010, a 31 de
diciembre de 2009 y a 31 de diciembre de 2008, subdivididos por función empresarial.
Función empresarial 30 de junio de 2010 31 de diciembre de 2009 31 de diciembre de 2008
Directivos 46 47 17
Técnicos 236 226 140
Empleados 825 813 752
Operarios 655 670 699
Total 1.762 1.756 1.608

En la tabla mostrada a continuación se ilustra el reparto de los empleados del Grupo en el extranjero a 30 de
junio de 2010, a 31 de diciembre de 2009 y a 31 de diciembre de 2008, subdivididos por función
empresarial.
Función empresarial 30 de junio de 2010 31 de diciembre de 2009* 31 de diciembre de 2008
Directivos 21,5 20 16
Técnicos 238 159 77
Empleados 471,5 463 315
Operarios 413,5 427 387
Total 1.145 1.069 795
* Los datos a 30 de junio de 2010, 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008 incluyen los empleados de Eufer al 50% en razón de su
consolidación proporcional. Asimismo, los datos a 30 de junio de 2010 y 31 de diciembre de 2009 (pro forma) incluyen a los empleados de Ecyr
(actual Enel Green Power España) y de Erelis, no incluidos en los datos correspondientes a 31 de diciembre de 2008.

17.2 Participaciones accionariales y planes de stock option
En la Fecha del Folleto, la Sociedad no había adoptado ningún plan de incentivos relacionado con una stock
option.
Ningún miembro del Consejo de Administración o del Comité de Auditores o directivo del Emisor posee
acciones ordinarias de la Sociedad.

17.3 Descripción de posibles acuerdos de participación de los empleados en el capital del Emisor
En la Fecha del Folleto, no existe ningún acuerdo de participación de los empleados en el capital del Emisor.

311


CAPÍTULO XVIII – PRINCIPALES ACCIONISTAS

18.1 Principales accionistas
En la Fecha del Folleto, el único accionista que, según las constataciones del libro de accionistas y de la
demás información que obra en poder del Emisor, posee un número de acciones ordinarias de la Sociedad
que representa una participación superior al 2% del capital es Enel S.p.A., único accionista de la Sociedad.
ACCIONISTA NÚMERO DE ACCIONES ORDINARIAS % CAPITAL SOCIAL
Enel S.p.A. 5.000.000.000 100

18.2 Derechos de voto distintos pertenecientes a los principales accionistas
En la Fecha del Folleto, el Emisor ha emitido exclusivamente acciones ordinarias y no se han emitido
acciones portadoras de derechos de votos o de carácter diferente a las acciones ordinarias.

18.3 Indicación del eventual sujeto que ejerce el control en virtud del art. 93 de la Ley de Finanzas
Italiana (Testo Unico della Finanza)
En la Fecha del Folleto, el Emisor está controlado de derecho, en virtud del art. 93 de la Ley de Finanzas
Italiana, por el accionista único Enel S.p.A.
En caso de colocación íntegra de las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta, la composición social de
Enel Green Power, sin tener en cuenta la opción Green Shoe, tendrá la siguiente composición:
ACCIONISTAS NÚMERO DE ACCIONES EN LA % CAPITAL SOCIAL CON POSTERIORIDAD A LA OFERTA % CAPITAL SOCIAL
FECHA DEL FOLLETO GLOBAL DE VENTA
Enel S.p.A. 5.000.000.000 100 3.585.000.000 71,7
Mercado - - 1.415.000.000 28,3
Total 5.000.000.000 100 5.000.000.000 100

Dando por sentada la completa ejecución de la opción Green Shoe, el accionariado de Enel Green Power
tendrá la siguiente composición:
ACCIONISTAS NÚMERO DE ACCIONES EN LA % CAPITAL SOCIAL CON POSTERIORIDAD A LA OFERTA % CAPITAL SOCIAL
FECHA DEL FOLLETO GLOBAL DE VENTA
Enel S.p.A. 5.000.000.000 100 3.375.000.000 67,5
Mercado - - 1.625.000.000 32,5
Total 5.000.000.000 100 5.000.000.000 100

Al término de la Oferta Global de Venta, el Emisor continuará siendo controlado de derecho en virtud del art.
93 de la Ley de Finanzas Italiana, por Enel S.p.A. (véase Sección I, Capítulo VII, Párrafo 7.1 del Folleto).
Las acciones Enel Green Power que se asignen gratuitamente como incentivo en el ámbito de la Oferta
Pública en Italia y en España, según los términos y las modalidades indicadas en la Sección II, Capítulo V,
Párrafos 5.2.3 d) y 5.5.5, serán puestas a disposición del Accionista vendedor.

312

Sección I

18.4 Acuerdos que pueden determinar una variación en la posición de control del Emisor
En la fecha del Folleto no subsiste ningún acuerdo que pueda determinar una variación en la posición de
control del Emisor.

313


CAPÍTULO XIX – TRANSACCIONES ENTRE PARTES RELACIONADAS

Las transacciones del Emisor con las sociedades del Grupo (en lo sucesivo, las “relaciones dentro del
Grupo”) y del Grupo con las partes relacionadas, se basan en los principios de contabilidad establecidos por
la NIC 24 –Información a revelar sobre partes relacionadas– y son principalmente de carácter comercial y
financiero.
Esas relaciones permiten el aprovechamiento de ventajas que surgen por el uso de servicios y competencias
comunes, por el ejercicio de sinergias del Grupo y por la puesta en práctica de políticas unitarias en el sector
financiero. En concreto, en el transcurso de los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y 2009 y de los
ejercicios 2009 y 2008, las transacciones entre partes relacionadas estuvieron asociadas con algunas
actividades específicas, entre las cuales se encuentran:
 gestión de la tesorería, del riesgo generado por la variación de los tipos de interés, por la distribución de
las financiaciones y por la falta de garantías;
 compraventa de energía, certificados verdes y certificados de eficiencia energética (TEE);
 suministro de prestaciones profesionales y de servicios;
 gestión de los servicios comunes.
A estas transacciones que se han descrito anteriormente, hay que añadir el ejercicio de la opción para el
consolidado fiscal nacional, ejercida por el Emisor y Enel.si con la sociedad controladora Enel.
Los datos financieros relativos al 2008 que a continuación se presentan se han extraído de las Cuentas
anuales agregadas del grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, que fue
dispuesto por Emisor voluntariamente para representar la situación patrimonial, económica y financiera de
las sociedades del Grupo dependientes del Emisor, como si el mismo hubiese operado desde el 1 de enero de
2008 como un grupo. Sin embargo, aún hace falta probar que en caso de que las sociedades y las actividades
que se han agregado hubiesen funcionado como un grupo único en tal ejercicio, no se hubiesen obtenido
necesariamente los resultados patrimoniales, económicos y financieros que se han comunicado y, por lo
tanto, tal limitación reduce la comparación con los correspondientes importes relativos al ejercicio cerrado a
31 de diciembre de 2009. En lo referido a las formas de redacción de dicho balance agregado se hace
referencia a lo que se describe detalladamente en la Sección I, Capítulo XX, Párrafo 20.1.1.1 “Metodología
de predisposición de las Cuentas Anuales agregadas”.
Se observa que en el mes de junio de 2010, el Consejo de Administración adoptó, según lo estipulado en el
Código Civil italiano y en las indicaciones del Código de Autodisciplina, un reglamento que determina las
modalidades de aprobación y de ejecución de las transacciones desempeñadas por el Emisor, o por sus
sociedades controladas, con partes relacionadas, cuyo contenido entrará en vigor a partir del comienzo de la
negociación de las Acciones en el MTA; a fin de garantizar la transparencia y la corrección, ya sea sustancial
como procedimental, de las propias transacciones. Según dicho reglamento, el Comité de Control interno
debe realizar un examen preventivo y emitir un juicio vinculante acerca de los diversos tipos de
transacciones entre las partes relacionadas, a excepción de aquellas que tienen un perfil de riesgo limitado
para el Emisor y para el Grupo (si incluimos en ese ámbito, las transacciones finalizadas entre sociedades
que pertenecen íntegramente al Emisor, no solo las típicas o frecuentes, aquellas reguladas con condiciones
estándar y aquellas cuya retribución se fija según las cotizaciones oficiales de mercados o según las tarifas
marcadas por las Autoridades públicas); no es necesario realizar el examen preventivo por parte de este

314

Sección I

Comité a las transacciones que, debido a su tipología y/o a sus dimensiones, se deban someter a una
aprobación preventiva o a la valoración por parte del Consejo de Administración.
El Consejo de Administración dispone, a su vez, de la aprobación preventiva (en el caso de transacciones que
competen al Emisor) o para la valoración preventiva (en el caso de transacciones que competen a las
sociedades del Grupo), las transacciones de mayor importancia con las partes relacionadas, entendiéndose
como tales: (i) las transacciones poco comunes o atípicas; (ii) las transacciones con un valor superior a 25
millones de euros (a excepción de aquellas, mencionadas anteriormente, con un perfil de riesgo limitado para
el Emisor y para el Grupo); (iii) las transacciones adicionales que el Comité de Control Interno propone al
consejo para que sean sometidas a examen.
Las transacciones que tengan un valor igual o inferior a 25 millones de euros en las cuales subsiste la
correlación con un administrador o auditor titular, o con un dirigente que tenga responsabilidad estratégica en
el Emisor (o con una parte controlada para el trámite de dichos aspectos), están siempre sometidas al examen
preventivo del Comité de Control Interno.
Para todas las transacciones entre relacionadas sometidas a la aprobación o valoración preventiva, el Consejo
de Administración recibe un informe acerca de todos los elementos importantes y las deliberaciones
relacionadas tienen como objetivo defender las razones y la conveniencia de las mismas transacciones para el
Emisor y para el Grupo. Además, está previsto que el Consejo de Administración reciba información
detallada con respecto a la ejecución de las transacciones sobre cuya aprobación o valoración se haya
deliberado.
A fin de evitar que una operación con las partes relacionadas finalice con unas condiciones disconformes con
respecto a las que se negociarían entre partes no relacionadas, se otorga la capacidad tanto al Comité de
Control Interno como al Consejo de Administración de reclamar –en función de la naturaleza, del valor o de
las otras características de la operación– la asistencia de uno más expertos independientes, escogidos por su
reconocida profesionalidad y competencia.
También está prevista la existencia de un sistema de comunicaciones y acreditaciones para informar, cuando
sea oportuno, del fin de las fase de negociaciones, de las transacciones entre partes relacionadas que estén
relacionadas con los administradores y con los auditores titulares, así como con dirigentes con
responsabilidades estratégicas del Emisor (o con las partes controladas que se encarguen del trámite de
dichos asuntos).
Con el objetivo de asegurar la coordinación con las disposiciones que se adoptarán en materia por parte de
Enel, el Emisor aprobará un nuevo procedimiento en materia de transacciones entre partes relacionadas
completamente conforme a los dispuesto por el Reglamento Consob 17221 / 2010 dentro del término
previsto a tal efecto del 1 de diciembre de 2010, luego de la aprobación del procedimiento análogo por parte
de Enel.

19.1 Transacciones entre partes relacionadas del Grupo
A continuación se tratan las relaciones establecidas entre el Grupo y las partes relacionadas en el transcurso
de los semestres terminados el 30 de junio de 2009 y de 2010 y de los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2008 y de 2009. Estos datos se han extraído de los Estados Financieros Consolidados
Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010, de las Cuentas Anuales Consolidadas del grupo
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y de las Cuentas Anuales Agregadas del

315


grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008. Todas estas transacciones son
parte de la gestión habitual.
Según la opinión del Emisor, con posterioridad al 30 de junio de 2010, las transacciones entre partes
relacionadas no han sufrido variaciones de importancia con respecto a lo que se recoge en el presente
párrafo, a excepción de lo que se recoge a continuación en referencia a las líneas de crédito con las partes
relacionadas:
 las líneas de crédito propuestas por Enel a favor del Emisor se han reducido de 5.100 millones de
euros a 2.000 millones de euros;
 Enel Finance International ha propuesto nuevas líneas de crédito a favor de Enel Green Power
International B.V., por un total de 3.700 millones de euros;
 la línea de crédito impulsada por Endesa a favor de Ecyr ha sido reembolsada y se ha dado por
concluida;
 las líneas de crédito propuestas por Enel Finance International a favor de las sociedades controladas
extranjeras de Enel Green Power han sido reducidas a 366 millones de euros.

En la fecha de cotización del Emisor (i) el contrato de tesorería de valores entre Enel y Enel se extinguirá y
las correspondientes posiciones activo y pasivo respecto al Grupo Enel serán reembolsadas y se darán por
concluidas y (ii) el servicio de tesorería y los informes financieros activo y pasivo existentes entre las
subsidiarias de Enel Green Power y de Enel Finance International (a excepción de las líneas de crédito
establecidas por Enel Finance International a favor de Enel Green Power International B.V., por importe
respectivamente de 1.200 millones de euros, estipulada a fecha de 1 de julio de 2010 y de 2.500 millones de
euros, estipulada a fecha 13 de julio de 2010, véase Sección I, Capítulo X, Párrafo 10.1 del Folleto) serán
reembolsadas y se darán por concluidas y el servicio de tesorería para las subsidiarias del Grupo en el
extranjero será prestado por Enel Green Power International B.V.
Puede encontrar información adicional en el párrafo que se muestra a continuación.

316

Sección I

La tabla que se encuentra a continuación muestra las transacciones existentes entre el Grupo y las partes
relacionadas a fecha 30 de junio de 2010 y para los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y de 2009:
(En millones de euros) Notas Sociedad Relacionadas Relacionadas Total de Incidencia
controlante dentro del fuera del partes respecto a
Enel S.p.A Grupo Enel Grupo Enel relacionadas la cuenta
Impacto de las transacciones en la cuenta de
resultados consolidadas
Ingresos por ventas y servicios a
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 - 67 410 477 55%
No auditado
No auditado
Materias primas y bienes de consumo b
No auditado
No auditado
Servicios c
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 28 24 - 52 36%
No auditado
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 16 25 - 41 26%
No auditado
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo d
Commodity
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 (2) 49 - 47 100%
No auditado
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 - 54 - 54 86%
No auditado
Ingresos financieros e
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 3 - - 3 27%
No auditad
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 7 - - 7 35%
No auditado
Costes financieros f
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 (49) (4) - (53) 58%
No auditado
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 (24) (6) - (30) 42%
No auditado

Impacto de las transacciones en los Estados
Financieros Consolidados Semestrales
Créditos comerciales
A 30 de junio de 2010 h 4 154 8 166 36%
Activos financieros corrientes, créditos financieros
y títulos a corto plazo
A 30 de junio de 2010 i 43 216 - 259 73%
Otros activos corrientes
A 30 de junio de 2010 j - 14 - 14 7%
Financiaciones a largo plazo
A 30 de junio de 2010 k - 117 - 117 9%
Pasivos financieros no corrientes
A 30 de junio de 2010 l - 54 - 54 100%
Financiaciones a corto plazo
A 30 de junio de 2010 m - 1.940 - 1.940 90%
Cuota corriente de las financiaciones a largo plazo
A 30 de junio de 2010 - 1 - 1 1%
Acreedores comerciales
A 30 de junio de 2010 n 63 98 - 161 27%
Deudas por impuestos sobre la renta
A 30 de junio de 2010 o - 98 - 98 77%
Pasivos financieros corrientes
A 30 de junio de 2010 p 21 5 - 26 79%
Otros pasivos corrientes
A 30 de junio de 2010 q 7 25 - 32 27%

317


La tabla que se encuentra a continuación muestra las transacciones existentes entre el Grupo y las partes
relacionadas durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008:
(En millones de euros) Notas Sociedad Relacionadas Relacionadas Total de Incidencia
controlante dentro del fuera del partes respecto a la
Enel S.p.A Grupo Enel Grupo Enel relacionadas cuenta
Impacto de las transacciones en la cuenta de resultados
consolidadas y agregadas
Ingresos por ventas y servicios
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 - 199 930 1.129 62%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 A - 230 729 959 55%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 - - - - na
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 B - 6 9 15 7%
Servicios
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 41 50 - 91 35%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 C 32 49 10 91 33%
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo
Commodity
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 (5) (17) - (22) 71%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 D - 118 - 118 100%
Ingresos financieros
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 1 1 - 2 5%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 E 5 - - 5 19%
Costes financieros
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 (175) (8) - (183) 67%
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 F (80) (10) - (90) 56%

Impacto de las transacciones en los balances
consolidados y agregados
Activos financieros no corrientes
A 31 de diciembre de 2008 - 51 - 51 39%
A 31 de diciembre de 2009 G - - - - na
A 31 de diciembre de 2008 1 119 10 130 50%
A 31 de diciembre de 2009 H 2 202 26 230 45%
Activos financieros corrientes, créditos financieros y
títulos a corto plazo
A 31 de diciembre de 2008 4 131 - 135 71%
A 31 de diciembre de 2009 I - 154 - 154 68%
A 31 de diciembre de 2008 3 25 - 28 20%
A 31 de diciembre de 2009 J - 16 - 16 13%
Financiaciones a largo plazo
A 31 de diciembre de 2008 - 32 - 32 4%
A 31 de diciembre de 2009 K - 100 - 100 9%
Pasivos financieros no corrientes
A 31 de diciembre de 2008 12 - - 12 80%
A 31 de diciembre de 2009 L 13 - - 13 59%
A 31 de diciembre de 2008 4.377 180 - 4.557 99%
A 31 de diciembre de 2009 M 4.275 48 - 4.323 98%
A 31 de diciembre de 2008 24 51 - 75 24%
A 31 de diciembre de 2009 N 42 86 - 128 28%
Deudas por impuestos sobre la renta
A 31 de diciembre de 2008 15 - - 15 26%
A 31 de diciembre de 2009 O 127 - - 127 61%
Pasivos financieros corrientes
A 31 de diciembre de 2008 15 16 - 31 86%
A 31 de diciembre de 2009 P 82 1 - 83 98%
A 31 de diciembre de 2008 4 93 - 97 55%
A 31 de diciembre de 2009 Q 8 25 - 33 25%

318

Sección I

A continuación se enumeran los principales contratos financieros y comerciales que existen entre el Grupo y
el Grupo Enel. Se realizará una breve descripción del contenido para cada uno de estos y se presentarán las
consecuencias principales que dichos contratos han tenido a nivel económico y patrimonial en los Estados
Financieros y Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010 y en las Cuentas
Anuales Consolidadas del grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009.
19.1.1 Transacciones entre el Grupo y Enel
Contrato de tesorería acordado entre el Emisor y Enel
Enel, como holding del Grupo Enel, presta servicios de tesorería a las sociedades controladas a fin de
optimizar los recursos financieros disponibles. Según dicho acuerdo, el Emisor y Enel han acordado realizar
una gestión financiera común permanente de forma que el Emisor confía la totalidad de su disponibilidad
líquida a Enel y, a su vez, esta última se compromete a:
 proveer al Emisor de los recursos líquidos para hacer frente a los gastos de gestión según las
instrucciones recibidas por parte del Emisor y dentro de los límites de disponibilidad de recursos líquidos
y del préstamo que Enel ha concedido;
 disponer de pagos a terceros, según las instrucciones recibidas por parte del Emisor y dentro de los
límites de disponibilidad de recursos líquidos y del préstamo que Enel ha concedido;
 realizar ingresos en nombre del Emisor además de fomentar las relaciones con instituciones crediticias y
financieras.
Además, y según dicho acuerdo, el Emisor ha capacitado a Enel para gestionar y coordinar el conjunto de
transacciones relacionadas con la gestión de sus propios recursos financieros tanto de lo necesario como de
las transacciones relacionadas con riesgo de tipo de interés y de tipo de cambio. Por último, según los
acuerdos estipulados por contrato, Enel se compromete a valorar la posibilidad de otorgar al Emisor, siempre
que se solicite, un préstamo.
Esta relación de tesorería centralizada responde al interés social, ya que garantiza una mayor capacidad de
planificación, supervisión y cobertura de las necesidades financieras y, por tanto, una optimización de la
gestión de la liquidez además de contribuir a la obtención de unas condiciones competitivas en el servicio,
aprovechándose de la experiencia específica y consolidada de Enel en el suministro de dichos servicios y de
una capacidad efectiva de acceso al sistema bancario y financiero. La correspondencia con el interés social
ha sido constatada por el Consejo de Administración de Enel Green Power, de conformidad con el artículo 37
del Reglamento de los Mercados (Regolamento Mercati) adoptado por la Consob mediante la Decisión nº
16191/2007, y verificada por el Comité de Auditores.
Se aplica una tasa equivalente al Euribor 1M sobre los fondos líquidos acreditados por parte del Emisor a
Enel en la cuenta corriente intersocietaria. Sobre los fondos líquidos que Enel pone a disposición del Emisor
en la cuenta corriente intersocietaria, se aplica un tipo de interés equivalente al Euribor 1M, aumentado un
0,75%. Las condiciones que Enel aplica al contrato de tesorería vigente con el Emisor se determinan
asumiendo como base (denominado índice de referencia) el tipo Euribor 1M (media mensual) al que se
puede aplicar un diferencial que refleje las condiciones de mercado así como aquellas provistas y que usa el
Grupo Enel correspondienes al período de referencia. Las condiciones aplicadas a dicho contrato de tesorería
son controladas constantemente por Enel y Enel Green Power pueden ser objeto de revisión en caso de
desfases significativos respecto a los parámetros de mercado.
El Emisor dispone de un préstamo interno equivalente a los 5.100 millones de euros a 30 de junio de 2010.
Se aplican comisiones del 0,0625% sobre la cuota de préstamo interno que no se utiliza, mientras que si se

319


supera el préstamo se aplica un diferencial añadido del 2%. A 20 de julio de 2010, el préstamo del que
dispone el Emisor se ha visto reducido a 2.000 millones de euros. Los acuerdos que se tratan no prevén
circunstancias específicas en las que el límite de préstamo establecido se pueda superar.
Dicho contrato tiene vigencia desde el 1 de enero de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2009 y está sujeto a su
renovación tácita, salvo que se indique lo contrario, en el plazo de 3 meses antes de su vencimiento. En
concreto, en su vencimiento dicho contrato fue renovado y es válido hasta el 31 de diciembre de 2010. Sin
embargo, se señala que Enel está capacitada para rescindir el contrato y reclamar el reembolso anticipado de
las líneas de crédito relativas en caso de pérdida de control sobre Enel Green Power.
La sociedad prevé que, para todo el horizonte temporal de referencia del Plano Industrial, el saldo de la
cuenta corriente intersocietaria entre Enel Green Power y Enel se mantenga estructuralmente negativo. Ante
la hipótesis de que durante un período de tiempo prolongado la cuenta corriente intersocietaria de Enel Green
Power presentara un saldo positivo por importes importantes, Enel Green Power valorará,
independientemente, formas de inversión alternativas de dichas existencias con el fin de optimizar el
rendimiento, valiéndose del apoyo de las funciones competentes de Enel.
Las financiaciones a corto plazo del Emisor frente a Enel a 30 de junio de 2010 en relación con el contrato de
tesorería ascienden a 1.549 millones de euros (nota m de la tabla), aparte deudas por costes financieros
equivalentes a 17 millones de euros (nota p de la tabla) incluidas en el término “Pasivos financieros
corrientes”. Las obligaciones financieras relativas a los contratos derivados de cobertura de riesgo de los
tipos de interés y de riesgo de los tipos de cambio estipuladas entre el Emisor y Enel ascienden a 6 millones
de euros en el semestre terminado el 30 de junio de 2010 (2 millones de euros en el semestre terminado el 30
de junio de 2009; nota f en la tabla) y se compensaron parcialmente gracias a los beneficios financieros
equivalentes a los 5 millones de euros en el semestre terminado el 30 de junio de 2010 (2 millones de euros
en el semestre terminado el 30 de junio de 2009, nota e en la tabla). El valor razonable de los instrumentos
derivados de cobertura de riesgo de los tipos de interés y del riesgo de los tipos de cambio se incluyen por
valor de 4 millones de euros, en el término “Activos financieros corrientes” (Nota i en la tabla), 1 millón de
euros en el término “Pasivos financieros corrientes” (Nota p en la tabla) y 18 millones en el término “Pasivos
financieros no corrientes” (Nota l en la tabla).
Las financiaciones a corto plazo por parte del Emisor frente a Enel a 31 de diciembre de 2009 en relación al
contrato de tesorería que se menciona, ascienden a un total de 4.244 millones de euros (nota M de la tabla), a
los que se añaden 71 millones de euros en concepto de obligaciones financieras (Nota F de la tabla), que
están clasificados en el Estado patrimonial en el término “Pasivos financieros corrientes” (nota P de la tabla).
Además, en relación con los contratos derivados de cobertura de riesgo de los tipos de interés y de los tipos
de cambio, el Emisor recaudó en 2009, frente a Enel, obligaciones financieras por un valor total de 7
millones de euros (nota F de la tabla), parcialmente compensadas por los beneficios financieros, que
engloban un total de 1 millón de euros (nota E de la tabla). Los reflejos patrimoniales de los contratos
derivados sobre los tipos de interés se encuentran clasificados en el término “Pasivos financieros no
corrientes”, con un valor de 13 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 (nota L de la tabla), mientras
que para los contratos derivados sobre los tipos de cambio, los reflejos patrimoniales a 31 de diciembre de
2009 se encuentran clasificados en los términos “Activos financieros corrientes”, por cerca de 0,1 millones
de euros y “Pasivos financieros corrientes”, por 0,3 millones de euros.
Contrato de tesorería estipulado entre Enel.si y Enel
El contrato estipulado entre Enel.si y Enel presenta las mismas condiciones que Enel aplica al Emisor y que
ya se habían descrito anteriormente. Enel.si disponía de un préstamo interno cercano a 15 millones de euros a

320

Sección I

30 de junio de 2010. Los créditos financieros a corto plazo de Enel.si frente a Enel a 30 de junio de 2010, en
relación al contrato de tesorería, ascienden a 39 millones de euros (nota i de la tabla) y se incluyen en el
término “Activos financieros corrientes y créditos financieros y títulos a corto plazo”.
Las financiaciones a corto plazo de Enel.si frente a Enel a 31 de diciembre de 2009, en relación al contrato
de tesorería, ascienden a un total de 29 millones de euros (nota M de la tabla), a los cuales se añaden 2
millones de euros por costes financieros (nota F en la tabla), clasificados en el Estado patrimonial en el
término “Pasivos financieros corrientes” (nota P de la tabla).
El contrato de tesorería centralizada entre Enel y Enel.si quedará sin efecto dentro de la fecha de cotización
del Emisor y las correspondientes posiciones activas y pasivas ante el Grupo Enel se reembolsarán y
extinguirán.
Prestación de servicios centralizados estipulada entre el Emisor y Enel
Enel Green Power ha firmado un contrato con Enel, vigente a partir del 1 de enero de 2009, que tiene como
principal objetivo la puesta a disposición por parte de Enel, y a favor de Enel Green Power y de sus
sociedades controladas, de servicios de carácter operativo y no estratégico, principalmente, no recurrente,
utilizables previa petición expresa de Enel Green Power, en los siguientes campos:

 Legal: Enel (i) proporciona asistencia legal en material penal, ambiental, de seguridad laboral,
privacidad y propiedad industrial y (ii) presta ayuda a Enel Green Power en el contencioso de carácter
serial en materia laboral y de precaución (iii) se encarga de la gestión del registro de asesores del Grupo.

Enel Green Power, gracias a su servicio “Aspectos legales”, compuesta por 24 recursos, gestiona la
problemática legal del Grupo al supervisar el seguimiento de la normativa legal y de la jurisprudencia y
proporcionando ayuda especializada a sus órganos superiores y a las diversas estructuras del Grupo.

 Financiero: Dentro de las exigencias que Enel Green Power ha manifestado, Enel (i) asiste a Enel Green
Power en la negociación, contratos y en la gestión de relaciones con las entidades crediticias y con las
instituciones financieras supranacionales para las transacciones financieras; (ii) supervisa las
oportunidades eventuales en temas de financiación facilitada, (iii) realiza acuerdos según la prestación de
servicios bancarios y postales de los que Enel Green Power puede beneficiarse; (iv) asiste en las
actividades operacionales referidas a transacciones de finanzas extraordinarias.

Enel Green Power, gracias al servicio “Administración, finanzas y control”, compuesto por 181
recursos: (i) realiza autónomamente la planificación, la programación y el control de las necesidades
financieras de la sociedad y del Grupo, supervisando la evolución de las deudas financieras y
procurando, que se optimicen las estructuras financieras relacionadas, avalándose del soporte de la
función Administración, Finanzas y Control de Enel (ii) garantiza las estimaciones financieras, las
actividades de tesorería y la optimización de los flujos financieros dentro de las regulaciones y de los
procedimientos definidos en la unidad de Finanzas del Grupo Enel (iii) dirige el proceso de financiación
de la sociedad y de los proyectos teniendo en cuenta la elección de la modalidad óptima de financiación
y gestionando el proceso de consecución e impartiendo al Grupo Enel las instrucciones operativas
cuando se decida avalarse de los créditos/líneas de crédito concedidos (iv) garantiza, en contacto directo
con Italia y a través de la coordinación de las sociedades extranjeras, las actividades destinadas a la
maximización de la utilización de fondos derivados de la financiación facilitada avalándose en la
asistencia y el soporte de la unidad de finanzas del Grupo del servicio Administración, Finanzas y
Control de Enel; (v) garantiza la gestión de las actividades relativas a los seguros, coordinándose con la

321


unidad de Gestión de riesgos ambientales y de seguros del servicio Grupo de gestión de riesgos de Enel;
(vi) lleva a cabo autónomamente la actividad de M&A y la gestión de las eventuales transacciones
financieras extraordinarias avalándose en la asistencia operativa de la función Administración, Finanzas
y Control de Enel

 Personal: Dentro de las exigencias que Enel Green Power ha manifestado, Enel (i) proporciona
asistencia y ayuda a Enel Green Power en temas de desarrollo organizativo, (ii) se encarga de la
selección e identificación de los candidatos mediante el screening preliminar y el envío de los curríulum
de los candidatos para presentar a Enel Power Green, la cual provee de forma autónoma a la selección y
posible elección de los mismos, (iii) asesora las ejecuciones en lo referido a seguridad y salud de los
trabajadores, precaución y en la comprobación de ejecuciones relacionadas (iv) asiste en la gestión de las
transacciones industriales dentro de las directrices definidas por el Grupo Enel y (v) asiste a la Sociedad
en el análisis de riesgos específicos de seguridad y en la realización de intervenciones necesarias para
mitigar las mismas.

Enel Green Power, gracias al servicio “Personal y Organización”, compuesto por 58 recursos: (i) se
ocupa de los procesos de planificación, organización, desarrollo y gestión de los recursos humanos a fin
de asegurar la adecuación cantidad / calidad del patrimonio de competencias técnicas, profesionales y de
dirección según la normativa vigente en temas de relación de trabajo en varios países; (ii) gestiona las
relaciones sindicales (iii) distribuye los servicios administrativos del personal a la sociedad del Grupo
valiéndose también de las estructuras de Servicios de Enel; (iii) se ocupa de las actividades relativas a
servicios generales.

 Secretaría de la sociedad: Enel asiste a Enel Green Power en la ejecución y las actividades
operacionales de secretaría.

Enel Green Power, gracias al servicio “Secretaría de la sociedad”, compuesto por 3 recursos: (i) se
ocupa de las ejecuciones de la sociedad en las sociedades del Grupo y las actividades de secretaría para
los órganos sociales de las mismas (ii) se ocupa de los perfiles de sociedad en el marco de las
operaciones de compra o cesión de activos, así como de transacciones extraordinarias que puedan ser de
interés para la Sociedad y el Grupo (iii) define el orden de los poderes, garantizando la congruencia con
las directrices del sistema fiscal de Enel y en coordinación con el Servicio Personal y Organización de la
Sociedad.

 Administración, planificación y control: Enel asiste (i) a Enel Green Power en las actividades
relacionadas con la predisposición del plan de negocios y, en particular, en definir y compartir los
escenarios macroeconómicos; (ii) en el cumplimiento de la normativa sobre la tutela del ahorro; (iii) y en
la ejecución del cumplimiento y las actividades relacionadas con las transacciones extraordinarias
determinadas por Enel Green Power.
recursos: (i) presta asistencia a la Dirección en la definición de directrices, objetivos estratégicos del
Grupo y políticas de carácter económico, patrimonial, fiscal y financiero; (ii) sigue las estrategias y los
rendimientos de los principales competidores y realiza y actualiza periódicamente los análisis
estratégicos que interesan a Enel Green Power; (iii) se ocupa del análisis y la valoración del rendimiento
del Grupo; (iv) dirige el proceso de valoración, autorización y control de las inversiones; (v) elabora el
balance de ejercicio y el balance consolidado; (vi) dirige el proceso de valoración del sistema de control
interno sobre información financiera; (vii) distribuye los servicios administrativos y fiscales al Grupo,

322

Sección I

valiéndose también de las estructuras de Enel Servizi; (viii) asiste en el proceso de valoración de los
activos renovables del Grupo; (ix) proporciona ayuda en la definición de contenidos de comunicación
con mercados e inversores institucionales, en coordinación con la unidad de Enel competente; (x) realiza
actividades de control de riesgos de acuerdo con la dirección definida por el servicio Grupo de gestión
de riesgos de Enel, interactuando con la unidad de área competente.

 Fiscal: Enel se ocupa de enviar circulares y notas informativas relacionadas con novedades legislativas;
asiste a Enel Green Power en la interpretación de la normativa y asesoría tributaria necesaria para la
disposición de declaraciones fiscales, y en la supervisión del contencioso fiscal.
recursos: (i) proporciona ayuda fiscal para la definición de políticas de balance, la planificación fiscal y
la realización de transacciones extraordinarias de la Sociedad en coordinación con la unidad Fiscal del
servicio Administración, Finanzas y Control de Enel; (ii) se ocupa de las obligaciones fiscales de las
sociedades italianas del Grupo, previstas por la normativa vigente valiéndose también de las estructuras
competentes de Enel Servizi; (iii) supervisa el desarrollo de las obligaciones fiscales de las sociedades
extranjeras del Grupo analizando también los correspondientes impuestos presentes en el balance; (iv)
asesora y asiste en materia fiscal a los Servicios, áreas y sociedades extranjeras del Grupo; (v) se ocupa,
según lo acordado con el correspondiente servicio de Enel, de las relaciones con las oficinas financieras
competentes así como también de la gestión del contencioso tributario de competencia.

 Transacciones externas: Sobre la base de estrategias y exigencias de comunicación externa, interna,
institucional y de negocios expresadas por Enel Green Power, Enel (i) proyecta y realiza planos e
iniciativas de imagen, patrocinio y eventos, desarrollo de valoración de proyectos para cultura,
investigación científica, escuela, ambiente y deporte; (ii) gestiona las relaciones con las asociaciones que
representan intereses y con los medios, elaborando las directrices, coordinando y organizando diversas
actividades relacionadas; (iii) define planes de comunicación interna y la planificación y gestión de
instrumentos (intranet, web, tv Enel, diario Enel Insieme y otros); (iv) se ocupa de la comunicación de
medios innovadores y basados en la web; (v) gestiona proyectos y campañas de comunicación,
identificando agencias para creatividad y planificación publicitaria, planificando la adquisición de
espacios y servicios publicitarios; (vi) proyecta y planifica actividades publicitarias, materiales
promocionales e iniciativas de promoción, soporte a actividades comerciales de productos y servicios y
gestión de actividades de investigación sobre imagen, reputación e impacto publicitario de las campañas
Enel (vii) dirige las operaciones con administraciones centrales y territoriales competentes, destinadas a
la obtención / renovación de autorizaciones para la realización o el ejercicio de plantas; (viii) dirige los
conocimientos en relación con impactos ambientales y salud que derivan de las actividades desarrolladas
por Enel.

Enel Green Power toma decisiones estratégicas sobre todos los temas relativos a las relaciones externas
directamente a través de su Consejo de Administración y del Consejero Delegado que asegura el control
y la coordinación de las correspondientes actividades.
En relación con esto, cabe resaltar que el Emisor está dotado de una estructura organizativa adecuada que le
permite controlar, de manera autónoma y con recursos propios, áreas y actividades deducidas comprendidas
en el contrato. Sin embargo, para algunas actividades de carácter operativo y no recurrente (como por
ejemplo, como ya se ha expuesto, la negociación de contratos de cobertura aseguradora, es decir, el
asesoramiento tributario necesario a los fines del cumplimiento de las obligaciones de carácter fiscal) el

323


Emisor sostiene que es más conveniente y económico, bajo el perfil organizativo y de gestión, valerse de los
servicios que Enel pone a disposición. Por lo tanto, la amplia experiencia adquirida por Enel, le permite tener
una visión global, amplia y unitaria del sector de actividad, lo que posibilita el desarrollo de soluciones más
eficaces y eficientes (en términos tanto de elevada calidad de servicios prestados como de los
correspondientes costes) para perseguir el objetivo -común a todas las sociedades del Grupo- de crear valor
para los accionistas.
Dichos servicios no se superponen a las actividades desarrolladas por el Emisor (o las que él controla) y no
duplican los contenidos. Como consecuencia de ello, es posible conseguir:
 la realización de mayores sinergias. La centralización de algunos servicios en Enel permite, en
efecto, realizar importantes economías de escala que derivan, por ejemplo, del análisis unitario de
temas análogos, es decir, de mejores condiciones contractuales que Enel puede obtener como
consecuencia de su dimensionamiento;
 una estructura de negocios más eficiente. El Emisor –como consecuencia del disfrute de servicios
prestados por Enel– puede dedicar mayores recursos a los principales negocios;
 la implementación de las políticas de Grupo. La adopción de políticas comunes al nivel del Grupo,
que derivan de la centralización de servicios, permite una gestión coherente y homogénea de
casuísticas y temáticas análogas presentes dentro del área del Grupo, y garantiza compartir las
competencias y difundir mejores prácticas.
El precio se determina sobre la base de los costes de estructura y del personal puesto a disposición así como
de los costes externos efectivamente soportados por Enel para la prestación de servicios específicos llevados
a cabo por la misma Enel a favor del Emisor, sin aplicar márgenes de ningún tipo.
Con dicho fin, el contrato prevé, al final del período de referencia correspondiente a la erogación de los
servicios realizar un estado de cuentas de las actividades desarrolladas y de los costes soportados por las
estructuras de Enel dedicadas a las prestaciones de servicios a favor del Emisor (y de las que él controla).
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato, equivale a 4 millones de
euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (Nota c de la tabla).
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato, equivale a 10 millones de
euros para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
Dicho contrato estará en vigor hasta el 31 de diciembre de 2011.
Prestación de servicios de asistencia y asesoría de carácter institucional (honorarios por la Dirección)
estipulada entre el Emisor y Enel.
Con contrato en vigor desde el 1 de enero de 2009 el Emisor ha manifestado su interés de valerse -también a
favor de las sociedades controladas por el Emisor– de la prestación por parte de Enel de servicios de
asistencia y asesoramiento de carácter institucional (servicios de dirección). Las principales actividades
desarrolladas por Enel conforme al mencionado contrato contemplan:
 la predisposición y asistencia en la implementación del nuevo modelo para el control de gestión – según
los mejores estándares existentes en el Grupo Enel – y asesoría para el uso y la gestión de los soportes
correspondientes;

324

Sección I

 la asistencia en la implementación del Proyecto excelencia operativa Zenith que persigue la
maximización del uso de los recursos disponibles en el Grupo con el objetivo de crear eficiencias de
costo;
 la predisposición y asistencia en la implementación del modelo que debe utilizarse para estimar
impuestos de Plan;
 el estudio y análisis de los escenarios económicos y de la evolución de los mercados financieros;
evaluación de las diferentes alternativas de financiación y de la disponibilidad de instrumentos
adecuados con el objetivo de lograr la mejor planificación financiera a medio y largo plazo;
 la predisposición y provisión de instrumentos informáticos al servicio de actividades transversales del
Grupo Enel y el soporte operativo en la implementación de las consiguientes actividades de ICT (por ej.
Creación de software de uso común como Sfinge, Programa para el IVA del Grupo; sin detrimento de la
existencia dentro de Enel Green Power de una estructura de ICT que elabora y gestiona autónomamente
los proyectos no transversales y las elecciones estratégicas de tecnologías de la información del Grupo);
 la actualización del manual contable del Grupo e interpretación de los principios contables;
 la formación institucional dependiente (ej. Junior Enel Training, AFC-Academy);
 la elaboración y conclusión de “Investigaciones de clima” a propósito de la percepción de problemas
relacionados con el ambiente de trabajo por parte de los dependientes;
 la elaboración y conclusión de proyectos generales destinados a mejorar la seguridad de los trabajadores,
que se someterán a Enel Green Power para que los aplique;
 la actividad de planificación y organización de eventos de comunicación interna de carácter institucional
(por ej. Cascadas de Grupo);
 la realización de proyectos y campañas de comunicación y difusión de imagen de Enel Green Power,
sobre input y en servicio de Enel Green Power.
En este aspecto, cabe resaltar que los servicios prestados por Enel consisten en actividades de asistencia y
asesoramiento de carácter institucional, que no determinan duplicaciones o superposiciones con respecto a la
actividad desarrollada por el Emisor en plena autonomía de gestión y según las indicaciones de su Dirección.
La firma del contrato con Enel tuvo lugar solo después de que el mismo fuera aprobado por parte del
Consejo de Administración del Emisor previa valoración:
 de los beneficios que pueden obtenerse por el disfrute de servicios de asistencia y asesoramiento de
carácter institucional;
 de las ventajas (en temas de estándar cualitativo, costes y tiempos) que pueden obtenerse como
consecuencia de la prestación de dichos servicios por parte de Enel con respecto a su realización
interna, es decir, a la adquisición de los mismos por parte de terceros.
El precio se determina, sin aplicar márgenes de ningún tipo, sobre la base de los costes efectivamente
soportados por Enel por la prestación de servicios de asistencia y asesoramiento de carácter institucional, y
se atribuye al Emisor sobre la base del porcentaje de competencia de su EBITDA (y de las que él controla) al
EBITDA del Grupo.

325


Con dicho fin, se prevé realizar periódicamente un estado de cuentas de las actividades desarrolladas y de los
costes soportados por las estructuras empresariales dedicadas a las prestaciones de servicios a favor del
Emisor (y de las que él controla).
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato equivale a 6 millones de
euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (8 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de
junio de 2009, Nota c de la tabla).
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato equivale a 12 millones de
euros para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
Dicho contrato estará en vigor hasta el 31 de diciembre de 2011.
Contratos relacionados con el servicio de comunicación y la concesión de la licencia de la marca
estipulados entre el Emisor y Enel.
Con efecto a partir del 1 de diciembre de 2008 el Emisor confiere a Enel un poder para actuar por su cuenta
ante terceros con respecto a las actividades de creación, planificación y realización de la comunicación, en
apoyo de sus actividades características y comerciales. En particular, dicho contrato regula la prestación de
servicios de comunicación por terceros (agencias de comunicación, compra de espacios en radio, TV y
prensa), cuya adquisición la solicita Enel Green Power directamente a Enel a fin de beneficiarse de las
economías de escala que posibilitan el tamaño de la sociedad matriz o holding. Dicho contrato expiró el 31
de diciembre de 2009 y fue renovado hasta el 31 de diciembre de 2010. Los costos en que incurra Enel bajo
este contrato se volcarán back to back a Enel Green Power. Para el primer semestre de 2010, los costos
cubiertos por el Emisor fueron equivalentes a aproximadamente 1,4 millones de euros. Dicho contrato vence
el 31 de diciembre de 2009 y fue renovado hasta el 31 de diciembre del 2010. Los costes soportados por el
Emisor con referencia al servicio de comunicación para el primer semestre de 2010 equivalen
aproximadamente a 1,4 millones de euros.
Con contrato en vigor desde el 1 de diciembre de 2008 y vencimiento el 31 de diciembre de 2010 Enel ha
concedido al Emisor el derecho de utilizar de manera no exclusiva las marcas Enel para productos /servicios
que han estado o están en curso de registro. A 19 de julio de 2010, el Emisor y Enel renovaron el contrato de
licencia de uso de la marca “Enel Green Power” y de otras marcas del Grupo Enel, estableciendo su duración
hasta el 30 de junio de 2015. El contrato, entre otras cosas, prevé: (i) el cese del vigor del mismo, cuando el
Emisor ya no esté sujeto a la dirección y coordinación de Enel; (ii) modalidades específicas de uso de las
marcas, sin alterar, modificar o variar el aspecto gráfico, y sin adoptar, incluso luego del vencimiento del
contrato, signos que puedan confundirse con las marcas; (iii) que las marcas concedidas en licencia no
puedan ser sublicenciadas y/o cedidas, sin el previo consentimiento de Enel; (iv) la obligación por parte del
Emisor, en la fecha de vencimiento del contrato, de dejar inmediatamente de usar la marca y cambiar su
razón social en el caso que ésta sea la misma de las marcas; (v) la resolución del contrato, entre otras cosas,
en caso de violar la prohibición de transferir o conceder en sublicencia derechos sobre las marcas y de violar
la prohibición de adoptar, directa o indirectamente, signos iguales o similares a aquellos que son distintivos
de Enel. Los costes soportados por el Emisor con referencia a la concesión de licencia de la marca para el
primer semestre de 2010 equivalen aproximadamente a 54.000 euros.
El coste por los servicios, incluidos los ajustes de cierre eventuales acordados, sostenido por el Emisor en
relación con dicho contrato equivale a 1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (2
millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota c de la tabla).

326

Sección I

El coste por los servicios, incluidos los ajustes de cierre eventuales acordados, soportado por el Emisor en
relación con dichos contratos, equivale a 3 millones de euros para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
Además, se observan los contratos estipulados entre Enel.si y Enel que tienen por objeto prestaciones de
servicios de comunicación por parte de esta última y la concesión de la licencia para el uso de la marca
“Enel.si”. La estructura y los contenidos de los contratos en cuestión son similares a aquellos ya descritos en
el párrafo anterior entre el Emisor y Enel.
El coste total soportado por Enel.si para dichos servicios asciende a 1 millón de euros en el semestre cerrado
a 30 de junio de 2010 (2 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota c de la
tabla).
El coste total soportado por Enel.si para los servicios mencionados anteriormente fue equivalente a 4
millones de euros en el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
Consolidado fiscal
Tomando como base la previsión incluida en el TUIR (DPR 917/86, art. 117 y siguientes) y como
consecuencia de las disposiciones contenidas en el art. 11, apartado 4 del Decreto Ministerial del 9 de junio
de 2004 correspondiente a las “Disposiciones aplicativas del régimen de tasación del consolidado nacional,
del cual los artículos desde 117 a 128 de la Ley del Impuesto sobre la Renta italiana (Testo Unico delle
Imposte sul reddito)”, Enel Green Power S.p.A. aplica el régimen de tasación de Grupo, disciplinado por el
Acuerdo correspondiente al ejercicio conjunto con Enel de la opción para el Consolidado Fiscal Nacional y
por el correspondiente Reglamento. Dicho acuerdo, con el que se regulan todas las obligaciones recíprocas y
responsabilidades entre empresa matriz y controlada está en vigor para los períodos impositivos 2008 y
2009. Las deudas del Emisor hacia Enel por impuestos sobre la renta ascienden a 127 millones de euros a 31
de diciembre de 2009 (Nota O de la tabla)
Por efecto de dicha disciplina sobre el “Consolidado Fiscal Nacional”, en el ejercicio de 2007 Enel.si renovó
conjuntamente con Enel la opción para el régimen “Consolidado Fiscal Nacional” para el trienio 2007-2009.
El Emisor y Enel.si renovaron conjuntamente con la sociedad de control Enel la opción para el régimen del
“Consolidado Fiscal Nacional” para el período 2010-2012, regulando en consecuencia todas las obligaciones
y responsabilidades recíprocas.
Otros contratos menores
Además, se precisa que entre el Grupo y la sociedad de control Enel existen otros contratos para prestaciones
de servicios menos importantes (entre los cuales figuran la asistencia de gestión de plantas, la concesión de
licencia de marca Portoscuso, etc.) cuyo impacto total en la cuenta de resultados equivale a 4 millones de
euros, incluidos en el término “Servicios” para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (3 millones de
euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota c de la tabla). Dichos servicios ascendían a 5
millones de euros, clasificados en el término “Servicios” (Nota C de la tabla) del balance cerrado a fecha 31
de diciembre de 2009.
19.1.2 Transacciones entre sociedades del Grupo y partes relacionadas dentro del Grupo Enel
Líneas de crédito estipuladas entre las sociedades controladas extranjeras del Emisor y Enel Finance
International
Enel Finance International, sociedad del Grupo Enel, pone en práctica líneas de crédito con las sociedades
extranjeras controladas por Enel Green Power con el objetivo de contribuir a cubrir las necesidades
financieras de dicha sociedad con vistas a la optimización de los recursos financieros disponibles.

327


Para las líneas de crédito en vigor a 30 de junio de 2010, el tipo de interés aplicado sobre los fondos
distribuidos por Enel Finance International equivale: i) al Euribor 3M con un incremento del 2% para las
sociedades controladas europeas, a excepción de Enel Green Power International B.V. a la que se le aplica un
beneficio del 1,25%; ii) al Libor 3M con un incremento del 3% para las sociedades controladas de
Latinoamérica y iii) al US Libor con un incremento del 2% para las sociedades controladas de Norteamérica.
Las sociedades del Grupo disponen de una línea de crédito integrada equivalente a 586 millones de euros a
fecha 30 de junio de 2010.
Enel Finance International permite abrir cuentas de depósito sobre las que reconoce un tipo de interés
equivalente al Euribor 1M sobre los recursos líquidos puestos a disposición por las sociedades del Grupo
pertenecientes a la zona Euro, mientras que para las sociedades de la zona Dólar estadounidense el tipo de
referencia es el US Libor.
Las condiciones propuestas por Enel Finance International resultan competitivas – con respecto a análogas
ofertas de mercado- por estar basadas en la valoración que ha realizado sobre la situación patrimonial,
económica y financiera de las sociedades financiadas.
Además, recurrir a tales líneas permite que el Grupo se beneficie del elevado mérito de crédito de Enel
Finance International y de la sociedad de control Enel.
No obstante, se indica que es praxis del Grupo recurrir a líneas de crédito con partes no relacionadas en
circunstancias en que estas sean más ventajosas con respecto a las condiciones ofrecidas por Enel Finance
International. Ello sucede generalmente cuando: i) existen supuestos para obtener financiación a tipos
convenientes; ii) existen supuestos para obtener contribuciones sobre las inversiones u otras formas de
incentivos. Además, se recurre a financiaciones por partes no relacionadas en circunstancias en que el Grupo
pone en práctica proyectos de empresas conjuntas con terceros y la financiación de dichos proyectos se lleva
a cabo, de acuerdo con la los socios, recurriendo a fuentes externas.
A 30 de junio de 2010 los contratos en cuestión dan lugar a créditos financieros incluidos en el término
“Activos financieros corrientes” equivalentes a 124 millones de euros (Nota i de la tabla) y a deudas
incluidas en el término “Financiaciones a corto plazo” equivalentes a 35 millones de euros (Nota m de la
tabla).
A 31de diciembre de 2009 los contratos en cuestión dan lugar a créditos por un total de 79 millones de euros,
clasificados en el término “Activos financieros corrientes” (Nota I de la tabla) y a deudas por un total de 48
millones de euros, clasificadas en el término “Financiaciones a corto plazo” (Nota M de la tabla).
Nótese que en el mes de julio de 2010 Enel Finance International determinó las siguientes líneas de crédito
respecto a Enel Green Power International B.V.:
 líneas de crédito renovables por un total de 1.200 millones de euros, que pueden distribuirse incluso en
divisas diferentes del euro, con las siguientes condiciones principales:
o intereses variables equivalentes al Euribor / Libor 3M – según la moneda en la que la línea sea
utilizada—con un incremento del 1,5%;
o facultad de reembolso anticipado del importe utilizado al valor nominal sobre base trimestral;
o obligación de reembolso inmediato en caso de pérdida de control por parte del Grupo Enel sobre
Enel Green Power International B.V.;
o comisión de compromiso calculada sobre base diaria equivalente al 0,2% anual;

328

Sección I

o duración hasta el 31 de diciembre de 2010, salvo que se acuerden prórrogas entre las partes una
vez vencido el plazo. Eventuales prórrogas del contrato podrían comportar la redefinición del
tipo de interés de referencia y del correspondiente margen.
 líneas de crédito a largo plazo por un total de 2.500 millones de euros, que se pueden distribuir en partes
y en divisas diferentes del euro, con las siguientes condiciones principales:
o Enel Green Power International B.V. tiene la facultad de optar, para cada parte utilizada, por un
tipo de interés variable – equivalente al Euribor / Libor 6M (con relación a la divisa en que la
línea es utilizada) – o bien por un tipo de interés fijo – equivalente al tipo de swap en vigor a la
fecha de utilización de la línea para el período de referencia. En ambos casos se prevé un
diferencial equivalente al 2,0% con respecto al tipo de referencia;
o facultad de reembolso anticipado del importe utilizado al valor nominal: i) sobre base semestral
en caso de partes a interés variable; ii) sobre base anual en caso de partes a interés fijo;
o obligación de reembolso inmediato en caso de pérdida de control por parte del Grupo Enel sobre
Enel Green Power International B.V.;
o comisión de compromiso calculada sobre base diaria equivalente al 0,5% anual;
o en cualquier momento, si las condiciones de provisión a las que Enel Finance International está
sujeta sufren cambios significativos, dicha sociedad tiene la facultad de modificar
unilateralmente las condiciones del contrato en cuestión. En tal caso Enel Green Power
International B.V. tiene la facultad de reembolsar anticipadamente la línea de crédito si no acepta
las nuevas condiciones propuestas;
o duración hasta el 31 de marzo de 2018.
Hasta la fecha de cotización del Emisor, las relaciones financieras de activos y pasivos existentes entre las
sociedades subsidiarias extranjeras de Enel Green Power y Enel Finance International (a excepción de las
líneas de crédito establecidas por Enel Finance International a favor de Enel Green Power International B.V.,
por importe respectivamente de 1.200 millones de euros, estipulada a fecha de 1 de julio de 2010 y de 2.500
millones de euros, estipulada a fecha 13 de julio de 2010, véase Sección I, Capítulo X, Párrafo 10.1 del
Folleto) serán reembolsadas y amortizadas y el servicio de tesorería para las sociedades subsidiarias
extranjeras del Grupo será desempeñado por Enel Green Power International B.V.
Contratos de Compraventa (bilaterales físicos) de energía estipulados entre el Emisor y Enel Trade S.p.A. y
Enel Produzione S.p.A.
Dichos contratos, formalizados siempre según las transacciones, rigen la compraventa de energía entre el
Emisor y Enel Trade / Enel Produzione.
Nótese que, dentro del Grupo Enel, Enel Trade cumple la función de interfaz con el mercado mayorista en
Italia, adquiriendo energía de las sociedades del Grupo Enel que producen (Enel Produzione S.p.A. y Enel
Green Power) y revendiéndola a Enel Energia (que opera en Italia en el mercado minorista) y a terceros.
Los contratos tienen una estructura estandarizada para todo el Grupo Enel, que prevé el proporcionamiento
con duración y precios fijados anteriormente (carga mínima / carga máxima;
anual/trimestral/mensual/semanal).
Normalmente, el precio propuesto por Enel Trade para cada transacción es comparado con los precios de
mercado aplicables a transacciones de duración comparable. No obstante, cabe señalar que generalmente las

329


cotizaciones de mercado están disponibles para cantidades inferiores con respecto a aquellas tratadas por el
Emisor y objeto de transacción con Enel Trade. Por consiguiente, el precio que resulta del mercado se
rectifica para reflejar la cantidad objeto de intercambio.
Los contratos prevén la obligación de proporcionar energía por parte del productor (la entrega o pago) y la
obligación de retirar la energía por parte del comprador, so pena del pago del precio acordado para la
eventual energía no retirada (la toma o pago).
Las ganancias obtenidas por el Emisor con relación a dichos contratos bilaterales físicos con Enel Trade
equivalen a 101 millón de euros en el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (60 millones de euros en el
semestre cerrado a 30 de junio de 2009) incluidos en el término “Ingresos por ventas y servicios” (Nota a de
la tabla).
Las ganancias obtenidas por el Emisor con relación a dichos contratos bilaterales físicos equivalen a 138
millones de euros para el ejercicio 2009, de los cuales 121 millones de euros se obtuvieron con Enel Trade y
17 millones de euros con Enel Produzione, y están clasificados dentro del término “Ganancias de ventas y
prestaciones” (Nota A de la tabla).
Contratos de compraventa de certificados verdes estipulados entre el Emisor y Enel Trade S.p.A.
Dichos contratos, formalizados siempre de acuerdo con las transacciones, rigen la compraventa de
certificados verdes entre el Emisor y Enel Trade.
La compraventa de certificados verdes con Enel Trade se produce a niveles en línea con aquellos que pueden
verificarse con las transacciones entre terceras partes realizadas en una plataforma adecuada y puestos a
disposición por GME.
No obstante, cabe señalar que los contratos en cuestión no prevén limitaciones a la posibilidad para el
Emisor de estipular contratos con terceros, si se considere más conveniente, tanto para los certificados verdes
como para los certificados de eficiencia energética.
Las ganancias obtenidas por el Emisor con relación a dichos contratos equivalen a 27 millones de euros para
el ejercicio 2009 y están clasificadas en el término “Ingresos por ventas y servicios” (Nota A de la tabla).
Acuerdo correspondiente a transacciones de cobertura dentro del Grupo y contratos por diferencia (CPD)
correspondientes a la venta de energía estipulados entre el Emisor y Enel Trade.
Enel Trade desarrolla a favor de las sociedades del Grupo Enel, y por consiguiente también ante el Emisor,
actividades de cobertura del riesgo de productos básicos, como el riesgo financiero que puede reflejarse en la
cuenta de resultados de la Sociedad y en consecuencia de todo el Grupo por efecto de la variabilidad de los
índices de precios energéticos.
Los acuerdos existentes –formalizados en un contrato con vencimiento en diciembre de 2011– no prevén
obligaciones y/o objetivos específicos de cobertura para el Emisor, el cual define de manera autónoma
modalidades y tiempos en los que realizará la cobertura.
Además, el Emisor ha estipulado con Enel Trade contratos para la venta de energía por diferencia (CPD),
tales contratos se formalizan siempre de acuerdo con las transacciones.
Tanto en caso de cobertura de productos básicos como en caso de firma de CPD, el Emisor evalúa las
condiciones propuestas por Enel Trade para cada transacción a través de la comparación con las condiciones
de mercado, aplicables a instrumentos de duración comparable. No obstante, cabe señalar que generalmente,
con referencia a CPD, las cotizaciones de mercado están disponibles para cantidades inferiores con respecto

330

Sección I

a aquellas tratadas por el Emisor y objeto de transacción con Enel Trade. Por consiguiente, la cotización que
resulta del mercado se rectifica para reflejar la cantidad objeto de intercambio.
El impacto neto en la cuenta de resultados de los contratos mencionados asciende a 55 millones de euros
para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (49 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio
de 2009, Nota d de la tabla).
El impacto neto que deriva de los contratos mencionados anteriormente, registrado en la cuenta de resultados
del Emisor a 31 de diciembre de 2009 en la partida “Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo
Commodity” fue equivalente a 118 millones de euros (Nota D de la tabla), 124 millones de euros para
ganancias y 6 millones de euros para obligaciones.
Contratos de Compraventa de certificados de eficiencia energética (TEE) estipulados por Enel.si con Enel
Distribuzione S.p.A. y con Enel Rete Gas S.p.A.
Dichos contratos, formalizados siempre de acuerdo con las transacciones, rigen la compraventa de
certificados de eficiencia energética de Enel.si a Enel Distribuzione/Enel Rete Gas.
Las ganancias obtenidas por Enel.si con relación a dichos contratos, contabilizadas en el término “Ingresos
por ventas y servicios”, equivalen a 48 millones de euros para el ejercicio 2009 (Nota A de la tabla).
Contrato de servicio para prestaciones de gestión a distancia de plantas de energía hidroeléctrica y eólica
estipulado entre el Emisor y Enel Produzione S.p.A.
Con contrato en vigor desde el 1 de diciembre de 2008 el Emisor ha conferido a Enel Produzione las
prestaciones de gestión a distancia de las plantas de energía hidroeléctrica y eólica que en síntesis se pueden
deber a:
 control a distancia de las plantas;
 señalización de desperfectos y registro de datos;
 ejecución de programas de producción de las plantas;
 ejecución de maniobras de ejercicio;
 ejecución de maniobras de seguridad;
 intervención rápida.
Los servicios, incluidos los ajustes de cierre eventuales, sostenidos por el Emisor en relación con dicho
contrato han sido de 3 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (3 millones de euros
para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota c de la tabla).
Los servicios, incluido los ajustes de cierre eventuales acordados, soportados por el Emisor en relación con
dichos contratos fueron de 5 millones de euros para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla). El contrato preveía
el 31 de mayo de 2010 como fecha de vencimiento, con prórroga automática a 30 de noviembre de 2010
salvo anulación de una de las partes.
Contratos de servicio para prestaciones de mantenimiento de plantas de energía hidroeléctrica estipulados
entre el Emisor y Enel Produzione S.p.A.
De acuerdo con dichos contratos, el Emisor ha delegado a Enel Produzione S.p.A. los servicios de
mantenimiento extraordinario y común de las plantas de energía hídrica.

331


Con respecto al mantenimiento extraordinario, los servicios en cuestión consisten en proporcionar
prestaciones de ingeniería, especializadas e intervenciones operativas de mantenimiento extraordinario de la
maquinaria hidráulica y electromecánica de las plantas. El contrato define tipologías de prestaciones que
pueden proporcionarse, precios y modalidades de activación de las intervenciones. En particular, los precios
unitarios para prestadores de obra, materiales y servicios accesorios están definidos según el valor medio del
precio de mercado correspondiente a actividades análogas deducidas de licitaciones, y se actualizan
periódicamente. Por lo tanto, el servicio debe considerarse “por solicitud” y delegado por el Emisor a Enel
Produzione sólo después de un análisis técnico-económico de la oferta específica para la actividad solicitada,
sin ningún tipo de obligación de delegar el pedido.
Con respecto al mantenimiento común, las partes han estipulado un contrato para el servicio de ejercicio y
mantenimiento corriente de las plantas, que consiste en delegar a las unidades territoriales de Enel
Produzione la gestión de algunas plantas (intervención rápida y mantenimiento corriente). Dicha actividad es
remunerada al coste medio unitario del personal (técnico y obrero) determinado anualmente por Enel
Produzione para la cadena / función que proporciona el servicio. La tipología de actividades solicitadas no
permite identificar servicios análogos en el mercado.
En el semestre cerrado a 30 de junio de 2010, el coste, incluidos los ajusgtes de cierre eventuales acordados,
soportado por el Emisor con relación a dichos contratos, clasificado en el término de la cuenta de resultados
“Servicios”, fue de 1 millón de euros (2 millones de euros en el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota
c de la tabla); mientras que 0,1 millón de euros se capitalizó entre las inmovilizaciones en el semestre
cerrado a 30 de junio de 2009.
En el ejercicio 2009, el coste, incluidos los ajustes de cierre eventuales acordados, soportado por el Emisor
con relación a dichos contratos, clasificado en el término de la cuenta de resultados “Servicios”, fue de 3
millones de euros (Nota C de la tabla); mientras que 1 millón de euros se capitalizó entre las
inmovilizaciones.
Dichas tipologías de contratos tuvieron una duración semestral y una renovación automática hasta el 30 de
junio de 2010. Desde el 1 de julio de 2010 tienen una duración de 18 meses con facultad de rescisión previo
aviso de 30 días.
Contrato de servicio para prestaciones de servicios correspondientes a la seguridad de diques y de obras
hidráulicas entre el Emisor y Enel Produzione S.p.A.
El 1 de diciembre de 2009 el Emisor estipuló con Enel Produzione S.p.A. el contrato de servicio para
prestaciones de servicios correspondientes a la seguridad de diques y de obras hidráulicas, ubicadas en Italia,
que se pueden resumir en:
 acciones para el desarrollo homogéneo de temas que hacen referencia a la seguridad y el control de
diques y obras hidráulicas;
 valoración y control de la seguridad;
 valoración y control de obras hidráulicas;
 profundización especializada;
 planificación e intervenciones de mantenimiento/restablecimiento/adecuación de obras y su supervisión.

332

Sección I

El coste por los servicios, incluidos los eventuales ajustes de cierre acordados, soportado por el Emisor en
relación con dicho contrato equivale a 1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (1
millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009, Nota c de la tabla).
El coste por los servicios, incluidos los eventuales ajustes de cierre acordados, soportado por el Emisor en
relación con dichos contratos equivale a 3 millones de euros para el ejercicio 2009, 2,5 millones de euros de
los cuales para servicios de control de seguridad y 0,5 millones de euros para actividades de planificación,
supervisión y mantenimiento (Nota C de la tabla).
El contrato vence el 30 de junio de 2010 y se prorrogará automáticamente por otros seis meses, es decir,
hasta el 31 de diciembre de 2010, salvo anulación que deberá comunicarse por escrito por lo menos 30 días
antes.
Contratos de suministro de servicios que pueden realizarse correspondientes a la finalización y/o reparación
de plantas de energía hidroeléctrica estipulados entre el Emisor y Enel Produzione S.p.A.
Las actividades de reparación y/o conclusión desarrolladas en plantas de energía hidroeléctrica, situadas en
Italia, de Enel Green Power se delegan a Enel Produzione S.p.A., a través de la estipulación de contratos
específicos de suministro de servicios.
El coste total soportado y capitalizado por el Emisor en relación con dichas tipologías de contratos equivale a
16 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (15 millones de euros para el semestre
cerrado a 30 de junio de 2009).
El coste total soportado y capitalizado por el Emisor en relación con dichas tipologías de contratos equivale a
26 millones de euros para el ejercicio 2009.
Contrato de suministro de servicios de Energy Management estipulado entre el Emisor y Enel Produzione
S.p.A.
Por medio de un acuerdo con entrada en vigor a partir del 1 de diciembre de 2008 Enel Green Power
suscribió con Enel Produzione S.p.A. un contrato de servicio por prestación de servicios de Energy
Management, según se detalla en las siguientes actividades:
 de corto y medio plazo: gestión de planes de mantenimiento, definición de planes de producción,
programación de las unidades de producción;
 diarias: envío de programas de producción, envío de planes de producción CIP6, definición de estrategia
de precios en mercados de venta, registro de contratos, etc.;
 de actuación: envío de planes diarios vinculantes a las unidades de producción, gestión en tiempo real de
las unidades de producción;
 de medición: adquisición de medidas y gestión del registro, elaboración de balance de energía mensual,
etc.;
 de liquidación: gestión operativa de los contratos suscritos, liquidación y facturación de los contratos,
elaboración de informes mensuales para registro de partidas económicas, etc.
La especificidad de los servicios facilitados es elevada y el Emisor no está enterado de ofertas análogas en el
mercado. El Emisor define autónomamente los planes y las estrategias de producción y las envía a Enel
Produzione para su posterior remisión al GME. La remuneración está determinada sobre la base de los costes
soportados por el servicio de Enel Produzione S.p.A. para realizar los servicios prestados.

333


El coste de los servicios, incluidos los ajustes de cierre eventuales acordados, soportado por la Sociedad en
relación con dicho tipo de contratos es igual a 1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de
2010 (1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009; Nota c de la tabla).
El coste de los servicios, incluidos los ajustes de cierre eventuales acordados, soportado por la Sociedad en
relación con dicho tipo de contratos es igual a 1 millón de euros para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
El contrato tiene una duración de 6 meses a partir del día 1 de diciembre de 2008 hasta el día 31 de mayo de
2009 con renovación automática cada 6 meses, salvo revocación en el plazo de 3 meses antes del
vencimiento.
Contratos para el suministro de actividades de investigación y desarrollo suscritos entre el Emisor y Enel
Ingegneria e Innovazione S.p.A.
Enel Green Power ha puesto en marcha proyectos de investigación en el campo de la generación innovadora
de fuentes de energía renovables. A tal efecto ha suscrito contratos de suministro de servicios de
investigación y desarrollo con Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A. Entre los proyectos objeto de contrato
específico se destaca el prototipo “Diamante” sobre la investigación de un sistema integrado de producción y
almacenamiento de energía de fuente de energía solar.
A lo largo del semestre cerrado a 30 de junio de 2010, el gasto soportado por el Emisor en relación a dichos
contratos y clasificado en el término de la cuenta de resultados “Servicios” fue de 2 millones de euros para el
ejercicio 2010 (1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009; Nota c de la tabla),
mientras que 2 millones de euros fueron capitalizados entre los inmovilizados (1 millón de euros para el
semestre cerrado a 30 de junio de 2009).
A lo largo del ejercicio 2009, el gasto soportado por el Emisor en relación a dichos contratos y clasificado en
el término de la cuenta de resultados “Servicios” fue de 5 millones de euros (Nota C de la tabla), mientras
que 4 millones de euros fueron capitalizados entre los inmovilizados.
Contrato externo de servicios informáticos estipulado entre el Emisor y Enel Servizi.
Con arreglo a dicho acuerdo el Emisor ha encargado a Enel Servizi el suministro de servicios informáticos
repartidos entre las categorías siguientes:
 Servicios continuos, como:
o soluciones informáticas;
o el suministro y gestión de parque de hardware y software;
o el mantenimiento de soluciones informáticas;
o el suministro de otros servicios: impresión, ensobrado y envío; archivo óptico de documentos,
etc.
 servicios vinculados a exigencias específicas y actividades como, a simple modo de ejemplo, el análisis
de requisitos o la realización y el mantenimiento de soluciones informáticas.
La remuneración aplicada a los servicios en cuestión se determina en función de los costes directos e
indirectos en los que haya incurrido Enel Servizi. En detalle, dicha remuneración refleja: i) los costes
externos soportados por el proveedor por la prestación de los servicios en cuestión; ii) los costes indirectos y
de estructura (incluidos los costes relativos al personal) soportados por el proveedor e imputados según

334

Sección I

prorrata al Emisor y a las demás sociedades del Grupo Enel beneficiarias de los servicios suministrados por
Enel Servizi; iii) las obligaciones financieras y los impuestos soportados por Enel Servizi.
A lo largo del semestre cerrado a 30 de junio de 2010, el gasto soportado por el Emisor en relación a dicho
contrato, clasificado en el término de la cuenta de resultados “Servicios” fue de 3 millones de euros para el
ejercicio 2010 (2 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009; Nota c de la tabla),
mientras que 1 millón de euros fue capitalizado entre los inmovilizados en el semestre cerrado a 30 de junio
de 2010.
A lo largo del ejercicio 2009, el gasto soportado por el Emisor en relación a dicho contrato clasificado en el
término de la cuenta de resultados “Servicios” fue de 4 millones de euros (Nota C de la tabla), mientras 3
millones de euros fueron capitalizados entre los inmovilizados.
Dicho contrato vence el 31 de diciembre de 2010, la formalización de la ampliación hasta el 31 de diciembre
de 2013 se está tramitando.
Contrato de suministro de servicios de aprovisionamiento suscrito entre el Emisor y Enel Servizi.
A través de un acuerdo en vigor a partir del 1 de diciembre de 2008 Enel Green Power ha encomendado a
Enel Servizi algunas actividades de aprovisionamiento, indicadas a continuación a modo de ejemplo:
 marketing de compra;
 gestión del sistema de calificación de Enel Green Power;
 planificación de los aprovisionamientos;
 aprovisionamiento y suscripción de los contratos;
 calificación / clasificación de proveedores;
 sistema de informes operativo y de dirección.
La remuneración se determina de acuerdo con los costes de estructura (sistemas de información, asesorías y
prestaciones profesionales, personal), de los costes accesorios así como de las obligaciones financieras y de
los impuestos soportados por el servicio de compras de Enel Servizi en el desarrollo de los servicios en
cuestión. El contrato vence el 31 de diciembre de 2010.
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato ascendió a 1 millón de
euros en el primer semestre 2010 (1 millón de euros para el primer semestre 2009; Nota c de la tabla).
El coste por servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato ascendió a 3 millones de euros
para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla).
Contrato de suministro de los espacios “global service” suscrito entre el Emisor y Enel Servizi.
De conformidad con tal acuerdo el Emisor le encargó a Enel Servizi el suministro de una serie de servicios
relativos a la entrega y montaje de espacios equipados, a la gestión operativa de los mismos, al
mantenimiento ordinario y extraordinario de los inmuebles, incluidos los trabajos de adecuación de edificios,
así como a la gestión de las viviendas destinadas al personal empleado de manera provisional, es decir a la
movilidad del mismo.
El coste por los servicios soportado por el Emisor relativo a dicho contrato es de 4 millones de euros en el
primer semestre 2010 (4 millones para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009; Nota c de la tabla), 3
millones de euros de los cuales se refieren a servicios de “canon” (3 millones de euros para el semestre
cerrado a fecha 30 de junio de 2009) y 1 millón de euros por servicios “a petición” (1 millón para el semestre
cerrado a 30 de junio de 2009).

335


El coste por los servicios soportados por el Emisor referidos a dicho contrato asciende a 8 millones de euros
para el ejercicio 2009 (Nota C de la tabla), de los cuales 6 millones de euros se refieren a servicios de
“canon” y 2 millones a servicios “por solicitud”.
Dicho contrato, vigente desde el 1 de diciembre de 2008, expirará el 31 de diciembre de 2010.
Contrato de suministro de servicios administrativos y nómina entre el Emisor y Enel Servizi.
De conformidad con dichos acuerdos Enel Green Power ha encargado a Enel Servizi el suministro de los
servicios de administración, entendiendo como tales: la gestión contable y fiscal, la tesorería operativa, la
gestión de la nómina.
La remuneración se determina de acuerdo con los costes de estructura (sistemas de información, asesorías y
prestaciones profesionales, personal), de los costes accesorios, así como de las obligaciones financieras y de
los impuestos soportados por la función de gestión del personal de Enel Servizi en el desarrollo de los
servicios en cuestión. El contrato vence el 31 de diciembre de 2010.
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato es de 4 millones de euros
para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (3 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de
2009; Nota c de la tabla).
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dichos contratos es de 6 millones de euros
Contrato de suministro de servicios de restauración entre el Emisor y Enel Servizi.
De conformidad con dicho acuerdo, el Emisor le ha encargado a Enel Servizi el suministro de los servicios
de restauración a través del suministro de comidas en restaurantes de la empresa y concertados. El coste del
servicio es equivalente a los costes soportados por el proveedor para el suministro de las comidas
incrementado para los comedores en 0,75 euros por cada comida y en 0,10 euros por cada ticket.
El coste por los servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato es de 1 millón de euros para
el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (1 millón de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009;
Nota c de la tabla).
El coste por servicios soportado por el Emisor en relación con dicho contrato ascendió a 2 millones de euros
Contratos de suministro de servicios suscritos entre Enel.si y Enel Servizi S.p.A.
Como ha descrito el Emisor, también para Enel.si existen actualmente contratos suscritos con Enel Servizi
cuyo objeto es la prestación de otros servicios (entre los cuales figuran: servicios administrativos y nómina,
espacios global service, servicios de compra, servicios informáticos, otros servicios). La estructura, los
contenidos y las modalidades de determinación de las remuneraciones de los contratos en cuestión son
parecidos a los ya descritos para el Emisor, a los que nos remitimos. Dichos contratos vencen el 31 de
diciembre de 2010.
El coste por servicios soportado por el Enel.si en relación con dicho contrato es de 2 millones de euros para
el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (2 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de
2009; Nota c de la tabla).

336

Sección I

El coste de los servicios soportado por Enel.si por los servicios arriba mencionados ascendió a 4 millones de
euros en 2009 (Nota C de la tabla).
Contratos para la adquisición de energía por partes controladas internas al Grupo Enel.
Para el funcionamiento de los servicios auxiliares de las plantas, directa o indirectamente vinculados a la
producción de energía eléctrica, el Emisor tiene que adquirir energía eléctrica de terceros no pudiendo, por
razones técnicas, utilizar la energía producida por las plantas mismas.
La adquisición de energía eléctrica se realiza normalmente por parte de sociedades pertenecientes al Grupo
Enel, con contratos formalizados en cada caso según sea necesario.
El coste por la adquisición de energía, clasificado en el término “Costes de Materias primas y bienes de
consumo” asciende a 3 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (1 millón de euros
para el semestre cerrado a 30 de junio de 2009; Nota b de la tabla).
A lo largo del 2009 el total de los costes soportados por la adquisición de energía (clasificados en el término
“Costes de Materias primas y bienes de consumo”) asciende a un importe global de 6 millones de euros
(Nota B de la tabla).
Consolidación fiscal de Endesa
Hasta la fecha de adquisición del 60% por parte del Grupo, Enel Green Power España y algunas de sus
sociedades controladas formaban parte de la consolidación fiscal de Endesa. La deuda pendiente relativa a
dicha relación, clasificada entre las deudas por impuestos sobre la renta, asciende a 2 millones de euros a 30
de junio de 2010.
Contrato de cuenta corriente intersocietaria suscrito entre Enel Green Power España y Endesa
Financiación Filiales S.A.
Endesa Financiación Filiales S.A. y Enel Green Power España han suscrito un contrato de cuenta corriente
intersocietaria con el fin de optimizar los recursos financieros disponibles. La duración del contrato es de 5
años, con vencimiento a 1 de enero de 2014, con renovación automática cada 5 años, salvo revocación en el
plazo de 24 meses antes del vencimiento. De conformidad con tal acuerdo, las partes han establecido una
gestión financiera común de los recursos financieros sobrantes. Sobre los créditos financieros y deudas
financieras con Endesa se aplica un tipo equivalente a la media de los últimos seis meses del Grupo Endesa.
Enel Green Power España dispone de una línea de crédito por un importe de 600 millones de euros a 30 de
junio de 2010.
Los créditos financieros con Endesa Financiación Filiales S.A., a 30 de junio de 2010, con relación a dicho
contrato, ascienden a 73 millones de euros (Nota i de la tabla), más los intereses activos incluidos en el
término “Otros activos corrientes” por 1 millón de euros a 30 de junio de 2010 (Nota j de la tabla), mientras
que las financiaciones a corto plazo ascienden a 356 millones de euros en esta fecha (Nota m de la tabla).
Posteriormente, con 1 de julio de 2010, las transacciones financieras entre Enel Green Power España y
Endesa Financiación Filiales S.A, se han extinguido y, a partir de ese momento, se regulan en el interior del
Grupo.
Contrato de servicios administrativos entre Enel Green Power España y Endesa Servizi.
Según dicho contrato Endesa, en representación de Enel Green Power España y de su sociedad controlada
Energías de Aragón II S.A., le ha encargado a Endesa Servizi el suministro de una serie de servicios

337


administrativos y la realización de la contabilidad. El coste por servicios soportados en relación con dicho
contrato asciende a 2 millones de euros para el semestre cerrado a 30 de junio de 2010 (Nota c de la tabla).
Otros contratos menores
Además, se establece que entre el Grupo y las partes controladas internas al Grupo Enel existen otros
contratos por prestaciones de servicios menores. En detalle, se hace referencia a contratos para la asistencia a
la gestión de plantas, asistencia especializada de plantas por solicitud, servicios de formación, servicios de
asistencia al patrimonio.
El impacto global de dichos contratos sobre la cuenta de resultados es de 3 millones de euros para el
semestre cerrado a 30 de junio de 2009.
Las remuneraciones de otros contratos menores incluidos en el término “Servicios” ascienden a 7 millones
de euros, clasificados en el término “Servicios” (Nota C de la tabla) del balance cerrado a 31 de diciembre de
2009.
19.1.3 Transacciones comerciales entre el Emisor y otras partes relacionadas externas al Grupo Enel
Enel Green Power vende energía eléctrica y hace uso de los servicios de distribución en relación con algunas
sociedades controladas por el Estado Italiano (accionista del Grupo Enel). En la tabla siguiente se detallan las
relaciones entre el Emisor y las otras partes relacionadas externas al Grupo Enel en el semestre terminado el
30 de junio de 2010 y en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 referidas a las transacciones
comerciales en cuestión:
(En millones de euros) GME GSE Acquirent Tern Otra Totale
S.p.A S.p.A e Unico a s s
. . S.p.A. S.p.A
.
Impacto de las transacciones sobre la cuenta de resultados consolidados y
agregados
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 774 137 19 930
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 477 178 46 28 - 729
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 no auditado 280 90 23 17 - 410
Para el semestre cerrado a fecha 30 de junio de 2010 256 47 22 8 - 333
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 - - - - - -
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 2 - - 2 5 9
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 no auditado 4 - - 1 - 5
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 6 - - 2 1 9
Servicios
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 - - - - - -
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 - 7 - 3 - 10
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 no auditado - - - - - -
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 - - - - - -
Impacto de las transacciones sobre el balance consolidado y agregado
A 31 de diciembre de 2008 - 10 - - - 10
A 31 de diciembre de 2009 - 18 8 - - 26
A 30 de junio de 2010 - 8 - - - 8

Como se ha indicado anteriormente, el Emisor mantiene transacciones comerciales con algunas sociedades
controladas por el Estado italiano, a su vez accionista del Grupo Enel. En el actual marco regulatorio, en

338

Sección I

particular, el Emisor efectúa transacciones con Terna – Rete Elettrica Nazionale (Terna S.p.A.), Acquirente
Unico S.p.A., Gestore dei Servizi Elettrici (GSE S.p.A.) y Gestore del Mercato Elettrico (GME S.p.A.), cada
una de las cuales está controlada, directa o indirectamente por el Ministero dell’Economia e delle Finanze. El
Emisor vende energía eléctrica a GME en la Bolsa de la energía eléctrica y a Acquirente Unico. Las
transacciones referidas a las ventas y compras de energía eléctrica realizadas con GME S.p.A. en la Bolsa de
la energía eléctrica y con Acquirente Unico, así como con Terna S.p.A. y con GSE, son realizadas a precio de
mercado.

19.2 Transacciones del Emisor con las sociedades del Grupo
Las transacciones del Emisor con las sociedades del Grupo han sido extraídas de la contabilidad general del
Emisor en el semestre cerrado a fecha 30 de junio de 2010 y de las cuentas anuales del Emisor de los
ejercicios cerrados a fecha 31 de diciembre de 2009 y de 2008, respectivamente. El ejercicio 2008 se refiere
al período del 1 de diciembre (fecha de constitución de la Sociedad) al 31 de diciembre de 2008. Por lo tanto,
las Relaciones dentro del Grupo incluyen las transacciones dentro del Grupo objeto de anulación en el
momento de la elaboración de los balances anuales consolidados 2009.
Los datos relativos al ejercicio 2008 que se muestran en la siguiente tabla y separados del balance anual del
ejercicio 2008 del Emisor, relativo a un solo mes, no son comparables con las correspondientes
informaciones expuestas y separadas del balance del ejercicio 2009 del Emisor, relativo a los doce meses del
1 de enero de 2009 al 31 de diciembre de 2009.

339


La tabla siguiente indica las transacciones existentes entre el Emisor y las sociedades en las que este
participa, con referencia a los semestres cerrados a fecha 30 de junio de 2010 y 2009, respectivamente, y a
los ejercicios cerrados, respectivamente, a fecha 31 de diciembre de 2009 y de 2008:
(En millones de euros) Sociedades Total de Repercusión
controladas partes en el término
por el relacionadas del balance
Emisor
Impacto de las transacciones en la cuenta de resultados consolidados y agregados
Ejercicio del 1 al 31 de diciembre de 2008 - -
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 6 6 1%
Semestre terminado el 30 de junio de 2009 no auditado - -
Semestre terminado el 30 de junio de 2010 4 4 1%
Otros ingresos
Ingresos financieros

Impacto de las transacciones sobre el estado patrimonial
A 31 de diciembre de 2008 - -
A 31 de diciembre de 2009 12 12 4%
A 30 de junio de 2010 55 55 17%
Activos financieros corrientes y créditos financieros y títulos a corto plazo
A 30 de junio de 2010 10 10 43%
A 30 de junio de 2010 2 2 3%
A 31 de diciembre de 2008 - -
A 30 de junio de 2010 - -

En el período del 1 de julio de 2010 hasta la fecha del Folleto no han tenido lugar transacciones significativas
entre el Emisor y las sociedades pertenecientes al Grupo.
A continuación se enumeran los principales contratos que definen las transacciones financieras y comerciales
entre el Emisor y las sociedades del Grupo.
Transacciones entre el Emisor y las sociedades controladas por el Emisor
Financieras
El término “Activos financieros corrientes y créditos financieros y títulos a corto plazo” incluye, a 30 de
junio de 2010, 10 millones de euros (8 millones de euros y 2 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y

340

Sección I

de 2008, respectivamente) para financiaciones concedidas por el Emisor a la sociedad controlada Geotérmica
Nicaragüense con el fin de dotarla de los medios necesarios para el desarrollo de dos proyectos de El Hoyo y
Chillipete, en Monte Galán y Managua, donde la sociedad es titular de concesiones geotérmicas. Dichas
financiaciones fueron concedidas en varias partes a un tipo equivalente al Libor 6M aumentado un 6,0% y
con vencimientos comprendidos entre el 5 de julio de 2010 y el 11 de noviembre de 2010 estando facultadas
las partes para extender dicha duración.
Se señala que Enel Green Power International B.V. ha considerado las siguientes líneas de crédito con el
Emisor:
 línea de crédito revolving por un total de 150 millones de euros con las siguientes condiciones
principales:
o intereses variables equivalentes al Euribor 3M más 1,55%;
o facultad de reembolso anticipado de la cantidad utilizada con su valor nominal con base
trimestral;
o commitment fee calculada diariamente y equivalente a 0,2% al año;
o duración hasta el 31 de diciembre de 2011, salvo que a la fecha de expiración las partes acuerden
una prórroga. Cualquier prórroga del contrato podría comprender la redefinición de la tasa de
interés de referencia y el margen asociado.
 línea de crédito a largo plazo por un total de 1.000 millones de euros, suministrables en tranches y en
euros, con las siguientes condiciones principales:
o tipo de interés fijo – equivalente a la swap rate por el período de referencia vigente en la fecha
de utilización de la línea más un diferencial de 205 basis points;
o facultad de reembolso anticipado de la cantidad utilizada con su valor nominal;
o commitment fee calculada diariamente, equivalente a 0,5% al año;
o en cualquier momento, si las condiciones de dotación a las que Enel Green Power International
B.V. está sujeta fueran a sufrir cambios significativos, la sociedad tendrá la facultad de modificar
unilateralmente las condiciones del contrato en cuestión. En dicho caso, el Emisor tiene la
facultad de reembolsar la línea de crédito por adelantado si no acepta las nuevas condiciones
propuestas;
o duración hasta el 31 de marzo de 2018.
Comerciales
A lo largo del semestre cerrado a 30 de junio de 2010 el Emisor realizó unos ingresos por reimputación de
servicios a sociedades controladas por el Emisor por un importe global de 3 millones de euros
correspondientes a comisiones de gestión, registrados en el término “Ingresos por ventas y servicios”, y (ii)
prestaciones de personal, clasificadas en el término “Otros ingresos” por 3 millones de euros. Dichos
ingresos a 30 de junio de 2010 no estaban todavía cobrados y están clasificados en el término “Créditos
comerciales” por un importe de 16 millones de euros.
A lo largo de 2009 el Emisor tuvo unos ingresos por: (i) reimputación de servicios a sociedades controladas
por un importe global de 6 millones de euros relativos a comisiones de gestión, registrados en el término
“Ingresos por ventas y servicios” y (ii) prestaciones de personal, clasificadas en el término “Otros ingresos”

341


por 4 millones de euros. Dichos ingresos a 31 de diciembre de 2009 no estaban todavía cobrados y están
clasificados en el término “Créditos comerciales” por 10 millones de euros.

19.3 Adquisiciones de sociedades pertenecientes al Grupo Enel
A lo largo del ejercicio 2008, 2009 y 2010 llevaron a cabo varias adquisiciones con sociedades
pertenecientes al grupo dependiente de la sociedad de control Enel, a través de las cuales se ha alcanzado la
actual estructura organizativa del Grupo.
Las adquisiciones en cuestión se configuran, a los efectos del NIIF 3 – Combinaciones de empresas, como
transacciones bajo control común, es decir, como transacciones de combinación de empresas en las cuales el
comprador y las sociedades compradas están controlados por la misma entidad (Enel), tanto antes como
después de la agrupación, y dicho control no es transitorio. Por lo tanto, el tratamiento contable adoptado por
el Grupo en el marco de las cuentas anuales consolidadas, implica el registro de dichas adquisiciones de
acuerdo con los valores contables resultantes de las cuentas anuales consolidadas de Enel. La diferencia entre
el coste soportado por el Grupo por la adquisición y el valor neto contable de activos y pasivos adquiridos
resultantes de las cuentas anuales consolidadas de Enel, se contabiliza como ajuste del patrimonio neto del
grupo.
A continuación se da una descripción de dichas adquisiciones, que se califican como transacciones con partes
relacionadas.
Escisión parcial de Enel Produzione
Con entrada en vigor a partir del 1 de diciembre de 2008, en ejecución del acuerdo de escisión parcial de
Enel Produzione, Sociedad del Grupo Enel, con fecha 27 de noviembre de 2008, se constituyó el Emisor y se
convirtió en beneficiaria del ramo empresarial que incluía la totalidad de las plantas de producción de energía
geotérmica, eólica, fotovoltaica y de las hidroeléctricas no programables existentes en Italia, así como de las
participaciones poseídas por Enel Produzione en las sociedades LaGeo S.A. de CV (equivalente al 36,2%),
Geotérmica Nicaragüense S.A. (equivalente al 60%) y Portoscuso Energia S.r.l. (equivalente al 100%,
actualmente Enel Green Power Portoscuso S.r.l.), que operaban –a excepción de Enel Green Power
Portoscuso que opera en el sector de la energía eólica en Cerdeña- en el sector de las fuentes de energía
renovable en Latinoamérica.
A raíz de la escisión parcial, realizada a valores contables en el Grupo Enel, el Emisor se ha beneficiado de
activos por valor de 4.984 millones de euros y de pasivos por 3.057 millones de euros (de los cuales 2.618
millones de euros corresponden a la cuenta corriente intersocietaria con Enel), y por consiguiente, el
patrimonio neto asciende a 1.927 millones de euros.
El acuerdo de escisión establece que eventuales activos y pasivos contingentes que tuvieran que manifestarse
en un momento posterior a la fecha de entrada en vigor de la escisión (1 de diciembre de 2008)
permanecerán respectivamente en beneficio o a cargo de Enel Green Power siempre y cuando sean
inherentes a la rama empresarial objeto de la escisión y a los relativos elementos patrimoniales y relaciones
jurídicas (con excepción, únicamente, de los pasivos contingentes debidos a las relaciones inherentes a los
cánones de concesión debidos y no pagados en la fecha de entrada en vigor de la escisión, no mencionados
en el proyecto de escisión que permanecerán con Enel Produzione, véase Sección I, Capítulo V, Párrafo
5.1.5).

342

Sección I

Adquisiciones de Enel Green Power International B.V.
Con entrada en vigor a partir del 1 de enero de 2009 el Emisor, en aplicación de la decisión del Consejo de
Administración a 23 de diciembre de 2008, adquirió de Enel Investment Holding B.V., sociedad del Grupo
Enel, la participación totalitaria en la sociedad Enel Green Power International B.V. El precio de la
compraventa fue determinado a valores contables, en el Grupo Enel, de la participación objeto de cesión, es
decir 1.690 millones de euros. La adquisición en cuestión fue financiada por el Emisor empleando la cuenta
corriente intersocietaria con la sociedad matriz Enel, detallada en el anterior párrafo 19.1.
Adquisición de Enel.si S.r.l.
Con entrada en vigor a partir del 1 de enero de 2009 el Emisor, en aplicación de la decisión del Consejo de
Administración del 23 de diciembre de 2008, adquirió de Enel S.p.A., parte relacionada por ser la sociedad
controladora del Emisor, la participación totalitaria en la sociedad Enel.si. El precio de la compraventa fue
determinado al valor contable, en el Grupo Enel, de la participación objeto de cesión, es decir 9 millones de
euros. La adquisición en cuestión fue financiada por el Emisor empleando la cuenta corriente intersocietaria
con la sociedad controladora Enel, detallada en el anterior párrafo 19.1.
Adquisición de Enel Erelis S.A.S. (actualmente Enel Green Power France)
A partir del 30 de octubre de 2009, el Grupo, en aplicación del contrato de compraventa suscrito en dicha
fecha, adquirió de Enel France S.A.S., relacionada por ser sociedad del Grupo Enel, la participación
totalitaria de esta última poseída por la sociedad Enel Erelis S.A.S. El precio de la compraventa fue
establecido por el método del flujo de efectivo descontado en 28 millones de euros, mientras que el valor
contable, en el Grupo Enel, de la participación objeto de la cesión ascendía a 13 millones de euros. La
adquisición en cuestión fue financiada por el Emisor empleando la cuenta corriente intersocietaria con la
sociedad controladora Enel, detallada en el anterior párrafo 19.1. Posteriormente, a 23 de diciembre de 2009,
Enel Green Power International B.V. realizó una ampliación de capital social en la sociedad controlada por
un importe global de 60 millones de euros.
Adquisición de Ecyr (actualmente Enel Green Power España)
Con fecha 22 de marzo de 2010, el Emisor, a través de su propia controlada Enel Green Power International
B.V., perfeccionó la adquisición del 60% de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (“Ecyr”) de Endesa
Generación S.A., indirectamente controlada por Enel, a través de la adquisición del 30% de Ecysr y la
suscripción de un ampliación de capital reservada a Enel Green Power International B.V.
La integración se realizó el 22 de marzo de 2010 a través de las siguientes fases:
(i) la adquisición por parte de Enel Green Power International B.V. de Endesa Generación S.L. del 30%
de Ecyr por un importe de 326 millones de euros;
(ii) una ampliación de capital de Ecyr reservada a Enel Green Power International B.V., suscrita por
medio de aportación de la participación del 50% poseída por Enel Green Power International B.V. en
el capital de EUFER y un pago en efectivo de 534 millones de euros.
El importe fue integralmente pagado utilizando la cuenta corriente intersocietaria con la sociedad
controladora Enel. La compra de la participación del 30% y la posterior suscripción de la ampliación de
capital de Ecyr fueron realizadas según el valor de mercado, aplicando el método del flujo de efectivo
descontado, y fue objeto de valoración por parte de dos bancos de inversión independientes, los cuales
emitieron su respectivo atestado de equidad. La operación permitió a Enel Green Power International B.V.
poseer, tras la ampliación de capital, una participación total equivalente al 60% en el capital social de Ecyr.

343


El restante 40% del capital social de Ecyr corresponde a Endesa Generación S.A. El Grupo considera que la
presencia de esta última en la composición accionarial de Ecyr es estratégica en términos de reconocimiento
del Grupo en España y Portugal y permite la realización de sinergias y economías de escala, así como la
posibilidad de disfrutar de la probada experiencia de Endesa Generación S.A. en las diversas fases de
desarrollo del negocio en los mercados de referencia. En lo referente al valor indicado en las cuentas
consolidadas del Emisor, de los activos y pasivos adquiridos relativos al Grupo Ecyr, incluida la asignación
del precio de adquisición que ha resultado básicamente en línea con el valor resultante de la mencionada
participación en las cuentas consolidadas de Enel, véase lo indicado en la Sección I, Capítulo 20, Párrafo
20.1.1.3.
Según lo acordado entre el Emisor y Endesa Generación S.A., cada una de las partes designa un número de
administradores proporcional a su participación en la sociedad; el plan de negocios de Enel Green Power
España, o las posibles modificaciones que se le aporten, debe ser aprobado por el Consejo de Administración
con mayoría de dos tercios. En caso de empate, las decisiones relativas al plan de negocios se dejarán en
manos de la asamblea ordinaria que decidirá por mayoría simple. Los acuerdos no confieren opciones de tipo
put o call a las partes.
Adquisición de sociedades que operan en el sector de la energía eólica y minicentrales hidráulicas por
Endesa Hellas Power Generation
En el marco del contrato de compraventa de cuotas de Endesa Hellas Power Generation and Supplies S.A.
(“Endesa Hellas”), suscrito a 16 de marzo de 2010 y cuyo objeto fue la adquisición por parte de Mytilineos
Holdings S.A. (ya titular de una cuota del 49,99% de Endesa Hellas) de la restante participación del 50,01%,
poseída por Endesa Desarrollo S.L., Enel Green Power Hellas S.A. fue designada por Endesa Desarrollo S.L.
como sujeto adquirente de algunas sociedades griegas titulares de plantas de energía eólica e hidroeléctrica.
Concretamente:
(i) a 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas S.A. adquirió a través de Delta Energiaki S.A.,
sociedad controlada por Endesa Hellas, la sociedad Argyri Energiaki S.A., titular de una planta de
energía hidroeléctrica situada en el municipio de Argyri – Karditsa, con capacidad autorizada de 7
MW, contra el pago de unos 4,4 millones de euros, a los cuales hay que añadir 3 millones de euros,
correspondientes a la inversión estimada necesaria para completar la red de interconexiones de la
planta a fin de permitir el comienzo de la explotación de la misma. En caso de que terceros se
conecten a la mencionada red y, por consiguiente, Enel Green Power Hellas obtenga un reembolso
de los gastos soportados por la interconexión de la planta a la red, la misma deberá incrementar en la
misma medida la remuneración debida a Delta Energiaki S.A;
(ii) a 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas S.A. adquirió a través de Delta Energiaki S.A.,
sociedad controlada por Endesa Hellas, la sociedad Aioliki Martinou S.A., titular de un parque eólico
ya en servicio situado en el municipio de Opountion – provincia de Ftiótide, con capacidad
autorizada de 6 MW, contra el pago de unos 9,5 millones de euros; el contrato prevé (i) la obligación
para las partes de desarrollar un proyecto eólico en Mikrovouni por un máximo de 12 MW y (ii) la
obligación para Aioliki Martinou de compartir con Delta Energiaki S.A. las infraestructuras para la
interconexión y de contribuir al pago de la mitad de los gastos correspondientes;
(iii) a 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas S.A. adquirió a través de Delta Energiaki S.A.,
sociedad controlada por Endesa Hellas, y de Endesa Hellas, la sociedad SHP Pougakia S.A., titular
de una minicentral hidroeléctrica ya en servicio, situada en el municipio de Sperxiada Lamias, con
capacidad instalada de 1 MW, por un importe aproximado de unos 1,04 millones de euros;

344

Sección I

(iv) a 30 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas S.A. adquirió a través de Delta Energiaki S.A.,
sociedad controlada por Endesa Hellas, y de Endesa Hellas, la sociedad SHP Kastaniotiko S.A.,
titular de una minicentral hidroeléctrica ya en servicio, situada en el municipio de Kastania –
provincia di Trikala, con capacidad máxima de 2 MW, por un importe aproximado de unos 1,94
millones de euros.

345


CAPÍTULO XX – INFORMACIÓN FINANCIERA SOBRE LOS ACTIVOS Y LOS PASIVOS, LA
SITUACIÓN FINANCIERA Y LOS RESULTADOS Y LAS PÉRDIDAS DEL EMISOR

Preámbulo
En este Capítulo se proporciona la información relativa a los activos y los pasivos, a la situación financiera y
a los Resultados y a las pérdidas del Grupo relativas a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y
2008 y a los semestres terminados el 30 de junio de 2010 y 2009.
Dicha información ha sido extraída de los siguientes documentos:
 Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2009 (las “Cuentas Anuales Consolidadas”), aprobado por el Consejo de Administración del
Emisor el día 11 de junio de 2010, y sujeto a revisión contable por parte de la Sociedad Auditora, que
ha emitido el correspondiente informe sin objeción alguna el día 14 de junio de 2010. Estas Cuentas
Anuales Consolidadas han sido preparadas de manera voluntaria por el Emisor con el único objetivo
de la preparación del Folleto Informativo y del documento de oferta (Offering Circular)
correspondiente a la oferta reservada a inversores institucionales en el extranjero, de conformidad
con la Regulation S de la ley United States Securities Act de 1933, y sus sucesivas modificaciones,
incluidos los Estados Unidos de América de conformidad con la norma Rule 144A adoptada en
virtud de la ley United States Securities Act de 1933 (la “Offering Circular”). La Sociedad, en vistas
de la aprobación de las Cuentas Anuales Separadas, había optado por la excención de la preparación
de las Cuentas Anuales Consolidadas previstas en el párrafo 10 de la norma internacional de
información financiera (NIC) 27, visto que esta está controlada al 100% por Enel, que prepara las
Cuentas Anuales Consolidadas para uso público;
 Cuentas Anuales Agregadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008 (las “Cuentas Anuales Agregadas”), aprobado por el Consejo de Administración del Emisor
el día 11 de junio de 2010, y sujeto a revisión contable por parte de la Sociedad Auditora, que ha
emitido el correspondiente informe sin objeción alguna el día 14 de junio de 2010. Como se sabe, el
Emisor se constituyó el 1 de diciembre de 2008, en el ámbito del plan de reorganización de las
actividades del sector de fuentes renovables del Grupo Enel.
 Como se ha hecho constar el Emisor se constituyó el 1 de diciembre de 2008, en el ámbito del plan
de reorganización de las actividades del sector de las fuentes renovables del Grupo Enel. Por lo
tanto, la empresa objeto de cotización ha operado en el curso del ejercicio 2008 a través de
sociedades controladas directa o indirectamente por Enel entre las cuales sin embargo no siempre
existía una relación jurídico-participativa de control (véase: Sección I, Capítulo V, Capítulo 5,
Párrafo 5.1.5 del Folleto). Por lo tanto el Emisor ha presentado para el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008 con el único objetivo de la preparación del Folleto y del documento de oferta
(Offering Circular), las Cuentas Anuales Agregadas incluidos los Estados Unidos de América de
conformidad con la norma Rule 144-A adoptada en virtud de la ley United States Securities Act de
1933, y sucesivas modificaciones, las Cuentas Anuales Agregadas para representar la situación
patrimonial, económica y financiera de las sociedades del Grupo dependientes del Emisor, como si el
mismo hubiera operado el período objeto como un grupo único y distinto. Es necesario sin embargo
destacar que si las sociedades y las actividades que han sido objeto de integración hubieran
efectivamente operado como grupo único y distinto en dicho ejercicio, no se hubieran obtenido
necesariamente los resultados patrimoniales, económicos y financieros aportados en las Cuentas

346

Sección I

Anuales Agregadas. En lo que concierne a la metodología empleada para la presentación de las
Cuentas Anuales Agregadas para el 31 de diciembre de 2008, se remite a todo lo que se describe
detalladamente en la Sección I, Capítulo XX, Párrafo 20.1 del presente Capítulo;
 Los Estados Financieros Consolidados semestrales resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010,
aprobado por el Consejo de Administración del Emisor el día 28 de julio de 2010, y sujeto a revisión
contable por parte de la Sociedad Auditora, que emitió el informe correspondiente sin objeción
alguna el día 4 de agosto de 2010. Estos Estados Financieros han sido preparados de manera
voluntaria por el Emisor con el único objetivo de preparar el Folleto Informativo y el documento de
oferta (Offering Circular).
En el presente Capítulo se hace referencia al documento “Cuentas de resultados consolidadas pro-forma
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009” del Emisor, sujeto a examen por parte de
la Sociedad Auditora que ha emitido su informe sin destaques el 8 de septiembre de 2010, con referencia a la
razonabilidad de las hipótesis adoptadas para la redacción del mismo, a la validez de la metodología usada,
así como a la validez de los criterios de valoración de los principios contables utilizados. El documento en
cuestión se ha preparado para representar los efectos potenciales de la adquisición del 60% del capital social
de Ecyr (hoy Enel Green Power España), efectuada al 22 de marzo de 2010 (véase: Sección I, Capítulo 5,
Párrafo 5.1.5. del Folleto), y de la capitalización del Emisor, efectuada al 17 de marzo de 2010 (véase:
Sección I, Capítulo 5, Párrafo 5.1.5 del Folleto).
El presente Capítulo no incluye las Cuentas Anuales de ejercicio del Emisor, con referencia a cada una de las
fechas arriba indicadas, ya que el contenido de tales cuentas no evidencia información adicional respecto a
las que se encuentran en las Cuentas Anuales Consolidadas y Agregadas.

347


20.1 Información patrimonial financiera y económica del Grupo de los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2009 y 2008
A continuación se expone la información patrimonial, financiera y económica consolidada y agregada del
Emisor del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 2008 respectivamente. La información en
cuestión deriva sustancialmente de las Cuentas Anuales Consolidadas y de las Cuentas Anuales Agregadas (a
continuación las Cuentas Anuales Consolidadas y las Cuentas Anuales Agregadas se llamarán conjuntamente
las “Cuentas”). El párrafo presente también presenta los criterios para la preparación de las dichas cuentas.
CUENTAS DE RESULTADOS CONSOLIDADAS Y AGREGADAS
(En millones de euros) Notas
20.1.1 2009 2008
Ingresos
Ingresos por ventas y servicios 6 1.733 1789
Otros ingresos 44 18
Subtotal 1.777 1.807

Costes
Materias primas y bienes de consumo 7a 206 178
Servicios 7b 275 261
Coste relativo al personal 7.c 172 149
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 7d 416 418
Otros costes operativos 7.e 60 65
Costes derivados de trabajos internos capitalizados 7a -7.c (25) (18)
Subtotal 1.104 1.053

Ganancias (pérdidas) netas de gestión del riesgo Commodity 8 118 (31)

Ingresos financieros 9 26 42
Costes financieros 9 (161) (275)
Resultado neto de sociedades por el método de participación 10 2 5
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 658 495
Impuestos 11 219 (339)
RESULTADO DEL EJERCICIO 439 834
Cuota de pertenencia de Grupo 418 810
Cuota de pertenencia de minoritarios 21 24
Resultado por acción: Base y diluido (en euros) 27 0,35 0,68

348

Sección I

ESTADOS CONSOLIDADOS Y AGREGADOS DEL RESULTADO GLOBAL CORRESPONDIENTE A
LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE 2009 Y 2008.
Notas 2009 2008
20.1.1
Resultado del ejercicio 439 834
Otros componentes de la Cuenta de resultados global
(Pérdidas)Ganancias en derivados por cobertura de flujos de efectivo (36) 77
(Pérdidas)Ganancias por diferencias de cambio de conversión (20) (56)
Pérdidas del ejercicio imputadas directamente al patrimonio neto (neto del efecto impositivo) .25 (56) (21)
Resultado global del ejercicio 383 855
Cuota de pertenencia:
- Grupo 385 858
- Minoritarios (2) (3)

349


BALANCES CONSOLIDADOS Y AGREGADOS
ACTIVOS Notas 31.12.2009 31.12.2008
20.1.1
Activos no corrientes
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria .12 7.200 6.755
Activos inmateriales .13 259 224
Fondo de Comercio .14 532 454
Activos por impuesto diferido .15 121 68
Inversiones contabilizadas por el método de participación .16 261 223
Activos financieros no corrientes .17 35 132
Otros activos no corrientes .18 34 6
8.442 7.862
Activos corrientes
Existencias .19 31 82
Créditos comerciales .20 512 258
Créditos por impuestos sobre la renta .21 18 15
Activos financieros corrientes .22 228 191
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes .23 144 163
Otros activos corrientes .24 119 141
1.052 850
TOTAL DE ACTIVOS 9.494 8.712

PATRIMONIO NETO Y PASIVO 31.12.2009 31.12.2008
Patrimonio neto del Grupo
Capital social .25 600 600
Otras reservas .25 1.366 604
Resultados del ejercicio del Grupo 418 810
2.384 2.014
Patrimonio neto de minoritarios .26 180 182
resultado del ejercicio de minoritarios 21 24
TOTAL DEL PATRIMONIO NETO 2.564 2.196
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo .28 1.131 875
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados .29 46 43
Fondos de riesgo y obligaciones .30 68 60
Pasivos por impuestos diferido .15 182 195
Pasivos financieros no corrientes .31 22 15
Otros pasivos no corrientes .32 63 32
1.512 1.220
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo .33 4.413 4.583
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 28 115 107
Cuotas corrientes de los fondos a largo plazo y fondos a corto plazo .30 13 24
Acreedores comerciales .34 454 313
Acreedores por impuestos sobre la renta .35 207 57
Pasivos financieros corrientes .36 85 36
Otros pasivos corrientes .37 131 176
5.418 5.296
TOTAL DE PASIVOS 6.930 6.516
TOTAL DEL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 9.494 8.712

350

Sección I

ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Otras reservas
(En millones de euros) Capital Otras Reserva de Reserva Total de Patrimonio Patrimonio Total
social reservas valoración de otras neto del neto de patrimonio
diferentes(*) de conversión reservas Grupo minoritarios neto
instrumentos
financieros
CFH
Al 1 de enero de 2008 - 1.223 (1) (66) 1.156 1.156 185 1.341
Resultados imputados - - 77 (29) 48 48 (27) 21
directamente a patrimonio
neto
Resultado del ejercicio - 810 - - 810 810 24 834
Resultado global - 810 77 (29) 858 858 (3) 855
-
Constitución de la sociedad 600 (600) - (600) - - -
Al 31 de diciembre de 2008 600 1.433 76 (95) 1.414 2.014 182 2.196
* El apartado “otras reservas diferentes” incluye al 1 de enero de 2008 las reservas de las sociedades y partes de empresa objeto de agragación,
excepto las reservas de valoración de instrumentos financieros CFH y la reserva de conversión que han sido evidenciadas separadamente

Otras reservas
(En millones de Capital Otras Reserva de Reserva Total de Resultados Patrimonio Patrimonio Total
euros) social reservas valoración de otras del neto del neto de patrimonio
diferentes de conversión reservas ejercicio Grupo minoritarios neto
instrumentos del Grupo
financieros
CFH
Al 1 de enero de 600 1.433 76 (95) 1.414 - 2.014 182 2.196
2009
Resultados imputados - - (36) 3 (33) - (33) (23) (56)
directamente a
patrimonio neto
Resultado de - - - - - 418 418 21 439
ejercicio
Resultado global - - (36) 3 (33) 418 385 (2) 383

Adquisiciones de - (15) - - (15) - (15) - (15)
sociedad bajo control
común
Al 31 de diciembre 600 1.418 40 (92) 1.366 418 2.384 180 2.564
de 2009

351


ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO Y AGREGADO
(En millones de euros) Notas 2009 2008
20.1.1
Resultado del ejercicio del Grupo y de minoritarios 439 834

Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro .7d 416 418
Provisión de los fondos de riesgo y gastos e indemnizaciones por fin de contrato y otras prestaciones a 23 27
empleados
Ganancias de sociedades por el método del participación (2) (5)
Resultado financiero neto .9 135 233
Impuestos .11 219 339
Otros resultados que no generan movimientos de fondo 29 30

Flujo de efectivo procedentes de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital 1.259 1.138
circulante neto

Disminución de los fondos de riesgos y obligaciones (22) (13)
Disminución (Aumento) de existencias 51 52
Aumento de los créditos y acreedores comerciales .20-34 (168) (59)
Aumento (Disminución) de otros activos / pasivos corrientes y no corrientes (69) (38)
Pago de indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (6) (2)
Intereses activos y otras ganancias financieras cobradas 8 11
Intereses pasivos y otros costes financieros pagados (79) (71)
Impuestos pagados (77) (637)

Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación 897 353

Inversiones
Inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria .12 (674) (882)
Inversiones en activos inmateriales .13 (12) (17)
Inversiones en Enel Green Power France, al neto del efectivo y otros activos líquidos equivalentes .4 (21) -
Inversiones en sociedades griegas (*), libre de efectivo y otros activos líquidos equivalentes .4 (18) (22)
Otras inversiones menores en empresas (o ramas empresariales) libre de efectivo y otros activos (12) -
equivalentes
Inversiones en sociedades vinculadas .16 (50) (136)

Cesiones
Cesiones de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 23 3
Aumento (Disminución) de activos financieros corrientes y no corrientes .17-22 (102) 56
Dividendos cobrados de sociedades vinculadas 14 -

Flujo de efectivo absorbido por las actividades de inversión (852) (998)

Nuevas financiaciones a largo plazo .28 349 206
Reembolsos de financiaciones a largo plazo .28 (233) (188)
(Reembolsos)Aumentos de financiaciones a corto plazo .33 (176) 604
Aumento de pasivos financieros corrientes y no corrientes 31-36 - 23
Flujo de efectivo absorbido por las actividades de financiación (60) 645

Efecto relativo a las diferencias de cambio respecto a efectivo y otros activos líquidos equivalentes (4) -
-
Disminución de efectivo y otros activos líquidos equivalentes (19)
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al comienzo del ejercicio .23 163 163
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al final del ejercicio .23 144 163
(*) Las inversiones en sociedades griegas incluyen en 2009 la sociedad Aioliko Voskerou S.A. y las sociedades compradas en 2009 para el proyecto
Elica I, específicamente International Wind of Rhodes AE, International Wind Achaia AE y Glafkos Hydroelectric AE y en 2008 las sociedades
adquiridas para el proyecto Elica I, concretamente Wind Parks of Crete e Hydro Constructional.

352

Sección I

20.1.1 Notas explicativas
20.1.1.1 Principios contables internacionales y criterios adoptados en la preparación de las cuentas
Conformidad con los IFRS/IAS
Las Cuentas se preparon en conformidad con los principios contables internacionales (International
Accounting Standard – IAS e International Financial Reporting Standard – IFRS) emanados por la Consejo
de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés), reconocidos en la Unión
Europea de conformidad con el reglamento (CE) nº 1606/2002 y en vigor en lal del cierre del ejercicio, y de
las interpretaciones realizadas por el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de
Información Financiera (CINIIF) vigentes en la misma (el conjunto de todos los principios e interpretaciones
de referencia arriba indicados se denominarán a continuación “IFRS-EU”).
Metodología para preparar las Cuentas Anuales Agregadas
Como se dijo anteriormente, la información patrimonial, financiera y económica relacionada con el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008 y reportada en el presente capítulo ha sido esencialmente extraída de
las Cuentas Anuales Agregadas. En términos específicos, cabe recordar que Enel Green Power fue
constituida el 1º de diciembre de 2008 por efecto de la escisión parcial de Enel Produzione, y ha resultado
beneficiaria del sector de empresa que comprende la totalidad de las plantas de producción geotérmicas,
eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas no programables presentes en Italia, así como de las participaciones
en manos de Enel Produzione en las sociedades LaGeo S.A. de C.V. (equivalente al 36,2%) y Geotérmica
Nicaragüense S.p.A. (equivalente al 60%), que operan en el sector de las fuentes renovables en
Latinoamérica, y en la sociedad Enel Green Power Portoscuso S.r.l. (antes Portoscuso Energia S.r.l.).
El proceso de reorganización de las energías renovables del grupo Enel continúa a lo largo del ejercicio 2009
con las siguientes operaciones:
 1 de enero de 2009: adquisición de la participación totalitaria que tenía Enel en Enel.si;
 1 de enero de 2009: adquisición de Enel Green Power International B.V. que poseía las
participaciones del grupo Enel que opera en el extranjero en el sector de las fuentes de energía
renovable;
 30 de octubre de 2009: adquisición por parte de Enel Green Power International B.V. del 100% del
capital social de Enel Erelis S.a.s. (hoy Enel Green Power France).
Con el objetivo de la presentación de las Cuentas Anuales Agregadas, se ha procedido a la agregación de los
datos patrimoniales y económicos correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 con
respecto de los activos y pasivos dentro del perímetro de operatividad del Emisor luego del proceso de
reorganización anteriormente descrito, siendo parte del grupo Enel a lo largo del mismo ejercicio. En
particular, esta agregación concierne a i) Enel Green Power International B.V., (ii) Enel.si S.r.l. y (iii) el
sector de empresa relativo a la generación de energía de fuentes renovables objeto de escisión por parte de
Enel Produzione S.p.A., que incluye las participaciones en las sociedades LaGeo SA de CV, Geotérmica
Nicaragüense S.A. y Enel Green Power Portoscuso Srl (el “Sector Empresarial”). En la presentación de las
Cuentas Anuales Agregadas no se ha tenido en cuenta la sociedad Enel Green Power France, en cuanto no se
considera significativa, en su complejo. Por lo que respecta al Sector Empresarial, la asignación a las
Cuentas Anuales Agregadas de los costes e ingresos no directamente atribuibles a dicho sector empresarial se
ha llevado a cabo sobre la base de parámetros, a su vez identificados, que permitieran identificar mejor la
correspondiente cuota de pertenencia. Concretamente, con referencia a los primeros 11 meses del ejercicio

353


2008, y los correspondientes al período precedente a la transferencia del Sector Empresarial a la Sociedad, se
han llevado a cabo las siguientes operaciones necesarias para la preparación de las Cuentas Anuales
Agregadas, coherentes con la mejor praxis internacional:
 con respecto de los ingresos y costos indirectos del Grupo para el ejercicio de 2008, se ha hecho una
referencia substancial a la capacidad de producción de los equipos cedidos o transferidos, con la
excepción de los servicios centrales proporcionados por las sociedades del Grupo Enel, para los que
se han substancialmente empleado costos resultantes de contratos estipulados durante 2009;
 con referencia a los instrumentos derivados, se han asignado al Sector Empresarial los efectos
económicos de las operaciones realizadas a fin de cubrirse de la volatilidad de los ingresos, con base
en la producción efectiva generada;
 con respecto a los créditos y acreedores comerciales generados por la gestión corriente, se asume que
si estos fueran liquidados inmediatamente a través del uso de la cuenta corriente mantenida con la
controladora de Enel;
 los impuestos sobre la renta del Sector Empresarial han sido determinados asumiendo que esto
mismo determinaría la carga impositiva propia de forma autónoma, y por tanto de manera
independiente con respecto del grupo al que pertenezca.
Uso de estimaciones
La redacción de las Cuentas, en aplicación de las IFRS-EU, ha requerido la realización de estimaciones y
supuestos que tienen efecto sobre los valores de los activos y pasivos de las Cuentas y sobre la
correspondiente información, así como sobre los activos y pasivos potenciales en lal de referencia de las
Cuentas. Las estimaciones y las correspondientes hipótesis utilizadas se basan en las experiencias ocultas y
en otros factores considerados razonables en este caso y se adoptan cuando el valor contable de los activos y
los pasivos no se puede deducir fácilmente de otras fuentes. Los resultados del cálculo final de las Cuentas
podrían, por lo tanto, ser diferentes a los de las estimaciones. Las estimaciones y los supuestos se revisan
periódicamente y los efectos de cada variación se reflejan en la Cuenta de resultados, en caso de que a dicha
variación le interese solo el ejercicio en curso. En el caso de que a la revisión interesen ejercicios corrientes o
futuros, la variación se obtiene en el ejercicio en el que la revisión se efectúa y en los correspondientes
ejercicios futuros.
Se considera que algunos principios contables son especialmente significativos para comprender las Cuentas.
A tal fin, a continuación, se indican las principales partidas de las Cuentas que interesan para el uso de las
anteriormente mencionadas estimaciones contables, así como los principales supuestos usados por la
gerencia en el proceso de valoración de las anteriormente mencionadas partidas de las Cuentas, respetando
los principios contables internacionales mencionados anteriormente. La importancia inherente de tales
estimaciones está determinada, en efecto, por la utilización de suposiciones y/o juicios profesionales
relativos a temáticas por naturaleza inciertas.
Los cambios de las condiciones de la base de las suposiciones y de los juicios adoptados podrían determinar
un impacto significativo sobre los resultados sucesivos.
i) Pensiones y otras prestaciones para el período posterior a la jubilación
Una parte de los empleados del Grupo goza de planes de pensiones que ofrecen prestaciones de pensión
basadas en el historial salarial y los respectivos años de servicio.
Algunos empleados se benefician, además, de otros planes de Resultados para después de la jubilación.

354

Sección I

Los cálculos de los gastos y de los pasivos asociados a tales planes se basan en estimaciones efectuadas por
consultores actuariales, que usan una combinación de factores estadístico-actuariales, entre estos datos
estadísticos relativos a los años anteriores y previsiones de costes futuros.
Además se consideran como componentes de estimación los índices de mortalidad y de rescisión, las
hipótesis sobre la futura evolución de las tasas de descuento, de las tasas de crecimiento de las retribuciones,
así como el análisis de la tendencia de los costes de la asistencia sanitaria.
Estas estimaciones podrán diferir sustancialmente de los resultados efectivos, debido a la evolución de las
condiciones económicas y del mercado, al incremento / reducción de las tasas de rescisión y de la duración
de la vida de los participantes, además de las variaciones de los costes efectivos de la asistencia sanitaria.
Estas diferencias podrán tener un impacto significativo en la cuantificación de los gastos de pensiones y de
otras obligaciones vinculadas.
ii) Recuperabilidad de activos no corrientes
El valor contable de los activos no corrientes y de los activos destinados a la cesión está sujeto a una
comprobación periódica y a una comprobación más frecuente cada vez que las circunstancias o los eventos
lo requieran.
Cuando se considere que el valor contable de un grupo de activos inmovilizados haya sufrido una pérdida de
valor, el mismo se desvaloriza hasta la competencia del correspondiente valor recuperable, estimado con
referencia a su uso y futura cesión, según lo establecido en los planes empresariales más recientes.
Se considera que las estimaciones de tales valores recuperables son razonables; aunque, las posibles
variaciones de los factores de estimación en los que se basa el cálculo de los anteriores valores recuperables
podrían producir valoraciones diferentes. El análisis de cada uno de los grupos de activos inmovilizados es
único y necesita que la dirección de la empresa use estimaciones y supuestos considerados prudentes y
razonables en relación a las circunstancias específicas.
iii) Recuperación futura de impuestos anticipados
Las Cuentas incluyen activos por impuestos anticipados, vinculados a la detección de pérdidas fiscales
utilizables en ejercicios sucesivos y a componentes de ingresos con deducción tributaria diferida, por un
importe cuya recuperación en los ejercicios futuros se considera altamente probable por los Administradores.
La recuperabilidad de los susodichos impuestos anticipados depende de la consecución de útiles imponibles
futuros con la suficiente capacidad de absorción de las anteriormente mencionadas pérdidas fiscales y del uso
de Resultados de las otras actividades fiscales diferidas.
La valoración de esta recuperabilidad tiene en cuenta la estimación de los ingresos imponibles futuros y se
basa en planificaciones fiscales prudentes. Sin embargo, en el momento en el que se debiese constatar que el
Grupo tiene la capacidad de recuperar en los futuros ejercicios la totalidad o una parte de los mencionados
impuestos anticipados correspondientes, la consiguiente rectificación se atribuirá a la Cuenta de resultados
del ejercicio en el que se verifique tal circunstancia.
iv) Contenciosos
El Grupo Enel Green Power participa en diferentes juicios contenciosos legales sobre la producción de
energía eléctrica. Dada la naturaleza de tales contenciosos, no es siempre posible prever objetivamente el
éxito final de tales conflictos, pudiendo concluir algunos de manera desfavorable.

355


Además, están pendientes otras disputas en materia medioambiental, vinculadas a la construcción y al
funcionamiento de algunas plantas de producción.
Se han constituido fondos destinados a cubrir todos los pasivos significativos para los casos en los que los
expertos legales hayan constatado la posibilidad de un resultado no favorable y una estimación razonable del
importe de la pérdida.
Partes relacionadas
Como partes relacionadas se entiende principalmente aquellas que comparten con Enel Green Power S.p.A.
el mismo sujeto controlador, las sociedades que directamente o indirectamente, a través de uno o más
intermediarios, controlan, están controladas, o están sujetas a control conjunto por parte de Enel Green
Power S.p.A. y en las que las mismas tienen una participación tal que pueden ejercitar una influencia
notable. En la definición de partes relacionadas se incluyen los dirigentes con responsabilidad estratégica y
sus familiares cercanos, de Enel Green Power S.p.A. y de las sociedades controladas por esta directa y/o
indirectamente, sujetas a control conjunto y en las que la Sociedad tiene una influencia notable. Los
dirigentes con responsabilidad estratégica son aquellos que tienen el poder y la responsabilidad, directa o
indirecta, de la planificación, dirección, control de los activos de la sociedad y se incluye a los
correspondientes administradores.
Sociedades controladas
Por sociedades controladas se entienden todas las sociedades sobre las que el Grupo tiene el poder de
determinar, directa o indirectamente, las políticas financieras y operativas con el fin de obtener Resultados
derivados de sus actividades. Al valorar la existencia de control se tienen en consideración también los
derechos de voto potenciales efectivamente realizables o convertibles. Los valores de las sociedades
controladas se consolidan íntegramente, línea por línea en las cuentas consolidadas a partir de lal en la que la
entidad controladora adquiere el control y hasta lal en la que tal control deja de existir.
Sociedades asociadas
Por participaciones en empresas asociadas se entienden aquellas en las que el Grupo tiene una influencia
notable. Al valorar la existencia de la influencia notable se tienen en consideración también los derechos de
voto potenciales efectivamente realizables o convertibles.
Tales participaciones se inscriben inicialmente al coste de compra y después se valoran por el método de
participación asignando la eventual diferencia entre el coste de la participación y la cuota de participación en
el valor razonable neto de los activos, pasivos y de los pasivos potenciales identificables por la subsidiaria de
manera análoga a todo lo previsto por las agrupaciones de empresas. Los Resultados o las pérdidas de
pertenencia del Grupo se reflejan en las Cuentas de lal en la que la influencia notable se ha adquirido y hasta
lal en la que tal influencia deja de existir.
En el caso de que la pérdida de pertinencia del Grupo exceda el valor contable de la participación y la
participante tenga que cumplir con las obligaciones legales o implícitas de la empresa participada o a cubrir
las pérdidas, la eventual excedencia respecto al valor contable se refleja en un fondo específico del pasivo en
el ámbito de los fondos de riesgo y obligaciones.
Sociedad de control conjunto
Por sociedad de control conjunto (empresa conjunta o joint venture) se entienden todas las sociedades en las
que el Grupo ejercita un control sobre la actividad económica junto con las otras entidades. Tales
participaciones se consolidan con el método proporcional destacando, línea por línea, los activos, los

356

Sección I

pasivos, los ingresos y costes en medida proporcional a la cuota de pertinencia del Grupo, desde lal en la que
se inicia el control conjunto y hasta lal en el que el mismo cesa.
En la siguiente tabla se resumen los valores de las sociedades de control conjunto incluidos en las Cuentas:
(En millones de euros) Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008
Enel Unión Fenosa Renovables (1) Enel Unión Fenosa Renovables (1)
Porcentaje de consolidación 50,0% 50,0%
Activos no corrientes 759 541
Activos corrientes 98 93
Pasivos no corrientes 484 375
Pasivos corrientes 192 181
Ingresos operativos 90 94
Costes operativos 59 51
(1) Incluye los valores relativos a las sociedades sobre las que se ejercita un control conjunto con otros socios.

Procedimientos de consolidación
Las Cuentas de las empresas participadas usadas para la preparación de las Cuentas se han elaborado de
acuerdo con los principios contables adoptados por la Sociedad. Todos los saldos y transacciones dentro del
grupo, incluidos los eventuales Resultados o pérdidas no realizados derivados de operaciones que surgen en
las sociedades del Grupo, se eliminan al neto del correspondiente efecto fiscal teórico. Los Resultados y las
pérdidas no realizadas con sociedades subsidiarias y empresas conjuntas se eliminan por la cuota de
pertinencia del Grupo.
En ambos casos, las pérdidas no realizadas se eliminan a no ser que estas no sean representativas de pérdida
de valor.
Conversión de las puestas en divisa
Las transacciones en divisas diferentes a la divisa funcional se reflejan con la tasa de cambio existente en lal
de la operación. Los activos y los pasivos monetarios en divisa diferente a la divisa funcional se adaptan a
continuación a la tasa de cambio en vigor en lal de cierre del ejercicio.
Los activos y pasivos no monetarios en divisas e inscritos en el coste histórico se convierten usando la tasa
de cambio en vigor en lal inicial de realización de la operación. Los activos y pasivos no monetarios en
divisas e inscritos en el valor razonable se convierten usando la tasa de cambio en vigor en lal de
determinación de tal valor.
Las diferencias de cambio que puedan surgir eventualmente se reflejan en la Cuenta de resultados
consolidada/agregada.
Conversión de las situaciones contables en divisa
En las Cuentas los resultados, los activos y los pasivos se expresan en euros, que representan la moneda
funcional de la controladora Enel Green Power S.p.A..
Con el fin de preparar las Cuentas, las cuentas de las empresas participadas con divisa funcional diferente al
Euro se convierten al Euro aplicando a los activos y pasivos, incluyendo el inicio y las rectificaciones
efectuadas en base a la consolidación, la tasa de cambio en vigor en lal de cierre del ejercicio y en las
partidas de Cuenta de resultados y cambios medios del ejercicio se aproximan las tasas de cambio en vigor al
de las correspondientes operaciones.

357


Las correspondientes diferencias de cambio son relevantes directamente para el patrimonio neto y se
exponen separadamente en una reserva del mismo. Dicha reserva se envía a la Cuenta de resultados en el
momento de la cesión de la participación.
Combinaciones de empresas
Todas las combinaciones de empresas se anotan usando el método de compra (purchase method) donde el
coste de la compra es igual al valor razonable en lal de intercambio de las actividades cedidas, de los pasivos
sostenidos o asumidos, y los costes directamente atribuibles a la adquisición. Tal coste se establece
destacando los activos, los pasivos y los pasivos potenciales identificables de la compra a los
correspondientes valores razonables. La eventual excedencia positiva del coste de compra respecto al valor
razonable de la cuota de los activos netos adquiridos con pertinencia del Grupo se contabiliza como inicio o,
en caso de que fuese negativa, pasaría a la CCuenta de resultados. En el caso en el que el valor razonable de
los activos, los pasivos y los pasivos potenciales se pueda determinar solo provisionalmente, la agrupación
de empresas se registra usando dichos valores provisionales. Las eventuales rectificaciones que deriven de la
conclusión del proceso de valoración se registran a lo largo de los doce meses a partir de lal de adquisición,
procediendo a la determinación de los datos comparativos.
Las operaciones de agrupación de empresas en las que las sociedades participantes estén definitivamente
controladas por una misma sociedad o por las mismas sociedades, tanto antes como después de la operación
de agrupación y cuando tal control no sea transitorio, se califican como operaciones “bajo control común”.
Estas operaciones no están reguladas expresamente por el IFRS 3 ni otros IFRS-EU. En ausencia de un
principio contable de referencia el Grupo, conforme a lo previsto por la NIC 8, ha asumido como criterio
contable para la realización de tales operaciones el de contabilizar en el ámbito de las Cuentas las entidades
adquiridas en base a los valores contables obtenidos en las Cuentas de la empresa que ejerce el control, Enel
S.p.A., en lal de transferencia. Donde los valores de transferencia resulten diferentes respecto a aquellos que
se muestran en las Cuentas de la empresa de control común, Enel S.p.A., la diferencia se invierte rectificando
el patrimonio neto.
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria
Los inmuebles, plantas y maquinaria se anotan con el coste histórico, incluyendo los costes accesorios
directamente imputables y necesarios para el fondo de comercio del bien para el uso para el que se ha
comprado. El coste se incrementa cuando hay obligaciones legales o implícitas del valor actual del coste
estimado para desmantelar y acabar con la actividad. El pasivo correspondiente se anota en un fondo pasivo
del ámbito de los fondos para riesgos y obligaciones futuras. El tratamiento contable de las revisiones de
estimación de estos costes, del paso del tiempo y de la tasa de actualización se indica en el punto “Fondos
para riesgos y obligaciones”.
Cuando hace falta un período de tiempo relevante para que el bien esté listo para su uso o venta, el precio de
compra o el coste de producción incluye, para las plantas cuya construcción se ha iniciado después del 1 de
enero de 2009, las obligaciones financieras directamente atribuibles a la compra, construcción o producción
de tales bienes.
Cuando partes significativas de los inmuebles, plantas o maquinaria tengan diferentes vidas útiles, los
componentes identificados se apuntan y amortizan de manera separada.
Los costes soportados después de la compra se anotan incrementalmente dependiendo del valor contable del
elemento al que se refieren, cuando sea probable que los futuros Resultados que deriven del coste repercutan
en el Grupo y el coste del elemento se pueda determinar fiablemente.

358

Sección I

Los demás costes se anotan en la Cuenta económica del ejercicio en el que se han soportado.
Los costes de sustitución de un activo entero o parte de este, se anota como incremento del valor del bien al
que se refiere y se amortizan a lo largo de la vida útil; el valor neto contable de la unidad sustituida se imputa
a la Cuenta de resultados anotando el eventual plus / minusvalía.
Los inmuebles, plantas y maquinaria están expuestos al neto de las correspondientes amortizaciones
acumuladas y de las eventuales pérdidas por deterioro, determinadas según las modalidades descritas a
continuación. La amortización se calcula en cuotas constantes en base a la vida útil estimada del bien que se
vuelve a examinar anualmente; los eventuales cambios se reflejan de manera perspectiva. La amortización
inicia cuando el bien esté disponible para su uso.
La vida útil estimada de los principales inmuebles, plantas y maquinaria es la siguiente:
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria Vida útil (años)
Plantas de producción hidroeléctrica:
Edificios y obras de ingeniería civil 30-60
Plantas y maquinaria:
- Conductas forzadas 40-50
- Maquinaria mecánica y eléctrica 25-40
Plantas de producción geotermoeléctrica:
Edificios y obras de ingeniería civil 60
- Torres refrigerantes 20
- Turbinas y generadores 30
- Partes de la turbina en contacto en el fluido 10
- Otra maquinaria mecánica 20
Plantas de producción eólica:
- Torres 20-40
- Turbinas y generadores 18-20
Plantas de producción solar:

Los terrenos, ya sean los que están sin construir o cercanos a edificios civiles e industriales, no se amortizan
ya que son elementos con vida útil ilimitada.
Bienes en arrendamiento financiero
Los inmuebles, plantas y maquinaria adquiridos mediante contratos de leasing financiero, a través de los
cuales sustancialmente se transfieren al Grupo todos los riesgos y los Resultados vinculados a la propiedad,
se anotan inicialmente como activos del Grupo con su valor razonable o, si es inferior, con su valor actual de
pagos mínimos debidos para el leasing, incluso el eventual importe a entregar al arrendador por el uso de la
opción de compra. El correspondiente pasivo con el arrendador se anota entre los pasivos financieros. Los
bienes en arrendamiento financiero se amortizan en base a su vida útil estimada; en el caso de que no exista
certeza razonable de que el Grupo compre la propiedad al fin del arrendamiento, dichos bienes se amortizan
a lo largo de una curva temporal igual al mínimo entre la duración del contrato de arrendamiento y la vida
útil estimada del propio bien.

359


Los arrendamientos en los que el arrendador mantiene sustancialmente todos los riesgos y los Resultados
vinculados a la propiedad de los bienes se clasifican como leasing operativos. Los costes relativos a los
leasing operativos se anotan linealmente en la Cuenta de resultados a lo largo de la duración del leasing.
Bienes entregables gratuitamente
Las plantas del Grupo en Italia incluyen bienes gratuitamente entregables relativos a la concesión,
fundamentalmente relacionados con las derivaciones de aguas. El vencimiento de la concesión de grandes
derivaciones de agua de las plantas hidroeléctricas está fijado en el 2029. Las amortizaciones de los bienes
gratuitamente entregables se calculan por lo tanto sobre la base de la menor entre la concesión y la vida útil
que le queda al bien. En dichal, salvo renovación de las concesiones, todas las operaciones de recogida y
regulación, conductas forzadas, canales de desagüe y las plantas que existen en áreas de bienes raíces, se
tendrán que devolver gratuitamente al Estado, con la condición de que regule el funcionamiento. El Grupo
considera que los planes de mantenimiento ordinario garantizan el mantenimiento de las plantas en
condiciones de funcionamiento regular hasta lal de vencimiento de las concesiones y por lo tanto no se ha
anotado ninguna provisión.
Activos inmateriales
Los activos inmateriales se anotan con el coste de adquisición o de producción interna, cuando es probable
que del uso de los mencionados activos se generen Resultados económicos futuros y el coste correspondiente
se pueda determinar fiablemente.
El coste incluye las obligaciones accesorias de imputación directa necesaria para hacer el activo disponible
para su uso. Los activos inmateriales, teniendo vida útil finita, están expuestos al neto de las amortizaciones
acumuladas correspondientes y a las eventuales pérdidas de valor, determinadas según las modalidades que
se describen a continuación.
La amortización se calcula en cuotas constantes en base a la vida útil estimada que se vuelve a examinar en
períodos anuales como mínimo; los eventuales cambios de los criterios de amortización se aplican de manera
perspectiva.
La amortización inicia cuando el activo inmaterial está disponible para su uso.
El fondo de comercio, derivado de la adquisición de sociedades controladas, vinculadas o joint ventures, se
asigna a cada una de las “cash generating unit” identificadas. Después de la inscripción inicial, el fondo de
comercio no está sujeto a la amortización, pero está sujeto a una comprobación anual como mínimo de
recuperabilidad según la modalidad descrita en la Nota 20.1.1.14. El fondo de comercio correspondiente a
participaciones en sociedades vinculadas está incluido en el valor de carga de estas sociedades.
Pérdidas de valor de los activos
Los inmuebles, plantas y maquinaria y los activos inmateriales se analizan, por lo menos una vez al año, con
el fin de identificar eventuales indicadores de pérdida de valor; en el caso de que exista un indicador de
pérdida de valor se procede a la estimación de su valor recuperable.
El valor recuperable del fondo de comercio y de los activos inmateriales con vida indefinida, cuando existan,
así como el de los activos inmateriales no disponibles todavía para el uso se estima por lo menos una vez al
año.
El valor recuperable está representado por el mayor entre el valor razonable, al neto de los costes accesorios
de venta, y el correspondiente valor de uso.

360

Sección I

Al determinar el valor de uso, los flujos de efectivo financieros futuros esperados se actualizan usando una
tasa de descuento al bruto de impuestos que refleja las valoraciones corrientes de mercado del coste del
dinero obtenido en el período de la inversión y los riesgos específicos del activo. Para un activo que no
genera flujos de efectivo financieros altamente independientes el valor recuperable se determina en relación a
la cash generating unit a la que pertenece la actividad.
Una pérdida de valor se reconoce en la Cuenta de resultados cuando el valor de inscripción del activo, o de la
correspondiente cash generating unit a la que está asignado, sea superior a su valor recuperable.
Las pérdidas de valor de cash generating unit se imputan en primer lugar a la reducción del valor contable
del eventualmente inicio atribuido y, por lo tanto, a la reducción de los otros activos en proporción a su valor
contable.
Una pérdida de valor de un activo se restaura cuando hay un indicador de que la pérdida de valor se ha
reducido o ya no existe o cuando ha habido un cambio en las valoraciones usadas para determinar el valor
recuperable; por otro lado, una pérdida de valor anotada durante el inicio no se restaura nunca en los
ejercicios sucesivos.
Existencias
Las existencias de almacén se valoran con el menor entre el coste y el valor neto de realización presumible.
La configuración de coste que se usa es el coste medio ponderado que incluye las obligaciones accesorias de
competencia. Por valor neto de realización presumible se entiende el precio de venta estimado en el
desarrollo normal de las actividades al neto de los costes estimados para realizar la venta o, donde aplicable,
el coste se sustitución.
Instrumentos financieros
Actividades financieras valoradas a valor razonable asignadas a la Cuenta de resultados
Se clasifican en esta categoría los títulos de deuda mantenidos con fines de negociación y los títulos de deuda
designados al valor razonable de la Cuenta de resultados en el momento de la anotación inicial.
Tales instrumentos se inscriben inicialmente con el valor razonable correspondiente. Los beneficios y las
pérdidas derivadas de las variaciones posteriores al valor razonable se anotan en la Cuenta de resultados.
Financiaciones y créditos
Entran en esta categoría los créditos (financieros y comerciales), donde se incluyen los títulos de deuda, no
derivados, no cotizados en mercados activos, con pagos fijos o determinables y por los que no haya intención
predeterminada de venta posterior.
Tales actividades se anotan inicialmente con el valor razonable, eventualmente se rectifican los costes de
transacción y después se valoran con el coste amortizado en base a la tasa del interés efectivo, rectificado
para eventuales pérdidas de valor. Estas reducciones de valor se determinan como la diferencia entre el valor
contable y el valor corriente de los flujos de efectico futuros actualizados con la tasa de interés efectivo
original.
Los créditos comerciales, cuyo vencimiento entra en las condiciones comerciales normales, no se actualizan.

361


Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
El efectivo y otros activos equivalentes incluyen los valores numerarios, o sea, aquellos valores que poseen
los requisitos de disponibilidad a vista o muy breve plazo, de éxito y de ausencia de gastos para la
recolección.
Las acreedores comerciales se inscriben inicialmente con el valor razonable, y después se valoran con el
coste amortizado. Las acreedores comerciales, cuyo vencimiento entra en las condiciones comerciales
normales, no se actualizan.
Pasivos financieros
Los pasivos financieros diferentes de los otros instrumentos derivados se inscriben en la fecha de regulación
y se valoran inicialmente con el valor razonable al neto de los costes de transacción directamente atribuibles.
Más adelante, los pasivos financieros se valoran con el criterio del coste amortizado, usando el método de las
tasas de interés efectivo.
Instrumentos financieros derivados
Los derivados se anotan con el valor razonablerazonable y se designan como instrumentos de cobertura
cuando la relación entre el derivado y el objeto de la cobertura se documenta formalmente y la eficacia de la
cobertura, verificada periódicamente, respete los límites previstos por la NIC 39.
Cuando los derivados tienen por objeto la cobertura del riesgo de variación de los flujos de efectivo
esperados de los elementos cubiertos o transacciones futuras altamente probables (cash flow hedge) las
variaciones del valor razonable se anotan inicialmente como patrimonio neto, para la parte calificada como
eficaz, y después se imputan a la Cuenta de resultados de acuerdo con los efectos económicos producidos por
el elemento cubierto.
La parte de valor razonable del instrumento de cobertura que no satisfaga las condiciones para ser calificada
como eficaz se anotará en la Cuenta de resultados.
Las variaciones del valor razonable de los derivados de negociación y de aquellos que ya no cumplen con las
condiciones para calificarlo como de cobertura en el sentido del NIC 39 se anotan en la Cuenta de resultados.
La contabilización de tales instrumentos se efectúa en la fecha de la negociación.
Los contratos financieros y no financieros (que ya no estén valorados con valor razonable) se analizan para
identificar la existencia de derivados “implícitos” (embeded derivatives) que hay que escindir y valorar con
valor razonable. Los análisis arriba mencionados se efectúan tanto en el momento en el que se entra a formar
parte del contrato, así como cuando se lleva a cabo una renegociación del mismo que conlleve un cambio
significativo de los flujos de efectivo financieros originarios vinculados.
El valor razonable se determina en base a las cotizaciones oficiales usadas para los instrumentos
intercambiados en mercados reglamentarios. Para los instrumentos no intercambiados en mercados
reglamentarios el valor razonable se determina actualizando los flujos de efectivo esperados en base a la
curva de las tasas de interés de mercado en la fecha de referencia y convirtiendo los valores a divisas
diferentes del euro a cambios de final de plazo.
Se destaca, además, que el Grupo analiza todos los contratos de compras y ventas a plazo fijo de actividades
no financieras, con atención especial a las compras y ventas a plazo fijo de electricidad y bienes básicos
(commodity) energéticos, para comprobar si las mismas se deben clasificar y tratar conforme a lo previsto

362

Sección I

por la NIC 39, o resultan estar estipuladas para alcanzar la entrega física de acuerdo con las exigencias
normales de compra / venta / uso previsto por la sociedad (own use exemption).
Si estos contratos no se firman al final de la obtención o de la entrega de electricidad o de bienes básicos
(commodity) energéticos, estos se valoran con el valor razonable.
Eliminación contable de activos y pasivos financieros
Los activos financieros se eliminan de las Cuentas cuando el derecho de recibir los flujos de efectivo se ha
extinguido o el Grupo ha transferido prácticamente todos los riesgos y beneficios correspondientes al propio
instrumento o el correspondiente control.
Los pasivos financieros se quitan del estado patrimonial cuando la obligación se ha cumplido, cancelado o ha
vencido.
Beneficios para los empleados
Los pasivos correspondientes a los beneficios reconocidos a los empleados y proporcionados en el momento
o tras el cese de la relación laboral y correspondiente a programas de beneficios definidos y otros beneficios
a largo plazo proporcionados a lo largo de la actividad laboral, inscrita al neto de las eventuales actividades
al servicio del plan, se determina, separado de cualquier plan, en base a hipótesis actuariales estimando el
montante de los futuros beneficios que los empleados han acumulado en la fecha de referencia. El pasivo se
anota por competencia a lo largo del período de acumulación del derecho. La valoración del pasivo la
realizan actuarios independientes.
Los beneficios o pérdidas actuariales acumulados al final del ejercicio anterior, superiores al 10% del mayor
entre el valor actual de la obligación con beneficios definidos y el valor razonable de las actividades a
servicio del plan, se anotan en la Cuenta de resultados a lo largo de la restante vida laboral media prevista
para los empleados que participan en el plan. En caso contrario, estos no se anotan.
Cuando exista un compromiso comprobable y sin posibilidades realistas de suspensión, con un plan formal
detallado, en caso de final anticipado de la relación laboral, o sea, antes de alcanzar los requisitos de
jubilación, los beneficios que se deben a los empleados por el fin de la relación laboral se anotan como coste
y se valoran en base al número de empleados que se prevé que aceptarán la oferta.
Fondos de riesgos y obligaciones
Las provisiones a los fondos de riesgos y obligaciones se anotan cuando, en la fecha de referencia, en
presencia de una obligación legal o implícita respecto a minoritarios, que deriva de un evento pasado, es
probable que para satisfacer la obligación sea necesario un desembolso de recursos cuyo importe se pueda
estimar de modo fiable. Si el efecto es significativo, las provisiones se determinan actualizando los flujos de
efectivo financieros futuros esperados con una tasa de descuento al bruto de los impuestos que refleja la
valoración corriente del mercado del coste del dinero en relación al tiempo y, si aplicable, el riesgo
específico atribuible a la obligación.
Cuando el importe se actualiza, la adecuación periódica del valor actual debido al factor temporal se refleja
en la Cuenta de resultados como obligación financiera.
Si los pasivos están conectados a la eliminación y/o restablecimiento de activos materiales, el fondo se anota
en contrapartida a la actividad a la que se refiere y la anotación de la obligación en la Cuenta de resultados se
realiza a través del proceso de amortización de la inmovilización material a la que la propia obligación se
refiere.

363


Las variaciones de estimación se reflejan en la Cuenta de resultados del ejercicio en el que se realiza la
variación, a excepción de aquellas relativas a los costes previstos por eliminación, traslado y bonificación
que resulten de cambios en los tiempos y en el empleo de los recursos económicos necesarios para extinguir
la obligación o que resulten de una variación de la tasa de descuento. Tales variaciones se llevan a aumento o
a reducción de las relativas actividades y se imputan a la Cuenta de resultados a través del proceso de
amortización. Si se anotan en el aumento de actividades, se valora, además, si el nuevo valor contable de la
actividad no se va a poder recuperar completamente; en tal caso, se comprueba la existencia de una
reducción de valor de la actividad estimando el importe no recuperable y se anota la pérdida en la Cuenta de
resultados consiguiente a tal reducción de valor.
Si las variaciones de estimación se llevan a reducción de los activos, tal disminución se anota contablemente
en contrapartida al activo hasta la competencia de su valor contable; la parte excedente se anota
inmediatamente en la Cuenta de resultados.
En lo que se refiere a los criterios de estimación adoptados en la determinación del fondo de eliminación y/o
restablecimiento de activos materiales, se hace referencia al párrafo correspondiente al uso de estimaciones.
Contribuciones e incentivos
Las contribuciones se anotan en las cuentas con valor razonable cuando existe la certeza razonable de que se
recibirán o que se satisfacen las condiciones previstas para la obtención de las mismas y su valor se pueda
estimar de manera fiable.
Las contribuciones recibidas, sea en concepto de gatos específicos o en concepto de bienes específicos cuyo
valor está inscrito dentro de los inmuebles, plantas y maquinaria y dentro de los activos inmateriales, se
acreditan en la Cuenta de resultados a lo largo del período en el que se anotan los costes vinculados a estos.
Los incentivos correspondientes a los Certificados Verdes, anotados “en las cuentas finales”, en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre 2009 y 2008 se refieren a las cantidades de energía producida en el período
relevante para los fines de la asignación de los certificados verdes y se valoran en base al valor de referencia,
calculado como media ponderada de los intercambios realizados en los tres años precedentes
(independientemente del año de referencia); tal valor representa el valor de retiro del GSE de los certificados
2009 y 2008 según lo previsto por el Decreto de 18 de diciembre de 2008.
Los incentivos para CIP 6 se refieren a las cantidades de energía producida por las plantas con incentivos
según la Orden del Comité Interministerial de Precios CIP 6/12 y sucesivas modificaciones y añadidos.
Ganancias
Según el tipo de operación, las ganancias se anotan con el valor razonable de la correspondiente recepción o
expectante y se inscriben en base a los criterios específicos que se muestran a continuación:
 los ingresos de las ventas de bienes se anotan cuando los riesgos y beneficios significativos de la
propiedad de los bienes se transfieren al comprador y su importe se puede determinar fiablemente;
 los ingresos por venta de energía eléctrica se refieren a las cantidades vendidas en el período, aunque
no facturados, y se determinan en base a las lectura de los medidores de las plantas de producción y,
únicamente para Italia, de los datos intercambiados por Enel Produzione S.p.A., depositaria del
contrato de distribución, con el GME y con el GSE (en base al contrato de mandato);
 los ingresos por servicios se anotan con referencia al nivel de compleción de las actividades. En el
caso en el que sea posible determinar fiablemente el valor de los ingresos, estos últimos se anotan
hasta la competencia de los costes soportados que se espera sean recuperados.

364

Sección I

Los ingresos y costes financieros se anotan por competencia e incluyen en base a los intereses de desarrollo
del valor neto de los correspondientes activos y pasivos financieros usando la tasa de interés efectivo, las
variaciones de valor razonable de los instrumentos financieros anotados con valor razonable en la Cuenta de
resultados y las variaciones de valor razonable de los derivados vinculados a operaciones financieras.
Dividendos
Los dividendos se anotan cuando se establece el derecho de los accionistas a recibir el pago.
Los dividendos y los depósitos en los dividendos pagables a minoritarios se representan como movimiento
del patrimonio neto en lal en la que se aprueban por la Junta de los Accionistas y por el Consejo de
Administración.
Impuestos
Los impuestos corrientes sobre la renta del ejercicio se determinan en base a la estimación de la renta
imponible en conformidad a la normativa fiscal vigente.
Los impuestos diferidos se calculan en base a las diferencias temporales entre los valores patrimoniales
inscritos en las Cuentas y los correspondientes valores reconocidos para los fines fiscales aplicando alícuota
impositiva fiscal en vigor en la fecha en la que la diferencia temporal se revertirá, determinada en base a las
alícuotas impositivas fiscales previstas por órdenes en vigor o sustancialmente en vigor en lal de referencia.
La inscripción de activos para impuestos diferidos activos se efectúa cuando su recuperación es probable, o
sea, cuando se prevé que puedan estar disponibles en el futuro imponibles fiscales suficientes para recuperar
el activo.
La recuperabilidad de los activos para impuestos anticipados se reexamina en cada cierre de ejercicio. Los
impuestos relativos a componentes anotados directamente en patrimonio neto se imputan también en
patrimonio neto.
Beneficio por acción
El beneficio base por acción se calcula dividiendo el resultado económico del Grupo por la media ponderada
de las acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, excluyendo las acciones propias.
En lo que se refiere al cálculo útil diluido por acción, se hace constar que el Grupo no ha emitido derechos
que potencialmente tendrían efecto diluido. Por lo tanto, el valor del beneficio por acción diluido
corresponde al base.
20.1.1.2 Principios contables recientes
Principios de primera adopción y aplicables
El Grupo ha adoptado los siguientes principios contables internacionales e interpretaciones de primera
adopción al 1 de enero de 2009:
 “Revisión de la NIC1 – Presentación de los Estados Financieros”:
El Grupo ha optado por la presentación de los “beneficios consolidados globales anotados en el
ejercicio” en dos folletos separados. El IAS 1 revisado ha eliminado la opción de poder presentar en
las notas de comentarios la información relativa a las variaciones de las partidas de patrimonio neto
y de las operaciones con los poseedores de capital, requiriendo la preparación de un folleto de las

365


cuentas. El Grupo ha optado por la presentación del “Resultado consolidado total reconocido en el
ejercicio” en dos cuadros separados.
 “Revisión del NIC 23 – Obligaciones financieras”:
 “Alteraciones a la NIC 32 y alNIC 1 – Instrumentos financieros con opción de venta y obligaciones
en caso de liquidación”
 “Alteraciones a la NIC 39 y al IFRS 7 – Reclasificación de los activos financieros – fecha de
entrada en vigor y disposiciones transitorias”. La aplicación de estas alteraciones no ha supuesto un
impacto para el Grupo.
 “Alteraciones al IFRIC 9 – Redeterminación del valor de los derivados incorporados” y
“Alteraciones a la NIC 39 – Instrumentos financieros:Reconocimiento y valoración”. La aplicación,
en base retroactiva, de tales alteraciones no ha supuesto un impacto para el Grupo.
 “Alteraciones al IFRS 2 – Pagos basados en acciones”. La aplicación, en base retroactiva, de tales
enmiendas no ha supuesto un impacto para el Grupo.
 “Alteraciones al IFRS 4—Contratos de seguro” y “Alteraciones al IFRS 7 – Instrumentos
financieros: Información integrativa”. La aplicación, en base prospectiva, de tales alteraciones no ha
supuesto un impacto para el Grupo.
 “IFRS 8 – Sectores operativos”. La adopción, en base prospectiva, de este nuevo principio no ha
supuesto un impacto significativo para el Grupo.
 “IFRIC 13 – Programas de fidelización de la clientela”. La aplicación, en base retroactiva, de tal
interpretación no ha supuesto un impacto para el Grupo.
 “IFRIC 14 NIC 19 – El límite correspondiente a una actividad al servicio de un plan con Resultados
definidos, las previsiones de contribución mínima y su interacción” La aplicación de tal
interpretación no ha supuesto un impacto significativo para el Grupo.
 “Mejoras a los International Financial Reporting Standards”: incluyen una serie de alteraciones a
principios inherentes a la presentación, recogida y medición de las Cuentas, además de variaciones
terminológicas o editoriales que no supongan impactos contables.
Principios todavía no aplicables y no adoptados
La Comisión Europea a lo largo del ejercicio 2009 ha homologado los siguientes nuevos principios e
interpretaciones todavía no aplicables a las Cuentas:
 “Revisión de la NIC 27 – Cuentas Anuales Consolidadas y Separadas”: el Grupo está valorando los
impactos derivados de la aplicación de las anteriores alteraciones.
 “Enmiendas a la NIC 39 – Instrumentos financieros: Reconocimiento y valoración – Elementos
calificables por la cobertura”. El Grupo está valorando los impactos derivados de la aplicación de las
anteriores alteraciones.
 “Enmiendas a la NIC 32 – Instrumentos financieros: Exposición en las Cuentas”: el Grupo está
valorando los impactos derivados de la aplicación de las anteriores alteraciones.
“Revisión del IFRS 3 – Agrupamientos empresariales”
 “IFRIC 12 – Acuerdos para servicios en concesión”.

366

Sección I

 “IFRIC 15 – Acuerdos para la construcción de inmuebles”: el Grupo está valorando los impactos
derivados de la aplicación de la nueva interpretación.
“IFRIC 16 – Coberturas de una inversión neta en una gestión extranjera”: la nueva interpretación se
deberá aplicar, de manera prospectiva, a partir de los ejercicios que inician después del 30 de junio
de 2009.
“IFRIC 17 – Distribución a los socios de activos no representados por activos líquidos”: la nueva
interpretación se deberá aplicar, de manera prospectiva, a partir de los ejercicios que inician después
del 31 de octubre de 2009.
 “IFRIC 18 – Cesiones de activos por parte de los clientes”: el Grupo está valorando los impactos
derivados de la aplicación de la nueva interpretación.
A lo largo del 2009 el International Accounting Standard Board (IASB) y el International Financial
Reporting Interpretations Committee (IFRIC) han publicado nuevos principios e interpretaciones que, al 31
de diciembre de 2009, no están todavía homologados por la Comisión Europea. A continuación mostramos
los principales:
 “Amendments to IFRS 2 – Group cash-settled share-based payment transactions”, emitido en junio
de 2009: las alteraciones se podrán aplicar retroactivamente, previa homologación, a partir de los
ejercicios que den inicio el 1 de enero de 2010 o posteriormente.
 “IFRS 9 – Financial Instruments” emitido en noviembre de 2009: el nuevo principio se podrá aplicar
retroactivamente, previa homologación, a partir de los ejercicios que den inicio el 1 de enero de 2013
o posteriormente.
 “Revised IAS 24 – Related party disclosures”: la nueva versión de la NIC 24 se podrá aplicar
retroactivamente, previa homologación, a partir de los ejercicios que den inicio el 1 de enero de 2011
o posteriormente.
 “Amendments to IFRIC 14 – Prepayments of a Minimum Funding Requirement”: las alteraciones se
podrán aplicar, previa homologación, a partir de los ejercicios que den inicio el 1 de enero de 2011 o
posteriormente.
 “IFRIC 19 – Extinguishing financial liabilities with equity instruments”valor razonable: la
interpretación se podrá aplicar retroactivamente, previa homologación, a partir de los ejercicios que
den inicio el 1 de julio de 2010 o posteriormente.
20.1.1.3 Gestión de los riesgos financieros
Los activos del Grupo se exponen a diferentes tipos de riesgos: riesgo de mercado (incluidos los riesgos de
precio, de cambio y de tasa de interés), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. La estrategia de gestión de
riesgos del Grupo tiene como objetivo minimizar los potenciales efectos negativos sobre el rendimiento
financiero del Grupo. Algunos tipos de riesgo se mitigan recurriendo a instrumentos derivados.
La gestión del riesgo está centralizada en la función de tesorería que identifica, valora y efectúa las
coberturas de los riesgos financieros en estrecha colaboración con las unidades operativas del Grupo. La
función de tesorería proporciona indicaciones para controlar la gestión de riesgos, así como suministra
indicaciones para áreas específicas, referentes al riesgo de tasa de interés, el riesgo de cambio y el uso de
instrumentos derivados y no derivados.

367


A continuación se describen brevemente las políticas de gestión y análisis de sensibilidad establecidas por el
Grupo referentes a los riesgos mencionados.
Riesgo de mercado
El Grupo, en el ejercicio de la propia actividad de holding industrial, está expuesto a diferentes riesgos de
mercado y en concreto al riesgo de oscilación de las tasas de interés, de los tipos de cambio y de los precios
de los bienes tangibles.
El riesgo de tasa de interés está vinculado a la variabilidad de las obligaciones financieras de las Acreedores
a largo plazo.
El riesgo de tipo de cambio deriva de la presencia de financiaciones en divisa extranjera, así como de la
presencia, en el ámbito de los activos de venta a plazos de la energía en Italia de coberturas indexadas al
precio de los bienes tangibles energéticos en dólares estadounidenses.
Para contener tales exposiciones dentro de los límites de financiación del ejercicio en el ámbito de las
políticas de gestión del riesgo, las sociedades del Grupo estipulan contratos derivados Over the Counter
(OTC) para con el mercado y dentro del Grupo Enel; concretamente, la contrapartida interna para las
operaciones en derivados sobre bienes tangibles es Enel Trade S.p.A., mientras que para las operaciones en
derivados de tasa de interés y de cambio es la controladora Enel S.p.A..
El Grupo no estipula contratos derivados de los fines especulativos.
Las operaciones en derivados se pueden designar como variabilidad de flujo de efectivo o variabilidad de
valor razonable, cuando se reconozca la oportunidad y se satisfagan los requisitos formales previstos por la
NIC 39, sino se clasifican como Trading.
El valor razonable de un contrato derivado se determina usando las cotizaciones oficiales para los
instrumentos intercambiados en mercados reglamentados. El valor razonable de los instrumentos no
cotizados en mercados reglamentados se determina mediante modelos de valoración apropiados para cada
categoría de instrumento financiero y usando los datos de mercado correspondientes a lal de cierre del
ejercicio contable (como tasas de interés, tipos de cambio, volatilidad) actualizando los flujos de efectivo
esperados en base a la curva de los tasas de interés de mercado en la fecha de referencia y convirtiendo los
valores en divisas diferentes al euro a los cambios de fin de ejercicio proporcionados por el Banco Central
Europeo.
El valor nocional de un derivado es el capital de referencia en base al cual se intercambian los flujos; tal
importe se puede expresar tanto en base a un valor como en base a cantidades (como por ejemplo toneladas,
convertidas en euros multiplicando el importe nocional por el precio fijado). Los importes expresados en
divisas diferentes del euro se convierten a euros aplicando el tipo de cambio en vigor en la fecha de las
cuentas.
Riesgo de tasa de interés
El doble objetivo de reducción del importe de endeudamiento financiero sujeto a la variación de los tasas de
interés y de reducción del coste del pasivo se obtiene poniendo en vigor contratos de swap financiero de tasa
de interés y opciones de tasa de interés. Los swap financieros de tasa de interés son instrumentos que
proporcionan el intercambio periódico de flujos de efectivo de interés de tasa variable contra flujos de
efectivo de interés de tasa fija, ambos calculados en base a un mismo capital nacional de referencia; los
contratos de opción de tasa de interés prevén, cuando se alcanzan los valores de umbral predefinidos (strike),
la correspondencia periódica de un diferencial de interés puesto sobre un capital nocional de referencia. Tales

368

Sección I

valores umbral determinan la tasa máxima (cap) o la tasa mínima (floor) al que se indexará el endeudamiento
por efecto de la cobertura. Además, es posible realizar estrategias de cobertura a través de combinaciones de
opciones (collar) que permiten fijar al mismo tiempo la tasa mínima y la tasa máxima; en este caso, los
valores umbral generalmente se pueden determinar de manera que no se prevea el pago de ningún premio en
el momento de la adjudicación (zero cost collar).
La validez de estos contratos no excede la validez del pasivo financiero subyacente de manera que cada
variación del valor razonable y/o de los flujos de efectivo esperados de tales contratos se equilibra con la
correspondiente variación del valor razonable y/o de los flujos de efectivo esperados por la posición
subyacente.
Al 31 de diciembre de 2009 se ponen en vigor contratos de swap financiero de tasa de interés por un
montante nocional global de 368 millones de euros (273 millones de euros al 31 de diciembre de 2008) y
opciones de tasa de interés por un montante nocional global de 47 millones de euros (52 millones de euros al
31 de diciembre de 2008).
En las siguientes tablas se muestran, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, el nocional y el valor razonable de
los contratos derivados con tasa de interés mostrando el tipo contractual y el tratamiento contable adoptado.
(En millones de euros) Nocional Valor razonable Activos de valor Pasivos de valor
razonable razonable
Al 31 de diciembre de 2009
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 374 (21) - (21)
Swap de tasa de interés 365 (21) - (21)
Opción de tasa de interés 9 - - -

Derivados trading 41 (1) - (1)
Swap de tasa de interés 3 - - -
Opción de tasa de interés 38 (1) - (1)

Total de swap de tasa de interés 368 (21) - (21)
Total de opción de tasas de interés 47 (1) - (1)

Total de derivados a partir de tasas de interés 415 (22) - (22)

Nocional Valor razonable Activos de valor Pasivos de valor
razonable razonable
(En millones de euros) Al 31 de diciembre de 2008
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 268 (15) - (15)
Swap de tasa de interés 267 (15) - (15)

Derivados trading 57 - - -
Swap de tasa de interés 6 - - -

Total de swap de tasa de interés 273 (15) - (15)
Total de opción de tasas de interés 52 - - -

Total de derivados a partir de tasas de interés 325 (15) - (15)

369


En la siguiente tabla se indican los flujos de efectivo esperados en los ejercicios venideros correspondientes a
los citados instrumentos financieros derivados al 31 de diciembre de 2009 y 2008.
Valor razonablejusto Estratificación de los flujos de efectivo esperados
(En millones de euros) Al 31 de diciembre de 2010 2011 2012 2013 2014 Después de
2009
Derivados por cobertura de flujos de
efectivo
Derivados activos - - - - - - -
(valor razonable positivo)
Derivados pasivos (22) (11) (6) (4) (2) (1) 2
(valor razonablejusto negativo)

Valor razonable Estratificación de los flujos de efectivo esperados
(En millones de euros) A 31 Diciembre 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Después de
efectivo
Derivados activos - - - - - - -
Derivados pasivos (15) - (8) (3) (2) (1) (1)
(valor razonable negativo)

El montante del endeudamiento a tasa variable no cubierto del riesgo de tasa de interés representa el
principal elemento de riesgo para el impacto que podría comprobarse en la Cuenta de resultados tras un
aumento de las tasas de interés de mercado.
En base al análisis del endeudamiento del Grupo, se destaca que el endeudamiento a largo plazo es del 72%
indexado a tasa variable (72% al 31 de diciembre de 2008); las operaciones derivadas de cobertura
designadas como variable de flujo de efectivo reducen tal exposición al 44% (45% al 31 de diciembre de
2008). Considerando para la relación de cobertura también los derivados retenidos de cobertura bajo el perfil
de gestión, pero que no tienen requisitos necesarios para contabilizarse según las reglas de la contabilidad de
cobertura, tal porcentaje se certifica al 41% (40% al 31 de diciembre de 2008).
Si las tasas de interés al 31 de diciembre de 2009 hubiesen estado 1 punto base más altos, a partir de otra
variable, el patrimonio neto hubiera estado más alto que 206 mil euros después del incremento del valor
razonable de los derivados con tasas de CFH (100 mil euros al 31 de diciembre de 2008). En la misma, si los
tasas de interés hubiesen estado 1 punto base más bajos, a partir de otra variable, el patrimonio neto hubiera
estado más bajo que 206 mil euros después de la disminución del valor razonable de los derivados con tasas
de CFH (100 mil euros al 31 de diciembre de 2008).
El impacto negativo (positivo) en términos de mayores (menores) obligaciones financieras anuales
provenientes del montante no cubierto por la deuda a largo plazo se puede estimar en unos 50 mil euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009. El impacto negativo (positivo) en lo que se refiere a mayores
(menores) cargas financieras anuales procedentes del impacto de una variación análoga de los tipos de la
cantidad no cubierta de la deuda a medio-largo plazo se estima en aproximadamente 43.000 euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008.
Riesgo de tasa de cambio
Con el objetivo de reducir el riesgo de cambio que deriva de los activos, pasivos y flujos de efectivo
esperados en divisa extranjera, Enel Green Power estipula con Enel S.p.A. contratos forward con el objetivo

370

Sección I

de cubrir los flujos de efectivo en divisas diferentes del euro, normalmente dólares estadounidenses. La
validez de los contratos forward en vigor no excede los 12 meses.
Al 31 de diciembre de 2009 están en vigor contratos forward por un montante nocional global de 47 millones
de euros (179 millones de euros al 31 de diciembre de 2008). Los contratos forward en vigor al 31 de
diciembre de 2009 se usan para cubrir de manera administrativa el riesgo de cambio vinculado a las ventas
de energía y a flujos de efectivo financieros correspondientes a financiaciones.
razonable razonable
Forward 47 - - -

Total de derivados a partir de tasas de cambio 47 - - -

Al 31 de diciembre de 2009, todos los forward en vigor están clasificados como trading. El activo nocional
es equivalente a 26 millones de euros (FV igual a 0), mientras que el pasivo nocional es equivalente a 21
millones de euros (FV igual a 0).
En la siguiente tabla se proporcionan al 31 de diciembre de 2008, el nocional y el valor razonable de los
contratos derivados, exclusivamente forward, con tasa de cambio que muestra el tratamiento contable usado.
razonable razonable
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 31 3 3 -
Forward 31 3 3 -

Derivados trading 148 (5) 1 (6)
Forward 148 (5) 1 (6)

Total forward 179 (2) 4 (6)

Total de derivados a partir de tasas de cambio 179 (2) 4 (6)

Al 31 de diciembre de 2008, en referencia a los derivados de CFH, se indica que los correspondientes flujos
de efectivo positivos se espera que asciendan a 3 millones de euros en 2009 y a 1 millón de euros en 2010, en
cambio, los derivados del trading han expirado todos en el ejercicio de 2009.
En base al análisis del endeudamiento financiero del Grupo, se destaca que el 29% (35% al 31 de diciembre
de 2008) del endeudamiento a largo plazo se expresa en divisas diferentes al euro, casi completamente
relacionado con el endeudamiento denominado en la divisa de cuenta del país en el que opera la sociedad del
Grupo con la posición deudora y por lo tanto no tienen plantas en la Cuenta de resultados del Grupo.
Al de 31 de diciembre de 2008, si la tasa de cambio del euro respecto al dólar se hubiera apreciado un 10%
con la misma variable, el patrimonio neto habría estado por debajo de los 4 millones de euros a causa del
decrecimiento del valor razonable de los derivados en cambios expuestos a la variabilidad del flujo de
efectivo. Sin embargo, si el tipo de cambio del euro respecto al dólar, en dichal, se hubiera depreciado un
10%, con la misma variable, el patrimonio neto habría estado por encima de los 4 millones de euros a causa
del incremento del valor razonable de los derivados en cambios por cobertura de flujos de efectivo.

371


Riesgo de precio de energía
En el ejercicio de su actividad el Grupo está expuesto al riesgo de oscilación de los precios de la energía. La
exposición a tal riesgo deriva esencialmente de la actividad de venta de energía a precio variable (ventas en
Bolsa).
Para contener esta exposición en Italia el Grupo recurre a la estipulación de “Contratos por diferencia”
(CFD) a dos vías” en los que las diferencias se regulan a favor de la entidad de contrapartida en el caso en el
que el Precio Único Nacional (PUN) supere el precio strike, y a favor del Grupo en caso contrario. Para tales
contratos no se prevé un premio fijo. Los CFD a dos vías se han estipulado por el Grupo con Enel Trade
S.p.A.
El valor razonable al 31 de diciembre de 2009 de estos contratos se determina usando las cotizaciones
forward de la energía eléctrica teniendo en cuenta el aumento de liquidez del mercado de referencia.
La exposición residual, que deriva de las ventas en Bolsa no cubiertas por el CFD a dos vías, se valora y
gestiona en función a una estimación del estado de los costes de generación en Italia. Las posiciones
residuales que se determinan de esta manera se añaden a los factores de riesgo homogéneos que se pueden
gestionar a través de otras operaciones de cobertura, en concreto swap.
En las siguientes tablas se muestran el nocional y el valor razonable de los contratos derivados de
Commodity al 31 de diciembre de 2009 y 2008.
razonable razonable
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 507 84 85 (1)
Contratos por diferencia a dos vías 450 73 73 -
Otros derivados de energía 57 11 12 (1)

Otros derivados de energía 5 - - -

Total de derivados a partir de Commodity 512 84 85 (1)

razonable razonable
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 981 131 133 (2)
Contratos por diferencia a dos vías 806 133 133 -
Otros derivados de energía 175 (2) - (2)

Derivados trading 123 42 43 (1)
Contratos por diferencia a dos vías 4 (1) - (1)
Otros derivados de energía 119 43 43 -

Total de derivados a partir de Commodity 1.104 173 176 (3)

372

Sección I

A continuación se destaca la estratificación de los flujos de efectivo al 31 de diciembre de 2009
(En millones de euros) Al 31 de diciembre 2010 2011 2012 2013 2014 Después de
de 2009
efectivo
Derivados activos 85 74 2 2 1 1 5
Derivados pasivos (1) (1) - - - - -
(valor razonable negativo)

A continuación se destaca la estratificación de los flujos de efectivo al 31 de diciembre de 2008
(En millones de euros) Al 31 de diciembre 2009 2010 2011 2012 2013 Después de
de 2008
efectivo
Derivados activos (valor razonable positivo) 133 82 51 - - - -
Derivados pasivos (valor razonable negativo) (2) 1 - - - - (1)

Derivados trading
Derivados activos (valor razonable positivo) 43 43 - - - - -
Deriva dos pasivos valor razonable negativo) (1) (1) - - - - -

TOTAL DERIVADOS DE COMMODITY 173 125 51 - - - (1)

Se especifica que Enel Green Power analiza los contratos de compraventa de energía eléctrica concluidos,
con el objetivo de detectar si los mismos se califican como un contrato derivado a valorar en conformidad
con el NIC 39 o si el mismo, aunque no sea un contrato derivado, contiene eventuales derivados implícitos
que se deban valorar en conformidad con el NIC 39.
En este momento no han aparecido derivados implícitos que haya que extraer, y los contratos que se califican
como derivados se han valorado de manera coherente.
En la siguiente tabla se muestra el valor razonable de los derivados y el consiguiente impacto en el
patrimonio neto al 31 de diciembre de 2009 (con los correspondientes impuestos) que, al igual que otras
condiciones, se habría obtenido ante una variación de +10% o de -10% de los precios de los Commodity
subyacentes al modelo de valoración considerados en el escenario de la mismal.
(En millones de euros) -10% Valor razonable 10%
Contratos por diferencia a dos vías 110 73 35
Otros derivados de energía 13 11 6

373


En la siguiente tabla se destacan los valores justos de los derivados y el consiguiente impacto sobre el
patrimonio neto al de 31 de diciembre de 2008 (antes de los correspondientes impuestos) que, en igualdad de
condiciones, se habría obtenido frente a una variación de +10% o de -10% de los precios de los Commodity,
subyacentes al modelo de evaluación, considerados en el escenario y en la misma fecha.
(En millones de euros) -10% Fair Value +10%
Valor razonable CFD en dos vías de cash flow hedge 230 133 74
Valor razonable CFD en dos vías de Trading - (1) (1)
Valor razonable de otros derivados de energía de Trading 48 43 39

Riesgo de crédito
Enel Green Power se caracteriza, en Italia, por significativas concentraciones de riesgo de crédito hacia la
entidad del Grupo Enel y, solo de manera residual, emplea líneas de crédito comerciales hacia contrapartes
externas, representadas esencialmente por el GSE, sociedad correlacionada. En el extranjero, sin embargo, no
presenta concentraciones significativas de riesgo de crédito y usa líneas de crédito comerciales con
contrapartes externas seleccionadas consideradas solventes por el mercado.
Una indicación cuantitativa sintética de la exposición máxima al riesgo de crédito se puede deducir del valor
contable de las operaciones financieras expresados bruto de la corrección de valor, aquí se añaden los
instrumentos financieros derivados con valor razonable positivo.
A 31 de diciembre de 2009 la exposición máxima al riesgo de crédito asciende a 811 millones de euros (588
millones de euros al 31 de diciembre de 2008) y se compone de esta manera:
(En millones de euros) Al 31 de diciembre 2009 Al 1 31 de diciembre de 2008
Créditos financieros y títulos a m/l plazo 18 14
Activos financieros no corrientes 17 118
Otros activos no corrientes 36 7
Créditos comerciales 512 258
Créditos financieros y títulos a corto plazo 153 62
Otras operaciones financieras corrientes 75 129
Total 811 588

Riesgo de liquidez
La volatilidad del mercado de capitales puede obstaculizar o impedir que Enel Green Power obtenga la
financiación necesaria para llevar a cabo sus propias actividades industriales.
En la financiación de sus propios planes de desarrollo, de proyectos de inversión específicos donde no pueda
suministrar los flujos de efectivo generados por la gestión ordinaria, Enel Green Power goza de un acceso
fácil al mercado de crédito, pudiendo acogerse de vez en cuando a las mejores oportunidades que ofrece el
sistema bancario. La capacidad de acceso al mercado del crédito para Enel Green Power está por lo tanto
relacionada con la del Grupo Enel, recientemente confirmado por el éxito obtenido en las diferentes
emisiones de obligaciones a lo largo del ejercicio, a pesar de la crisis de los mercados financieros.
Al mismo tiempo disfruta, a través de su sociedad de control Enel S.p.A. o a través de Enel Finance
International S.A., de la capacidad de tesorería centralizada a nivel del Grupo Enel de asegurar los fondos
necesarios, así como la gestión óptima de los eventuales excedentes de liquidez. Para garantizar los planes de
desarrollo de la sociedad, se ha recurrido a una pluralidad de fuentes de financiación entre partes
correlacionadas (que cubren cerca del 78% de las necesidades), pero también a terceros (cerca del 22%), a

374

Sección I

veces tras la concesión de garantías directas o indirectas de Enel S.p.A.. Al 31 de diciembre de 2009, Enel
Green Power dispone en total de unos 5.836 millones en líneas de crédito comprometidas (usadas para 4.437
millones), así como 216 millones de euros en metálico o equivalente de metálico.
20.1.1.4 Área de consolidación
Las principales operaciones de adquisición realizadas a lo largo de los ejercicios de 2009 y 2008 se detallan a
continuación.
Combinaciones de empresas bajo control común
Al de 1 de enero de 2009 Enel Green Power S.p.A. ha comprado el 100% del capital social de Enel Green
Power International B.V. de Enel Investment Holding B.V., sociedad controlada por Enel S.p.A., por un
precio equivalente a 1.690 millones de euros. En la misma fecha se ha comprado también el 100% del capital
social de la sociedad Enel.si S.r.l por parte de Enel S.p.A. por una contraprestación equivalente a 9 millones
de euros. Ambas contraprestaciones se han pagado a través de una financiación intersocietaria a corto plazo
con Enel S.p.A..
Enel Green Power International B.V. es un holding financiero que opera en el sector de la generación de
energía proveniente de fuentes renovables en Norteamérica, América del Sur y Europa, mientras que Enerl.si
S.r.l. opera en el sector de la oferta de servicios, productos y soluciones integradas llave en mano para el
ahorro y la eficiencia energética, así como en la realización y venta a terceros en Italia.
En el mes de octubre de 2009, Enel Green Power International B.V. ha comprado a Enel France S.A.S.,
sociedad controlada por Enel S.p.A., el 100% del capital social de Enel Erelis S.A.S. por una
contraprestación equivalente a 28 millones de euros. Enel Erelis S.A.S. opera en el sector de la producción
de energía proveniente de fuentes eólicas en Francia.

375


La siguiente tabla evidencia los activos netos adquiridos por Enel Green Power International B. V., Enel.si
S.r.l. y Enel Erelis S.A.S. al 1 de enero de de 2009
Valores contables adquiridos
(En millones de euros) Enel Green Power Enel.si Enel Erelis
International B.V. S.r.l. S.A.S.
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria 2.007 2 136
Activos inmateriales 223 - 3
Fondo de comercio 453 - 26
Inversiones contabilizadas por el método de participación 133 - -
Créditos comerciales 80 72 -
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 162 1 7
Otras operaciones financieras y operativas 267 87 3
Total de activos 3.323 162 175

Financiaciones a largo plazo (684) - (141)
Financiaciones a corto plazo (195) (38) -
Otros pasivos financieros y operativos (433) (17) (2)
Total de pasivos (1.451) (153) (162)
Patrimonio neto de minoritarios (182) - -
Total de activos netos adquiridos 1.690 9 13

Valor de la operación 1.690 9 28
Reducción de patrimonio neto - - (15)

Contraprestación de la adquisición Enel Erelis S.A.S. 28
Activos líquidos y otros activos líquidos equivalentes adquiridos (7)
Flujo de efectivo utilizado para la adquisición 21

Adquisiciones de minoritarios
Entre el 22 de abril de 2009 y el 23 de junio de 2009 la sociedad controlada Enel Green Power International
B.V. compró el 100% del capital social de International Wind Rhodes S.A., International Wind Achaia S.A. y
Glafkos Hydroelectric A.E. (conjunto “Adquisiciones 2009 Proyecto Elica I”) por una contraprestación
equivalente a 79 millones de euros. En el segundo semestre de 2009 el valor razonable de las actividades
adquiridas, de los pasivos y de los pasivos potenciales asumidos en vigor en la fecha de la adquisición se
determinó por vía definitiva.
Por último, se señala que a lo largo del 2009 se ha completado un procedimiento de determinación de los
valores de mercado de las actividades adquiridas, de los pasivos y pasivos potenciales asumidos con
referencia a las adquisiciones efectuadas en el 2008 de International Wind Parks of Crete A.E. e Hydro
Constructional A.E. (Adquisiciones 2008 Proyecto Elica I).
Las adquisiciones 2008 y 2009 Proyecto Elica I se refiere a sociedades que operaban en el sector de la
generación de energía proveniente de fuentes eólicas en Grecia.

376

Sección I

La siguiente tabla muestra la determinación del fondo de comercio de International Wind Rhodes S.A.,
International Wind Achaia S.A. y Glafkos Hydroelectric A.E. (Adquisiciones 2009 Proyecto Elica I) y de
International Wind Parks of Crete A.E. e Hydro Constructional A.E. (Adquisiciones 2008 Proyecto Elica I) y
los relativos flujos de efectivo utilizados.
Adquisiciones 2008 y 2009 de Adquisiciones 2009
Proyecto Elica I los Proyecto Elica I
que
(En millones de euros) Valor contable Rectificaciones Valor Valor razonable
adquirido de valor razonable
razonable
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria 68 1 69 49
Activos inmateriales 1 23 24 20
Fondo de comercio - - - -
Inversiones contabilizadas por el método de participación - - - -
Créditos comerciales - - - 6
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 1 - 1 1
Otras operaciones financieras y operativas 11 - 11 4
Total de activos 81 24 105 82

Financiaciones a largo plazo (47) - (47) (29)
Financiaciones a corto plazo - - - (11)
Otros pasivos financieros y operativos (7) (5) (12) (8)
Total de pasivos (59) (5) (64) (52)
Patrimonio neto de minoritarios - - - -
Total de activos netos adquiridos 22 19 41 30

Fondo de comercio - - 49 49

Valor de la operación 89 79
Activos líquidos y otros activos líquidos equivalentes (1) -
adquiridos
Flujo de efectivo utilizado para la adquisición 88 79
pagado en el 2008 66
pagado en el 2009 13

Al 30 de diciembre de 2009 Enel Green Power International B.V. compró el 100% del capital social de
Ailiko Voskerou S.A., sociedad que operaba en el sector eólico, por una contraprestación equivalente a 5
millones de euros. La determinación de los valores razonables de los activos comprados, de pasivos y de los
pasivos potenciales asumidos en lal de la adquisición se ha realizado en base provisional, ya que en la fecha
de redacción de las Cuentas, 31 de diciembre de 2009, todavía no se habían finalizado algunos procesos
valorativos.

377


En referencia a la compra de la participación Aioliko Voskerou S.A., la siguiente tabla muestra los activos y
los pasivos adquiridos, el valor provisional del Fondo de comercio identificado y los flujos de efectivo
utilizados.
Aioliko Voskerou S.A.
(En millones de euros) Valor contable adquirido
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria 7
Total de activos 7

Financiaciones a largo plazo (4)
Otros pasivos financieros y operativos (2)
Total de pasivos (6)
Total de activos netos adquiridos 1

Valor de la operación y flujo de efectivo utilizado 5
Fondo de comercio 4

20.1.1.5 Información para el sector operativo
Los criterios para identificar los sectores de actividad a través de los cuales opera el Grupo, se han inspirado,
entre otros, en las modalidades a través de las cuales el más alto nivel de decisión operativo revisa
periódicamente los resultados del Grupo con el fin de adoptar decisiones referentes a los recursos a adjudicar
al sector y con el objetivo de la valoración de los mismos resultados.
En concreto, en la siguiente tabla se identifican los sectores operativos en los que el Grupo opera tanto en
Italia como en el extranjero y los indicadores usados por la dirección del Grupo en el ámbito de los
correspondientes procesos de análisis de los resultados de los sectores del y para los ejercicios terminados al
31 de diciembre de 2009 y 2008:
Ejercicio terminado a 31 de diciembre de 20009 Italia Resto de Centroamérica Norteamérica Elisiones y Total
Europa América del rectificaciones
Sur
Ingresos 1.248 123 262 144 0 1.777
Resultados intersectoriales 17 - - - (17) -
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo 118 - - - - 118
Commodity
Resultados consolidados antes impuestos y 884 77 156 90 - 1.207
amortizaciones
Amortizaciones y por deterioro 306 38 31 41 - 416
Resultado operativo 578 39 125 49 - 791
Resultado neto de sociedades por el método de (133)
participación
Impuestos 219
Resultado del período 439
Activos operativos 5.298 1.165 855 857 (20) 8.155
Pasivos operativos 472 164 53 47 (20) 716
Inversiones brutas antes de las eventuales 344 256 108 36 0 744
suvenciones

378

Sección I

Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 Italia Resto Centro Norteamérica Elisiones Total
de Europa y Suramérica Rectificaciones
Cuota de resultado de pertenencia de minoritarios 1.304 118 279 106 - 1.807
Resultados intersectoriales - - - - - -
Ganancias/(pérdidas netas por la gestión del riesgos (31) - - - - (31)
Commodity
Resultado antes de intereses, impuestos y amortizaciones 830 78 169 64 - 1.141
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 336 30 25 27 - 418
Resultado neto de sociedades por el método de - - - - - 5
participación
Impuestos - - - - - (339)
RESULTADO DEL PERIODO - - - - - 834
Activos operativos 5.078 732 760 924 (27) 7.467
Inversiones brutas antes de las eventuales suvenciones 387 193 30 289 - 899

Los ingresos y costes financieros están expuestos en base neta, porque la dirección revisa los valores netos
con el objetivo de valorar el rendimiento del sector operativo y de tomar decisiones respecto a la
adjudicación de recursos del sector.
La siguiente tabla representa la reconciliación entre los activos y pasivos por zonas geográficas y los
expuestos en el esquema de estado patrimonial al 31 de diciembre de 2009 y 2008:
(En millones de euros) Al 31 de diciembre 2009 Al 31 de diciembre 2008
Total de activos 9.494 8.712
- Fondo de comercio 532 453
- Inversiones contabilizadas por el método de participación 261 223
- activos financieros no corrientes 35 132
- activos financieros corrientes 228 191
- activos líquidos y otros activos líquidos equivalentes 144 163
- activos por impuesto diferido 121 68
- créditos por impuestos sobre la renta 18 15
Activo operativo 8.155 7.467

Total de pasivos 6.930 6.516
- financiaciones* 5.659 5.565
- pasivos financieros no corrientes 22 15
- pasivos financieros corrientes 85 36
- Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 59 43
- pasivos por impuestos diferidos 182 195
- Deudas por impuestos sobre la renta 207 57
Pasivos operativos 716 605
* Financiaciones a largo plazo
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo

Con referencia a la estructura organizativa del Grupo, se señala que al 8 de marzo de 2010, el Grupo ha
adquirido una nueva estructura que supone, entre otros, la reorganización de las zonas geográficas en:
 Italia y Europa

379


 Península Ibérica y América Latina;
 Norteamérica; y
 Enel.si.
Para un análisis de los nuevos sectores operativos del Grupo después de la mencionada alteración de la
estructura organizativa, consúltese todo lo que se muestra de manera detallada en la Nota 20.1.1.42 –
Alteración de la estructura organizativa.

INFORMACIÓN SOBRE LA CUENTA DE RESULTADOS
20.1.1.6. Ingresos
20.1.1.6.a Ingresos por ventas y servicios – 1.733 millones de euros (1.789 millones de euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el desglose del término en cuestión para los ejercicios terminados el 31 de
2009 2008
Energía 1.508 1.585
-de los que del Grupo Enel 172 148
Otras ventas y servicios 225 204
Total 1.733 1.789

Los ingresos por venta “Energía” para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 se refieren a la
venta de energía por 1.323 millones de euros, al transporte de energía (1.418 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008) por 9 millones de euros y a certificados verdes y otros incentivos por
176 millones de euros (162 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, teniendo
también en cuenta las compensaciones correspondientes a los años anteriores). La cuota de ingresos
mencionada del Grupo Enel, corresponde básicamente a la venta de energía a través de contratos bilaterales y
a la venta de certificados verdes.
Las “Otras ventas y prestaciones” se refieren principalmente a la venta directa e indirecta de material
fotovoltaico y a la construcción de instalaciones fotovoltaicas (114 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009 y 84 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008) y a los beneficios que derivan de los acuerdos de “Tax partnership” (42 millones de euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009). La cuota de otras ventas y prestaciones relativas al Grupo
Enel, es básicamente la correspondiente a la venta de certificados de eficiencia energética a Enel
Distribuzione S.p.A. (48 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 13
millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008) y a los trabajos en curso bajo pedido
(41 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008).
20.1.1.6.b Otros ingresos -44 millones de euros (18 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008)
“Otros ingresos” se refieren a servicios y prestaciones accesorias suministradas, entre ellas la cesión a
terceros del agua de las centrales para fines diferentes a la producción de energía eléctrica (irrigación) y la

380

Sección I

cesión de energía térmica (9 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 7
millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008), y a contribuciones aprobadas al
Grupo ante acuerdos específicos (13 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009).
21.1.1.7 Costes
21.1.1.7.a Materias primas y bienes de consumo – 206 millones de euros (178 millones de euros en el
ejercicico terminado el 31 de diciembre de 2008)
2009 2008
Materiales 157 120
Energía eléctrica 37 45
Combustibles y gas 12 13
Total 206 178
- capitalizados 6 1

Los costes por compra de “Materiales” se refieren principalmente al material empleado en la gestión y
mantenimiento de las plantas (12 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009) y a
las compras de material fotovoltaico por parte de Enel.si para revender (78 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009).
Los costes por adquisición de “Energía eléctrica” se refieren a la energía comprada para el funcionamiento
de los servicios auxiliares de central, directamente o indirectamente vinculados a la producción de energía
eléctrica, a los servicios de iluminación y de fuerza motriz y a la energía eléctrica comprada a Panamá en el
ámbito del contrato de venta de energía (26 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 De diciembre
de 2009 y 35 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008).
Los costes por compra de “Combustibles y gas” se refieren a las plantas de cogeneración de las sociedades
españolas (Cooling Heating and Power).
20.1.1.7.b Servicios – 275 millones de euros (261 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008)
2009 2008
Mantenimiento y reparaciones 53 35
Cuotas de leasing 42 47
Costes de transmisión 21 22
Otros costes de servicios 159 157
Total 275 261

Los “Costes por disfrute de bienes de terceros” (42 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009 y 47 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008) se refieren

381


principalmente a las rentas de derivación de aguas como rentas de servicios estatales, sobre-rentas por
cuencas hidrográficas montañosas y ribereñas que se deben a los entes públicos locales ante concesiones de
uso de aguas públicas con objetivo hidroeléctrico.
“Otros costes de servicios” en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 se refieren principalmente a
los costes generales indirectamente vinculados a la producción en parte regulados por contratos con el Grupo
Enel, cuyo contenido se describe en la Nota 20.1.1.39, las contraprestaciones por prestaciones profesionales
y técnicas y las consultas estratégicas de dirección y organización empresarial (26 millones de euros),
premios de seguros para pólizas de diferente naturaleza vinculadas a la cobertura de riesgos (12 millones de
euros), los costes por servicios vinculados al personal, principalmente gastos de viaje y traslados (9 millones
de euros) y las tarifas y contraprestaciones por el derecho de uso de medios de transporte a GME S.p.A. (8
millones de euros).
Los “otros costes por servicios” en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 se refieren en 106
millones de euros, a servicios recibidos por las sociedades que operan en el mercado nacional, y en 51
millones de euros, a servicios recibidos por sociedades que operan en el mercado extranjero.
En particular, los servicios recibidos de sociedades del Grupo Enel se refieren:
 a la formalización de contratos con Enel referentes a las comisiones de gestión, a la comisión de
servicio, a la marca y a la comunicación (41 millones de euro);
 a los contratos formalizados con las sociedades de servicios del Gruppo Enel, Enel Servizi S.r.l.,
referentes al servicio administrativo, a los servicios informáticos, a los servicios globales y a otros
servicios (22 millones de euros);
 a los contratos formalizados con Enel Produzioni S.p.A. por los servicios de gestión energética (20
millones de euros);
 a los contratos formalizados con otras sociedades del Grupo (8 millones de euros).

20.1.1.7.c Coste relativo al personal – 172 millones de euros (149 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008)
2009 2008
Salarios y nóminas 121 115
Obligaciones sociales 30 26
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 4 9
Otros costes 17 (1)
Total 172 149
- capitalizados 19 17

El término “Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados”, equivalente a 4 millones de
euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 (9 millones de euros en el ejercicio terminado a
31 de diciembre de 2008), corresponde a 3 millones de euros en beneficios de jubilación y por la parte
residual a otros beneficios como se describe en la nota correspondiente a “Indemnización por de fin de
contrato”.

382

Sección I

“Otros costes” equivalentes a 17 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 se
refiere principalmente a las obligaciones para incentivos al desplazamiento del personal. En el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008 los “Otros costes” incluían el depósito del fondo de salida incentivada.
En la siguiente tabla se muestra la composición de los empleados al 31 de diciembre de 2009:
Composición final al 31 de diciembre de 2009
Directivos 64
Técnicos 358
Empleados 1.209
Operarios 1.054
Total 2.685

20.1.1.7.d Amortizaciones y pérdidas por deterioro – 416 millones de euros (418 millones de euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008)
2009 200
Amortización de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 396 378
Amortización de activos inmateriales 17 12
Pérdidas por deterioro 3 28
Total 416 418

El término “Pérdidas por deterioro” equivalente a 3 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009 se refiere a la desvalorización de otros créditos; en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008 dicho término se refiere al impairment de la planta de Serrazzano.
20.1.1.7.e Otros costes operativos – 60 millones de euros (65 millones de euros en el ejercicio terminado el
31 de diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el desglose del término en cuestión para el ejercicio terminado el 31 de
2009 2008
Impuestos y tasas 19 19
Contribuciones 26 14
Otras obligaciones derivadas de la gestión 15 32
Total 60 65

El término “Contribuciones” incluye las contribuciones reconocidas a Ayuntamientos, provincias y regiones,
donde hay centrales, en base a acuerdos específicos entre las partes.
El término “Otras obligaciones derivadas de la gestión” se refiere principalmente a las provisiones netas a
fondos para riesgos y obligaciones.- correspondientes en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008,
principalmente al fondo controversia, a la gestión de las plantas de producción y a los posibles contenciosos
fiscales (24 millones de euros). Dicho término, en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 acoge
además las minusvalías derivadas de la de la dimisión anticipada de bienes inmuebles (8 millones de euros).

383


20.1.1.8 Ganancias (Pérdidas) netas de gestión de riesgo de Commodity – 118 millones de euros (31
millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el desglose del término en cuestión para el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009:
2009
Ganancias provenientes de derivados: 168
de trading – sin cobertura de precio de Commodity 34
CFH – cobertura del precio de los Commodity 134

Rectificaciones de ganancias de valoración a.p. para partidas terminadas año en derivados: (44)
de trading – sin cobertura de cambio de Commodity (1)
de trading – sin cobertura de precio de Commodity (43)

Total de ganancias de gestión del riesgo de Commodity 124

2009
Costes realizados sobre derivados de trading y no cobertura a precio de Commodity (12)
de trading – sin cobertura de cambio de Commodity (6)
CFH – cobertura del precio de los Commodity (6)

Rectificaciones de obligaciones de valoración a.p. para partidas terminadas en el año en 6
derivados:
de trading – sin cobertura de cambio de Commodity 5
de trading – sin cobertura de precio de Commodity 1

Total de obligaciones de gestión del riesgo de Commodity (6)

En la siguiente tabla se muestra el detalle del término en objeto en el ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2008:
2008
Obligaciones realizadas sobre contratos terminados en el ejercicio (69)
- de los que el Grupo Enel (22)
Provenientes de valoraciones 38
Total obligaciones netas de gestión del riesgo de Commodity (31)

Las “Ganancias netas de gestión de riesgo de Commodity” se refiere a ganancias netas por el valor de 156
millones de euros obtenidas con contratos derivados de Commodity terminados el 31 de diciembre de 2009
por 38 millones de euros exento de obligaciones para rectificaciones de ganancias de valoración relativas a
años anteriores.
Todos los contratos están en vigor con la sociedad del Grupo Enel Enel Trade S.p.A. para la parte
correspondiente a los Commodity y con Enel para la cobertura de riesgo vinculado a la diferencia de cambio,
mientras que los contratos de cobertura con Enel Trade S.p.A. se estipulan en dólares.

384

Sección I

20.1.1.9 Costes financieros netos – (135) millones de euros (233 millones de euros en el ejercicio
2009 2008
Diferencias positivas de cambio 13 29
Intereses y otras ganancias de activos financieros 7 12
Ganancias de instrumentos financieros derivados 5 1
Otras ganancias financieras 1 -
TOTAL INGRESOS FINANCIEROS 26 42

Intereses y otros costes de pasivos financieros 138 251
- financiaciones a largo plazo 54 68
- financiaciones a corto plazo 80 181
- obligaciones financieras sobre beneficios a empleados 2 2
- obligaciones financieras sobre contratos de leasing 2 -
Diferencias negativas de cambio 16 23
Costes de instrumentos financieros derivados 7 1
TOTAL COSTES FINANCIEROS 161 275

COSTES FINANCIEROS NETOS (135) (233)

El término “Intereses y otros costes de pasivos financieros: financiaciones a corto plazo” se refiere, sobre
todo, a los intereses de maduración de la cuenta corriente intersocietaria en vigor con la sociedad de control
Enel.
20.1.1.10 Resultado neto de sociedades por el método de participación (5 millones en el ejercicio
2009 2008
Ganancias de participaciones en sociedades subsidiarias 10 12
Obligaciones de participaciones en sociedades subsidiarias (8) (7)
Total 2 5

El “resultado neto de sociedades por el método de participación” incluye, principalmente, los efectos de los
resultados positivos obtenidos por la sociedad de participación financiera La Geo (9 millones de euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 10 millones de euros en el ejercicio terminado el de 31 de
diciembre de 2008) y de aquellos negativos de Trade Wind Energy L.L.C. por 6 millones de euros en el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 (el efecto negativo de las sociedades norteamericanas resulta
ser igual a 4 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008).

385


20.1.1.11 Impuestos – 219 millones de euros (339 millones de euros en el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2008)
2009 2008
Impuestos corrientes 245 168
Impuestos sustitutivos 532
Impuestos diferidos (anticipados) (26) (1.039)
Total 219 339

Los impuestos de la controladora en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 se han determinado
aplicando las alícuotas impositivas en vigor para el año fiscal 2009 (27,5% por el Impuesto de Sociedades y
4,07% por el Impuesto Regional sobre las Actividades Productivas) e incluyen el efecto de la aplicación del
Impuesto de Sociedades (6,5%, Impuesto Robin Hoodel llamado “impuesto Robin Hood”).
Los impuestos del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 benefician los efectos netos (522 millones
de euros) resultantes de la adecuación de la fiscalidad diferida y al reajuste de las diferencias entre los
valores legales y fiscales de los activos materiales del líder del grupo (Ley nº 244/07), al neto de las cargas
por el impuesto sustitutivo correspondiente. Los impuestos del ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008 estimados en las sociedades extranjeras equivalen a 50 millones de euros.
En la siguiente tabla se presenta la reconciliación de la alícuota teórica de imposición fiscal con la incidencia
sobre el resultado de los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008
2009 2008
Resultados antes de impuestos 658 495

Efecto impuestos sustitutivos 0,0% (522) (105,5%)
Efecto relativo a tipos impositivos locales (22) (3,3%) 1 0,2%
Efecto Impuesto Robin Hood 34 5,2% 17 3,4%
Diferencias permanentes y otras partidas menores 1 0,2% 4 0,8%
Diferencias de estimaciones de años precedentes (5) (0,8%) 0,0%
Impuesto regional sobre las actividades productivas (IRAP, por sus siglas en italiano) 30 4,6% 33 6,7%

TOTAL 219 33,3% (339) (68,5)%

386

Sección I

INFORMACIÓN SOBRE EL ESTADO PATRIMONIAL
20.1.1.12 Bienes inmuebles, plantas y maquinaria – 7.200 millones de euros (6.755 millonesde euros en
el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008)
El detalle y la movilización de los inmuebles, plantas y maquinaria correspondientes a los ejercicios
terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 son los siguientes:
Terrenos y Plantas y Otros Actividades materiales Total
edificios maquinaria bienes en curso y depósitos
Coste histórico 1.107 7.443 128 564 9.242
Amortización Acumulada (229) (2.734) (71) - (3.034)
Composición al 1 de enero de 2008 878 4.709 57 564 6.208
Diferencias de cambio (2) 44 3 11 56
Inversiones 7 155 18 702 882
Variación del perímetro de consolidación 2 5 - 9 16
Transferencias en ejercicio 17 250 14 (281) -
Amortización (26) (348) (4) - (378)
Pérdida de valor - (28) - - (28)
Cesiones, puesta en marcha y otros movimientos 22 459 (16) (466) (1)
Total de variaciones 3 287 1 256 547
Coste histórico 1.141 8.065 130 820 10.156
Amortización Acumulada (260) (3.069) (72) - (3.401)
Composición al 31 de diciembre de 2009 881 4.996 58 820 6.755
Inversiones 18 209 20 441 688
Puesta en marcha 17 250 14 (281) -
Amortizaciones (26) (365) (5) - (396)
Variación del perímetro de consolidación 15 87 7 103 212
Diferencias de cambio 4 (20) (1) (4) (21)
Cesiones y otros movimientos 22 (36) (4) (20) (38)
Variación total 3 287 1 256 547
Coste histórico 1.141 8.065 130 820 10.156
Fondo de amortización (260) (3.069) (72) - (3.401)
Composición a 31 de diciembre de 2008 881 4.996 58 820 6.755
Inversiones 18 209 20 441 688
Puesta en marcha 17 250 14 (281) -
Amortizaciones (26) (365) (5) - (396)
Variación del perímetro de consolidación 15 87 7 103 212
Diferencias de cambio 4 (20) (1) (4) (21)
Cesiones y otros movimientos 22 (36) (4) (20) (38)
Variación total 50 125 31 239 445
Coste histórico 1.232 8533 171 1.059 10.995
Fondo amortización (301) (3.412) (82) - (3.795)
Composición a 31 de diciembre de 2009 931 5.121 89 1.059 7.200

El término “Terrenos y edificios” se refiere a terrenos por el valor de 34 millones de euros (32 millones de
euros al 31 de diciembre de 2008) y al montante residual de los edificios.
El término “Plantas y maquinaria” incluye los bienes que se pueden devolver gratuitamente por un valor neto
de 783 millones de euros (815 millones de euros al 31 de diciembre de 2008).

387


El término “Otros bienes” al 31 de diciembre de 2009 incluye bienes en leasing financiero por un importe
equivalente a 20 millones de euros.
Las “Variaciones del perímetro de consolidación” se refieren, principalmente, a las siguientes operaciones
realizadas en el transcurso de 2009:
 adquisición de parques eólicos en Grecia (56 millones de euros, al neto de ayudas otorgadas
por valor de 2 millones),
 adquisición de parques eólicos en Francia (136 millones de euros),
 adquisición de parques eólicos en España (12 millones de euros).
Las “Variaciones del perímetro de agregación” se refieren a la adquisición de dos parques eólicos en Grecia.
En la siguiente tabla se exponen los pagos mínimos futuros debidos al leasing y el correspondiente valor
actual al 31 de diciembre de 2009.
Pagos mínimos previstos Valor actual
2010 2 1
2011-2015 11 6
Después de 2015 20 13
Total 33 20
- de los cuales obligaciones financieras 13

A continuación se sintetizan por tipo las inversiones efectuadas a lo largo del 2009 y 2008:
2009 2008
Inversiones
Hidroeléctricas 123 83
Geotérmicas 151 237
Eólicas 400 540
Otros 14 22
TOTAL 688 882

Se destaca que el valor de las inversiones en Norteamérica, equivalente a 36 millones de euros en el ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009, en el sector geotérmico se ha inscrito exento de contribuciones
recibidas, que ascienden a 44 millones de euros.

388

Sección I

20.1.1.13 Activos inmateriales – 259 millones de euros (224 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
El detalle y la movilización de los activos inmateriales referentes a los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2009 y 2008 son los siguientes:
Concesiones, licencias, Otras inmovilizaciones inmateriales y Total
marcas y derechos similares contratos de venta
Coste histórico 115 109 224
Amortización acumulad (12) (27) (39)
Composición al 1 de enero de 2008 103 82 185
Inversiones 14 3 17
Amortizaciones (5) (7) (12)
Diferencias de cambio (8) 5 (3)
Otros movimientos (3) 40 37
Total de variaciones (2) 41 39
Composición al 31 de diciembre de 2008 99 125 224
Inversiones 6 6 12
Amortizaciones (6) (11) (17)
Variación del perímetro de consolidación 4 20 24
Diferencias de cambio 11 (3) 8
Otros movimientos 0 8 8
Total de variaciones 15 20 35
Composición al 31 de diciembre de 2009 114 145 259

A 31 de diciembre de 2009, el término “Concesiones, licencias, marcas y derechos similares” incluye
principalmente el valor de los derechos de usufructo del agua de las centrales hidroeléctricas en América
Latina (equivalente a 75 millones de euros a 31 de diciembre de 2009 y a 68 millones de euros a 31 de
diciembre de 2008) y en Norteamérica (derechos FERC por un total de 3 millones de euros a 31 de diciembre
de 2008), del derecho a la producción de energía eléctrica de fuente mini-hidroeléctrica y los derechos de
concesión a las redes de distribución en España (equivalente a 33 millones de euros a 31 de diciembre de
2009 y a 28 millones de euros a 31 de diciembre de 2008).
En “Otras inmovilizaciones inmateriales y contratos de venta” a 31 de diciembre de 2009 se incluye
principalmente la valoración de los contratos de venta de energía (Power Purchase Agreement).
Las inversiones del ejercicio que se terminó el 31 de diciembre de 2009 ascienden a 12 millones de euros y
se refieren principalmente a la compra de software y de licencias de desarrollo de software.
El término “Variación del perímetro de consolidación” a 31 de diciembre de 2009 se puede reconducir
principalmente a la valoración de los contratos de venta de energía en vigor con Hellenic Transmission
System Operator (HTSO), efectuada después de completar el procedimiento de valoración de los activos a
pasivos de las sociedades griegas adquiridas a lo largo del ejercicio de 2008 (ver la nota 20.1.1.4 – “Área de
consolidación”).
Los otros activos inmateriales al 31 de diciembre de 2008 se refieren principalmente a las valorizaciones de
los contratos de venta de la energía (Power Purchase Agreement) en Norteamérica (70 millones de euros), en
América Latina (15 millones de euros) y en Grecia (33 millones de euros).

389


20.1.1.14 Fondo de comercio – 532 millones de euros (454 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
El detalle y la movilización del Fondo de comercio en los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2009 y
de 2008 son los siguientes:
Al 1 de enero de 2009 Adquisiciones Diferencias Otros Al 31 de
2009 de cambio movimientos diciembre de 2009
Inelec S.de R.L. de C.V. 89 - (4) - 85
Americas Generation Corporation 95 - 8 - 103
Enel Latin America L.L.C. 62 - (11) - 51
Renovables de Guatemala S.A. - 14 - - 14
Enel Unión Fenosa Renovables S.A. 87 2 - 1 90
Perimetro Elica (*) 37 53 - (16) 74
Enel Green Power Portoscuso S.r.l. 1 - - - 1
(ya Portoscuso Energia S.r.l.)
Enel Green Power Romania (ya 1 4 - - 5
Blue Line Impex S.r.l.)
Enel Green Power Bulgaria E.A.D. - - - 3 3
Enel Erelis S.A.S. - 28 - (2) 26
Enel North America Inc. 82 - (2) - 80
TOTAL 454 101 (9) (14) 532
(*) El “Perímetro ELICA” corresponde al total del fondo de comercio atribuible a las sociedades griegas: International Wind Parks of Thrace, Wind
Park of Thrace S.A., International Wind of Crete S.A., International Wind of Achaia S.A., International Wind of Rhodes S.A., Glafkos
Hydroelectrical Station S.A., Aioliko Voskerou S.A. e Hydro Constructional A.E..

(En millones de euros) Al de 1 de enero de Adquisiciones Diferencias de Otros Al de 31 de
2008 2008 cambio movimientos diciembre de 2008
Inelec 100 - 4 (15) 89
Americas Generation Corporation 90 - 5 - 95
Enel Latin America L.L.C 59 - 3 - 62
Enel Unión Fenosa Renovables 85 - - 2 87
Perimetro Elica (*) 42 16 - (21) 37
Portoscuso Energia S.r.l - 1 - - 1
Blue Line Impex 1 - - - 1
Enel North America 77 - 5 - 82
TOTAL 454 17 17 (34) 454
(*) El Perimetro Elica corresponde al total del Fondo de comercio atribuible a las sociedades griegas: International Wind Park of Thrace,
International Wind Parks of Crete International Wind Power e Hydro Constructional

En “Adquisiciones 2009” se incluyen 14 millones de euros, correspondientes al uso del derecho de opción
para la compra de la cuota que tiene Simest (8,8%) en Renovables Guatemala. La controladora se ha
comprometido a adquirir a Simest la cuota de participación accionaria entera hasta lal 30 de junio de 2017 (el
ejercicio del derecho de tal opción, reconocido recíprocamente a título gratuito, podrá efectuarse a partir del
30 de junio de 2015); para las variaciones existencias se hace referencia al párrafo “Área de consolidación de
adquisiciones de terceros” (Las “Adquisiciones 2008 hacen referencia a la actividad provisional relacionada
con la compra de las sociedades International Wind Parks of Crete e Hydro Constructional.
La voz “Diferencias de cambio” incluye la adecuación del efecto de cambios del fondo de comercio de las
sociedades con moneda diferente al euro.

390

Sección I

En “Otros movimientos”, a 31 de diciembre de 2009 se incluyen 16 millones de euros correspondientes a la
adjudicación definitiva del precio de adquisición de las sociedades griegas adquiridas a lo largo del ejercicio
2008 (International Wind Parks of Crete A.E. e Hydro Constructional A.E.). Ese término, a 31 de diciembre
de 2008, incluye las variaciones debidas a la finalización, durante el transcurso del ejercicio de 2008, de la
localización del coste de las participaciones referidas a International Wind Power, International Wind Parks
of Thrace e Inelec.
Como se ha indicado anteriormente, el fondo de comercio no está sujeto a amortización, sino a
comprobaciones con el objetivo de individuar eventuales pérdidas de valor (impairment test) anualmente o
más frecuentemente, cuando se verifiquen eventos específicos o circunstancias que puedan hacer presumir
una pérdida de valor. Con el fin de tal verificación el fondo de comercio se adjudica a unidades generadoras
de flujos de efectivo financieros (cash generating unit o CGU) o a grupos de CGU respecto al vínculo
máximo de agrupación que no puede superar el sector operativo en el sentido del IFRS 8. En concreto, los
criterios adoptados para la identificación de los CGU a los que adjudicar el fondo de comercio se han tasado,
de acuerdo con la visión estratégica y operativa de la gerencia, esencialmente en las características
específicas del negocio de referencia, en las reglas de funcionamiento y las normativas de los mercados en
los que se opera y en la organización empresarial definida también en función de motivaciones de carácter
técnico y de gestión, así como en el nivel de informes controlados por la dirección.
En la siguiente tabla se indican, entre otros, los CGU a los que se ha asignado el fondo de comercio,
indicando los valores correspondientes. La eventual reducción de valor del fondo de comercio se anota en el
caso de que el valor recuperable del fondo de comercio resulte inferior a su valor de inscripción en las
Cuentas.
La estimación del valor recuperable de los inicios de actividad inscritos en las Cuentas se ha efectuado a
través del uso de modelos de flujo de efectivo descontados basados sustancialmente en los futuros flujos de
efectivo esperados y una tasa de actualización apropiada. En este caso, los flujos de efectivo se han
determinado en base al plan industrial 2010-2014. Concretamente, estas previsiones se han elaborado en base
a los siguientes supuestos principales: i) el factor de carga se ha estimado en relación a cada planta operativa
o en fase de desarrollo en base a la hidraulicidad media de los últimos 35 años (plantas hidroeléctricas), a los
datos históricos de los últimos 40 años (plantas geotérmicas) y a las mediciones de los últimos 12-24 meses
(plantas eólicas y solares); ii) el ingreso medio unitario se ha estimado en base a los incentivos reconocidos
por las diferentes tecnologías y por los escenarios correspondientes a los precios de mercado de la energía
eléctrica, efectuando suposiciones sobre los factores que quedan fuera de la influencia de la gerencia, con
especial referencia a las cotizaciones Brent (precio del petróleo por barril) y a la tasa de cambio dólar-euro;
estas suposiciones se basan en publicaciones de las principales instituciones económicas nacionales e
internacionales y de las principales entidades de investigación económica. Para la actualización de estos
flujos se ha considerado un período explicito de acuerdo con los citados datos provisorios, o con la vida útil
media de los activos, o con la duración de las concesiones. En los casos en los que no ha sido posible estimar
de manera fiable los flujos de efectivo para el horizonte temporal completo de vida de los activos, se ha
colocado un valor residual como anualidades perpetuas, anualidades o valor de salvamento, asumiendo una
tasa de crecimiento de acuerdo con las expectativas de crecimiento de los países correspondientes (zona de
Europa y Norteamérica inferiores respecto a la zona de América Latina). El valor de uso de los inicios de
actividad determina, según las modalidades arriba mencionadas, el resultado superior al inscrito en las
Cuentas. Además se ha realizado un análisis de sensibilidad para verificar los eventuales efectos sobre el
valor recuperable del Fondo de comercio vinculados a una variación de la tasa de actualización (+/- 100
puntos básicos) y de la tasa de crecimiento (+/- 100 puntos básicos) utilizado en la determinación de los

391


valores terminales. De este análisis se ha extrapolado que una variación de los citados parámetros en la
medida arriba indicada determinaría una reducción nada significativa de la voz Fondo de comercio inscrita
en las Cuentas.
En la siguiente tabla se indican los CGU a los que se ha adjudicado el Fondo de comercio a 31 de diciembre,
incluido el valor correspondiente, y los principales parámetros usados para determinar el valor recuperable
de los inicios de actividad:
Al 31 de Alícuota Tasa de Tasa de Período Valor Año de Año final
diciembre (2009) crecimiento descuento explícito terminal inicio de de bono
de 2009 WACC de flujos bono perpetuo
[5] de perpetuo / bono
efectivo anual
(años)
Inelec S.de R.L.de C.V. 85 28,0% 2,5% 8,0% 5 Anualidad 6 -
perpetua
Americas Generation Corporation 103 30,0% 2,5% 7,8% 5 Anualidad 6 -
perpetua
Enel Latin America L.L.C. 51 26,5% [1] 2,5% 7,8% 5 Anualidad 6 29
Renovables de Guatemala S.A. 14 No No No No No No No
disponible disponible disponible disponible disponible disponible disponible
Enel Unión Fenosa Renovables 90 5,9% 2,0% 5,9% 10 Anualidad 11 15
S.A.
Perimetro Elica (*) 74 25,0% 2,0% 6,1% vida útil Valor de - -
[3] salvamento
/ anualidad
perpetua
[4]
Enel Green Power Portoscuso 1 No No No No No No No
S.r.l. (ya Portoscuso Energia disponible disponible disponible disponible disponible disponible disponible
S.r.l.)
Enel Green Power Romania (ya 5 No No No No No No No
Blue Line Impex S.r.l.) disponible disponible disponible disponible disponible disponible disponible
Enel Green Power Bulgaria 3 No No No No No No No
E.A.D. disponible disponible disponible disponible disponible disponible disponible
Enel Erelis S.A.S. 26 33,3% 2,0% 5,8% 6 Anualidad 7 16
Enel North America Inc. 80 35,0% 2,0% 5,9% 5 Anualidad 6 25
TOTAL 532
[1] Media países
[2] No sujetos a Impairment test
[3] 20 años de COD para eólico; 10 años plan de negocio para hidro
[4] Valor de salvamento equivalente al 25% capex inicial inflacionado hasta final de vida útil para eólico; bono perpetuo para hidro
[5] El WACC representa la media ponderada del coste de las formas de financiación de la empresa.

Con referencia a las adquisiciones perfeccionadas a lo largo de 2009 para las que el proceso de valoración de
los activos y pasivos adquiridos todavía está en funcionamiento en la fecha de aprobación de las presentes
cuentas, el correspondiente Fondo de comercio está inscrito de manera provisional (ver nota 20.1.1.4 – “Área
de consolidación”).

392

Sección I

20.1.1.15 Activos por impuesto diferido y pasivos por impuestos diferidos –121 millones de euros– (182)
millones de euros (68 millones de euros – (195) millones de euro al 31 de diciembre de 2008)
A continuación se detallan los movimientos de los “Activos por impuestos diferidos” y de los “Pasivos por
impuestos diferidos” referidos a los ejercicios que se terminaron el 31 de diciembre de 2008 y de 2009 por
tipología de diferencias temporales, en función de las alícuotas fiscales previstas por la normativa en vigor,
así como el importe de los activos por anticipos de impuestos compensables, cuando esté permitido, con los
impuestos diferidos.
Al 1 Incr / Variaciones Cuota Otros Al 31 de
de (desc.) con área de atribuida movimientos diciembre
enero imputación consolidación directamente y efecto de 2009
de a cuenta al cambios
2009 económica patrimonio
neto
Activos por anticipo de impuestos diferidos
- diferencias de valor en inmovilizaciones y activos 8 - - - 18 26
financieros
- aprovisionamiento para riesgos y obligaciones con 29 26 - - 1 56
deducibilidad diferida
- valoración de instrumentos financieros 4 - - - 1 5
- crédito fiscal (Norteamérica) 20 2 - - - 22
- otras partidas 7 - 3 - 2 12
Total 68 28 3 - 22 121
Pasivos por impuestos diferidos:
- diferencias en inmovilizaciones y activos 109 3 3 - 4 119
financieros
- valoración de instrumentos financieros 51 - - (25) - 26
- otras partidas 35 (1) 4 - (1) 37
Total 195 2 7 (25) 3 182

Activos por impuestos diferidos/ (pasivos por (49) (39)
impuestos diferidos) netos compensables
Activos por impuestos diferidos no compensables 15 84
Pasivos por impuestos diferidos no compensables 93 106

393


La “Variación área de consolidación” incide en los activos anticipados en 3 millones de euros y en los
pasivos diferidos en 7 millones de euros. El efecto variaciones, incluido en “Otros movimientos y efecto
cambios”, es negativo en 1 millón de euros en el saldo de los activos por anticipos de impuestos y negativo
en 3 millones de euros en el saldo de los pasivos por impuestos diferidos.
Al 1 Incr / Cuota Otros Al 31 de
de (desc.) con atribuida movimientos diciembre
enero imputación directamente y efecto de 2008
de a cuenta al cambios
2008 económica patrimonio
neto
Activos por anticipos de impuestos diferidos
- diferencias de valor en inmovilizaciones y activos financieros 1 8 - (1) 8
- aprovisionamiento para riesgos y obligaciones con deducibilidad 28 (1) - 2 29
diferida
- valoración de instrumentos financieros - 4 - - 4
- crédito fiscal (Norteamérica) 20 - - - 20
- otras partidas 3 - - 4 7
Total 52 11 - 5 68
Pasivos por impuestos diferidos:
- diferencias en inmovilizaciones y activos financieros 1.139 (1.031) - 1 109
- valoración de instrumentos financieros - - 50 1 51
- otras partidas 9 3 - 23 35
Total 1.148 (1.028) 50 25 195

20.1.1.16 Inversiones contabilizadas por el método de participación – 261 millones de euros (223
millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
Las inversiones contabilizadas por el método de participación al31 de diciembre de 2009 y de 2008 son las
siguientes:
(En millones de euros) Al 1 de enero Al 31 de diciembre
de 2009 de 2009
Valor Cuota Adquisiciones / Otras Impacto en la Valor Cuota
% Aumentos de capital variaciones cuenta económica %
La Geo S.A. de C.V. 91 36,2% - (14) 9 86 36,2%
Geronimo Wind Energy L.L.C. - - 13 - - 13 25%
Geronimo Wind Energy L.L.C. 1 42% 26 - (6) 21 42%
Elica II (*) 122 30% 11 - - 133 30%
Otras menores 9 - - (1) 8
TOTAL 223 50 (14) 2 261
(*) Para el detalle, a 30 de junio de 2010, de las 52 sociedades participadas, todas al 30%, que tienen sede en Grecia, veáse el Capítulo XX, Párrafo
20.2.2

A continuación se muestra una descripción de las principales inversiones:
 participación en la sociedad La Geo de C.V. para el desarrollo de los proyectos geotérmicos en El
Salvador de 86 millones de euros que se pone en movimiento a raíz de la erogación de los
dividendos (de 14 millones de euros) y de la cuota de los resultados del ejercicio (de 9 millones de
euros);
 participación en la sociedad Geronimo Wind Energy L.L.C., adquirida a lo largo del ejercicio de
2009 por un valor de 13 millones de euros;

394

Sección I

 participación en la sociedad Trade Wind Energy L.L.C. por un total de 21 millones de euros al 31 de
diciembre de 2009, que se ha puesto en movimiento después del aumento de capital suscrito por la
cuota de competencia de 26 millones de euros y de la cuota de la pérdida del ejercicio de 6 millones
de euros;
 participaciones en las vinculadas con “Elica II”, de 133 millones de euros al 31 de diciembre de
2009, relativas a la adquisición del 30%, de una serie de proyectos eólicos, denominados Elica II,
con una capacidad de hasta 1.400 MW, localizados en las zonas más ventosas de Grecia,
principalmente en Tracia, en el Peloponeso y en Eubea; a lo largo del ejercicio en el que se suscribió
un aumento de capital de 11 millones de euros.
(En millones de euros) Al 1 de enero Al 31 de
de 2008 diciembre de 2008
Valor Cuota Acquisiones/aumentos Otras Impacto en Valor Cuota
de capital variaciones cuenta económica
La Geo S.A. de C.V. 67 28,4% 14 - 10 91 36,2%
Trade Wind Energy L.L.C. 5 42% - - (4) 1 42%
Elica II (*) - - 122 - - 122 30%
Otras menores 15 - (5) (1) 9
TOTAL 87 136 (5) 5 223
(*) Para la información detallada a 30 de junio de 2010 de las 52 sociedades participantes con domicilio social en Grecia, véase el Capítulo XX,
Párrafo 20.2.2

A continuación se reproduce una descripción de las principales partidas:
 Participaciones en la sociedad La Geo S.A. de C.V. para el desarrollo de los proyectos geotérmicos
en El Salvador igual a 91 millones;
 participaciones en las sociedades del perímetro de Elica II referentes a la contraprestación pagada
por la adquisición del 30% de una serie de proyectos eólicos, denominados Elica II con una
capacidad de hasta 1.400 MW, localizados en las zonas más ventosas de Grecia, principalmente en
Tracia, en el Peloponeso y en Eubea, el acuerdo con Damco Energy (grupo Copelouzos) e
International Constructional (Grupo Samaras) prevé, además, el derecho de llevar la cuota de Enel
Green Power de modo progresivo al 80%.
Además, para las principales participaciones en empresas subsidiarias se distribuyen los datos económicos y
patrimoniales referentes a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 en las tablas anexadas
a continuación.
(En millones de euros) Al 31 de diciembre de 2009 Ejercicio que se terminó el 31 de diciembre de 2009
Activos Pasivos Ganancias Resultados (pérdidas)
La Geo S.A. de C.V. 295 24 95 39
Geronimo Wind Energy L.L.C. 5 - - (3)
Trade Wind Energy L.L.C. 47 27 2 (17)
Elica II (*) 10 1 0 -
(*) Para el detalle, a 30 de junio de 2010, de las 52 sociedades participadas que tienen sede en Grecia, véase el Capítulo XX, Párrafo 20.2.2

395


(En millones de euros) Al 31 de diciembre de 2008 Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008
Actividad Pasividad Resultados Útiles (pérdidas)
La Geo S.A. de C.V. 299 47 77 29
Tradewind Energy L.L.C 16 7 11 (4)

20.1.1.17 Activos financieros no corrientes – 35 millones de euros (132 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle de la partida en objeto a 31 de diciembre de 2009 y de 2008 y la
variación correspondiente:
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Variación
2009 2008
Créditos financieros a minoritarios a largo plazo 17 14 3
Contratos derivados 10 51 (41)
Otros activos financieros 8 67 (59)
TOTAL 35 132 (97)

El enunciado “Créditos financieros a minoritarios a largo plazo” incluye, al 31 de diciembre de 2009,
depósitos de fianza, de 6 millones de euros, y el anticipo otorgado a SoWiTec GmbH para la ejecución del
“acuerdo de desarrollo del proyecto” estipulado con la misma para el desarrollo de parques eólicos en Brasil,
de 10 millones de euros.
Los “Contratos derivados” clasificados en las actividades financieras no corrientes se refieren a los derivados
del flujo de activos relativos a los contratos por diferencias de doble vía con la sociedad del Grupo Enel
S.p.A, Enel Trade S.p.A y engloba el valor razonable de los contratos derivados existentes en la fecha de las
Cuentas. En la siguiente tabla se muestra el valor nocional y el “valor razonable” de los derivados existentes
subdivididos por tipología de contrato y por designación al 31 de diciembre de 2009 y de 2008:
(En millones de euros) Nocional Valor razonable
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de
2009 2008 2009 2008
Derivados por cobertura de 38 244 10 51
flujos de efectivo
Commodity 38 244 10 51
Total derivados 38 244 10 51

En las tablas siguientes se resumen, respectivamente, los saldos del valor razonable al 31 de diciembre de
2009 y de 2008, subdivididos en función del criterio de medida previsto por IFRS 7.
Al 31 de diciembre de Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3
2009
Derivados por cobertura de flujos de efectivo 10 - 10 -
Total 10 - 10 -

396

Sección I

2008
Total 51 - 51 -

Las otras actividades financieras al 31 de diciembre de 2008 contienen fundamentalmente:
- los pagos a cuentas por adquisiciones de participaciones en las sociedades griegas, International Wind
Rhodes (13 millones de euros), International Wind Achaia (14 millones de euros) y Glafkos
Hydroelectric (7 millones de euros);
- las participaciones en las sociedades International Wind Parks of Rhodes (12 millones de euros por una
participación del 6,54%), International Wind Parks of Achaia (13 millones de uros por una participación
del 15%) y Glafkos Hydroelectric (7 millones de euros por una participación del 8,08%).
20.1.1.18 Otros Activos no corrientes – 34 millones de euros (6 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle de la partida en objeto al 31 de diciembre de 2009 y de 2008 la
2009 2008
Créditos tributarios 11 - 11
Depósitos de fianza de activos de naturaleza operativa 3 2 1
Contribuciones por cobrar 16 - 16
Otros créditos diferentes 4 4 -
TOTAL 34 6 28

El enunciado “Contribuciones por cobrar” al 31 de diciembre de 2009 incluye el crédito devengado hacia el
Estado Griego por contribuciones aprobadas, pero que este último aún no ha liquidado.
Activos corrientes
20.1.1.19 Existencias – 31 millones de euros (82 millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
Las “Existencias” presentan un saldo al 31 de diciembre de 2009 igual al 31 millones de euros y engloban
principalmente el valor del almacén geotérmico (11 millones de euros) y los certificados de eficiencia
energética (9 millones de euros).
Las “Existencias” al 31 de diciembre de 2008 presentaban un saldo de 82 millones correspondientes a las
existencias de materiales destinados a las actividades de mantenimiento, funcionamiento y construcción de
plantas (16 millones de euros), a los módulos fotovoltaicos para la instalación directa o la venta a las
franquicias (34 millones de euros) y el valor de los certificados de eficiencia energética (32 millones de
euros).

397


20.1.1.20 Créditos comerciales – 512 millones de euros (258 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle de la partida en objeto al 31 de diciembre de 2009 y de 2008 y la
2009 2008
Venta y transporte de energía eléctrica 433 194 239
del Grupo Enel 204 120 84
Créditos por trabajos en curso bajo pedido - 13 (13)
Otros créditos 79 51 28
Total 512 258 254

El incremento de la partida “Venta y trasporte de energía eléctrica”, de 239 millones de euros, principalmente
refleja la marcha de los créditos de la controladora Enel Green Power S.p.A. que el 1 de diciembre de 2008
puso en marcha su propia actividad operativa; por tanto, los créditos comerciales existentes al 31 de
diciembre de 2008 se referían exclusivamente a un mes de actividad (al 31 de diciembre de 2008 había
créditos por la venta de energía del grupo principal Enel Green Power S.p.A por un valor de 106 millones de
euros y créditos de las sociedades controladas por un valor de 88 millones de euros, mientras que al 31 de
diciembre de 2009 dicha partida incluye posiciones crediticias relativas tanto al mes de diciembre como a los
períodos anteriores, en línea con los tiempos de facturación y de cobro previstos contractualmente. En el
ámbito de la partida en objeto, queda reflejado que la cuota de créditos comerciales para la valorización de
los certificados verdes y otras formas de incentivos asciende a 176 millones de euros a 31 de diciembre de
2009 (21 millones de euros al 31 de diciembre de 2008) y que el detalle de los créditos a las sociedades
controladas (“de las que forma parte el Grupo Enel”) está expuesto en la Nota 20.1.1.39.
Los “créditos para trabajos por curso bajo pedido” al 31 de diciembre de 2008 se refieren a trabajos por
encargo en curso de plantas fotovoltaicas efectuados por cuenta de minoritarios de las sociedades del Grupo
Enel S.p.A., Enel Distribuzioni S.p.A. y Enel Servizi S.r.l.
Los “Otros créditos” al 31 de diciembre de 2008 se refieren a la venta de los certificados de eficiencia
energética a la sociedad Enel Distribuzione S.p.A. (35 millones de euros).

398

Sección I

20.1.1.21 Créditos por impuestos sobre la renta – 18 millones de euros (15 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008)
Los “Créditos por impuestos sobre la renta” incluyen exclusivamente el crédito para impuestos
correspondientes al área de América Latina y registran un incremento de 3 millones de euros respecto al
saldo del 31 de diciembre de 2008.
20.1.1.22 Activos financieros corrientes- 228 millones de euros (191 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008)
2009 2008
Títulos 68 48 20
Otros créditos financieros 85 14 71
Total 228 191 37

La partida “Contratos Derivados” al 31 de diciembre de 2009 sustancialmente incluye la valorización de los
derivados expuestos a la variabilidad del flujo de efectivo y su producto básico.
Los “Contratos de derivados” clasificados en las actividades financieras corrientes al de 31 de diciembre de
2008 se refieren en 82 millones de euros a los contratos financieros por discrepancias en dos partes con Enel
Trade y clasificadas como expuestos a la variabilidad del flujo de efectivo y en 43 millones de euros a los
contratos de derivados en Commodity clasificados como trading. Los contratos de derivados incluyen,
además, 4 millones de euros de derivados de tasa de cambio con Enel S.p.A.
En la siguiente tabla se muestra el valor nocional y el valor razonable de los “Contratos derivados” al 31 de
diciembre de 2009 y de 2008, subdivididos por tipología de contrato y por designación:
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de
2009 2008 2009 2008
Derivados por cobertura 455 593 75 85
de flujos de efectivo
Commodity 455 562 75 82
Cambios - 31 - 3
Derivados de trading 26 137 - 44
Commodity - 119 - 43
Cambios 26 18 - 1
Total derivados 481 730 75 129

399


En las tablas siguientes se resumen, respectivamente, los saldos del valor razonable al 31 de diciembre de
2009 y de 2008, subdivididos en función del criterio de medida previsto por IFPRS 7.
2009
Total 75 - 75 -

2008
Derivados de trading 44 - 44
Total 129 - 129 -

La partida “Títulos” se refiere a inversiones en títulos a corto plazo – preferentemente certificados de
depósito – mediante los cuales las controladas en Brasil, Chile y Panamá invierten temporalmente la liquidez
generada por la gestión operativa, tal y como está previsto por las políticas del Grupo.
La partida “Otros créditos financieros” incluye, al 31 de diciembre de 2009, por 79 millones de euros el
saldo de las cuentas corrientes relacionadas con Enel Finance International S.A..
20.1.1.23 Efectivo y otros activos líquidos equivalentes – 144 millones de euros (163 millones de euros
al 31 de diciembre de 2008)
2009 2008
Depósitos bancarios y postales libres 44 73 (29)
Depósitos bancarios y postales vinculados 100 90 10
Total 144 163 (19)

La partida “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes” no están gravadas por vínculos que limiten el uso
pleno y excepcional de “Depósitos bancarios y postales vinculados”, que esencialmente se refiere a depósitos
vinculados a garantía de operaciones emprendidas.

400

Sección I

20.1.1.24 Otros activos corrientes- 119 millones de euros (141 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
2009 2008
Créditos tributarios 38 37 1
Anticipos a proveedores 25 21 4
Redescuentos activos operativos corrientes 15 12 3
Otros créditos diferentes 41 71 (30)
-de las sociedades del Grupo Enel 16 28 (12)
TOTAL 119 141 (22)

Al 31 de diciembre de 2009 la partida “Otros activos corrientes” se refiere principalmente:
- en 34 millones de euros a la posición acreedora por IVA; y
- a créditos por asignaciones reconocidas por entes gubernamentales.
- Al 31 de diciembre de 2008 la partida “Otros activos corrientes” se refiere principalmente:
- en 13 millones de euros a créditos con Enel Trading S.p.A. por derivados en Commodity vendidos;
- en 7 millones de euros a los créditos de Enel Green Power S.p.A. a La Geo S.A. de C.V. referentes a la
valorización de la cuota de endeudamiento no otorgado junto con la planta geotérmica de Berlín III, que
ha comportado el reconocimiento de una cuota adicional de participación;
- en 6 millones de euros al IVA que se reconocerá a Enel Green Powerr cuando la administración
financiera de El Salvador devuelva el IVA a La Geo S.A. de C.V. y
- en 24 millones de euros a los créditos referentes a la parte todavía no cobrada de las asignaciones
reconocidas por el Ministero delle Attività Produttive según la ley 488/92.

Pasivo
20.1.1.25 Patrimonio neto – 2.564 millones de euros (2196 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
Para el detalle de los movimientos del Patrimonio neto en los ejercicios que se terminaron el 31 de diciembre
de 2009 y de 2008 se reenvía al correspondiente Folleto contable.
Capital social – 600 millones de euros (600 millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
El capital social está representado al 31 de diciembre de 2009 y de 2008 por 1.200.000.000 de acciones
ordinarias sin valor nominal totalmente suscrito y depositado por la sociedad de control Enel S.A.
Otras reservas – 1.366 millones de euros (604 millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
A continuación la composición de las principales partidas:

401


Reserva legal – 120 millones de euros (120 millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
La reserva legal representa la parte de los resultados que según lo dispuesto en el artículo 2430 del Código
Civil italiano no puede distribuirse como título de dividendo.
Reservas de valoración de instrumentos financieros CFH – 40 millones de euros (76 millones de euros al 31
de diciembre de 2008)
Al 31 de diciembre de 2009 y de 2008, se incluyen las ganancias netas extraídas directamente del patrimonio
neto por efecto de evaluaciones de los derivados de cobertura (expuestos a la variabilidad del flujo de
efectivo).
Reservas de conversión – (92) millones de euros ((95) millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
En dicha partida están incluidos, al 31 de diciembre de 2009 y de 2008, los efectos de conversión de las
cuentas de las empresas controladas con divisa local diferente de la funcional.
El efecto de la adecuación de los cambios del fondo de comercio de esas últimas ha comportado un efecto
negativo de 9 millones de euros al 31 de diciembre de 2009(- 15 millones de euros al 31 de diciembre de
2008).
Otras reservas diferentes – 1.298 millones de euros (1.313 millones de euros a 31 de diciembre de 2008)
Al 31 de diciembre de 2009 y de 2008 se refieren a las reservas atribuidas a la controladora en sede de
escisión de Enel Produzione S.A. La reserva de reevaluación representa el importe de la reevaluación
realizada en el ejercicio de 2003, de conformidad con la Ley nº 350 / 2003. Dicha reserva está exenta de
impuestos (en caso de distribución el importe bruto de la reserva está sujeto al impuesto ordinario con
reconocimiento de un crédito de impuestos del 19%). Al 31 de diciembre de 2009, la distribución de dicha
reserva está diferida indefinidamente.
En las siguientes tablas se representan los movimientos de las pérdidas extraídas directamente del patrimonio
neto, comprendiendo las cuotas de terceros quedando evidenciado en cada epígrafe el efecto fiscal
correspondiente en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009 y de 2008.
Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 Notas Valor bruto Efecto fiscal Valor libre del efecto
fiscal
Pérdidas en derivados por cobertura de flujos de efectivo (61) (25) (36)
Pérdidas por diferencias de cambio en la conversión (20) - (20)
Resultados imputados directamente a patrimonio neto (al 25 (81) (25) (56)
neto del efecto fiscal)
Resultado del ejercicio 439 - 439
Total del beneficio del ejercicio 358 (25) 383
- Grupo 360 (25) 385
- Minoritarios (2) - (2)

402

Sección I

Ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008 Valor bruto Efecto fiscal Valor libre del efecto
fiscal
Pérdidas en derivados por cobertura de flujos de efectivo 127 (50) 77
Pérdidas por diferencias de cambio en la conversión (56) - (56)
Resultados imputados directamente a patrimonio neto (al neto 71 (50) 21
del efecto fiscal)
Resultado del ejercicio extraído de la cuenta económica 834 - 834
Total del beneficio del ejercicio 905 (50) 855
- Grupo 908 (50) 858
- Minoritarios (3) - (3)

20.1.1.26 Patrimonio neto de Minoritarios – 180 millones de euros (182 millones de euros al de 31 de
diciembre de 2008)
El patrimonio neto de minoritarios representa la cuota a atribuir a los accionistas minoritarios de las
sociedades consolidadas, concernientes principalmente a América Latina (175 millones de euros al de 31 de
diciembre de 2009).
20.1.1.27 Beneficio por acción – 0,35 euros (0,68 en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se representa el procedimiento seguido para la determinación del beneficio base y
diluido por acción en los ejercicios que se terminaron el 31 de diciembre de 2009 y de 2008:
2009 2008
Beneficio del ejercicio de pertenencia del Grupo (millones de euros) 418 810
Media ponderada de las acciones ordinarias 1.200.000.000 1.200.000.000
Beneficio base y diluido por acción (en euros) 0,35 0,68

Se señala que no hay efectos dilusivos que deberían estar considerados para el cálculo del beneficio diluido
por acción y, por tanto, esta última coincide con el beneficio base por acción.

20.1.1.28 Financiación a largo plazo – 1.246 millones de euros (incluidas las cuotas con vencimiento
en los 12 meses sucesivos de 115 millones de euros) (982 millones de euros (incluidas las
cuotas con vencimiento en los 12 meses sucesivos de 107 millones de euros) al 31 de
diciembre de 2008)
Dicha partida refleja la deuda a largo plazo correspondiente a empréstitos de obligaciones, a financiaciones
bancarias y a otras financiaciones en Euros y otras monedas, incluidas las cuotas con vencimiento a 12
meses.
La partida “Empréstitos de obligaciones”, de 60 millones de euros al 31 de diciembre de 2009 y de 74
millones de euros al 31 de diciembre de 2008, se refiere a la emisión de obligaciones de la sociedad
panameña Enel Fortuna y la administra el Banco de Nueva York al tasa de interés fijo del 10,125% con
vencimiento en 2013.

403


La partida “Deudas con entidades bancarias” (comprendida la cuota con vencimiento a 12 meses) al 31 de
diciembre de 2009 se refiere principalmente a:
 financiación bancaria a largo plazo de 34 millones de euros con un tasa de interés fijo (30 millones
de euros al 31 de diciembre de 2008) al Banco del Estado Chileno, con cuota a corto plazo de 2
millones de euros;
 financiación bancaria a largo plazo de 10 millones de euros con un tasa de interés fijo (11 millones
de euros al 31 de diciembre de 2008) al Banco Industrial de Guatemala, con cuota a corto plazo de
0,45 millones de euros;
 financiación bancaria emitida por la Banca Intesa San Paolo, firmado en noviembre de 2009 con el
objetivo de financiar el proyecto Palo Viejo en Guatemala. Dicha financiación, de 44 millones de
euros, prevé una aportación reconocida por Simest a cuenta de los intereses;
 financiaciones bancarias a largo plazo, emitidas mediante la fórmula de financiación de proyectos
(project financing), de 496 millones de euros con un tasa de interés variable (384 millones de euros
al 31 de diciembre de 2008) estipulados por EUFER con más de 20 instituciones bancarias
españolas, entre ellas las financiaciones al BBVA por 225 millones de euros, a La Caixa por 163
millones de euros y a Banesto por 56 millones de euros;
 financiaciones bancarias a largo plazo de 27 millones de euros con un tasa de interés variable (20
millones de euros a 31 de diciembre de 2008) a dos instituciones bancarias griegas, el NBG Bank y
Emporkii Bank, con cuota a corto plazo de 4 millones de euros;
 financiación emitida por el BEI a la controladora, de 191 millones de euros (218 millones de euros al
31 de diciembre de 2008) cuya cuota a corto plazo es de 27 millones de euros, reconocida frente a un
programa de inversiones en el sector de la producción de energía de fuentes renovables. El tasa de
interés debido es igual al Euribor a tres meses, aumentado con un diferencial del 0,25%, el plan del
préstamo prevé el reembolso en 22 plazos constantes semestrales a partir del mes de junio de 2006.
La partida “Deudas con otras financieras” principalmente engloba la financiación de aproximadamente 250
millones de euros (166 millones de euros al 31 de diciembre de 2008 para Snyder y Smoky I) para los
proyectos para Snyder, Smoky I y Smoky II de Norteamérica que se pone en movimiento prevalentemente,
tras el “Tax Partnership”, con aproximadamente 79 millones de euros.

404

Sección I

En las tablas siguientes se expone la situación del endeudamiento a largo plazo y el plan de los reembolsos al
31 de diciembre de 2009 y de 2008 con distinción por tipología de financiación y tasas de interés.
(En millones de Valor Saldo FV Valor Saldo FV Cuota Cuota con Cuota con vencimiento en
euros) nocional contable nocional contable corriente vencimiento
a más de 12
meses
Al 1 de enero de 2009 Al 31 de diciembre de 2009 2011 2012 2013 2014 Otras
Empréstitos de
obligaciones
- tasa fija 74 74 51 60 60 71 13 47 15 16 16 - -
cotizada
Total 74 74 51 60 60 71 13 47 15 16 16 - -
Deudas a
entidades
bancarias
- tasa fijo 41 41 41 44 44 52 3 41 3 30 1 1 6
- tasa variable 648 642 615 766 762 774 79 683 73 109 73 65 363
Total 689 683 656 810 806 826 82 724 76 139 74 66 369
Deudas con
otras
financieras:
- tasa fijo 157 171 155 241 241 240 16 225 17 27 22 21 138
- tasa variable 22 22 19 39 39 42 4 35 12 4 4 3 12
Total 179 193 174 280 280 282 20 260 29 31 26 24 150
Financiaciones
a sociedades
controladas
- tasa variable 32 32 30 100 100 99 - 100 - - - - 100
Total 32 32 30 100 100 99 - 100 - - - - 100
TOTAL 974 982 911 1.250 1.246 1.278 115 1.131 120 186 116 90 619

405


(En millones de euros) Valor Valor Saldo Valor Cuota Cuota con Cuota con vencimiento en
nocional nocional contable razonable corriente vencimiento
a más de 12
meses
A 1 de enero de 2008 A 31 de diciembre de 2009 2010 2011 2012 2013 Otras
Empréstitos de
obligaciones
- tasa fija cotizadas 82 74 74 51 12 62 12 14 14 17 5
Total 82 74 74 51 12 62 12 14 14 17 5
Deudas a entidades
bancarias
- tasa fija 57 41 41 41 2 39 2 4 3 30 -
- tasa variable 577 648 642 615 70 572 88 79 48 46 311
Total 634 689 683 656 72 611 90 83 51 76 311
Deudas con otras
financieras:
- tasa fija 104 157 171 155 21 150 12 17 20 93 8
- tasa variable 27 22 22 19 2 20 1 1 1 14 3
Total 131 179 193 174 23 170 13 18 21 107 11
Financiaciones a sociedades
controladas
- tasa variable 17 32 32 30 - 32 - - - - 32
Total 17 32 32 30 - 32 - - - - 32
TOTAL 864 974 982 911 107 875 115 115 86 200 359

Los movimientos de los ejercicios de 2009 y de 2008 del valor nocional del endeudamiento a largo plazo
están recapitulados en la tabla siguiente:
(En millones de euros) Valor Reembolsos Variación área Nuevas Diferencias Valor
nocional de emisiones de cambio nocional
consolidación
Al 1 de enero Al 31 de
de 2009 diciembre de
2009
Empréstitos de obligaciones 74 (11) - - (3) 60
Deudas con entidades bancarias 689 (133) 12 238 4 810
Financiaciones a otros donantes 179 (7) 15 102 (9) 280
Financiaciones a sociedades controladas 32 (82) 141 9 - 100
Total endeudamiento financiero 974 (233) 168 349 (8) 1.250

406

Sección I

(En millones de euros) Valor Reembolsos Variación Nuevas Diferencias Otros Valor
nocional área de emisiones de cambio movimientos nocional
consolidación
Al 1 de Al 31 de
enero diciembre
de 2008 de
2008
Empréstitos de obligaciones 82 (13) - - 5 - 74
Deudas con entidades bancarias 634 (148) 4 191 2 6 689
Financiaciones a otros donantes 131 (27) - - - 75 179
Financiaciones a sociedades 17 - - 15 - - 32
controladas
Total endeudamiento financiero 864 (188) 4 206 7 81 974

La partida “Financiaciones a sociedades controladas” al 31 de diciembre de 2009 engloba la financiación
otorgada por la sociedad controlada Enel Finance International de 80 millones de euros (32 millones de euros
a 31 de diciembre de 2008) y la deuda financiera con Enel S.r.l. por la operación de lease back (retorno en
arrendamiento) financiera de 20 millones de euros.
En la tabla siguiente se muestra el endeudamiento financiero a largo plazo por divisa y por tasa de interés al
31 de diciembre de 2009:
(En millones de euros) Saldo contable Valor nocional Saldo contable Tasa media de Tasa de interés
interés en vigor efectivo en vigor
Al 31 de diciembre de A y para el ejercicio al 31 de diciembre de 2009
2008
Euro 629 884 880 1,93% 1,96%
Dólar estadounidense 288 312 312 7,00% 7,00%
Peso Chileno/UF 30 34 34 7,75% 7,75%
Otras divisas 27 20 20
Total divisas no Euro 358 366 366
Total 982 1.250 1.246

En la siguiente tabla se representa el endeudamiento financiero a largo plazo según valoración y el tasa de
interés al 31 de diciembre de 2008
Al 1 de enero de Al y para el ejercicio al 31 de diciembre de 2008
2008
Euro 558 624 624 4,67% 4,70%
Peso Chileno/UF 35 30 30 7,75% 7,75%
Otras divisas 36 27 27
Total divisas no Euro 278 345 358
Total 836 974 982

407


A continuación queda evidenciada la composición del “Endeudamiento Financiero neto”:
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de
2009 2008
Depósitos bancarios y postales (144) (163)
Títulos (68) (48)
Liquidez (212) (211)
Créditos financieros corrientes (85) (14)
Deudas con entidades bancarias a corto plazo 77 11
Cuota corriente de deudas con entidades bancarias 82 72
Cuota corriente de los empréstitos de obligaciones 13 12
Cuota corriente de las deudas a otras financieras 20 23
Otras deudas financieras a corto plazo 4.336 4.572
Endeudamiento financiero corriente 4.528 4.690
Endeudamiento financiero corriente neto 4.231 4.465
Deudas con entidades bancarias 724 611
Empréstitos de obligaciones 47 62
Deudas a otras financieras y sociedades controladas 360 202
Endeudamiento financiero extraordinario 1.131 875

Endeudamiento financiero neto 5.362 5.340
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo (17) (14)
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO ENEL GREEN POWER 5.345 5.326

Se señala que las financiaciones otorgadas mediante la fórmula del project financing – por un total de 496
millones de euros al 31 de diciembre de 2009 – están estructuradas a través de fondos con función especial (a
continuación “SPV”) en los que el Grupo posee generalmente la mayoría de las cuotas. Dichas
financiaciones obligan a las sociedades financiadas, junto con el SPV, al respeto de algunos parámetros
societarios y financieros.
En concreto, los parámetros societarios facultan a las entidades financieras para solicitar el reembolso
anticipado de las financiaciones en objeto en caso de variaciones en el accionario de referencia de las
sociedades financiadas y de los SPV.
Los parámetros financieros, en cambio, habitualmente disponen:
 la obligación para el SPV de respetar determinados relaciones – generalmente el 15% / 85% (en
algunos casos la relación es 10% / 90% ó 20% / 80%) – entre patrimonio neto / endeudamiento
financiero;
 la posibilidad para el SPV de distribuir dividendos: i) condicionada al respeto de un debt service
cover ratio (o sea, la relación entre a) los flujos de efectivo esperados del proyecto financiado en un
determinado año y b) los intereses y la cuota capital de la deuda con vencimiento ese mismo año)
generalmente superior al 1,10 (en algunos casos, al 1,05 y 1,15); y ii) limitada al importe de la
disponibilidad líquida resultante de la situación contable sometida a auditoría contable.;
 la facultad para las instituciones financieras de solicitar el reembolso anticipado en caso de un debt
service cover ratio generalmente inferior a 1,05 (en algunos casos, inferior a 1 y a 1,1);
 La reducción o el aumento de los tasas de interés aplicables a las financiaciones en objeto en relación
al nivel de debt service cover ratio. En concreto, el diferencial sobre el tasa de interés de referencia

408

Sección I

aumenta en el caso de un debt service cover ratio generalmente superior a 1,25 (en algunos casos a
1,4) y disminuye en el caso opuesto.
Sin embargo, dichas financiaciones no incluyen events of defaut.
Al 31 de diciembre de 2009 y de 2008, tales parámetros se han respetado y no resultan events of default ni
limitaciones al uso de las financiaciones en objeto.
20.1.1.29 Indemnización por terminación de contrato y otras prestaciones a empleados – 46 millones de
euros (43 millones de euros al 31 de diciembre de 2008)
El Grupo reconoce a los empleados varias prestaciones diferentes como las prestaciones relacionadas con la
“indemnización por terminación de contrato” laboral, mensualidades añadidas por haber alcanzado límites de
edad o por haber obtenido el derecho a la jubilación, premios de fidelidad por haber conseguido
determinados requisitos de antigüedad en la empresa, previsión y asistencia sanitaria, descuentos en el precio
del suministro de la energía eléctrica consumida de uso doméstico y otras prestaciones similares.
A continuación se evidencia la variación intervenida de los pasivos actuariales en los ejercicios terminados el
31 de diciembre de 2008 y 2009.
(En millones de euros) Al 31 de diciembre de 2009 Al 31 de diciembre de 2008
Prestacionesde Otras Prestacionesde Otras
pensiones prestaciones pensiones prestaciones
Variación en el pasivo actuarial:
Pasivo actuarial a 1 de enero de 2009 34 9 36 7
- coste normal 1 1 1 -
- obligaciones financieras 2 - 2 -
- concesiones (6) - - -
- (Beneficios) y pérdidas actuariales 1 1 - -
- otros movimientos 4 - (5) 2
Pasivos actuariales al 31 de diciembre de 2009 36 11 34 9
Variación de las operaciones al servicio de los planes - -
Pasivos actuariales netos 36 11 34 9
Pérdidas / (Beneficios) netos no reconocidos (1) - - -
Pasivos actuariales al 31 de diciembre de 2009 35 11 34 9

El enunciado “Prestaciones de pensiones” engloba para el 31 de diciembre de 2009 todo el importe relativo a
los empleados del área Italia y corresponde a la estimación de los aprovisionamientos destinados a cubrir los
beneficios correspondientes al tratamiento de previsión integradora de los dirigentes en jubilación, mientras
que en lo que respecta a las sociedades en el extranjero dicho enunciado se refiere a los beneficios debidos
sucesivamente a la conclusión de la relación laboral.
El enunciado “Otras prestaciones” engloba para el 31 de diciembre de 2009 los pasivos correspondientes a
programas con beneficios definidos que no están incluidos en el enunciado precedente.

409


En la siguiente tabla se manifiesta el impacto en la cuenta económica de las prestaciones a los trabajadores
en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009:
Beneficios en las pensiones Otros Beneficios
Coste normal 1 1
Obligaciones financieras 2 -
Amortización (Beneficios) pérdidas actuariales 1 1
Total 4 2

Los gastos relativos a las prestaciones a empleados registrados en el 2009 ascienden a 6 millones de euros,
de los cuales 2 millones de euros corresponden a obligaciones de actualización netas registradas entre con las
obligaciones financieras y 4 millones de euros registrados entre con los costes de personal.
El gasto normal para las prestaciones a los trabajadores registrado en 2008 es igual a 1 millón de euros
registrados entre los gastos de personal, mientras los costes por oblicaciones de actualización registrados
entre las obligaciones financieras, son iguales a 2 millones de euros.
Las principales asunciones utilizadas en la estimación anual del pasivo por prestaciones a los empleados al
31 de diciembre de 2009 y 2008 son los siguientes:
2009 2008
Tasa de actualización 4,30% 4,8%
Tasa de incremento del coste del trabajo 3,00% 3,5%
Tasa de incremento del coste de los gastos unitarios 3,00% 3,5%

20.1.1.30 Fondos de riesgos y obligaciones – 81 millones de euros – de cuota a corto plazo (13 millones
de euros) (84 millones de euros – de cuota a corto plazo (24 millones de euros) el 31 de
diciembre de 8008)
El detalle y el movimiento de los fondos riesgos y obligaciones en los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2009 y 2008 son los siguientes:
(En millones de euros) Aprovisionamientos Usos Retenciones de cuota
corriente
Al 31 de Al 31 de
diciembre de diciembre de
2008 2009
Fondo contencioso, riesgos y obligaciones diversas
- contencioso legal 20 10 (2) (1) 27 -
- relativos a obligaciones en 43 6 (12) (7) 30 9
plantas de producción
- impuestos 13 2 (4) - 11 -
- otros 6 - (1) - 5 1
Total 82 18 (19) (8) 73 10
Obligaciones por incentivos a la 2 10 (3) (1) 8 3
baja
Total 84 28 (22) (9) 81 13

410

Sección I

Al 1 de enero Aprovisionamientos Retenciones Usos Otros Al 31 de de cuota
de 2008 movimientos diciembre de corriente
2008
Fondo contencioso, riesgos y obligaciones diversas
- contencioso legal 22 2 - (4) - 20 -
- relativos a obligaciones en 27 20 - (4) - 43 22
plantas de producción
- impuestos 5 7 - - 1 13 13
- otros 8 2 (1) (4) 1 6 24
Total 62 31 (1) (12) 2 82 59
Obligaciones por incentivos 7 - (4) (1) - 2 1
a la baja
Total 69 31 (5) (13) 2 84 60

La composición principal del enunciado “Fondos de riesgos y obligaciones” para el 31 de diciembre de 2009
se muestra a continuación:
Fondo contencioso legal – 27 millones de euros
El “Fondo contenciosos legal” está destinado a cubrir los pasivos que se podrían derivar de controversias
judiciales y de otros contenciosos. Incluye la estimación de la obligación frente a los contenciosos que han
surgido en el ejercicio, además de la actualización de las estimaciones de las posiciones surgidas en los
ejercicios precedentes, en función de las indicaciones de los asesores legales internos y externos.
Fondos riesgos correspondientes a obligaciones en plantas de producción – 30 millones de euros
El enunciado “Fondos riesgos correspondientes a obligaciones en plantas de producción” principalmente
incluye la estimación de las futuras obligaciones que hay que sostener para el desmantelamiento y
restablecimiento de las plantas en presencia de obligaciones legales, contractuales o implícitas, para la
descontaminación o el restablecimiento de las condiciones ambientales causadas en los casos en los que la
propia actividad haya ocasionado daños en el ambiente y obligaciones de diferente naturaleza, así como para
contenciosos con entidades locales por impuestos y cánones de distinta naturaleza.
Fondo obligaciones para incentivos a la baja– 8 millones de euros
El “Fondo obligaciones para incentivos a la baja” engloba la estimación de las obligaciones conectadas con
las ofertas por rescisiones consensuales anticipadas de la relación laboral que derivan de exigencias
organizativas.

411


20.1.1.31 Pasivos financieros no corrientes – 22 millones de euros (15 millones de euros para el 31 de
dicembre de 2008)
Los “Pasivos financieros no corrientes” engloban al 31 de diciembre de 2009 y 2008 exclusivamente el valor
razonable de los contratos derivados:
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre
2009 2008 2009 de
2008
flujos de efectivo
Intereses 374 268 21 15
Derivados de trading 62 67 1 -
Intereses 41 57 1 -
Cambios 21 10 - -
Total 436 335 22 15

Los contratos de derivados de tipos son referentes a swap de tasa de interés encaminados a la cobertura del
riesgo del tasa de interés en algunas financiaciones de tasa variable, a swap de tasa de interés y a opción de
tasa de interés encaminados a la cobertura del riesgo de tasa de interés en algunas financiaciones a tasa
variable clasificadas como de trading; los contratos de derivados en cambios se refieren a contratos a plazo.
En las tablas siguientes se vuelve a concluir con los saldos de los valores justos al 31 de diciembre de 2009 y
2008, subdivididos en función del criterio de medida previsto por la IFRS 7.
2009
Derivados de trading 1 - 1 -
Total 22 - 22 -

2008
Total 15 - 15 -

412

Sección I

20.1.1.32 Otros pasivos no corrientes – 63 millones de euros (32 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado en objeto al 31 de diciembre de 2009 y 2008y la
2009 2008
Deudas cánones y contribuciones de urbanizaciones 31 14 17
Redescuentos pasivos operativos a minoritarios 18 18 -
Acreedores por la adquisición de participaciones 14 - 14
Total 63 32 31

Las “Deudas por la adquisición de participaciones” al 31 de diciembre de 2009 se refieren al derecho de
opción de compra de la cuota accionaria de Renovables de Guatemala poseída por Simest (8,8%). De hecho,
la controladora se ha comprometido a comprar a Simest la cuota completa de participaciones accionarias de
Renovables de Guatemala, propiedad de Simest, para el 30 de junio de 2017 (el ejercicio del derecho a tal
opción, reconocido recíprocamente a título gratuito, podrá realizarse a partir del 30 de junio de 2015).
Al 31 de diciembre de 2008, la partida está compuesta principalmente por deudas por contribuciones
pendientes de efectuar a los Ayuntamientos de la Región Toscana, sedes de centrales geotérmicas y por
contribuciones en la cuenta de plantas que ya han sido percibidas concedidas por el Ministerio de Desarrollo
Económico de conformidad con la Ley 488/92.

Pasivos corrientes
20.1.1.33 Financiaciones a corto plazo – 4.413 millones de euros (4.583 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado en objeto a 31 de diciembre de 2009 y 2008 y la
2009 2008
Otras deudas financieras a corto plazo 4.336 4.572 (236)
- el del Grupo Enel 4.323 4.557 (234)
Otras financiaciones a corto plazo a entidades bancarias 70 5 65
Usos de líneas de crédito renovables 7 6 1
Total 4.413 4.583 (170)

El valor razonable de las financiaciones a corto plazo está sustancialmente en línea con su valor contable a la
fecha de las cuentas.
Las financiaciones a corto plazo se refieren, en 4.275 millones de euros (4.557 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008), a la posición de deuda del Grupo con respecto a la sociedad de control por las relaciones
establecidas a través de la cuenta corriente intersocietaria.

413


20.1.1.34 Deudas comerciales – 454 millones de euros (313 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
La partida “Deudas comerciales”, de 454 millones de euros, recoge las deudas con el Grupo Enel por un
importe de 128 millones de euros (75 millones de euros al 31 de diciembre de 2008), cuyos detalles se
exponen en el párrafo “Información sobre las partes relacionadas”.
20.1.1.35 Deudas por impuestos sobre la renta – 207 millones de euros (57 millones de euros al 31 de
diciembre de 2008)
Las “Deudas por impuestos sobre la renta” al 31 de diciembre de 2009 se refieren prevalentemente a la
controladora y engloba, en 127 millones de euros, la IRES ordinaria inscrita como deuda con la controladora
Enel S.p.A. por efecto de la adhesión al régimen de tasación de Grupo del Consolidado Fiscal Nacional, en
31 millones de euros la adicional IRES (alícuota 6,5%) y en 27 millones de euros la deuda estimada por
IRAP.
Los valores al 31 de diciembre de 2008 se refieren por 15 millones de euros a las deudas con la sociedad
Enel S.p.A. por la posición deudora en el IREP (Impuesto sobre el beneficio de Sociedades) (alícuota
impositiva 27,5%), en el ámbito de la Consolidación Fiscal Nacional, por 3 millones de euros a la deuda por
el IREP adicional con la administración financiera regulada de forma autónoma (alícuota impositiva 5,5%),
por 4 millones de euros a la deuda por el IRAP (Impuesto Regional sobre Actividades Productivas) por 5
millones de euros a la deuda por impuestos sobre el beneficio exterior (Enel Green Power S.p.A.), por 21
millones de euros a la sociedad Americas Generation Corporation, por 6 millones de euros a Enel Union
Fenosa Renovables, por 4 millones de euros a la sociedad Enel Latin America y por 1 millón de euros a las
sociedades griegas adquiridas en el 2008.
20.1.1.36 Pasivos financieros corrientes – 85 millones de euros (36 millones de euros al 31 de diciembre
de 2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado en objeto al 31 de diciembre de 2009 y 2008 y la
2009 2008
Otras deudas financieras 83 25 58
- del Grupo Enel 83 25 58
Acumulación pasivos financieros corrientes 1 2 (1)
- del Grupo Enel 1 7 (6)
Total 85 36 49

El enunciado “Otras deudas financieras” engloba principalmente los intereses devengados en la deuda
existente al final del ejercicio.

414

Sección I

En la siguiente tabla se muestra el valor nocional y el valor razonable de los enunciados “Contratos
derivados” al 31 de diciembre de 2009 y 2008:
(En millones de euros) Nocional Valor Razonable
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre
2009 2008 2009 de
2008
flujos de efectivo
Commodity 14 175 1 2
Derivados de trading 5 124 - 7
Commodity 5 4 - 1
Cambios - 120 - 6
Total 19 299 1 9

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, los contratos derivados sobre cambios están relacionados con contratos a
plazos.
En las tablas siguientes se resumen los saldos del valor razonable al 31 de diciembre de 2009 y 2008,
respectivamente, subdivididos en función del criterio de medida previsto por de la IFRS 7.
2009
Total 1 - 1 -

2008
Derivados comerciales 7 - 7 -
Total 9 - 9 -

20.1.1.37 Otros pasivos corrientes- 131 millones de euros (176 millones de euros al 31 de diciembre de
2008)
En la siguiente tabla se muestra el detalle del enunciado en objeto al 31 de diciembre de 2009 y 2008 y la
2009 2008
Deudas cánones y contribuciones de urbanizaciones 29 24 5
Deudas al personal y a las entidades de previsión 22 10 12
Anticipos y acumulaciones pasivos 14 5 8
deudas tributarias diferentes 10 9 1
Otras Deudas 56 128 (72)
Total 131 176 (45)

415


El enunciado “Deudas por cánones diversos y contribuciones de urbanizaciones” engloba las deudas
pendientes por concesiones del uso de aguas públicas con fines hidroeléctricos a entes locales, sedes de
centrales eléctricas, por contribuciones correspondientes a obras de urbanizaciones e intervenciones en el
territorio implicado en la construcción de la planta y las deudas por cánones de Hacienda Pública,
supercánones por embalses de recogidas de agua de los montes y ribereñas y otros cánones.
La partida “Deudas hacia el personal y hacia instituciones de seguridad social” se refiere principalmente a las
vacaciones vencidas y sin disfrutar y horas extraordinarias a cargo de Enel Green Power S.p.A., que gravan
las retribuciones del mes de diciembre que se pagan en el mes de enero del siguiente ejercicio, así como las
cuotas correspondientes de la indemnización por terminación de contrato destinadas al fondo de Pensión de
Directivos del Grupo Enel (FONDENEL) y al fondo de Pensión para Empleados del Grupo Enel (FOPEN).
La partida “Otras deudas tributarias” se refieren al IVA y a otras retenciones fiscales.
La partida “Otras deudas ”, que al 31 de diciembre de 2008 es de 128 millones de euros, se refiere a dicha
fecha la adquisición de Inelec por parte de Enel Green Power International B.V. y a las Acreedores hacia la
administración pública local y organismos de seguridad social (Enel Union Fenosa Renovables)
20.1.1.38 Compromisos contractuales y garantías
Los compromisos contractuales asumidos por el Grupo y las garantías a minoritarios al 31 de diciembre de
2009 se resumen a continuación:
Al 31 de diciembre de
2009
Garantías prestadas:
- fianzas y garantías otorgadas en favor de minoritarios 69
Compromisos asumidos con proveedores por:
- suministros varios 893
- contratas 31
Total 993

El enunciado “Compromisos – suministros varios” se refiere, por 613 millones de euros, a la controladora,
que en 2009 estipuló contratos preliminares para la adquisición de algunas participaciones; dichos contratos
finalizaron en los primeros meses de 2010, y se reenvía a la nota nº 20.1.1.41, “Hechos en los que se ha
intervenido después del cierre del ejercicio” para más información.
Además, se destaca que la controladora posee compromisos con la región Toscana en lo que respecta al
Protocolo de Acuerdo, firmado en 2007, en el que Enel se compromete a actividades de investigación y de
innovación tecnológica en el campo de las energías renovables”. Al día de hoy, la región Toscana ha
autorizado 4 proyectos (Sasso 2 y Nuova Lagoni Rossi en 2008, Chiusdino y Nuova Radicondoli Gruppo 2
en 2009) por un total de 72 MW a los que corresponden compromisos por cuenta de Enel por un total de 90
millones de euros.
En lo que respecta a la Controladora, se aprecia que el 31 de diciembre de 2009 la misma revela entre las
inversiones actividades de investigación y de innovación que entran en el propio plan de negocios; dichas
actividades prescinden del Acuerdo con la región Toscana. Los compromisos que se refieren específicamente
a la Controladora no se definirán hasta que no se acuerde con la Región la lista detallada de las actividades
que se consideran idóneas para los objetivos arriba mencionados.

416

Sección I

20.1.1.39 Información sobre las partes relacionadas
Las partes relacionadas se han determinado en base a lo estipulado por los principios contables
internacionales.
Se definen partes controladas por el Grupo Enel Green Power:
- la sociedad de control Enel S.p.A. que posee el 100% de la Controladora Enel Green Power S.p.A.;
- las empresas de control de Enel S.p.A. y sus controladas;
- las empresas bajo el común control de Enel S.p.A.;
- las personas físicas que directamente o indirectamente tienen un poder de voto en la empresa que
redacta las cuentas lo que les proporciona una influencia dominante en la empresa;
- directivos con responsabilidades estratégicas, es decir, los que tienen el poder y la responsabilidad de la
planificación, de la dirección y del control de las actividades de la empresa que redacta las cuentas,
comprendidos administradores y funcionarios de la sociedad y los parientes estrechos de dichas
personas.
El Grupo mantiene con sus propias controladas relaciones de carácter comercial y financiero reguladas según
las condiciones normales de mercado.
Dichas relaciones permiten adquirir ventajas que nacen del uso de servicios y competencias comunes, de las
conveniencias determinadas por el ejercicio de sinergias de grupo y de la aplicación de políticas unitarias en
el campo financiero.
Concretamente, a lo largo del ejercicio de 2009 y 2008, las relaciones con las partes relacionadas tuvieron
que ver con actividades específicas, entre otras:
 gestión de la tesorería, del riesgo generado por la variación de las tasas de interés, de la distribución de
financiaciones y del otorgamiento de garantías;
 suministro de prestaciones profesionales y de servicios;
 gestión de servicios comunes;
 compraventa de energía;
 compraventa de certificados verdes y de eficiencia energética.
A las relaciones arriba descritas es necesario añadir el ejercicio de la opción del consolidado fiscal nacional
con la sociedad de control Enel S.p.A.
En base a la disciplina contenida en el TUIR (DPR 917/86, artículo 117 y siguientes) relativa al régimen
fiscal de tasación de Grupo denominado “Consolidado Fiscal Nacional”, en el ejercicio de 2008 la Sociedad
y Enel.si formularon conjuntamente con la sociedad de control Enel, la opción para el régimen del
“Consolidado Fiscal Nacional” para el período 2008-2009, regulando consecuentemente todas las recíprocas
obligaciones y responsabilidades.

417


Las tablas que a continuación se presentan evidencian las relaciones de carácter económico-financiero y
patrimonial mantenidas por el Grupo con sus partes relacionadas para los ejercicios de 2009 y 2008:
(En millones de euros) Sociedad de Partes Partes Total partes
control Enel relacionadas relacionadas relacionadas
S.p.A. internas al Grupo externas por el
Enel Grupo Enel
Ingresos por las ventas y servicios para el ejercicio - 230 729 959
terminado el 31 de diciembre de 2009
Ingresos por las ventas y servicios para el ejercicio - 199 930 1129

Materias primas y bienes de consumo para el ejercicio - 6 9 15
Materias primas y bienes de consumo para el ejercicio - - - -

Servicios para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 32 49 10 91
2009
Servicios para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 41 50 - 91
2008

Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgos - 118 - 118
Commodity para el ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2009
Ganancias / (obligaciones) netas derivadas de la gestión de (5) (17) - (22)
riesgos de Commodity para el ejercicio terminado a 31 de
diciembre de 2008

Ingresos Financieros para el ejercicio terminado el 31 de 5 - - 5
diciembre de 2009
Ingresos Financieros para el ejercicio terminado el 31 de 1 1 - 2
diciembre de 2008

Costes Financieros para el ejercicio terminado el 31 de 80 10 - 90
diciembre de 2009
Costes Financieros para el ejercicio terminado el 31 de 175 8 - 183
diciembre de 2008

418

Sección I

(En millones de euros) Sociedad de Partes Partes Total partes
control Enel relacionadas relacionadas relacionadas
S.p.A. internas al externas por el
Grupo Enel Grupo Enel
Activos financieros no corrientes al 31 de diciembre de 2009 - - - -
Activos financieros no corrientes al 31 de diciembre de 2008 - 51 - 51

Créditos comerciales al 31 de diciembre de 2009 2 202 26 230
Créditos comerciales al 31 de diciembre de 2008 1 119 10 130

Activos financieros corrientes al 31 de diciembre de 2009 - 154 - 154
Activos financieros corrientes al 31 de diciembre de 2008 4 131 - 135

Otros activos corrientes al 31 de diciembre de 2009 - 16 - 16
Otros activos corrientes al 31 de diciembre de 2008 3 25 - 28

Financiaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2009 - 100 - 100
Financiaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2008 - 32 - 32

Pasivos financieros no corrientes al 31 de diciembre de 2009 13 - - 13
Pasivos financieros no corrientes al 31 de diciembre de 2008 12 - - 12

Financiaciones a corto plazo al 31 de diciembre de 2009 4.275 48 - 4.323
Financiaciones a corto plazo al 31 de diciembre de 2008 4.377 180 - 4.557

Deudas comerciales al 31 de diciembre de 2009 42 86 - 128
Deudas comerciales al 31 de diciembre de 2008 24 51 - 75

Deudas por impuestos sobre la renta al 31 de diciembre de 2009 127 - - 127
Deudas por impuestos sobre la renta al 31 de diciembre de 2008 15 - - 15

Pasivos financieros corrientes al 31 de diciembre de 2009 82 1 - 83
Pasivos financieros corrientes al 31 de diciembre de 2008 15 16 - 31

Otros pasivos corrientes al 31 de diciembre de 2009 8 25 - 33
Otros pasivos corrientes al 31 de diciembre de 2008 4 93 - 97

La controladora Enel S.p.A.
Las relaciones con la controladora Enel S.p.A. conciernen principalmente i) la centralización en la
controladora de algunas funciones de carácter general inherentes a las operaciones financieras, legales,
personales, secretaría societaria, administración, planificación y control relativos a Enel Green Power y a sus
controladas; ii) los servicios de dirección y coordinación llevados a cabo por la controladora Enel S.p.A. para
con Enel Green Power y sus controladas.
Partes relacionadas internas al Grupo Enel S.p.A.
Las relaciones más significativas con las sociedades relacionadas por Enel S.p.A. conciernen a:
- Enel Trade S.p.A.: venta de energía y de certificados por parte de Enel Green Power S.p.A. a Enel Trade
S.p.A. y gestión del riesgo de Commodity por parte de Enel Trade S. p.A. para las sociedades del Grupo
Enel;

419


- Enel Distribuzione S.p.A.: venta de certificados de eficiencia energética de Enel Si a Enel Distribuzione
S.p.A.
- Enel Produzione S. p.A.: venta de energía por parte de Enel Green Power S.p.A. a Enel Produzione S.p.A.
y la prestación de servicios de teleconducción de las instalaciones hidroeléctricas y eólicas,
mantenimiento de seguridad de las presas, y alimentación de las plantas hidroeléctricas llevadas a cabo
por Enel Produzione S.p.A. para Enel Green Power S.p.A.;
- Enel Servizi S.r.l.: gestión de los servicios de aprovisionamiento, gestión de los espacios, servicios
administrativos, de restauración y de gestión del parque de máquinas llevado a cabo por Enel Servizi S.r.l
para Enel Power S.p.A.;
- Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A.: servicios de consultoría y gestión técnica de los proyectos relativos
a la construcción de nuevas plantas llevada a cabo por Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A. para Enel
Green Power S.p.A. y las sociedades del Grupo;
- Enel Finance International S.A.: emisión de financiaciones a Enel Green Power S.p.A. y a las sociedades
del Grupo.
Partes relacionadas internas al Grupo Enel S.p.A.
Como operador en el campo de la producción de energía eléctrica mediante fuentes de energías renovables,
Enel Green Power vende energía eléctrica y disfruta de servicios de distribución y transporte de un cierto
número de sociedades relacionadas por el Estado (accionista del Grupo Enel S.p.A.).
La relación con las empresas pertenecientes o controladas por el Estado conciernen principalmente a:
 Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.
 Gestore del Servizio Elettrico S.p.A.
 Acquirente Unico S.p.A.
Personal con responsabilidades estratégicas
A continuación las remuneraciones y los beneficios a favor de los principales directivos por los servicios
prestados en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009:
Retribución anual bruta 1,060
Incentivo anual variable bruto (MBO) 0,375

20.1.1.40 Pasivos y activos potenciales
Controversias relacionadas con impuestos
Actualmente, además de los ya existentes, podrían surgir nuevos contenciosos relativos a impuestos
municipales sobre los bienes inmuebles.
Con el artículo 1 – quinquies del Decreto-Ley italiano de 31 de marzo de 2005, nº 44 – “referente a las
disposiciones urgentes en materia de entes locales” – adjunto en sede de conversión, por la Ley de 31 de
mayo de 2005, nº 88, se ha previsto que el artículo 4 de la Ley Catastral, aprobada con Real Decreto-Ley
italiano de 13 de abril de 1939, nº 652, se interpreta, limitadamente para las centrales eléctricas “en el sentido
que los edificios y las construcciones permanentes están constituidos por el suelo y por las partes

420

Sección I

estructuralmente conectadas al mismo, a los que pueden acceder, incluso de forma transitoria, mediante
cualquier medio de unión, partes móviles con el fin de realizar un único bien complejo”.
Se hace notar también que la Comisión Tributaria Regional de Emilia Romaña, con Ordenanza nº 16/13/06
depositada el 13/07/06, remitió ante la Corte Constitucional la cuestión de la legitimidad constitucional del
artículo 1-quinquies citado, considerándola relevante y no manifiestamente infundada.
El 20 de mayo de 2008 la Corte Suprema emitió la sentencia 162/2008 que consideraba sin fundamento las
cuestiones planteadas por la CTR de Emilia Romaña y que, por tanto, quedaba confirmada la legitimidad de
la nueva disposición interpretativa, cuyos principales efectos para el Grupo son los que a continuación se
evidencian:
 relevancia del valor de las “turbinas” en la valoración catastral de las plantas;
 posibilidad por parte de las Oficinas Locales del Territorio, de rectificar sin un plazo de vencimiento
las rentas propuestas por Enel.
En la sentencia se afirmaba también que “… el principio por el cual en la determinación de la renta catastral
concurren los elementos constitutivos de los establecimientos … aunque físicamente no estén incorporados
al suelo valen para todos los inmuebles a los que hace referencia el artículo 10 del Real Decreto-Ley italiano
nº 652 de 1939” y no solo para centrales eléctricas.
Se señala que hasta ahora no resulta que se haya introducido ningún criterio de valoración para los bienes
muebles considerados catastralmente relevantes, ni en relación con el método de valoración ni en relación
con la efectiva localización del objeto de valoración y la citada Sentencia no parece que aporte ninguna
dirección a seguir en cuanto a esta cuestión.
Por tanto, Enel Green Power S.p.A., respecto a los contenciosos existentes, continuará estando en juicio para
solicitar un redimensionamiento sustancial de los valores que las Oficinas del Territorio les habían atribuido
originariamente a estas partes de la planta, proveyendo a la adecuación del Fondo de riesgos y obligaciones
para contrastar el posible riesgo de derrumbe, también en relación con las nuevas comprobaciones hechas
hasta ahora.
Sin embargo, no ha considerado oportuno realizar ulteriores aprovisionamientos que tuvieran en cuenta
posibles efectos retroactivos de la norma en las propuestas de rentas que hasta ahora no han sido objeto en
cuestión por parte de las Oficinas Territoriales y de los Ayuntamientos.
20.1.1.41 Hechos de relieve en los que se ha intervenido después del termino del ejercicio el 31 de
diciembre de 2009
Italia
Optimación de la estructura patrimonial de Enel Green Power
El 17 de marzo de 2010 el socio único Enel S.p.A. deliberó la recapitalización de Enel Green Power por un
total de 3.700 millones de euros, a incluir en las reservas de patrimonio neto disponible de la propia
sociedad.
Dicha operación se realizó, en la misma fecha, a través de la renuncia por parte de Enel S.p.A. a parte del
crédito financiero existente en la misma fecha en la cuenta corriente intersocietaria existente entre las partes.

421


Adquisiciones societarias
Altomonte FV S.r.l.
El 7 de enero de 2010 Enel Green Power S.p.A. adquirió de Resit S.r.l. el 51% del capital social de la
sociedad Altomonte FV S.r.l. constituida el 28 de diciembre de 2009 y titular del proyecto de realización de
una planta fotovoltaica con una potencia de 20 MW en el territorio del Ayuntamiento de Altomonte (CS).
Para la adquisición y la realización del proyecto está prevista una inversión de unos 60 millones de euros. Al
día de hoy están autorizados 5 MW.
Maicor Wind y Enerlive
El 13 de enero de 2010 Enel Green Power S.p.A. adquirió de McKelcey Funds la mayoría de las cuotas de la
sociedad Maicor Wind S.r.l. y Enerlive S.r.l, sociedades titulares de un oleoducto con 3 proyectos eólicos en
la provincia de Catanzaro, con una potencia total de 64 MW.
Para la adquisición y la realización del proyecto está prevista una inversión de unos 70 millones de euros.
Italgest Wind S.r.l.
El 17 de febrero de 2010, en el ámbito del desarrollo de proyectos eólicos en Apulia, Enel Green Power
S.p.A. adquirió de Italgest Energia S.p.A. el 100% de las cuotas de la sociedad Italgest Wind S.r.l.
(posteriormente denominada Enel Green Power Apulia S.r.l.), sociedad titular de cuatro proyectos eólicos en
Apulia, por un total de 184 MW, de los que 22 MW están ya autorizados.
La contribución para la adquisición del 100% de las cuotas por parte de Enel se ha establecido en 6 millones
de euros, más posibles bonus vinculados al progreso del proceso de desarrollo / autorización de los proyectos
de los 162 MW.
Taranto Solar S.r.l.
El 29 de enero de 2010, en el ámbito del desarrollo de proyectos fotovoltaicos en Apulia, se constituyó la
sociedad Taranto Solar S.r.l. titular del proyecto para la realización en varias fases de una planta fotovoltaica
en las dos sedes industriales del Grupo Marcegaglia en Taranto, con una potencia total de 4 MW.
La inversión total para la realización de la planta asciende a unos 12,9 millones de euros.
Enel Green Power Strambino Solar S.r.l.
El 18 de marzo de 2010, en el ámbito del desarrollo de proyectos fotovoltaicos en Apulia, Enel Green Power
S.p.A. y Finpiemonte Partecipazione constituyeron la sociedad Enel Green Power Strambino Solar S.r.l.
participando en el capital social con un 60% y un 40% respectivamente; dicha sociedad es titular del
proyecto de realización de una planta fotovoltaica “Greenfield” de unos 3 MW dentro de un área industrial
en el Municipio de Strambino (TO) propiedad de SIT, sociedad controlada por Finpiemonte Partecipazioni.
CIS Interporto
En el ámbito de la realización de plantas fotovoltaicas en Italia, Enel Green Power ha estipulado un acuerdo
con el Centro Ingrosso Sviluppo Campania (CIS) e Interporto Campano para la construcción, en Campania,
de una planta fotovoltaica de 25 MW: el mayor proyecto integrado sobre tejados con tecnología innovadora
en Italia y entre los más grandes a nivel mundial.
La planta, propiedad de Enel Green Power, surgirá en el Municipio de Nola, en la provincia de Nápoles, y se
realizará con la cobertura de bienes inmuebles comerciales y logísticos.

422

Sección I

El coste total de la planta asciende a unos 75 millones de euros.
Constitución de Enel Green Power Calabria
El 9 de febrero de 2010 se constituyó la sociedad Green Power Calabria S.r.l.
La constitución de la sociedad fue aprobada por el Consejo de Administración de Enel Green Power S.p.A. el
1 de febrero de 2010 para proceder a la presentación de las demandas de autorización única para los
proyectos relativos a la realización de una planta eólica en el Municipio de Bagaladi (RC) y en el Municipio
de Motta San Giovanni-Montebello Jonico (RC).
El acuerdo de colaboración con Sharp
En el ámbito de la propia estrategia de desarrollo de la presencia en toda la cadena del valor del fotovoltaico,
el 4 de enero Enel Green Power firmó con Sharp Corporation (“Sharp”) y STMicroelectronics N.V. (“STM”)
un acuerdo dirigido a la realización de la fábrica de paneles fotovoltaicos más grande de Italia. La planta
estará localizada en Catania y producirá paneles de película fina con triple ensambladura. Inicialmente la
fábrica tendrá una capacidad productiva anual de paneles fotovoltaicos igual a 160 MW, que podrá
incrementarse hasta 480 MW a lo largo de los próximos años y será la fábrica más grande de paneles
fotovoltaicos a nivel nacional. Está previsto que la producción de los paneles se ponga en marcha en el
segundo semestre de 2011. Además, en el centro de investigación situado en Catania, Enel Power y Sharp
están llevando a cabo experimentos en la tecnología solar de concentración.
En la misma fecha, Enel Green Power y Sharp suscribieron un acuerdo para la creación de una empresa
mixta conjunta con el objetivo de desarrollar hasta 2006 nuevos campos fotovoltaicos, con una capacidad
total instalada de unos 500 MW en la región mediterránea, utilizando los paneles producidos en la planta de
Catania. La eficacia de los acuerdos está condicionada a su aprobación por parte de las autoridades
reguladoras competentes.
Proyecto Desertec
El 22 de marzo de 2010, en el ámbito del Proyecto Desertec, Enel Green Power adquirió 1 acción de la
sociedad de derecho alemán Dii Gmbh.
Extranjero
Padoma Wind Power
El 11 de enero de 2010, Enel North America y NGR Energy alcanzaron un acuerdo que permite comprarle a
NRG, Padoma Wind Power, sociedad especializada en el desarrollo eólico. Padoma está desarrollando unos
4.000 MW de proyectos potenciales en California, que una vez realizados contribuirán a que se alcance,
antes de 2020, el objetivo del 33% de venta de energía renovable a los consumidores finales, fijado por el
“Renewable Portofolio Standard” del estado de California.
Por último, las dos sociedades han llegado a un acuerdo en base al cual NRG mantendrá un derecho de
prestación en el caso en que Enel North America busque un socio en los proyectos Padoma.
Proceso de reorganización en la Península Ibérica
El 22 de marzo de 2010, Enel Green Power International B.V. adquirió el control de la sociedad Endesa
Cogeneración y Renovables S.L. (a continuación Ecyr), propiedad al 100% de Endesa Generación S.A.,
operadora en el sector de las renovables en España y Portugal. La Sociedad dispone de una capacidad
instalada total (a finales de 2009) de unos 800 MW atribuibles, de los cuales 720 MW eólicos, 27 MW

423


minicentrales hidroeléctricas, 12 MW fotovoltaicos y 44 MW de cogeneración, con un EBITDA total de 108
millones de euros.
La operación se realizó mediante los siguientes pasos:
 Ecyr redujo su propio capital, repartiendo dividendos y reservas de patrimonio neto por un valor
total igual a unos 544 millones de euros (128 millones de euros como reducción de capital y 416
millones de euros como reparto de dividendos);
 Por tanto, Enel Green Power International B.V. adquirió una cuota del 30% de Ecyr (post reducción
de capital y reparto de dividendos y reservas), por una compensación de unos 326 millones de euros
en base a la valoración llevada a cabo por dos entidades bancarias que valoraron las dos sociedades
por cuenta de Enel Green Power y Endesa Generación;
 Por último, Ecyr adjudicó posteriormente un aumento de capital reservado únicamente a Enel Green
Power International B.V. cubierto i) en parte por medio del otorgamiento de la participación del 50%
que posee en EUFER, por un valor de 280 millones de euros y, (ii) en parte, a través de una
compensación contextual en efectivo, por un valor de unos 534 millones de euros.
Al final de dicha operación, Enel Green Power International B.V. llegó a una cuota total igual al 60% del
capital de Ecyr.
20.1.1.42 Modificaciones de la estructura organizativa
El 8 de marzo de 2010, el Grupo Enel Green Power estableció una nueva estructura organizativa que prevé,
entre otras cosas, la organización de las áreas geográficas en:
 Italia y Europa;
 Estados Unidos.
Además, hay una estructura dedicada a Enel.si, con responsabilidades autónomas respecto al área Italia y
Europa.
A continuación se muestran los principales datos económicos, patrimoniales y financieros del y para el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 2008 de las nuevas estructuras, que están determinados
reclasificando los datos mostrados en la Nota 20.1.1.5, tal y como se expone a continuación:
 Italia y Europa: acoge los datos atribuidos, en base a la estructura anterior, al área Italia (sin Enel.si)
y al área Resto de Europa (sin Eufer);
 Península Ibérica y América Latina: acoge los datos atribuidos, en base a la estructura anterior, al
área de América Latina y a la sociedad Eufer;
 Estados Unidos: coincide con el área anterior;
 Enel.si: acoge los datos relativos a la sociedad Enel.si, atribuidos en la Nota 20.1.1.5 al área Italia.

424

Sección I

Resultados por área geográfica
Para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de Italia y Enel. si Península Ibérica y Norte- Elisiones y Total
2009 Europa América Latina américa rectificaciones
Ganancias / (pérdidas) netas de la gestión del riesgos 118 - - - - 118
Commodity
Resultado antes intereses, impuestos, amortizaciones 898 7 212 90 - 1.207
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 317 1 57 41 - 416
Ganancias / (Obligaciones) netas y cuota ganancias / - - - - - (133)
(obligaciones) por participaciones valoradas con el
método del patrimonio neto
Impuestos - - - - - 219
Resultado del ejercicio - - - - - 439
Activos operativos 5.619 125 1.574 857 (20) 8.155
Inversiones brutas de las eventuales subvenciones 453 1 254 36 - 744
Empleados al fin del ejercicio 1.752 88 565 280 - 2.685

Para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de Italia y Enel. si Península Ibérica y Norte- Elisiones y Total
2008 Europa América Latina américa rectificaciones
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgos de (31) - - - - (31)
Commodity
Resultado antes intereses, impuestos, amortizaciones 838 6 233 64 - 1.141
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 346 (1) 46 27 - 418
Ganancias / (pérdidas) financieras netas y cuota - - - - - 5
ganancias / (pérdidas) de sociedades por el método del
patrimonio neto
Impuestos - - - - - (339)
Resultado del ejercicio - - - - - 834
Activos operativos 5.071 153 1.346 924 (27) 7.467
Inversiones (brutas antes de las eventuales 387 - 223 289 - 899
subvenciones)
Empleados al fin del ejercicio 1.522 124 490 267 - 2.403

425


La siguiente tabla representa la reconciliación entre activos y pasivos por áreas geográficas y las expuestas
en el esquema de la situación financiera al 31 de diciembre de 2009 y 2008:
Al 31 de diciembre de Al 31 de diciembre de
2009 2008
Total de activos 9.494 8.712
- fondo de comercio 532 453
- sociedades por el método del patrimonio neto 261 223
- activos financieros no corrientes 35 132
- activos financieros corrientes 228 191
- efectivo y otros activos líquidos equivalentes 144 163
- activos por impuestos diferido 121 68
- créditos por impuestos sobre la renta 18 15
Activos operativos 8.155 7.467

Total de pasivos 6.930 6.516
- financiaciones* 5.659 5.565
- pasivos financieros no corrientes 22 15
- pasivos financieros corrientes 85 36
-Indemnización por terminación de contrato y otras prestaciones a 59 43
empleados
- pasivos por impuestos diferidos: 182 195
- Deudas por impuestos sobre la renta 207 57
Pasivos operativos 716 605
Cuota corriente de las financiaciones a largo plazo

426

Sección I

20.2 Balance consolidado semestral abreviado a 30 de junio de 2010
A continuación se indica la información patrimonial, financiera y económica consolidada por el Emisor para
el semestre terminado al 30 de junio de 2010. Estas informaciones se han obtenido sustancialmente de los
Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo al 30 de junio de 2010 (el “Balance
Semestral”), tal como lo aprobó el Consejo de Administración del Emisor el 28 de julio de 2010 y sometido a
revisión contable por parte de la Sociedad Auditora que ha emitido su propio informe sin observaciones el 4
de agosto de 2010. En el presente párrafo se describen brevemente los criterios que se siguieron en la
confección de las Cuentas Semestral.
FOLLETOS CONTABLES CONSOLIDADOS
CUENTAS DE RESULTADOS CONSOLIDADAS
(En millones de euros) primeros seis meses
Notas 2010 2009
20.2.1 no auditado
Resultados
Ingresos por ventas y servicios .5.a 956 868
Otros Resultados .5.b 20 25
976 893

Costes
Materias primas y bienes de consumo 6.a 122 57
Servicios 0,6.b 156 143
Coste del personal .6.c 89 77
Amortizaciones y pérdidas de valor por deterioro .6.d 236 201
Otros costes operativos .6.e 30 24
Costes derivados de trabajos internos capitalizados .6.a-6.c (9) (12)
624 490

Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo Commodity .7 63 47

Costes financieros netos .8 (51) (80)
Ingresos financieros .8 20 11
Costes financieros .8 (71) (91)
Resultado de participaciones calculadas mediante el método de participación .9 3 2
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 367 372
RESULTADO DEL EJERCICIO 263 239
Cuota de pertenencia del Grupo 253 223
Cuota de pertenencia de minoritarios 10 16
Resultado por acción: base y diluido (en euros) .27 0,08 0,07

427


ESTADOS CONSOLIDADOS DEL RESULTADO GLOBAL CORRESPONDIENTE A LOS
SEMESTRES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO 2010 Y 2009
2010 2009
no auditado
(Pérdidas) / Ganancias en derivados por cobertura de flujos de efectivo (59) 1
Ganancias por diferencias en el cambio por conversión 286 30
Ganancias del período imputadas directamente al patrimonio neto (neto del efecto impositivo) 227 31
Resultado global del ejercicio 490 270
- Grupo 461 239
- Minoritarios 29 31

428

Sección I

BALANCE CONSOLIDADO
ACTIVOS Notas 30.06.2010 31.12.2009
20.2.1
Bienes inmuebles, plantas y maquinaria .11 8.465 7.200
Activos inmateriales .12 892 259
Fondo de comercio .13 960 532
Activos por impuesto diferido .14 169 121
Inversiones contabilizadas por el método de participación .15 417 261
Activos financieros no corrientes .16 121 35
Otras operaciones no corrientes .17 28 34
11.052 8.442
Activos corrientes
Existencias .18 36 31
Créditos comerciales .19 456 512
Créditos por impuestos sobre la renta .20 108 18
Activos financieros corrientes .21 355 228
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes .22 211 144
Otros activos corrientes .23 192 119
1.358 1.052
Activos no corrientes mantenidos venta .24 70 0
TOTAL DE ACTIVOS 12.480 9.494

PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 30.06.2010 31.12.2009
Patrimonio neto del Grupo
Capital social .25 1.000 600
Otras reservas .25 5.279 1.366
Resultado del ejercicio del Grupo 253 418
6.532 2.384
Patrimonio neto de minoritarios .26 692 180
Resultado del período de minoritarios 10 21
TOTAL PATRIMONIO NETO 7.224 2.564
Financiaciones a largo plazo .28 1.331 1.131
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 47 46
Fondo de riesgos y obligaciones .29 105 68
Pasivos por impuestos diferidos .14 414 182
Pasivos financieros no corrientes .30 54 22
Otros pasivos no corrientes .31 74 63
2.025 1.512
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo .32 2.153 4.413
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo .28 145 115
Cuotas corrientes de los fondos a largo plazo y fondos a corto plazo .29 9 13
Acreedores comerciales .33 596 454
Acreedores por impuestos sobre la renta .34 128 207
Pasivos financieros corrientes .35 33 85
Otros pasivos corrientes .36 119 131
3.183 5.418
Pasivos no corrientes la venta .37 48 0
TOTAL PASIVOS 5.256 6.930
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 12.480 9.494

429


ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Otras reservas
(En millones de euros) Capital Otras Reservas de Reserva Total Cuota del Patrimonio Patrimonio Total
social reservas valorización de otras resultado neto del neto de patrimonio
de conversión reservas del Grupo minoritarios neto
instrumentos Grupo
financieros
CFH
A 31 de diciembre de 600 1.418 40 (92) 1.366 418 2.384 180 2.564
2009
Resultado imputado - - (59) 267 208 - 208 19 227
directamente a
patrimonio neto
Resultado del ejercicio - - - - - 253 253 10 263
Resultado global - - (59) 267 208 253 461 29 490

Distribución del 418 418 (418) - -
resultado del ejercicio
Recapitalización 400 3.300 3.300 3.700 3.700
Adquisiciones por - (13) (13) (13) 483 470
sociedades de control
compartido
Al 30 de junio de 1.000 5.123 (19) 175 5.279 253 6.532 692 7.224
2010

430

Sección I

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS
Notas 30.06.2010 30.06.2009
20.2.1 no auditado

Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas de valor por deterioro .6.d 236 201
Provisión de los fondos de riesgo y gastos e indemnizaciones por fin de contrato y otras 4 6
prestaciones a empleados
Beneficios de sociedades por el método de participaciónInversiones contabilizadas por el (3) (2)
método de participación
Resultado financiero neto .8 51 82
Otros resultados que no generan movimientos de fondo 55 (2)

Flujo de efectivo procedentes de las actividades de explotación, caja generada por la 710 657
actividad operativa antes de las variaciones del capital circulante neto

Disminución de los fondos de riesgos y obligaciones (4) (8)
(Incremento) / descenso de existencias - (9)
(Incremento) / descenso de créditos y deudas con acreedores comerciales .19, .33 66 (108)
(Incremento) / descenso de otros activos / pasivos corrientes y no corrientes .17, .23, (178) (118)
.36
Intereses activos (pasivos) y otras ganancias (costes) financieras cobradas (36) (34)
Impuestos pagados (297) (61)

Flujo de efectivo procedentes de las actividades de explotación(a) 261 319

Inversiones en bienes inmuebles, plantas y maquinaria .11 (336) (278)
Inversiones en activos inmateriales .12 (3) (2)
Inversiones en empresas o ramas empresariales libre de efectivo y otros activos líquidos .3 (809) (12)
equivalentes
Incremento (descenso) de otros activos de inversión (94) -

Flujo de efectivo absorbido por activos de inversión (b) (1.242) (292)

Nuevas emisiones de acreedores financieros a largo plazo .27 80 166
Reembolsos y otras variaciones netas de acreedores financieros .28 957 (231)

Flujo de efectivo generado por las actividades de financiación (c) 1.037 (65)

Efecto relativo a las diferencias de cambio respecto a activos líquidosefectivo y otros 11 -
activos líquidos equivalentes (d)

Incremento (Disminución) de efectivo y otros activos líquidos equivalentes (a+b+c+d) 67 (38)
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al comienzo del ejercicio .22 144 163
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes al cierre del ejercicio .22 211 125

431


20.2.1 Notas explicativas
20.2.1.1 Principios contables y criterios de valoración adoptados para la confección de los Estados
Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo
Conformidad con las normas IFRS / NIC
Los Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo se han redactado siguiendo los
principios contables internacionales (IFRS / NIC) emanados por el Consejo de Normas Internacionales de
Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés), reconocidos en la Unión Europea en conformidad con el
reglamento (CE) nº 1606 / 2002 y en vigor al cierre del período, a las interpretaciones emitidas por el Comité
de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF), así como a las
interpretaciones del Comité Permanente de Interpretación (SIC, por sus siglas en inglés), en vigor en la
mismal. El conjunto de todos los principios e interpretaciones de referencia indicados anteriormente se
define a continuación “IFRS-EU”.
En particular, los Estados Financieros Consolidados Semestrales Resumidos del Grupo se han redactado en
conformidad al principio contable internacional aplicable para la predisposición de situaciones interanuales
(NIC 34 – Balances intermedios).
Los principios contables utilizados, los criterios de obtención y medición, así como los criterios y métodos
de consolidación aplicados para la confección de los Estados Financieros Consolidados Semestrales
Resumidos del Grupo son conformes a los adoptados para la confección las Cuentas anuales consolidadas del
grupo correspondientes al ejercicio cerrado el 31 diciembre de 2009. (Véase, Sección I, Capítulo XX, Párrafo
20.1.1.1).
Los Estados Financieros Consolidados Semestrales comprenden las cuentas de la Sociedad, de sus
controladas y de las empresas de control conjunto (“el Grupo”), así como la cuota de participación del Grupo
en sociedades subsidiarias. La lista de las sociedades controladas, subsidiarias y de control conjunto
incluidas en el área de consolidación se puede consultar en el párrafo 20.2.2.
20.2.1.2 Gestión de los riesgos financieros
Riesgo de Mercado
Enel Green Power S.p.A., en el ejercicio de su propia actividad de holding industrial, está expuesta a varios
riesgos de mercado y concretamente al riesgo de oscilación de los tipos de interés, de las tasas de cambio y
de los precios de los Commodity.
El riesgo del tipo de interés está relacionado con la variabilidad de los gastos financieros de la deuda a medio
– largo plazo; en el ámbito de la actividad de venta a plazos de la energía con ajustes a un índice al precio de
los Commodity energéticos denominados en dólares estadounidenses, el Grupo está expuesto al mismo
tiempo al riesgo de los Commodity y al riesgo del tipo de cambio. Otra fuente de exposición al riesgo de
cambio proviene además de la presencia de flujos financieros relacionados con financiaciones dentro del
grupo denominadas en moneda extranjera.
Para contener estas exposiciones dentro de los límites definidos al inicio del ejercicio en el ámbito de las
políticas de gestión del riesgo, las Sociedades del Grupo estipulan contratos derivados extrabursátiles (OTC
por sus singlas en inglés) con respecto al mercado y dentro del Grupo Enel, en particular, la contrapartida
interna para las operaciones en derivados sobre Commodity es Enel Trade S.p.A., mientras que para las
operaciones en derivados sobre el tipo de interés y de cambio es la Controladora Enel S.p.A.
El Grupo no estipula contratos derivados con fines especulativos.

432

Sección I

Las operaciones en derivados pueden ser designadas como de Cash Flow Hedge (cobertura de flujo de
efectivo, CFH por sus siglas en inglés), cuando se encuentre la oportunidad y se satisfagan los requisitos
formales previstos por la IAS 39; en caso contrario se clasifican como de Trading.
El valor razonable de un contrato derivado, que representa la contraprestación por la posible extinción
anticipada a lal de anotación, se determina utilizando las cotizaciones oficiales para los instrumentos
cambiados en mercados regulados. El valor razonable de los instrumentos no cotizados en mercados
regulados se determina mediante modelos de valoración apropiados para cada categoría de instrumento
financiero y utilizando los datos de mercado correspondientes a lal del cierre contable (como los tipos de
interés, los tipos de cambio, la volatilidad) actualizando los flujos de efectivo esperados sobre la base de la
curva de los tasas de interés de mercado a lal de referencia y convirtiendo los valores en divisas distintas del
euro a los cambios proporcionados por el Banco Central Europeo.
El valor nocional de un derivado es el importe contractual a partir del que se cambian los diferenciales; esta
suma puede ser expresada tanto sobre la base de un valor como sobre la base de cantidades (como por
ejemplo toneladas, convertidas en euros multiplicando el importe nocional por el precio fijado). Los importes
expresados en monedas distintas del euro se convierten en euros aplicando el tipo de cambio actual a lal de
cierre contable.
Riesgo de tasa de interés
Se alcanza el doble objetivo de reducir el importe de endeudamiento financiero sujeto a la variación de los
tipos de interés y de reducir el coste de la provisión poniendo en circulación contratos de swap de tasa de
interés y opción de tipo de interés. Los swap de tipo de interés son instrumentos que prevén el cambio
periódico de flujos de interés a tipo variable contra flujos de interés a tipo fijo, ambos calculados sobre un
mismo capital nocional de referencia; los contratos de opción de tipo de interés prevén, al alcanzar los
valores umbral predefinidos (denominados strike), el pago periódico de un diferencial de interés calculado
sobre un capital nocional de referencia. Estos valores umbral determinan el tipo máximo (denominado cap) o
el tipo mínimo (denominado floor) al que se ajustará el índice del endeudamiento por efecto de la cobertura.
Además es posible efectuar estrategias de cobertura a través de combinaciones de opciones (denominadas
collar), que permiten fijar al mismo tiempo el tipo mínimoy el tipo máximo, en este caso, los valores umbral
se determinan generalmente de modo que no se prevea el pago de ningún premio en el momento de la
adjudicación (denominado zero cost collar).
Los contratos de opción de tipo de interés se estipulan normalmente cuando el tipo de interés fijo que se
puede conseguir mediante un swap de tipo de interés se considera demasiado elevado respecto a las
expectativas del Grupo sobre los tipos de interés futuras. Además, el uso de las opciones de tipo de interés se
considera apropiado en los períodos de incertidumbre sobre la futura tendencia de los tipos, permitiendo
beneficiarse de posibles reducciones de los tipos de interés.
El vencimiento de estos contratos no excede el vencimiento de los pasivos financieros subyacentes, de modo
que cualquier variación en el valor razonable y/o en los flujos de efectivo esperados de estos contratos se
compense con una variación correspondiente del valor razonable y/o en los flujos de efectivo esperados de la
posición subyacente.
El importe del endeudamiento a tipo variable que no se cubre con el riesgo de tasa de interés representa el
principal elemento de riesgo por el impacto que podría tener sobre la cuenta económica como consecuencia
de un aumento de los tiposde interés del mercado.

433


A partir del análisis del endeudamiento del Grupo, se deduce que el endeudamiento a medio y a largo plazo
con minoritarios es del 72% ajustado a un índice de tipo variable (73% a 31 de diciembre de 2009); las
operaciones en derivados de cobertura, designadas de cobertura de flujo de efectivo, reducen esta exposición
al 35% (43% a 31 de diciembre de 2009). Considerando para los fines de la relación de cobertura también los
derivados estimados de cobertura bajo el perfil de gestión pero que no cumplen con los requisitos necesarios
para ser contabilizados según las reglas de la contabilidad de cobertura, este porcentaje se aproxima al 33%
(41% a 31 de diciembre de 2009).
El endeudamiento financiero neto global de la posición con otras sociedades del Grupo Enel es del 90%
ajustado a un índice de tipo variable; las operaciones de derivados de cobertura, designadas de cobertura del
flujo de efectivo reducen esta exposición al 75%. Considerando, para los fines de la relación de cobertura,
también los derivados estimados de cobertura bajo el perfil de gestión pero que no cumplen con los
requisitos necesarios para ser contabilizados según las reglas de la contabilidad de cobertura, este porcentaje
se aproxima al 74%.
A 30 de junio de 2010 si los tipos de interés a esa data hubieran sido de 1 punto base más altos, a la par de
cualquier otra variable, el patrimonio neto hubiera sido superior a 248 mil euros debido al incremento del
valor razonable de los derivados sobre tipos de CFH (206 mil euros a 31 de diciembre de 2009). A 30 de
junio de 2010 si los tipos de interés a esa fecha hubieran sido de 1 punto base más bajos, a la par de cualquier
otra variable, el patrimonio neto hubiera sido inferior a 249 mil euros debido al descenso del valor razonable
de los derivados sobre tipos de CFH (206 mil euros a 31 de diciembre de 2009).
Riesgo de tipo de cambio
Con el fin de reducir el riesgo de cambio derivado de los activos, pasivos y flujos de efectivo esperados en
divisa extranjera, Enel Green Power S.p.A. estipula con Enel S.p.A. contratos a plazo con el objeto de cubrir
los flujos de efectivo en moneda distinta al euro, normalmente dólares estadounidenses. Generalmente el
vencimiento de los contratos a plazo no excede los 12 meses.
A partir del análisis del endeudamiento financiero del Grupo, se destaca que el 28% (29% a 31 de diciembre
de 2009) del endeudamiento a medio y largo plazo está expresado en moneda distinta al euro, casi totalmente
referible a endeudamiento denominado en la moneda de cuenta del país en el que opera la sociedad del
Grupo que detenta la posición deudora.
A 30 de junio de 2010 si el tipo de cambio del euro con respecto al dólar se hubiera apreciado en un 10% a la
par de cualquier otra variable, el patrimonio neto habría sido inferior a 13,5 millones de euros como
resultado del descenso del valor razonable de los derivados bajo cambios de la cobertura del flujo de
efectivo. A la inversa, si el tipo de cambio del euro con respecto al dólar a esa fecha se hubiera depreciado en
un 10% a la par de cualquier otra variable, el patrimonio neto habría sido superior a 16,5 millones de euros
como resultado del incremento del valor razonable de los derivados bajo cambios de la cobertura del flujo de
efectivo. A 31 de diciembre de 2009, al no existir coberturas del flujo de efectivo no se ha registrado ninguna
exposición del patrimonio neto a las oscilaciones de los tipos de cambio del mercado.
20.2.1.3 Principales variaciones del área de consolidación
A continuación se detallan las principales operaciones de adquisición realizadas en el transcurso del primer
semestre de 2010.

434

Sección I

Incorporaciones empresariales bajo el control común
La adquisición en objeto se configura como una operación bajo control común, esto es, como una operación
de incorporación empresarial en la que el adquiriente y la entidad adquirida (en esta circunstancia
respectivamente la Sociedad y el Grupo Ecyr) son controlados por la misma entidad (Enel) ya sea antes o
después de la incorporación, sin que este control sea transitorio.
El 15 de marzo y el 17 de marzo de 2010, los Consejos de Administración de Endesa, Enel y Enel Green
Power, aprobaron una operación para la integración de las actividades de Endesa y de Enel Green Power en
el sector de las energías renovables en España y Portugal.
Concretamente, las actividades en las energías renovables en España y Portugal eran desarrolladas por
Endesa a través de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (actualmente Enel Green Power España S.L., a
continuación referida como Ecyr), sociedad totalmente posticipada por Endesa Generación S.A. (a su vez
totalmente controlada por Endesa e indirectamente por Enel S.p.A.) constituida en 1996 y que en los años
1999 y 2000, a través de operaciones de adquisición y de fusión, integró todas las actividades de las
sociedades controladas por Endesa relacionadas con la producción de energía eléctrica mediante fuentes
renovables.
En el ámbito de la operación de adquisición de Endesa por parte de Enel S.p.A., en cuatro intervalos, esto es,
25 de junio, 31 de julio, 15 y 29 de diciembre de 2009, Endesa cedió a Acciona algunas plantas
hidroeléctricas y de fuentes renovables en España y Portugal con un total de 2.079 MW por un precio
aproximado de 2.817 millones de euros.
Enel Green Power ya operaba en España y Portugal a través de Eufer, la joint venture participada al 50% con
Gas Natural/Unión Fenosa, participada indirectamente por Enel Green Power a través de Enel Green Power
International B.V.
La operación garantiza, dentro del perímetro de Enel Green Power, una gestión unitaria para el desarrollo en
la Península Ibérica de todas las actividades de Enel Green Power y de Endesa en el campo de las fuentes
renovables. Este es el objetivo que persigue Enel Green Power España.
La integración se realizó de forma efectiva el 22 de marzo de 2010 por un precio total equivalente a 1.140
millones de euros, de los cuales 680 millones se pagaron en efectivo (como se muestra en la siguiente tabla)
y 280 millones de euros a través de la concesión de una participación. En particular, la integración se ha
realizado a través de las siguientes fases: (i) la adquisición por parte de Enel Green Power International B.V.
por Endesa Generación S.A. del 30% de Ecyr por un precio de aproximadamente 326 millones de euros; (ii)
un aumento de capital de Ecyr reservado a Enel Green Power International B.V., suscrito mediante la
concesión de la participación equivalente al 50% propiedad de Enel Green Power International B.V. en el
capital de EUFER por un valor de 280 millones de euros y un desembolso en efectivo de cerca de 534
millones de euros. La adquisición de la participación del 30% y la posterior suscripción del la ampliación de
capital de Ecyr se realizaron a valor de mercado aplicando el método de los flujos de efectivo (el
denominado discounted cash flow), y han sido objeto de valoración por parte de dos bancos de inversión
independientes, que emitieron sus respectivos atestados de equidad (fairness opinion). La operación permitió
a Enel Green Power International B.V. poseer, tras el aumento de capital, una participación total equivalente
al 60% del nuevo capital social de Ecyr.

435


La siguiente tabla destaca el activo neto adquirido por Ecyr:
ACTIVOS
Activos inmateriales 625
Fondo de comercio 330
Activos por impuesto diferido 31
Inversiones contabilizadas por el método de participación 138
Activos financieros no corrientes 148
2.193
Activos corrientes
Existencias 4
Créditos comerciales 37
Créditos por impuestos sobre la renta 32
Activos financieros corrientes 6
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 83
Otros activos corrientes 53
215
TOTAL ACTIVOS 2.408
Financiaciones a largo plazo 201
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 1
Fondos de riesgo y obligaciones 17
Pasivos por impuestos diferidos 243
Pasivos financieros no corrientes 7
Otros pasivos no corrientes 9
478
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 333
Acreedores comerciales 169
Acreedores por impuestos sobre la renta 31
Otros pasivos corrientes 67
600
TOTAL PASIVOS 1.078
Patrimonio neto de minoritarios 483
ACTIVO NETO ADQUIRIDO 847
VALOR DE LA OPERACIÓN 860
Precio de la adquisición 860
Activos líquidos y medios equivalentes (83)

Los datos en objeto reflejan la asignación del precio de adquisición de los activos y pasivos adquiridos.
Según los principios contables adoptados por el Grupo, esta asignación se anotó atribuyendo a los activos y a
los pasivos adquiridos los mismos valores contables introducidos en las Cuentas consolidadas de la entidad
de control común Enel a lal del traspaso. La diferencia entre el coste soportado por el Grupo por la
adquisición y el valor neto contable de los activos y pasivos adquiridos resultante de las Cuentas
consolidadas de Enel se contabiliza rectificando el patrimonio neto del Grupo. Para ello hay que señalar que
la adquisición por parte del grupo Enel del grupo Endesa, del cual Ecyr constituye una parte controlada, se
completó el 25 de junio de 2009 y el 30 de junio de 2010 se completó el proceso de adjudicación del precio
de adquisición; por lo tanto, los valores que se indican aquí representan la anotación definitiva de la

436

Sección I

diferencia entre el coste de la participación y el valor de los activos adquiridos y de los pasivos asumidos en
objeto.
En la siguiente tabla se representa la información económica de Ecyr, sin Eufer, que ha contriubuido al
resultado económico del Grupo en el semestre terminado a 30 de junio de 2010.
Semestre a 30 de junio
(En millones de euros) 2010
Total Ingresos 53
Ganancias/(pérdidas) netas de la gestión del riesgo de Commodity -
Costes de:
Materias primas y bienes de consumo 9
Servicios 13
Coste relativo al personal 3
Otros costes operativos 1
Coste derivados de trabajos internos capitalizados -
Total de Costes 26
(EBITDA) 27
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 23
Resultado operativo 4
Ingresos financieros 3
Costes financieros (10)
Resultado de sociedades per el método de participación 8
Resultados antes de impuestos 5
Impuestos (1)
Resultado del ejercicio (Grupo y minoritarios) 6

437


En la siguiente tabla se representa la información patrimonial de Ecyr, sin Eufer, a 30 de junio de 2010, antes
de las escrituras de consolidación.
ACTIVOS
Activos inmateriales 620
Activos por impuesto diferido 31
Inversiones contabilizadas por el método de participación 421
Activos financieros no corrientes 72
2.120
Activos Corrientes
Existencias 4
Créditos comerciales 29
Créditos por impuestos sobre la renta 10
Activos financieros corrientes 78
Efectivo y otros activos líquidosequivalentes 56
Otros activos corrientes 50
227
Activos no corrientes mantenidos para la venta 5
TOTAL DE ACTIVOS 2.352
Financiaciones a largo plazo 153
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 1
Fondos de riesgo y obligaciones 22
Pasivos por impuesto diferido 240
Pasivos financieros no corrientes 10
Otros pasivos no corrientes 8
434
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 389
Acreedores comerciales 160
Acreedores por deudas sobre la renta 13
Otros pasivos corrientes 18
580
TOTAL DE PASIVOS 1.014
Patrimonio neto del Grupo 1.288
Patrimonio neto de minoritarios 50
PATRIMONIO NETO 1.338
TOTAL DE PASIVOS Y PATRIMONIO NETO 2.352

Adquisiciones por terceros – Extranjeros
Con fecha 11 de enero de 2010 Enel Green Power adquirió, a través de la propia parte controlada Enel North
America Inc., el 100% del capital social de Padoma Wind Power LLC, sociedad que opera en el sector de la
energía eólica, por un precio global de 40 millones de euros. La determinación del valor razonable de los
activos adquiridos, de los pasivos y de los pasivos potenciales asumidos a lal de la adquisición se efectuó de
modo provisional, ya que a la fechade la redacción de la Relación financiera semestral a 30 de junio de 2010,
siguen en curso algunos procesos de valoración.

438

Sección I

Con referencia a la adquisición de la participación Padoma Wind Power LLC, la siguiente tabla muestra los
activos y pasivos adquiridos, el valor provisional del fondo de comercio identificado y los flujos de efectivo
utilizados.
de los cuales pagado 24
pendiente de desembolsar 11

Adquisiciones por terceros – Italia
En el transcurso del primer semestre de 2010, Enel Green Power adquirió Enel Green Power Calabria,
Maicor Wind, Enel Green Power Puglia (ahora Italgest Wind), Enel Green Power Strambino Solar,
Altomonte FV, Enerlive, Energia Eolica y Enel Green Power TSS (ahora Anemos 1), por un precio global de
10 millones de euros.
Fondo de comercio negativo (3)
Activos líquidos y medios equivalentes (3)
Flujo de caja utilizado para la adquisición 7

20.2.1.4 Informativa por sector operativo
Se destaca que el 8 de marzo de 2010, el Grupo Enel Green Power se dotó de una nueva estructura
organizativa que prevé, entre otros, la reorganización de las áreas geográficas en:
 Italia y Europa
 Estados Unidos.
Además hay una estructura dedicada a Enel.si, con responsabilidades autónomas respecto al Área de Italia y
Europa.
Los criterios para identificar los sectores de actividad a través de los cuales opera el Grupo se inspiran, entre
otros, en las modalidades a través de las que el nivel de toma de decisiones más alto revisa periódicamente
los resultados del Grupo con el fin de adoptar decisiones sobre los recursos que se van a asignar al sector y
para valorar los propios resultados.
Concretamente, en las siguientes tablas se identifican los sectores operativos en los que opera el Grupo tanto
en Italia como en el extranjero y los indicadores utilizados por la administración del Grupo en el ámbito de
los procesos correspondientes de análisis de los resultados de los sectores en y para el semestre terminado el
30 de junio de 2010 y para el semestre terminado el 30 de junio de 2009 debidamente reclasificado:

439


Resultados por área geográfica del primer semestre de 2010
Italia y Enel.si Península Norteamérica Omisiones y Total
Europa Ibérica y rectificaciones
América
Latina
Ingresos 575 82 243 76 - 976
Resultado intersectorial 5 - - - (5) -
Ganancias / (pérdidas) netas de la gestión del riesgo 54 - - 9 - 63
Commodity
Resultado consolidado antes de impuestos y 469 1 132 49 - 651
amortizaciones
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 155 - 56 25 - 236
Resultado neto de sosciedades por el método de (48)
participación
Impuestos 104
Activos operativos 5.703 71 3.363 1.003 (71) 10.069
Inversiones brutas 229 - 82 28 - 339

Resultados por área geográfica del primer semestre de 2009 no auditados
Italia y Enel.si Península Norteamérica Omisiones y Total
Europa Ibérica y rectificaciones
América
Latina
Ingresos 599 39 182 73 - 893
Resultados intersectoriales - - - - - -
Ganancias / (perdidas) netas de la gestión del riesgo 47 - - - - 47
Commodity
Resultado consolidado antes de impuestos y 488 (10) 125 48 - 651
amortizaciones
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 154 - 25 22 - 201
Resultado operativo 334 (10) 100 26 - 450
Resultado neto de sosciedades por el método de (78)
participación
Impuestos 133
Activos operativos (*) 5.619 125 1.574 857 (20) 8.155
Pasivos operativos (*) 465 79 145 47 (20) 716
Inversiones brutas 139 - 123 18 - 280
(*) a 31 de diciembre de 2009

440

Sección I

La siguiente tabla representa la conciliación entre activos y pasivos por áreas geográficas y los expuestos en
el esquema del estado patrimonial consolidado:
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Total de activos 12.480 9.494 2.986
- fondo de comercio 960 532 428
- inversiones contabilizadas por el método de participación 417 261 156
- activos financieros no corrientes 121 35 86
- activos financieros corrientes 355 228 127
- efectivo y otros activos líquidos equivalentes 211 144 67
- activos por impuesto diferido 169 121 48
- créditos por impuestos sobre la renta 108 18 90
- activos no corrientes mantenidos para la venta 70 - 70
Activos operativos 10.069 8.155 1.914

Total de pasivos 5.256 6.930 (1.674)
- financiaciones* 3.629 5.659 (2.030)
- pasivos financieros a largo plazo 54 22 32
- pasivos financieros corrientes 33 85 (52)
- Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 47 59 (12)
- pasivos por impuesto diferido 414 182 232
- Acreedores por impuestos sobre la renta 128 207 (79)
- pasivos no corrientes mantenidos para la venta 48 0 48
Pasivos operativos 903 716 187
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo

Informaciones sobre las Cuentas Económica de Resultados Consolidadas Semestrales
20.2.1.5 Resultados
20.2.1.5.a Ingresos por ventas y servicios – 956 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el desglose de la partida en cuestión a 30 de junio de 2010 en comparación
con el período correspondiente del ejercicio anterior:
(En millones de euros) Primeros seis meses
2010 2009 Variación
no auditado
Energía 856 809 47
Otras ventas y servicios 100 59 41
- del Grupo Enel 3 3 -
Total 956 868 88

Los ingresos por venta de “Energía” se refieren por 751 millones de euros a la venta de energía (con un
aumento de 24 millones de euros con respecto al mismo período de 2009) y por 105 millones de euros a
certificados verdes y otros incentivos (con un aumento de 23 millones de euros respecto al mismo período de
2009).

441


La variación positiva respecto al mismo período del ejercicio 2009 se debe principalmente a la Variación del
Perímetro de Consolidación, equivalente a 52 millones de euros, y proviene de la venta de energía eléctrica
La cuota de ingreso en objeto referible al Grupo Enel corresponde sustancialmente a la venta de Energía a
través de contratos bilaterales y a la venta de Certificados verdes.
Las “Otras ventas y servicios” se refieren principalmente a la venta directa e indirecta de material
fotovoltaico y a la realización de plantas fotovoltaicas (78 millones de euros, con un aumento de 48 millones
de euros respecto al mismo período de 2009).
20.2.1.5.b Otros ingresos – 20 millones de euros
Los “Otros ingresos” se refieren a servicios y prestaciones accesorias prestadas, entre los que se encuentra la
cesión a terceros del agua de las centrales para usos distintos a la producción de energía eléctrica (riego) y la
cesión de energía térmica.
20.2.1.6 Costes
20.2.1.6.a Materias primas y bienes de consumo – 122 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el desglose de la partida en cuestión a 30 de junio de 2010 en contraste con
el período correspondiente del ejercicio anterior:
no auditado
Materiales 78 41 37
Energía eléctrica 29 10 19
Combustibles y gas 15 6 9
Total 122 57 65
- capitalizados 1 3 (2)

Los costes por compra de “Materiales” se refieren principalmente a las compras de material fotovoltaico por
parte de Enel.si para la reventa, equivalente a 68 millones de euros y con un aumento de 32 millones de
euros respecto al mismo período de 2009.
Los costes por compra de “Energía eléctrica” se refieren a la energía eléctrica comprada para el
funcionamiento de los servicios auxiliares de centrales, directa o indirectamente vinculados a la producción
de energía eléctrica, a los servicios de iluminación y de fuerza motriz y a la energía comprada a Panamá en el
ámbito del contrato de venta de energía (estos últimos equivalentes a 20 millones de euros, con un aumento
de 15 millones de euros respecto al mismo período del 2009 debido a las consecuencias negativas del
fenómeno atmosférico del Pacífico El Niño).
Los costes por compra de “Combustibles y gas” se refieren principalmente a las plantas de cogeneración de
las sociedades españolas (Cooling Heating and Power); el coste atribuible a las plantas incluidas en el
Perímetro de consolidación como consecuencia de la adquisición de Ecyr es de 7 millones de euros.

442

Sección I

20.2.1.6.b Servicios –156 millones de euros
no auditado
Mantenimiento y reparaciones 31 18 13
Cuotas de leasing 26 22 4
- del Grupo Enel 2 2 -
Costes de transmisión 11 10 1
Otros costes de servicios 88 93 (5)
Total 156 143 13

El incremento de los costes por “Mantenimiento y reparaciones” refleja tanto la variación del perímetro de
consolidación como consecuencia de la adquisición de Ecyr, como la entrada en el ejercicio de nuevas
plantas.
Los “costes por el desfrute de bienes de terceros” están constituidos principalmente por cánones de
canalizaciones.
Los “Otros costes de servicio” recogen principalmente los costes generales indirectamente vinculados a la
producción regulados en parte por contratos con el Grupo Enel, cuyo contenido se describe en la siguiente
Nota 20.2.1.40, los pagos por prestaciones profesionales y técnicas y asesoramiento estratégico, de dirección
y organización empresarial (15 millones de euros), primas de seguros de pólizas de distinta naturaleza
vinculadas a la cobertura de riesgos (7 millones de euros), los costes de servicios vinculados al personal,
principalmente gastos de viaje y desplazamientos (4 millones de euros) y cánones y pagos por el derecho de
uso de capacidad de transporte a GME S.p.A. (5 millones de euros).
20.2.1.6.c Coste relativo al personal – 89 millones de euros
No auditado
Salarios y nóminas 68 59 9
Obligaciones sociales 16 14 2
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 3 3 -
Otros costes 2 1 1
Total 89 77 12
- capitalizados 8 9 (1)

La partida “Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados”, de 3 millones de euros,
corresponde a las pensiones y otras prestaciones como se describe en la nota relativa al “Tratamiento del
Final de la Relación”.
El incremento del coste relativo al personal refleja la mayor consistencia media y, por 3 millones de euros, la
variación del perímetro de consolidación.

443


20.2.1.6.d Amortizaciones y pérdidas por deterioro – 236 millones de euros
No auditado
Amortización de bienes inmuebles, plantas y maquinaria 219 194 25
Amortización de activos inmateriales 14 7 7
Pérdidas por deterioro 3 - 3
Total 236 201 35

El incremento de las amortizaciones y pérdidas por deterioro por 23 millones de euros proviene de la
variación del perímetro de consolidación y del resto de la entrada en el ejercicio de algunas plantas.
20.2.1.6.e Otros costes operativos – 30 millones de euros.
En la siguiente tabla se muestra el desglose de la partida en cuestión para el ejercicio a 30 de junio de 2010
en comparación con el período correspondiente del ejercicio anterior:
no auditado
Impuestos y tasas 14 9 5
Contribuciones 10 12 (2)
Otras obligaciones derivadas de la gestión 6 3 3
Total 30 24 6

La partida “Contribuciones” recoge las contribuciones reconocidas a Ayuntamientos, Provincias y Regiones,
sedes de centrales, en base a los acuerdos específicos entre las partes.

444

Sección I

20.2.1.7 Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity – 63 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el desglose de la partida en cuestión para el primer semestre de 2010:
2010 2009 no auditado Variación
Ganancias provenientes de derivados: 56 92 (36)
de trading – sin cobertura de precio de Commodity - 30 (30)
CFH – cobertura del precio de los Commodity 56 62 (6)
Rectificaciones de ingresos por valoración a.p. para partidas terminadas en el - 32 (32)
año de derivados:
de trading – sin cobertura de cambio de Commodity - 31 (31)
de trading – sin cobertura de precio de Commodity - 1 (1)
Ingresos por valoración 9 - 9
CFH – cobertura del precio de los Commodity (cuota ineficaz) 9 - 9
Total de ingresos de gestión del riesgo de Commodity 65 60 5
-
Costes realizados sobre derivados de trading y no cobertura a precio Commodity 2 16 (14)
de trading – sin cobertura de precio de Commodity 1 5 (4)
CFH – cobertura del precio de los Commodity 1 5 (4)
-
Rectificaciones de pérdidas por valoración a.p. para partidas terminadas en el - 3 (3)
año en derivados:
Total de pérdidas por gestión del riesgo de Commodity 2 13 (11)

Las Ganancias (perdidas) netas de gestión del riesgo Commodity se refieren por 56 millones de euros a
ingresos netos obtenidos de contratos de derivados sobre Commodity terminados a 30 de junio de 2010 y por
9 millones de euros a la cesión a la cuenta económica de la porción considerada ineficaz de un derivado de
cobertura.
Los contratos se han puesto en circulación con la controlada Enel Trade S.p.A. para la parte correspondiente
a los Commodity y con Enel S.p.A. para la cobertura del riesgo vinculado a la diferencia de cambios, debido
a que los contratos de cobertura con Enel Trade S.p.A. están estipulados en dólares.

445


20.2.1.8 Costes financieros netos – (51) millones de euros
2010 2009 no auditado Variación
Diferencias positivas de cambio 7 2 5
Intereses y otros ingresos de activos financieros 7 6 1
Ingresos por instrumentos financieros derivados 6 3 3
TOTAL DE INGRESOS FINANCIEROS 20 11 9

Diferencias negativas de cambio 7 8 (1)
Intereses y otros gastos por pasivos financieros 55 80 (25)
- financiaciones a largo plazo 36 27 9
- financiaciones a corto plazo 18 52 (34)
- gastos financieros por prestaciones a empleados 1 1 -
Depreciación y recuperación de activos financieros 4 - 4
Pérdidas en instrumentos financieros derivados 5 3 2
TOTAL DE COSTES FINANCIEROS 71 91 (20)
COSTES FINANCIEROS NETOS (51) (80) 29

La partida “Intereses y otras pérdidas en pasivos financieros: financiaciones a corto plazo” se refiere
principalmente a los intereses devengados sobre la cuenta corriente intersocietaria existente con la sociedad
de control Enel SpA, que se redujeron tras la renuncia a 3,7 mil millones de euros de créditos financieros
efectuada por Enel SpA al 17 de marzo de 2010.
20.2.1.9 Resultado neto de sociedades por el método de participación – 3 millones de euros
no auditado
Ingresos por participaciones en sociedades subsidiarias 8 6 2
Pérdidas por participaciones en sociedades subsidiarias (5) (4) (1)
Total 3 2 1

Los ingresos por participaciones se refieren principalmente a empresas que forman parte del grupo español
Ecyr, a través de dos de sus subgrupos, Finerge y Térmica Portuguesa.
Sin embargo las pérdidas corresponden a las sociedades subsidiarias Jerónimo y Tradewind.
20.2.1.10 Impuestos – 104 millones de euros
En la siguiente tabla se proporciona el desglose de la partida en cuestión para el primer semestre de 2010:
no auditado
Impuestos corrientes 108 134 (26)
Impuestos diferidos (anticipados) (4) (1) (3)
Total 104 133 (29)

446

Sección I

La variación de los impuestos consolidados refleja principalmente la variación de los impuestos de la
controladora, con una reducción de 25 millones de euros (equivalente a 85 millones de euros a 30 de junio de
2010 y 110 millones de euros a 30.06.09) sustancialmente por efecto de la exención de la ley Tremonti Ter
(que ha comportado una variación permanente con una reducción de 75 millones de euros).
En la siguiente tabla se presenta la conciliación de la alícuota teórica de imposición fiscal con la incidencia
efectiva sobre el resultado.
no auditado
Resultado antes de impuestos 367 372 (5)
Impuestos teóricos 101 27,5% 102 27,5% (1)
Efecto relativo a tipos impositivos locales (7) (1,8%) 1 0,3% (8)
Impuesto de Sociedades adicional 16 4,4% 19 5,2% (3)
Efecto Tremonti Ter (25) (6,7%) - 0,0% (25)
Diferencias permanentes y otras partidas menores 2 0,5% (5) (1,4%) 7
Impuesto regional sobre las actividades productivas 16 4,4% 16 4,4% -
(IRAP, por sus siglas en italiano)
TOTAL 104 28,2% 133 35,8% (29)

Informaciones sobre los balances consolidados semestrales
20.2.1.11 Bienes inmuebles, plantas y maquinaria – 8.465 millones de euros
En la siguiente tabla se muestra el desglose de la partida en cuestión a 30 de junio de 2010 y a 31 de
diciembre de 2009 y la variación correspondiente:
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Terrenos y edificios 936 931 5
Plantas y maquinaria 5.977 5.121 856
Otros bienes 115 89 26
Activos materiales en curso y anticipos 1.437 1.059 378
TOTAL 8.465 7.200 1.265

El incremento de la partida se refiere principalmente a la variación del perímetro de consolidación (igual a
958 millones de euros), a las inversiones efectuadas en el período (igual a 336 millones de euros), a las
variaciones positivas de cambio (igual a 252 millones de euros) y a las amortizaciones registradas en el
período (igual a 219 millones de euros).

447


A continuación se resumen por tipo las inversiones efectuadas en el transcurso del primer semestre de 2010 y
2009.
30.06.2010 30.06.2009
Plantas de producción
- Hidroeléctricas 58 64
- Geotérmicas 71 79
- Eólicas 176 131
- Biomasa 1 -
- Otras tecnologías 24 -

Total de plantas de producción 330 274

Terrenos, edificios y otros bienes 6 4
TOTAL 336 278

20.2.1.12 Activos inmateriales– 892 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Concesiones, licencias, marcas y derechos similares 141 114 27
Otras inmovilizaciones inmateriales y contratos de venta 751 145 606
TOTAL 892 259 633

El incremento de la partida “Activos inmateriales” se refiere principalmente a la variación del perímetro de
consolidación (igual a 561 millones de euros), a las variaciones positivas de cambio (igual a 28 millones de
euros) y a las amortizaciones registradas en el período (igual a 14 millones de euros).
La partida “Concesiones, licencias, marcas y derechos similares” recoge principalmente el valor de los
derechos de disfrute del agua de las centrales hidroeléctricas en América Latina (igual a 77 millones de
euros), del derecho a la producción de energía eléctrica de fuentes de minicentrales hidroeléctricas y los
derechos de conexión a las redes de distribución en España (igual a 31 millones de euros).
Las “Otras inmovilizaciones inmateriales y contratos de venta” incluyen principalmente la valoración
efectuada en el ámbito de las Asignaciones del Precio de Compra de los contratos de venta de energía
(Acuerdo de Compra de Energía) y de las autorizaciones administrativas correspondientes a las plantas
eólicas operativas o en fase de desarrollo de Ecyr.

448

Sección I

20.2.1.13 Fondo de comercio – 960 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Endesa Cogeneración y Renovables 330 - 330
Enel Latin America 274 239 35
Enel North America 128 80 48
Enel Unión Fenosa Renovables 89 90 (1)
Perimetro Elica (*) 74 74 -
Enel Green Power France 25 26 (1)
Maicor Wind Srl 17 - 17
Renovables de Guatemala 11 14 (3)
Enel Green Power Romania (ahora Blue Line) 5 5 -
EGP TSS (ex Anemos) 5 - 5
Portoscuso Energie Srl 1 1 -
Altomonte 1 - 1
Enel Green Power Bulgaria - 3 (3)
TOTAL 960 532 428
(*) El “Perímetro ELICA” corresponde al total del fondo de comercio atribuible a las sociedades griegas: International Wind Parks of Thrace, Wind
Park of Thrace S.A., International Wind of Crete S.A, International Wind of Achaia S.A., International Wind of Rhodes S.A., Glafkos
Hydroelectrical Station S.A., Aioliko Voskerou S.A. e Hydro Constructional A.E..

La variación de la partida, igual a 428 millones de euros, se refiere principalmente a la inscripción del fondo
de comercio correspondiente a la adquisición del 60% del capital social de Ecyr por un importe de 330
millones de euros, y al fondo de comercio provisional inscrito para la adquisición de la participación en
Padoma Wind Power LLC por un importe de 35 millones de euros.
Con respecto a la estimación del valor recuperable de los fondos de comercio ya registrados a título
definitivo en las Cuentas consolidado a 31 de diciembre de 2009, en ausencia de nuevas indicaciones sobre
posibles reducciones de valor, el Grupo no ha efectuado ninguna minoración del valor.

449


20.2.1.14 Activos y Pasivos por impuesto diferido – 169 millones de euros – (414) millones de euros
A continuación se detallan las movilizaciones de los “Activos por impuesto diferido” y de los “Pasivos por
impuesto diferido” por tipo de diferencias temporales, determinados en base a las alícuotas impositivas
fiscales previstos por las medidas en vigor, así como el monto de los activos por anticipos de impuestos
compensables, donde esté permitido, con los impuestos diferidos.
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Activos por impuesto diferido
- diferencias de valor sobre inmovilizados y activos financieros 35 26 9
- provisiones por riesgos y obligaciones con deducibilidad 17 18 (1)
diferida
- valoración de instrumentos financieros 12 5 7
- Crédito fiscal (Norteamérica) 23 22 1
- otras partidas 82 50 32
Total 169 121 48

Pasivos por impuesto diferido
- diferencias sobre inmovilizados y activos financieros 124 119 5
- valoración de instrumentos financieros 7 26 (19)
- asignación de excesos de coste a elementos del activo 240 - 240
- otras partidas 43 37 6
Total 414 182 232

Activos por impuesto diferido / (pasivos por impuesto (20) (39) 19
diferido) netos compensables
Activos por impuesto diferido no compensable 143 84 59
Pasivos por impuesto diferido no compensable 354 106 248

El incremento de los “activos” por impuesto diferido se refiere principalmente a la variación del perímetro de
consolidación por 31 millones de euros.
La variación positiva de los “pasivos por impuesto diferido” refleja, por un importe de 240 millones de
euros, la imputación de los impuestos diferidos correspondientes a la parte de coste, soportado para la
adquisición de la participada Ecyr, que se ha asignado a los activos y pasivos adquiridos, como se describe
en el párrafo “principales variaciones del área de consolidación”.

450

Sección I

20.2.1.15 Inversiones contabilizadas por el método de particpatiòn– 417 millones de euros
Las participaciones en empresas subsidiarias calculadas con el método del patrimonio neto son las
siguientes:
(En millones de euros) 31.12.2009 30.06.2010
Valor Cuota % Adquisiciones Variaciones Impacto Valor Cuota %
Incrementos de Perímetro de en cuenta
capital consolidación económica
Grupo Ecyr (*) 0 - 133 8 141
Elica II (*) 133 30,0% 4 - - 137 30,0%
La Geo Sa de Cv 86 36,2% - - - 86 36,2%
Otras menos importantes 42 16 - (5) 53
TOTAL 261 20 133 3 417
(*) Para el detalle de las 52 sociedades participadas, todas al 30%, con sede en Grecia y de las sociedades que forman parte del Grupo Ecyr se remite
al anexo “Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power”.

El incremento del período de las “participaciones en empresas subsidiarias calculadas con el método del
patrimonio neto” es imputable a la entrada en el perímetro de consolidación de la participada Ecyr por 133
millones de euros y de aumentos de capital suscritos y adquisiciones efectuadas en el período por 8 millones
de euros.
20.2.1.16 Activos financieros no corrientes – 121 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Créditos financieros a largo plazo con terceros y con sociedades subsidiarias 92 17 75
Contratos derivados 11 10 1
Otros activos financieros 12 8 4
Títulos 6 - 6
TOTAL 121 35 86

La partida “Créditos financieros a largo plazo con terceros y con sociedades subsidiarias” recoge
principalmente el importe de las financiaciones de activos desembolsados a las sociedades subsidiarias para
el desarrollo de proyectos en Portugal, por 67 millones de euros, y los depósitos de caución por 7 millones de
euros.

451


La partida “Contratos derivados” recoge el valor razonable de los contratos derivados existentes a lal de las
Cuentas. En la siguiente tabla se indica el valor nocional y el “valor razonable” de los derivados existentes
subdivididos por tipo de contrato y por designación:
30.06.2010 31.12.2009 30.06.2010 31.12.2009
Derivados por cobertura deflujo de efectivo 1 38 - 10
Commodity - 38 - 10
Intereses 1 - - -

Derivados trading 37 - 11 -
Commodity 37 11 -

TOTAL 38 38 11 10

Se evidencia que de acuerdo con el nivel de medición del valor razonable tales derivados se clasifican como
de nivel 2.
20.2.1.17 Otros Activos no corrientes – 28 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Contribuciones pendientes de cobrar 16 16 -
Créditos tributarios 9 11 (2)
Depósitos de caución activos de naturaleza operativa 3 3 -
Otros créditos - 4 (4)
TOTAL 28 34 (6)

La partida “Contribuciones pendientes de cobrar” incluye el crédito devengado con el Estado griego por
contribuciones aprobadas pero pendientes de liquidar por el mismo.

Activos corrientes
20.2.1.18 Existencias – 36 millones de euros
Las “Existencias” presentan un saldo a 30 de junio de 2010 de 36 millones de euros (equivalente a 31
millones de euros a 31 de diciembre de 2009) y recogen principalmente el valor del almacén geotérmico (14
millones de euros) y de los certificados de eficiencia energética (10 millones de euros).

452

Sección I

20.2.1.19 Créditos comerciales -456 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Venta y transporte de energía eléctrica 363 433 (70)
TOTAL 456 512 (56)

En el ámbito de la partida en objeto, se evidencia que la cuota de los créditos comerciales para la valoración
de los certificados verdes y otras formas de incentivos asciende a 103 millones de euros (a 31 de diciembre
de 2009 igual a 176 millones de euros) y que el desglose de los créditos con las sociedades controladas (“del
Grupo Enel”) se expone en el párrafo “Información sobre las partes relacionadas”
20.2.1.20 Créditos por impuestos sobre la renta – 108 millones de euros
Los “Créditos por impuestos sobre la renta”, igual a 108 millones de euros, se incrementan en el transcurso
del período en 90 millones de euros exclusivamente por el crédito por impuestos correspondientes a la
Controladora proveniente del pago del primer anticipo sobre los impuestos de 2010.
20.2.1.21 Activos financieros corrientes – 355 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Títulos 82 68 14
Otros créditos financieros 247 85 162
TOTAL 355 228 127

La partida “Títulos” se refiere a inversiones en títulos a corto plazo – principalmente certificados de depósito
– a través de los cuales las controladas en Brasil, Chile y Panamá invierten temporalmente la liquidez
generada por la gestión operativa, tal y como está previsto por las políticas del Grupo.
La partida “Contratos Derivados” incluye sustancialmente la valoración de los derivados de CFH y los
Commodity.

453


Para el valor nocional y el valor razonable de los “Contratos derivados” a 30 de junio de 2010, subdivididos
por tipo de contrato y por designación, se remite a la siguiente tabla:
30.06.2010 31.12.2009 30.06.2010 31.12.2009
Derivados por cobertura deflujo de efectivo 384 455 22 75
Commodity 384 455 22 75

Derivados trading 28 26 4 -
Cambios 28 26 4 -

TOTAL 412 481 26 75

de nivel 2.
La partida “Otros créditos financieros” recoge por 89 millones de euros el crédito hacia Enel Finance
International para el depósito temporal correspondiente a los fondos puestos a dispocisión de Renovables de
Guatemala para el proyecto Palo Viejo y por 74 millones de euros la variación del perímetro de
consolidación referible a la financiación a corto plazo de Ecyr con la controlada Endesa.
20.2.1.22 Efectivo y activos líquidos equivalentes – 211 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Depósitos bancarios y postales libres 118 44 74
Depósitos bancarios y postales vinculados 91 100 (9)
Dinero y valores en caja 2 - 2
TOTAL 211 144 67

Los “Efectivos y activos líquidos equivalentes” no están gravados por vínculos que limiten su pleno uso a
excepción de la partida “Depósitos bancarios y postales vinculados”, esencialmente referida a depósitos
vinculados a la garantía de operaciones interempresariales.
El efecto de la variación del perímetro de consolidación sobre la partida en cuestión es de 83 millones de
euros.
20.2.1.23 Otros activos corrientes – 192 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Créditos tributarios 59 38 21
Anticipos a proveedores 29 25 4
Anticipos de activos contables corrientes 29 15 14
TOTAL 192 119 73

454

Sección I

La partida “Créditos tributarios” recoge principalmente 52 millones de euros equivalentes a la posición
acreedora por IVA y sufre un incremento de 10 millones de euros como consecuencia de la variación del
perímetro de consolidación.
La partida “Otros créditos diversos” se moviliza por 35 millones de euros como consecuencia de la entrada
en el perímetro de consolidación de Ecyr.
20.2.1.24 Activos no corrientes mantenidos para la venta – 70 millones de euros
La partida incluye principalmente el monto de los inmuebles, plantas y maquinarias (igual a 56 millones de
euros), activos inmateriales (igual a 3 millones de euros) y del fondo de comercio (igual a 5 millones de
euros) de la participada Enel Green Power Bulgaria que por motivo de las decisiones de la administración
responden a los requisitos previstos por la Norma Internacional de Información Financiera IFRS 5 para su
clasificación entre los activos destinados a ser cedidos.

Patrimonio neto y Pasivo
20.2.1.25 Patrimonio neto – 7.224 millones de euros
En vista de la actuación del proyecto de cotización de las acciones de la Sociedad y con el fin de optimizar la
relación entre el capital social y el patrimonio neto, al 10 de junio de 2010, la junta de Enel Green Power Spa
aprobó el aumento del capital social de la Sociedad por 600 millones de euros a 1.000 millones de euros.
Este incremento se realizó mediante imputación al capital social de parte de la reserva del patrimonio neto
disponible, constituida en el mes de marzo de 2010 como consecuencia de la renuncia al crédito financiero
por parte de Enel S.p.A. por un importe global de 3.700 millones de euros.
Para consultar el detalle de la movilización del Patrimonio neto se remite al Folleto contable
correspondiente.
Capital social – 1.000 millones de euros
El capital social, como consecuencia del aumento descrito en el párrafo anterior, está representado por
5.000.000.000 de acciones ordinarias con un valor nominal de 0,20 totalmente suscrito y desembolsado por
la sociedad de control Enel S.p.A.
Otras reservas – 5.279 millones de euros
A continuación se indica la composición de las partidas principales:
Reserva legal – 120 millones de euros
La reserva legal representa la parte de los resultados que, según lo establecido en el art. 2430 del Código
Civil, no puede ser distribuida a título de dividendo.
Reservas de valoración de instrumentos financieros CFH – (19) millones de euros
Incluyen los gastos netos obtenidos directamente del patrimonio neto por efecto de valoraciones sobre los
derivados de cobertura (cash flow hedge).
Reservas de conversión – (175) millones de euros
En esta partida se incluyen los efectos de conversión de los balances de las controladas con moneda local
diferente de aquella funcional, con una variación del período de 267 millones de euros, de los cuales 19
millones por el efecto del ajuste de los cambios del fondo de comercio de estas últimas.

455


Otras reservas diferentes (excepto Reserva Legal) – 5.003 millones de euros
Al 17 de marzo de 2010 la empresa de control Enel S.p.A., con la que Enel Green Power tiene una relación
corriente intersocietaria, renunció a 3.700 millones de euros de crédito existente sobre esta relación de cuenta
corriente por atribuir a otras reservas disponibles. Como se ha anticipado, al 10 de junio de 2010, la junta de
Enel Green Power S.p.A. aprobó el aumento del capital social de la Sociedad de 600 millones de euros a
1.000 millones de euros a través de la imputación al capital social de parte de dicha reserva de patrimonio
neto disponible. La parte restante, igual a 3.300 millones de euros, se imputó a las “Otras reservas
diferentes”.
Se refieren, además, a las reservas atribuidas a la Controladora durante la escisión de Enel Produzione S.p.A.
e incluye, concretamente, la reserva de revalorización que representa el monto de la revalorización
conseguida en el ejercicio 2003 en conformidad con la Ley nº 350/2003. Esta reserva está sujeta a régimen
suspensivo (en caso de distribución el monto bruto de la reserva está sujeto al impuesto ordinario con
reconocimiento de un crédito de impuesto del 19%). Actualmente la distribución de esta reserva está diferida
por tiempo indefinido.
En la siguiente tabla se representa la movilización de las pérdidas y ganancias obtenidas directamente del
patrimonio neto, incluyendo las cuotas de minoritarios destacando el efecto fiscal correspondiente a cada
partida individual en el primer semestre de 2010.
Valor bruto Efecto Valor libre del
fiscal efecto fiscal
Pérdidas en derivados por cobertura de flujos de efectivo (85) 26 (59)
Ganancias por diferencias en el cambio por conversión 286 286
Resultados imputados directamente a patrimonio neto Pérdida del ejercicio 201 26 227
extraída directamente del patrimonio neto (al neto del efecto fiscal)
Resultado del ejercicio 263
Total del resultado obtenido en el ejercicio 201 26 490

20.2.1.26 Patrimonio neto de minoritarios – 692 millones de euros
El patrimonio neto de minoritarios representa la cuota para atribuir a los accionistas minoritarios de las
sociedades consolidadas y se moviliza, en el período, por un importe de 512 millones de euros referibles
principalmente a la variación del perímetro de consolidación, igual a 482 millones de euros.
20.2.1.27 Beneficio por acción – 0,08 euros
En la siguiente tabla se representa el procedimiento seguido para determinar el base y diluido por acción.
2010 2009
Beneficio del período pertinente al Grupo (millones de euros) 253 223
Media ponderada de acciones ordinarias 3.221.000.000 3.000.000.000
Beneficio base y diluido por acción (en euros) 0,08 0,07

Se señala que no hay efectos dilusivos que deban ser considerados para el cálculo del Beneficio diluido por
acción y por lo tanto este último factor coincide con el Beneficio base por acción.

456

Sección I

20.2.1.28 Financiaciones a largo plazo – 1.476 millones de euros (incluidas las cuotas con vencimiento
en los próximos 12 meses equivalentes a 145 millones de euros)
Esta partida refleja a la deuda a largo plazo correspondiente a empréstitos obligacionales, a financiaciones
bancarias y a otras financiaciones en Euros y otras monedas, incluidas las cuotas con vencimiento a 12
meses.
La partida “Empréstitos obligacionales”, de 63 millones de euros, se refiere a la emisión de obligaciones de
la sociedad panameña Enel Fortuna y las gestiona el Banco de Nueva York al tipo fijo del 10,125% con
plazo de amortización hasta el 2013.
La partida “Acreedores con entidades bancarias” a 30 de junio de 2010 (incluida la cuota con vencimiento
dentro de 12 meses) se moviliza como consecuencia de la variación del perímetro de consolidación por un
importe de 171 millones de euros y se refiere principalmente a:
 financiación bancaria a largo plazo de 37 millones de euros a tipo fijo (34 millones de euros a 31 de
diciembre de 2009) con el Banco Estado chileno, con cuota a corto plazo equivalente a 2 millones de
euros;
 financiación bancaria a largo plazo de 11 millones de euros a tipo fijo (10 millones de euros a 31 de
diciembre de 2009) con el Banco Industrial del Guatemala, con cuota a corto plazo equivalente a
0,55 millones de euros;
 financiación bancaria concedida por Banca Intesa San Paolo con el objetivo de financiar el proyecto
Palo Viejo en Guatemala de 88 millones (44 millones de euros a 31 de diciembre de 2009). Esta
financiación prevé una contribución en la cuenta de intereses reconocida por Simest;
 financiaciones bancarias a largo plazo, concedidas a través de la fórmula de la financiación del
proyecto equivalentes a un tal de 637 millones de euros de los cuales: i) 469 millones de euros a tipo
variable (496 millones de euros a 31 de diciembre de 2009) estipulados por EUFER con más de 20
instituciones bancarias españolas, entre las cuales se encuentran las financiaciones con el BBVA por
228 millones de euros; con la Caixa por 162 millones de euros y con Banesto por 53 millones de
euros; ii) 168 millones de euros estipulados por Ecyr;
 financiaciones bancarias a largo plazo de 25 millones de euros a tipo variable (27 millones de euros a
31 de diciembre de 2009) con dos instituciones bancarias griegas: el NBG Bank y el Emporiki Bank,
con cuota a corto plazo de 2 millones de euros;
 financiación otorgada por el BEI a la Controladora, de 177 millones de euros (191 millones de euros
a 31 de diciembre de 2009) con cuota a corto plazo de 27 millones de euros, reconocida por un
programa de inversiones en el sector de la producción de energía de fuentes renovables. El tipo de
interés pagadera es equivalente al Euribor a tres meses, incrementado con un diferencial del 0,25%,
el plan del préstamo prevé la amortización en 22 cuotas iguales semestrales a partir del mes de junio
de 2006.
La partida “Deudas con otras financieras” recoge principalmente la financiación de cerca de 287 millones de
euros (250 millones de euros a 31 de diciembre de 2009) para los proyectos para Snyder, Smoky I y Smoky
II de Norteamérica que se moviliza principalmente, como consecuencia del “Tax Partnership”, de cerca de 26
millones de euros.

457


En la siguiente tabla se expone la situación del endeudamiento a largo plazo y el plan de amortizaciones al
30.06.10 con distinción por forma de financiación y tasas de interés:
(En millones de Valor Saldo FV Valor Saldo FV Cuota Cuota que Cuota con vencimiento en el
euros) nocional contable nocional contable corriente prescribe con
posterioridad
a los 12
meses
31.12.2009 30.06.2010 2011 2012 2013 2014 Después
de
Empréstitos de
obligaciones:
- tipo fijo cotizable 60 60 71 63 63 73 16 47 9 19 20 - -
Total 60 60 71 63 63 73 16 47 9 19 20 - -
Deudas con
entidades bancarias
- tipo fijo 44 44 52 49 49 57 3 46 3 33 1 1 8
- tipo variable 766 762 774 933 928 988 98 830 42 105 99 88 495
Total 810 806 826 982 977 1.045 101 876 45 138 100 89 503
Deudas con otras
financieras:
- tipo fijo 241 241 240 277 277 272 22 255 13 16 16 21 189
- tipo variable 39 39 42 41 41 43 5 36 9 4 4 3 16
Total 280 280 282 318 318 315 27 291 22 20 20 24 205
Financiaciones con
sociedades
controladas
- tipo fijo - - - 20 20 20 1 19 - - - - 19
- tipo variable 100 100 99 98 98 98 - 98 - - 9 - 89
Total 100 100 99 118 118 118 1 117 - - 9 - 108
TOTAL 1.250 1.246 1.278 1.481 1.476 1.551 145 1.331 76 177 149 113 816

La movilización del período del valor nocional del endeudamiento a largo plazo está resumida en la siguiente
tabla:
(En millones de euros) Valor Amortizaciones Variación Nuevas Diferencias Otros Valor
nocional área de emisiones de cambio movimientos nocional
consolidación
31.12.2009 30.06.2010
Empréstitos de obligaciones 60 (7) - - 10 - 63
Deudas con entidades bancarias 810 (68) 173 61 6 - 982
Deudas con otras financieras 280 (2) 7 0 33 - 318
Financiaciones con sociedades 100 (442) 441 19 - - 118
controladas
Total endeudamiento 1.250 (519) 621 80 49 - 1.481
financiero

La partida “Financiaciones con sociedades controladas” recoge la financiación concedida por la sociedad
controlada Enel Finance International de 98 millones de euros (80 millones de euros a 31 de diciembre de
2009) y la deuda financiera con Enel Lease S.a.r.l. por la operación de alquiler retroactivo financiero de 20
millones de euros (20 millones de euros a 31 de diciembre de 2009).

458

Sección I

En la siguiente tabla se indica el endeudamiento financiero a largo plazo por moneda y por tasa de interés:
31.12.2009 30.06.2010
Euro 880 1.069 1.064 1,93% 1,96%
Peso chileno / UF 34 37 37 7,75% 7,75%
Otras monedas 20 23 23
Total de divisas diferentes al euro 366 412 412
Total 1.246 1.481 1.476

A continuación se indica la composición del “Endeudamiento Financiero neto”:
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Títulos (82) (68) (14)
Liquidez (293) (212) (81)
Otros créditos financieros a corto plazo y con partes controladas (243) (85) (158)
Deudas a bancos a corto plazo (99) (77) (22)
Cuota corriente de Deudas con entidades bancarias (101) (82) (19)
Cuota corriente de empréstitos obligacionistas (16) (13) (3)
Cuota corriente de Deudas con otras financieras y con partes controladas (28) (20) (8)
Efectos comerciales (13) - (13)
Otras Deudas financieras a corto plazo (2.041) (4.336) (2.295)
Endeudamiento financiero corriente (2.298) (4.528) (2.230)
Endeudamiento financiero corriente neto (1.762) (4.231) (2.469)
Deudas con entidades bancarias (876) (724) (152)
Empréstitos de obligaciones (47) (47) 0
Deudas con otras financieras y sociedades relacionadas (408) (360) (48)
Endeudamiento financiero extraordinario (1.331) (1.131) (200)

Endeudamiento financiero neto (3.093) (5.362) 2.269
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO ENEL GREEN POWER (2.995) (5.345) (2.350)

Pasivos financieros destinados a la venta 47 - 47

Se señala que las financiaciones concedidas a través de la fórmula de financiación de proyecto – igual a un
total de 637 millones de euros a 30 de junio de 2010 – son estructuradas a través de sociedades
instrumentales (SPV por sus siglas en inglés) en las que el Grupo detenta generalmente la mayoría de las
cuotas. Estas financiaciones obligan a las sociedades financiadas, junto a la SPV, al respeto de algunos
parámetros societarios y financieros.
Concretamente, los parámetros societarios comportan la facultad para las instituciones financieras de pedir el
reembolso anticipado de las financiaciones en objeto en caso de variaciones en el accionariado de referencia
de las sociedades financiadas y de las SPV. Los parámetros financieros, sin embargo, normalmente disponen:
 obligación por parte de la SPV de respetar determinadas relaciones – generalmente 15%/85% (en
algunos casos la relación es de 10%/90% o 20%/80%) – de patrimonio neto / endeudamiento
financiero;

459


 la posibilidad por parte de la SPV de distribuir dividendos: i) condicionada al respeto de un ratio de
cobertura para el servicio de la deuda (o sea la relación entre a) los flujos de efectivo esperados del
proyecto financiado en un año determinado y b) los intereses y la cuota capital de la deuda con
vencimiento en el mismo año) superior generalmente al 1,10 (en algunos casos, al 1,05 y 1,15); y ii)
limitada al monto del efectivo resultante por la situación contable sujeta a revisión contable;
 la facultad por parte de las instituciones financieras de pedir el reembolso anticipado en caso de una
ratio de cobertura para el servicio de la deuda inferior generalmente a 1,05 (en algunos casos, inferior
a 1 y a 1,1);
 el descenso o incremento de los tipos de interés aplicables a las financiaciones en objeto en relación al
nivel de ratio de cobertura para el servicio de la deuda. Concretamente, el diferencial sobre la tasa de
interés de referencia aumenta en caso de un ratio de cobertura del servicio de la deuda generalmente
superior a 1,25 (en algunos casos casi al 1,4) y disminuye en caso contrario.
A la fecha de la presente relación semestral, estos parámetros han sido respetados y no se han dado
incumplimientos ni limitaciones al uso de las financiaciones en objeto.
20.2.1.29 Fondos de riesgos y obligaciones – 114 millones de euros – de los que 9 millones de euros son
de la cuota a corto plazo.
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Fondo contencioso, riesgos y gastos varios
- contencioso legal 25 27 (2)
- correspondientes a gastos sobre plantas de producción 34 30 4
- impuestos 22 11 11
- otro 23 5 18
Total 104 73 31
Gastos por bajas incentivadas 10 8 2
Total fondo de riesgos y obligaciones 114 81 33

A continuación se indica la composición principal de la partida “Fondos de riesgos y obligaciones”:
Fondo contencioso legal – 25 millones de euros
El “Fondo contencioso legal” está destinado a cubrir los pasivos que pudieran derivar de asuntos judiciales y
otros contenciosos. Esto incluye la estimación de los gastos para los contenciosos surgidos en el período,
además de la actualización de las estimaciones de las posiciones surgidas en los ejercicios anteriores, en base
a las indicaciones de los abogados internos y externos.
Fondos de riesgos correspondientes a gastos sobre plantas de producción – 34 millones de euros
La partida “Fondos de riesgos correspondientes a gastos sobre plantas de producción” incluye principalmente
la estimación de los futuros gastos que soportar por el desmantelamiento y restablecimiento de las plantas en
presencia de obligaciones legales, contractuales o implícitas, por la descontaminación o el restablecimiento
de las condiciones ambientales originales en el caso de que la propia actividad acarree daños al entorno y
gastos de distinta naturaleza y por contenciosos con entidades locales por impuestos y cánones de distinta
naturaleza.
La variación de la partida es imputable, por un importe de 6 millones de euros, a la variación del perímetro
de consolidación.

460

Sección I

Fondos de riesgos correspondientes a impuestos – 22 millones de euros
La variación de la partida “Fondos de riesgos correspondientes a impuestos” se refiere principalmente a la
variación del perímetro de consolidación, por un importe de 8 millones de euros.
Fondo de gastos para bajas incentivadas – 10 millones de euros
El “Fondo de gastos para bajas incentivadas” recoge la estimación de los gastos relacionados a las ofertas
para extinguir la relación laboral anticipadamente y de forma consensuada como consecuencia de exigencias
organizativas.
La variación de la partida es imputable, por un importe de 2 millones de euros, a la variación del perímetro
de consolidación.
20.2.1.30 Pasivos financieros no corrientes – 54 millones de euros
Los “Pasivos financieros no corrientes” recogen exclusivamente el valor razonable de los Contratos
derivados:
30.06.2010 31.12.2009 30.06.2010 31.12.2009
Commodity 149 - 6 -
Intereses 542 374 46 21

Derivados trading 39 62 2 1
Cambios - 21 - -
Intereses 39 41 2 1

Total 730 436 54 22

de nivel 2.
20.2.1.31 Otros pasivos financieros no corrientes – 74 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Acreedores por cánones y contribuciones de urbanización 31 31 -
Acreedores por compra de participaciones 26 14 12
Anticipos de pasivos de explotación de Minoritarios 17 18 (1)
Total 74 63 11

Los “Acreedores por compra de participaciones” se refieren principalmente a la obtención del derecho de
opción por la adquisición de la cuota de acciones de la participada adquirida en el 2010 Maicor Wind (40%),
por un importe de 14 millones de euros, y de la cuota de acciones de Renovables de Guatemala detentada por
Simest (8,8%) por 11 millones de euros (a 31 de diciembre de 2009 igual a 13 millones de euros). La
Controladora se ha comprometido, de hecho, a adquirir de Simest toda la cuota de participación de acciones
de Renovables de Guatemala de propiedad de Simest al de 30 de junio de 2017 (el ejercicio del derecho de

461


esta opción, reconocido recíprocamente a título gratuito, podrá efectuarse a partir de lal de 30 de junio de
2015).

Pasivos corrientes
20.2.1.32 Financiaciones a corto plazo – 2.153 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Otras Acreedores financieras a corto plazo 2.041 4.336 (2.295)
- del Grupo Enel 1.940 4.323 (2.383)
Otras financiaciones a corto plazo con entidades bancarias 72 70 2
Usos de líneas de crédito renovable 27 7 20
Efectos comerciales 13 - 13
Total 2.153 4.413 (2.260)

El valor razonable de las financiaciones a corto plazo corresponde sustancialmente a su valor contable a lal
de las cuentas.
La reducción de la partida “Financiaciones a corto plazo” se refiere principalmente a la renuncia de crédito
por parte de la Controladora por las relaciones mantenidas a través de la cuenta corriente intersocietaria
(igual a 3.700 millones de euros), parcialmente compensada por la variación del perímetro de consolidación
de 335 millones de euros.
Además, la cuenta corriente intersocietaria se moviliza por la operación de reorganización de los activos en
España (por 860 millones de euros), por el aumento de capital social de la sociedad Renovables de
Guatemala (88 millones de euros) y por la adquisición de las sociedades controladas de derecho italiano (31
millones de euros).
20.2.1.33 Acreedores comerciales – 596 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Acreedores comerciales 596 454 142
del Grupo Enel 161 128 33
Total 596 454 142

La partida “Acreedores comerciales”, de 596 millones de euros, recoge los acreedores con el Grupo Enel por
un importe de 161 millones de euros (128 millones de euros a 31 de diciembre de 2009), cuyos detalles se
exponen en el párrafo “Información sobre las partes controladas”, y presenta un incremento de 142 millones
respecto al período anterior imputable principalmente a la variación del perímetro de consolidación.

462

Sección I

20.2.1.34 Deudas por impuestos sobre la renta – 128 millones de euros
Las “deudas por impuestos sobre la renta” se refieren principalmente:
- a la Controladora por 98 millones de euros de los que 66 millones de euros corresponden a la posición
deudora por el Impuesto de Sociedades IRES con la Sociedad de control Enel S.p.A. (alícuota
impositiva 27,5%) transferida a la misma por efecto de la adhesión al régimen de tasación de Grupo del
Consolidado Fiscal Nacional;
- a la posición deudora IRES (alícuota impositva 6,5%) por 16 millones de euros que deberá no obstante
regularse autónomamente.
- a la deuda estimada por el IRAP (Impuesto Regional sobre Actividades Productivas) (alicuota
impositiva medio 4,23%) por 16 millones de euros.
20.2.1.35 Pasivos financieros corrientes – 33 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Otros débitos financieros 7 83 (76)
- del Grupo Enel - 83 (83)
Anticipos pasivos financieros corrientes 21 1 20
Contratos derivados 5 1 4
Total 33 85 (52)

La partida “Otras Deudas financieros” recoge principalmente los intereses pasivos devengados sobre el
endeudamiento existente al final del período e incluye la cuota de los anticipos de pasivos financieros
corrientes de 17 millones de euros y se moviliza como consecuencia de la completa reducción a corto plazo
de las partidas deudoras de la Controladora con el Grupo Enel.
En la siguiente tabla se indican el valor nocional y el valor razonable de los Contratos derivados:
30.06.2010 31.12.2009 30.06.2010 31.12.2009
Commodity 7 14 1 1
Cambios 151 - 2 -
Intereses 5 - - -

Derivados trading 12 5 2 -
Commodity - 5 - -
Cambios 12 - 2 -

Total 175 19 5 1

de nivel 2.

463


20.2.1.36 Otros pasivos corrientes – 119 millones de euros
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Débitos cánones varios y contribuciones urbanísticas 20 29 (9)
Deudas con el personal e institutos de seguridad social 21 22 (1)
Entregas a cuenta e ingresos pasivos 20 14 6
Deudas tributarias diversas 9 10 (1)
Otras Deudas 49 56 (7)
Total 119 131 (12)

La partida “Deudas por cánones varios y contribuciones urbanísticas” recoge las deudascon entidades
locales, sedes de centrales eléctricas, por contribuciones correspondientes a obras de urbanización e
intervenciones varias en el terreno de interés para la construcción de la planta y las las deudas por cánones
demaniales, sobrecánones de cuencas alimentadoras de montaña (BIM, bacini imbriferi montani) y riberas, y
otros cánones derivados de concesiones de uso de aguas públicas para la explotación hidroeléctrica.
20.2.1.37 Pasivos no corriente mantenido para de la venta – 48 millones de euros
La partida incluye principalmente el monto de las financiaciones a corto plazo de la participada Enel Green
Power Bulgaria que por motivos de las decisiones de la administración responden a los requisitos previstos
por la Norma Internacional de Información Financiera (IFRS por sus siglas en inglés) IFRS 5 para su
clasificación entre los pasivos destinados a ser cedidos.
20.2.1.38 Compromisos contractuales y garantías
A continuación se resumen los compromisos contractuales asumidos por el Grupo y las garantías prestadas:
30.06.2010 31.12.2009 Variación
Garantías prestadas
- fianzas y garantías concedidas a favor de terceros 49 69 (20)
Compromisos asumidos con proveedores para:
- suministros varios 326 893 (567)
- licitaciones 127 31 96
- otro 264 - 264
Garantías diversas a favor de instituciones prestamistas 63 - 63
Total 830 993 (163)

La partida “Compromisos – suministros varios” se refiere principalmente a contratos por suministros varios
de la Controladora, por un importe de 274 millones de euros, y de la participada Enel Green Power Romania,
por 264 millones de euros, y a compromisos asumidos por la Controladora por licitaciones por 127 millones
de euros.
Además, se evidencia que la Controladora tiene actualmente compromisos con la Región Toscana
correspondientes al Protocolo de Entendimiento, firmado en 2007, con el que Enel se compromete en favor
de actividades de investigación y de innovación tecnológica en el campo de las energías renovables”. Hasta
lal la Región Toscana ha autorizado 4 proyectos (Sasso 2 y Nuova Lagoni Rossi en el 2008, Chiusdino y

464

Sección I

Nuova Radicondoli Gruppo 2 en el 2009) por un total de 72 MW a los que corresponden compromisos a
cargo de Enel por un total de 90 millones de euros.
Con referencia a la Controladora, se evidencia que a 31 de diciembre de 209 la misma obtiene entre las
inversiones actividades de investigación y de innovación tecnológica que entran en el propio Plan Industrial,
dichas actividades no están incluidas en el Acuerdo con la Región Toscana. Los compromisos referibles
específicamente a la Controladora no serán definibles hasta que no se acuerde con la Región la lista detallada
de las actividades que se considerarán idóneas para los objetivos indicados aquí arriba.
20.2.1.39 Información sobre las partes relacionadas
Las partes relacionadas se han individualizado en base a lo dispuesto por los principios contables
internacionales.
Se definen partes controladas del Grupo Enel Green Power:
- la sociedad de control Enel S.p.A. que detenta el 100% de la Controladora Enel Green Power S.p.A.;
- las empresas de control de Enel S.p.A. y sus controladas;
- las empresas bajo el control común de Enel S.p.A.;
- las personas físicas que tienen directa o indirectamente un poder de voto en la empresa que redacta el
balance que le confiera una influencia dominante sobre la empresa;
- directivos con responsabilidades estratégicas, es decir, aquellos que tienen el poder y la responsabilidad
de la planificación, de la dirección y del control de las actividades de la empresa que redacta el balance,
comprendidos los administradores y funcionarios de la sociedad y familiares en estrecha relación con
estas personas.
El Grupo mantiene con sus controladas relaciones de naturaleza comercial y financiera reguladas por las
condiciones normales del mercado.
Estas relaciones permiten la adquisición de ventajas originadas por el uso de servicios y competencias
comunes, por las conveniencias determinadas por el ejercicio de sinergias de grupo y por la aplicación de
políticas unitarias en el campo financiero.
Particularmente en el transcurso del primer semestre del 2010, las relaciones con las partes relacionadas han
contemplado actividades específicas entre las cuales:
 gestión de la tesorería, del riesgo generado por la variación de las tasas de interés, por la concesión de
financiaciones y por la emisión de garantías;
 desembolso de prestaciones profesionales y servicios;
 gestión de servicios comunes;
 compraventa de energía;
 compraventa de certificados verdes y de eficiencia energética.
A las relaciones descritas arriba cabe añadir el ejercicio de la opción por la consolidación fiscal nacional con
la sociedad de control Enel S.p.A.
En base a la disciplina contenida en el TUIR (Texto Único de los Impuestos sobre la Renta) (DPR 917/86,
art. 117 y siguientes) relativa al régimen fiscal de tasación de Grupo denominado “Consolidado Fiscal
Nacional”, la Sociedad y Enel.si renovaron junto con la sociedad de control Enel la opción para el régimen

465


del “Consolidado Fiscal Nacional” para el período 2010-2012, regulando consecuentemente todas las
obligaciones y responsabilidades recíprocas.
Las siguientes tablas demuestran las relaciones de naturaleza económico-financiera y patrimonial mantenidas
por el Grupo con sus partes relacionadas para el primer semestre de 2010.
A 30 de junio de 2010 Controladora Partes Partes Total partes
(En millones de euros) Enel S.p.A. relacionadas relacionadas relacionadas
internas al externas por
Grupo Enel el Grupo
Enel
Ingresos por ventas y servicios - 107 333 440
GME S.p.A. - - 256 256
GSE S.p.A. - - 47 47
Terna S.p.A. - - 8 8
Acquirente Unico S.p.A. - - 22 22
Enel Energia S.p.A. - 1 - 1
Enel Trade S.p.A. - 101 - 101
Enel Servizio Elettrico - 1 - 1
Enel Distribuzione S.p.A. - 4 - 4
Costes de materias primas y bienes de consumo - 3 9 12
GME S.p.A. - - - 6
Terna S.p.A. - - - 2
ENI - - - 1
Servicios 16 25 - 41
Enel S.p.A. 16 - - 16
Enel Servizi Srl - 15 - 15
Enel Produzione S.p.A. - 6 - 6
Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A. - 2 - 2
Grupo Endesa - 2- - 2
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo Commodity - 54 - 54
Ingresos Financiero 7 - - 7
Enel S.p.A. 7 - - 7
Costes financieros 24 6 - 30
Enel S.p.A. 6 - - 6
Enel Finance International - 2 - 2
Enel S.p.A. 18 2 - 20
Grupo Endesa - 2 - 2

466

Sección I

A 30 de junio de 2010 Controladora Enel Partes Partes Total partes
(En millones de euros) S.p.A. relacionadas relacionadas relacionadas
internas al Grupo externas por el
Enel Grupo Enel
Créditos comerciales 4 154 8 166
Enel S.p.A. 4 - - 4
Enel Power S.p.A. - 1 - 1
Enel Trade - 20 - 20
GSE S.p.A. - - 8 8
Otras menos importantes - 2 - 2
Activos financieros corrientes 43 216 - 259
-Otros créditos financieros - - - -
Enel S.p.A. 39 - - 39

Derivados de Commodity 4 19 - 23
Otros activos corrientes - 14 - 14
Enel France - 1 - 1
Enel Produzione - 2 - 2
Financiaciones a largo plazo - 117 - 117
Enel France - 19 - 19
-de las que con cuota a corto plazo - - - 0
Enel France - 1 - 1
Pasivos financieros no corrientes - 54 - 54
Financiaciones a corto plazo - 1.940 - 1.940
Enel S.p.A. cuenta corriente intersocietaria - 1.549 - 1.549
Acreedores comerciales 63 98 - 161
Enel S.p.A. 63 - - 63
Enel Factor S.p.A. - 37 - 37
Deudas por impuestos sobre la renta - 98 - 98
Enel S.p.A. - 98 - 98
Pasivos financieros corrientes 21 5 - 26
Enel S.p.A.- anticipos de pasivos 21 - - 21
Otros pasivos corrientes 7 25 - 32
Enel S.p.A. 7 - - 7
otras sociedades del grupo Enel - 3 - 3

467


A 30 de junio de 2009 Controladora Partes Partes Total partes
(En millones de euros) Enel S.p.A. relacionadas relacionadas relacionadas
internas al externas por
Grupo Enel el Grupo
Enel
Ingresos por ventas y servicios - 67 410 477
GME S.p.A. - - 280 280
GSE S.p.A. - - 90 90
Terna S.p.A. - - 17 17
Enel Servizio Elettrico - 1 - 1
Materias primas y bienes de consumo - 1 5 6
GME S.p.A. – compra de energía - - 4 4
Terna S.p.A. - - 1 1
Servicios 28 24 - 52
Enel S.p.A. 28 13 - 41
Hydro Dolomiti Enel srl - - - -
Sfera - 1 - 1
GSE S.p.A. - - - -
Terna S.p.A. - - - -
Ganancias / (pérdidas) netas de gestión del riesgo Commodity (2) 49 - 47
Enel Trade S.p.A. + Enel S.p.A. (2) 49 - 47
Ingresoso financieros 3 - - 3
Enel S.p.A. – derivados intereses / cambios 3 - - 3
Costes financieros 49 4 - 53
Enel S.p.A. 2 - - 2
Enel S.p.A.- intereses de pasivos 47 - - 47

468

Sección I

A 31de diciembre de 2009 Controladora Partes Partes Total partes
(Millones de Euros) Enel S.p.A. relacionadas relacionadas relacionadas
internas al externas por el
Grupo Enel Grupo Enel
Créditos comerciales 2 202 26 230
Otras sociedades del grupo Enel - 2 - 2
GSE S.p.A. - - 18 18

Activos financieros corrientes - 154 - 154
Enel Finance International S.A. - 79 - 79

Otros activos corrientes - 16 - 16

Financiaciones a largo plazo - 100 - 100
Enel Lease S.a.r.l. - 20 - 20

Pasivos financieros no corrientes 13 - - 13

Financiaciones a corto plazo 4.275 48 - 4.323
Enel Finance International S.A. 0 48 - 48

Acreedores comerciales 42 86 - 128
Enel Servizi S.r.l. - 26 - 26
Enel Factor S.p.A. - 33 - 33
Enel Servizio Elettrico S.p.A. - 1 - 1

Deudas por impuestos sobre la renta 127 - - 127

Pasivos financieros corrientes 82 1 - 83

Otros pasivos corrientes 8 25 - 33
Enel Servizi S.r.l. - 1 - 1
Otras sociedades del grupo Enel - 2 - 2

La Controladora Enel S.p.A.
Las relaciones con la Controladora Enel S.p.A. contemplan principalmente i) la centralización en la
Controladora de algunas funciones de carácter general inherentes a las operaciones financieras, legales, de
personal, secretaría societaria, administración, planificación y control relativos a Enel Green Power y a sus

469


controladas; ii) los servicios de dirección y coordinación desarrollados por la empresa matriz Enel S.p.A. con
Enel Green Power y sus controladas.
Partes relacionadas internas al Grupo Enel
Las relaciones más significativas con las sociedades controladas por Enel S.p.A. contemplan:
- Enel Trade S.p.A.: venta de energía y de certificados verdes por Enel Green Power S.p.A. a Enel Trade
S.p.A. y gestión del riesgo sobre Commodity efectuada por Enel Trade S.p.A. para las sociedades del
Grupo Enel;
- Enel Distribuzione S.p.A.: venta de certificados de eficiencia energética de Enel Si a Enel Distribuzione
S.p.A.;
- Enel Produzione S.p.A.: venta de energía de Enel Green Power S.p.A. a Enel Produzione S.p.A. y la
prestación de servicios de teleconducción de las plantas hidroeléctricas y eólicas, mantenimiento de
seguridad de las presas, y mantenimiento de las plantas hidroeléctricas desarrolladas por Enel
Produzione S.p.A. para Enel Green Power S.p.A.;
- Enel Servizi S.r.l.: gestión de servicios de aprovisionamiento, gestión de espacios, servicios
administrativos, de restauración y de gestión del parque de máquinas desarrollados por Enel Servizi
S.r.l. para Enel Green Power S.p.A.;
- Enel Ingegneria e Innovazione S.p.A.: servicios de asesoramiento y gestión técnica de proyectos
relacionados con la construcción de nuevas plantas desarrollados por Enel Ingegneria e Innovazione
S.p.A. para Enel Green Power S.p.A. y las sociedades del Grupo;
- Enel Finance International S.A.: concesión de financiaciones a Enel Green Power S.p.A, y a las
sociedades del Grupo.
- Sociedades dentro del subgrupo ENDESA: gestión de servicios administrativos, de suministro de
software y hardware y de compraventa de energía para el Subgrupo Enel Green Power España.
Partes relacionadas externas al Grupo Enel
Como operador en el campo de la producción de energía eléctrica de fuentes renovables, Enel Green Power
vende energía eléctrica y disfruta de servicios de distribución y transporte para un cierto número de
sociedades controladas por el Estado (accionista del Grupo Enel S.p.A.)
Las relaciones con las empresas adquiridas o controladas por el Estado contemplan principalmente:
 Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.
 Gestore del Servizio Elettrico S.p.A.
 Acquirente Unico S.p.A.
20.2.1.40 Pasivos y activos potenciales
Litigios relacionados con impuestos
Actualmente, aparte de aquellos pendientes, podrían surgir nuevos contenciosos en relación al impuesto
municipal de bienes inmuebles.
Con el artículo 1 – quinquies del Decreto-Ley italiano del 31 de marzo de 2005, nº 44 – “que contiene
disposiciones urgentes en materia de entidades locales” – añadido durante la conversión, por la ley de 31 de
mayo de 2005, nº 88, se ha previsto que el artículo 4 de la ley catastral, aprobada con el Real Decreto-Ley

470

Sección I

italiano del 13 de abril de 1939, nº 652, se interprete, con limitación a las centrales eléctricas “en el sentido
de que los edificios y las construcciones estables están constituidos por el suelo y las partes conectadas a éste
estructuralmente, incluso de forma transitoria, a las que pueden acceder, mediante cualquier medio de unión,
partes muebles con el objeto de realizar un único bien complejo”.
Se hace constatar que la Comisión Tributaria Regional de la Emilia Romaña, con Ordenanza nº 16/13/06
presentada el 13/07/06, había remitido ya al Tribunal Constitucional la cuestión de legitimidad constitucional
del art. 1-quinquies citado, considerándola relevante y no manifiestamente infundada.
El 20 de mayo de 2008 el Tribunal Constitucional emitió la sentencia nº 162/2008 que decidió considerar sin
fundamento las cuestiones aducidas por la CTR de la Emilia Romaña y, por lo tanto, confirmó la legitimidad
de la nueva disposición interpretativa, cuyos principales efectos para el Grupo son aquellos que se destacan a
continuación:
 sustracción del valor de las “turbinas” en la valoración catastral de las plantas;
 posibilidad, por parte de las Oficinas Locales del Territorio, de rectificar sin un plazo de
prescripción, las rentas propuestas por Enel;
En la sentencia se ha afirmado, asimismo, que “... el principio por el cual para determinar la renta catastral
concurren los elementos constitutivos de los parques ... incluso si no estuvieran físicamente incorporados al
suelo vale para todos los inmuebles a los que hace referencia el artículo 10 del Real Decreto-Ley italiano nº
652 de 1939” y no sólo para centrales eléctricas.
Se señala que hasta ahora parece que no se ha introducido ningún criterio para valorar los bienes muebles
considerados catastralmente importantes, ni en cuanto al método de valoración ni en cuanto a la
individualización efectiva del objeto de valoración y la Sentencia mencionada anteriormente no parece
proporcionar ninguna directriz al respecto.
Por lo tanto, Enel Green Power S.p.A., en lo que respecta a los contenciosos pendientes, continuará
compareciendo en juicio para pedir una redimensión sustancial de los valores originalmente atribuidos por
las Oficinas del Territorio a estas partes de la planta, procediendo a la adecuación del Fondo de riesgos y
obligaciones en la medida adecuada para contrarrestar el posible riesgo de desestimación total, incluso en
relación a los nuevos dictámenes admitidos hasta ahora.
Sin embargo no ha considerado efectuar otras provisiones que tuvieran en cuenta los posibles efectos
retroactivos de la norma sobre las propuestas de rentas que hasta ahora no eran objeto de anotación por parte
de las Oficinas del Territorio y de los Ayuntamientos.
20.2.1.41 Hechos de relieve ocurridos después del cierre del semestre
Acuerdo de colaboración con Sharp
En el ámbito de la propia estrategia de desarrollo de la presencia de toda la cadena del valor del sector de la
energía fotovoltaica, al 4 de enero Enel Green Power firmó con Sharp Corporation (“Sharp”) y
STMicroelectronics N.V. (“STM”) un acuerdo con el fin de hacer la fábrica más grande de paneles
fotovoltaicos de Italia. La planta se ubicará en Catania y fabricará paneles de capa delgada de triple
empalme. La fábrica tendrá inicialmente una capacidad de producción anual de paneles fotovoltaicos de 160
MW, que podrá incrementarse en el transcurso de los próximos años hasta 480 MW al año. Está previsto que
la fabricación de los paneles se ponga en marcha en el segundo semestre de 2011. Además, Enel Green
Power y Sharp están realizando experimentos sobre la tecnología solar por concentración en el centro de
investigación situado en Catania.

471


Con fecha 1 de julio de 2010 Enel Green Power S.p.A. constituyó la sociedad IPP NEWCO Solar Srl
desembolsando completamente el capital social de 10.000 euros; esta constitución entraba en el acuerdo
suscrito entre Enel Green Power y Sharp que preveía la creación de una empresa conjunta paritaria con el
objetivo de desarrollar hasta el 2016 nuevos campos fotovoltaicos, para una capacidad instalada total de
cerca de 500 MW en la región mediterránea, utilizando los paneles producidos en la planta de Catania.
EN OBSERVANCIA A LAS PREVISIONES DE DICHO ACUERDO, CON FECHA 22 DE JULIO DE
2010 SHARP ADQUIRIÓ EL 50% DE LA SOCIEDAD QUE ASUMIÓ EN ESE MOMENTO LA
DENOMINACIÓN DE ENEL GREEN POWER & SHARP SOLAR ENERGY S.R.L.
Adquisición de sociedades en Grecia
En el mes de julio Enel Green Power Hellas compró a Endesa Hellas Power Generation, por un total de 20
millones de euros, la planta eólica de Martino Eolian con una capacidad eólica instalada de 6 MW y las
siguientes 3 minicentrales hidroeléctricas:
 Argyri con una capacidad instalada de 6,4 MW;
 Kastaniotiko con una capacidad instalada de 2MW;
 Pougakia con una capacidad instalada de 1MW;
Para la adquisición de estas sociedades se acordó un incremento de capital de 20 millones de euros.
20.2.2 Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power
A continuación se ofrece una relación de las empresas controladas por y subsidiarias a Enel Green Power
S.p.A., además del resto de participaciones relevantes, a 30 de junio de 2010. Todas las participaciones se
poseen con título de propiedad. Para cada empresa se indican: el nombre, el domicilio social, la actividad, el
capital social, la divisa, las sociedades del Grupo que poseen una participación en la empresa y el porcentaje
respectivo de posesión y el porcentaje de la posesión del Grupo.

472

Sección I

Relación de empresas incluidas en el ámbito de consolidación con método integral y de fecha
30.06.2010 (1)
Razón social Domicilio País Actividad Capital Divisa Propiedad % de % de
social social (2) de (3) posesión posesión
del
Grupo
Controladora: a 30.06.10
Enel Green Roma Italia Holding 1.000.000.000 Euro Enel Spa 100,00%
Power Spa industrial
Controladas:
Enel Green Amsterdam Holanda Holding de 244.532.298 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power participaciones Power SpA
International BV
Enel.si S.r.l. Roma Italia Ingeniería 5.000.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
industrial y Power SpA
servicios
energéticos
Enel Energia Roma Italia Producción de 4.840.000 Euro Enel Green 51,00% 51,00%
Eolica S.r.l. energía eléctrica Power SpA
de fuentes
renovables
Geotermica Managua Nicaragua Producción de 50.000 Córdoba Enel Green 60,00% 60,00%
Nicaraguense SA energía eléctrica nicaragüense Power SpA
de fuentes
renovables
Enel Green Roma Italia Producción de 10.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power Portoscuso energía eléctrica Power SpA
S.r.l.(ahora de fuentes
Portoscuso renovables
Energia Srl)
Consorzio Roma Italia Producción de 100.000 Euro Enel.si – 70,00% 70,00%
Sviluppo Solare energía eléctrica Servicios
de fuentes integrales Srl
renovables
Enel Green Sofía Bulgaria Construcción, 35.231.000 Lev búlgaro Enel Green 100,00% 100,00%
Power Bulgaria gestión y Power
EAD mantenimiento International
de plantas BV
WP Bulgaria 1 Sofía Bulgaria Construcción, 5.000 Lev búlgaro Enel Green 100,00% 100,00%
EOOD gestión y Power
mantenimiento Bulgaria
de plantas EAD
de plantas EAD
de plantas EAD
de plantas EAD

473


del
Grupo
de plantas EAD
de plantas EAD
de plantas EAD
WP Bulgaria 9 Sofía, 103 Bulgaria Construcción, 5.000 Lev búlgaro Enel Green 100,00% 100,00%
EOOD Alexander gestión y Power
Stamboliyski mantenimiento Bulgaria
Blvd., fl. 13 de plantas EAD
WP Bulgaria 10 Sofía, 103 Bulgaria Construcción, 5.000 Lev bulgaro Enel Green 100,00% 100,00%
Enel Green Sat Rusu de Rumanía Producción de 128.000.000 Nuevo leu Enel Green 100,00% 100,00%
Power Romania Sus Nuseni energía eléctrica rumano Power
Srl (ahora Blu de fuentes International
Line Impex Srl) renovables BV
Blue Energy Srl Tulcea Rumanía Producción de 1.000 Nuevo leu Blue Line 100,00% 100,00%
energía eléctrica rumano Impex Srl
de fuentes
renovables

474

Sección I

del
Grupo
International Maroussi Grecia Producción de 8.121.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Wind Parks of energía eléctrica Power Hellas
Achaia SA de fuentes SA
renovables
International Maroussi Grecia Construcción, 3.093.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Wind Parks of gestión y Power Hellas
Crete SA mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía eléctrica
Rhodes SA mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía eléctrica
Thrace SA mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía eléctrica
Wind Parks of Maroussi Grecia Construcción, 8.032.200 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Thrace SA gestión y Power Hellas
mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía eléctrica
Wind Power SA gestión y Power Hellas
mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector de la
energía eléctrica

475


del
Grupo
Glafkos Maroussi Grecia Construcción, 4.690.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Hydroelectric gestión y Power Hellas
Station SA mantenimiento SA
de plantas,
comercio de
energía en el
sector eléctrico
de la energía
eléctrica
Hydro Maroussi Grecia Ingeniería en el 4.230.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Constructional sector eléctrico, Power Hellas
SA comercio de SA
energía y
servicios en el
sector energético
Enel Green Maroussi Grecia Holding de 2.060.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power Hellas SA participaciones. Power
Servicios en el International
sector energético BV
Aioliko Voskero Heraklion, Grecia Construcciones y 955.600 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
SA Creta uso de plantas de Power Hellas
producción de SA
energía de
fuentes
renovables
Enel Green Lyon Francia Producción de 60.200.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power France Sas energía eléctrica Power
de fuentes International
renovables BV
Parc Eolien de Lyon Francia Producción de 37.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Beauséjour Sasu energía eléctrica Power
de fuentes France Sas
renovables
Bouville Sasu energía eléctrica Power
de fuentes France; Enel
renovables Green Power
France Sas
Coulonges- energía eléctrica Power
Thouarsais Sasu de fuentes France; Enel
renovables Green Power
France Sas
Parc Eolien de la Lyon Francia Producción de 37.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Chapelle Gaudin energía eléctrica Power
Sasu de fuentes France Sas
renovables

476

Sección I

del
Grupo
Grande Epine energía eléctrica Power
renovables
Parigodière Sasu energía eléctrica Power
renovables
Terre aux Saints energía eléctrica Power
renovables
Vigne de Foix energía eléctrica Power
renovables
Noirterre Sasu energía eléctrica Power
renovables
Pouille energía eléctrica Power
L’Hermenault de fuentes France Sas
Sasu renovables
Parc Eolien des Lyon Francia Producción de 37.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Ramiers Sasu energía eléctrica Power
renovables
Thire Sasu energía eléctrica Power
renovables
Parc Eolien du Lyon Francia Producción de 37.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Mesnil Sasu energía eléctrica Power
renovables
Société Lyon Francia Producción de 1.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Armoricaine energía eléctrica Power
d’Energie de fuentes France Sas
Eolienne Sarl renovables
Société du Parc Lyon Francia Producción de 1.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Eolien des energía eléctrica Power
Champs D’Eole de fuentes France Sas
Sarl renovables
Société du Parc Mese Francia Producción de 4.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Eolien du Mazet energía eléctrica Power
Saint Voy Sarl de fuentes France Sas
renovables

477


del
Grupo
Enel North Wilmington EE. UU. 50 Dólar Enel Green 100,00% 100,00%
America Inc. (Delaware) estadounidense Power
International
BV
Enel Latin Amsterdam Holanda 244.450.298 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
America B.V. Power
International
BV
Wind Park of Grecia 60.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
West Ktenias S.A Power Hellas
SA
Wind Park of Grecia 60.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Korifao of S.A Power Hellas
SA
Enel Green Melissano Italia Realización de 1.000.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power Puglia (LE) plantas para la Power SpA
S.r.l.(ahora producción de
Italgest Wind) energía eléctrica
con fuentes
renovables
Enel Green Melissano Italia Realización de 1.000.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power TSS S.r.l. (LE) plantas para la Power Puglia
(ahora Anemos 1 producción de SpA
S.r.l.) energía eléctrica
con fuentes
renovables
ENEL GREEN Sevilla España Cogeneración de 11.153 Euro Enel Green 60,00% 60,00%
POWER energía eléctrica, Power
ESPAÑA, S.A. térmica y de International
fuentes BV
renovables
Energías de La Villarta de España BIOMASA 280.000 Euro Endesa 68,42% 68,42%
Mancha, S.A. San Juan Cogeneration
(Cuidad y Renovables
Real)
Unelco Cog. Las Palmas España Cogeneración 1.202.020 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Sanitarias del de Gran Cogeneration
Archipiélago, Canaria y Renovables
S.A.
Aguilon 20 S.A. Zaragoza España EÓLICA 1.693.000 Euro Endesa 51,00% 51,00%
Cogeneration
y Renovables
Eólica Valle del Zaragoza España EÓLICA 5.559.000 Euro Endesa 50,50% 50,50%
Ebro, S.A. Cogeneration
y Renovables
Eólicas de Las Palmas España EÓLICA 240.400 Euro Endesa 80,00% 80,00%
Agaete, S.L. de Gran Cogeneration
Canaria y Renovables

478

Sección I

del
Grupo
Eólicas de Las Palmas España EÓLICA 216.360 Euro Endesa 55,00% 55,00%
Fuencaliente, de Gran Cogeneration
S.A. Canaria y Renovables
Eólicos de Las Palmas España EÓLICA - Euro Endesa 60,00% 60,00%
Tirajana, A.I.E. de Gran Cogeneration
Eólica del A Coruña España EÓLICA 36.000 Euro Endesa 51,00% 51,00%
Noroeste Cogeneration
y Renovables
Explotaciones Zaragoza España EÓLICA 3.505.000 Euro Endesa 70,00% 70,00%
Eólicas de Cogeneration
Escucha, S.A. y Renovables
Explotaciones Teruel España EÓLICA 3.230.000 Euro Endesa 73,60% 73,60%
Eólicas del Cogeneration
Puerto, S.A. y Renovables
Eólicas Sierra La Cogeneration
Virgen, S.A. y Renovables
Eólicas Saso Cogeneration
Plano, S.A. y Renovables
Eólicas Sierra Cogeneration
Costera y Renovables
Fisterra Eólica, A Coruña España EÓLICA 3.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
S.L. Cogeneration
y Renovables
P.E. Carretera de Las Palmas España EÓLICA 1.007.000 Euro Endesa 80,00% 80,00%
Arinaga, S.A. de Gran Cogeneration
P.E. Montes de Madrid España EÓLICA 6.540.000 Euro Endesa 55,50% 55,50%
las Navas, S.A. Cogeneration
y Renovables
Paravento, S.L. Lugo España EÓLICA 3.000 Euro Endesa 90,00% 90,00%
Cogeneration
y Renovables
Parque Eólico de Zaragoza España EÓLICA 601.000 Euro Endesa 80,00% 80,00%
Aragón, A.I.E. Cogeneration
y Renovables
Parque Eólico de A Coruña España EÓLICA 3.606.000 Euro Endesa 63,43% 63,43%
Barbanza, S.A. Cogeneration
y Renovables
Parque Eólico de Sevilla España EÓLICA 3.005.000 Euro Endesa 95,00% 95,00%
Enix, S.A. Cogeneration
y Renovables
Parque Eólico de Las Palmas España EÓLICA 901.500 Euro Endesa 65,67% 65,67%
Santa Lucía, S.A. de Gran Cogeneration

479


del
Grupo
Parque Eólico Las Palmas España EÓLICA 3.810.340 Euro Endesa 90,00% 90,00%
Finca de Mogan, de Gran Cogeneration
S.A. Canaria y Renovables
Parque Eólico Tenerife España EÓLICA 528.880 Euro Endesa 52,00% 52,00%
Punta de Teno, Cogeneration
S.A. y Renovables
Parque Eólico Soria España EÓLICA 7.193.970 Euro Endesa 58,00% 58,00%
Sierra del Cogeneration
Madero, S.A. y Renovables
Planta Eólica Sevilla España EÓLICA 1.199.000 Euro Endesa 56,12% 56,12%
Europea, S.A. Cogeneration
y Renovables
Productora Valladolid España EÓLICA 711.000 Euro Endesa 85,00% 85,00%
Regional de Cogeneration
Energías y Renovables
Renovables
Proyectos Eólicos Valencia España EÓLICA 2.550.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Valencianos, S.A. Cogeneration
y Renovables
Eólicos Touriñán, A Coruña España EÓLICA 601.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
S.A. Cogeneration
y Renovables
Prorener I, S.A. Valladolid España EÓLICA 61.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Cogeneration
y Renovables
Prorener II, S.A. Valladolid España EÓLICA 60.000 Euro Endesa 75,00% 75,00%
Cogeneration
y Renovables
Prorener III, S.A. Valladolid España EÓLICA 60.000 Euro Endesa 75,00% 75,00%
Cogeneration
y Renovables
Eólica de la Asturias España EÓLICA 30.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Cuenca Central Cogeneration
Asturiana, S.L. y Renovables
Guadarranque Sevilla España Fotovoltaica 3.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Solar 1 S.L. Cogeneration
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables

480

Sección I

del
Grupo
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
y Renovables
Concentrasolar, Sevilla España Fotovoltaica 10.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
S.L. Cogeneration
y Renovables
Hispano Jerez de los España Fotovoltaica 3.000 Euro Endesa 51,00% 51,00%
Generación de Caballeros Cogeneration
Energía Solar, (Badajoz) y Renovables
S.L.
Energías de Zaragoza España MINIH 18.500.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Aragón II Cogeneration
y Renovables
Energías de Barcelona España MINIH 1.298.000 Euro Endesa 66,67% 66,67%
Graus, S.L. Cogeneration
y Renovables

481


del
Grupo
Balear de Palma de España Residuos sólidos Tirme, S.A. 52,00% 20,80%
Trituracions S.L. Mallorca urbanos (RSU)
Mac Insular S.L. Palma de España Residuos sólidos Tirme, S.A. 40,00% 20,00%
Mallorca urbanos (RSU)
Finerge Gestâo de Portugal Portugal CARTERA 750.000 Euro Endesa 100,00% 100,00%
Projectos Cogeneration
Energéticos S.A. y Renovables
Enerviz – Portugal Portugal Cogeneración 673.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Produção de Gestâo de
Energia de Projectos
Vizela, Lda. Energéticos
S.A.
Enercampo – Portugal Portugal Cogeneración 249.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Energia, Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
CTE – Central Portugal Portugal Cogeneración 564.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Termoeléctrica do Gestâo de
Estuário, Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Enernisa – Portugal Portugal Cogeneración 249.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Energia, Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Parque Eólico do Portugal Portugal EÓLICA 125.000 Euro Finerge 75,00% 65,00%
Alto da Vaca, Gestâo de
Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Parque Eólico de Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Gevancas, S.A. Gestâo de
Projectos
Energéticos
S.A.
EOL Verde Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro Finerge 75,00% 75,00%
Energia Eólica, Gestâo de
S.A. Projectos
Energéticos
S.A.
Empreendimentos Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Eólicos do Gestâo de
Douro, S.A. Projectos
Energéticos
S.A.

482

Sección I

del
Grupo
Empreendimento Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 80,00% 80,00%
Eólico de Viade, Gestâo de
Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Biowatt – Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 51,00% 51,00%
Recursos Gestâo de
Energéticos, Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Parque Eólico do Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 51,00% 51,00%
Vale do Abade, Gestâo de
Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Empreendimento Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 51,00% 51,00%
Eólico do Rego, Gestâo de
Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Eolcinf – Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 51,00% 51,00%
Energia Eólica, Projectos
Lda. Energéticos
S.A.
EolFlor – Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 51,00% 51,00%
energia Eólica, Projectos
Lda. Energéticos
S.A.
SEALVE – Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro Finerge 100,00% 100,00%
Sociedade Gestâo de
Eléctrica de Projectos
Alvaiázere, S.A. Energéticos
S.A.
Carvemagere – Portugal Portugal Cogeneración 85.000 Euro Finerge 65,00% 65,00%
Manutenção e Gestâo de
Energias Projectos
Renováveis, Lda. Energéticos
S.A.
Sisconer – Portugal Portugal EÓLICA 5.000 Euro Finerge 55,00% 55,00%
Exploração de Gestâo de
Sistemas de Projectos
Conversão de Energéticos
Energia, Lda. S.A.
Companhia Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 95,00% 47,50%
Térmica Ponte da Sociedade
Pedra, ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.

483


del
Grupo
Térmica Ribeira Sociedade
Velha, ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Colina Produção Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro T.P. 100,00% 50,00%
Energia Eléctrica, Sociedade
LDA Térmica
Portuguesa,
S.A.
HidroRibeira – Portugal Portugal MINIH No disponible Euro T.P. 100,00% 50,00%
Emp. Hídricos e Sociedade
Eólicos LDA Térmica
Portuguesa,
S.A.
Térmica Lusol, Sociedade
ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Campos Recursos Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 95,00% 47,50%
Energéticos, ACE Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
Enercor Produção Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 70,00% 35,00%
de Energia, ACE Sociedade
Térmica
Portug
Térmica Beato, Sociedade
ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Térmica Hectare, Sociedade
ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Térmica Oliveira Sociedade
Ferreira, ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Soternix Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 51,00% 25,50%
Produção de Sociedade
Energia, ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.

484

Sección I

del
Grupo
Térmica Tagol, Sociedade
LDA Térmica
Portuguesa,
S.A.
Atelgen Produção Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 51,00% 25,50%
Energia, ACE Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
Parque Eólico Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro T.P. 100,00% 50,00%
Moinhos do Céu, Sociedade
SA Térmica
Portuguesa,
S.A.
Colina Produção Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro Parque 90,00% 50,00%
Energia Eléctrica, Eólico
LDA Moinhos do
Céu, SA
HidroRibeira – Portugal Portugal MINIH No disponible Euro Parque 90,00% 50,00%
Emp. Hídricos e Eólico
Eólicos LDA Moinhos do
Céu, SA
Empreendimentos Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro T.P. 52,38% 26,19%
Eólicos Serra do Sociedade
Sicó, as Térmica
Portuguesa,
S.A.
PP Cogeração, Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 100,00% 50,00%
SA Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
Colina Produção Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro PP 10,00% 50,00%
Energia Eléctrica, Cogeração,
LDA SA
HidroRibeira – Portugal Portugal MINIH No disponible Euro PP 10,00% 50,00%
Emp. Hídricos e Cogeração,
Eólicos LDA SA
Hidrivis, SA Portugal Portugal MINIH No disponible Euro T.P. 67,00% 33,50%
Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
Enel Green Roma Italia Producción de 10.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
Power Calabria energía eléctrica Power SpA
Srl de fuentes
renovables

485


del
Grupo
Maicor Wind Srl Cosenza Italia Producción de 20.850.000 Euro Enel Green 60,00% 60,00%
energía eléctrica Power SpA
de fuentes
renovables
Enerlive Srl Cosenza Italia Producción de 6.520.000 Euro Maicor Wind 100,00% 100,00%
energía eléctrica Srl
de fuentes
renovables
Altomont FV Srl Catanzaro Italia Producción de 10.000 Euro Enel Green 100,00% 100,00%
energía eléctrica Power SpA
de fuentes
renovables
Enel Green Turín Italia Producción de 250.000 Euro Enel Green 60,00% 60,00%
Power Strambino energía eléctrica Power SpA
Solar Srl de fuentes
renovables
(1) Todas las empresas realizan actividades de producción de energía eléctrica de fuentes renovables.
(2) En muchos casos las empresas participadas se constituyen en forma de sociedades para las que no se requiere el pago de un capital social.
(3) Para aquellas sociedades cuyo porcentaje de posesión es inferior al 50%, Enel North America Inc. cuenta con acciones privilegiadas que le
permiten determinar la política financiera y operativa y, por tanto, ejercer sobre las mismas una influencia dominante.

486

Sección I

Relación de empresas que posee Enel North America Inc. incluidas en el área de consolidación con el
método integral a 30.06.2010 (1)
Razón social Domicilio social País Actividad Capital Divisa Propiedad de (3) % de % de
social (2) posesión posesión
del
Grupo
a 30.06.10
Controladora:
Enel North Wilmington EE. 50 Dólar Enel Green Power 100,00%
America Inc. (Delaware) UU. estadounidense International BV
Controladas:
Agassiz Beach Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
LLC (Minnesota) UU. L.L.C.
Aquenergy Greenville EE. 10.500 Dólar Consolidated Hydro 100,00% 100,00%
Systems Inc. (South Carolina) UU. estadounidense Southeast Inc.
Asotin Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Company Inc. (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Autumn Hills Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Aziscohos Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Barnet Hydro Burlington EE. - Sweetwater 100,00% 100,00%
Company (Vermont) UU. Hydroelectric Inc.
Beaver Falls Philadelphia EE. - Beaver Valley 67,50% 67,50%
Water Power (Pennsylvania) UU. Holdings Ltd.
Company
Beaver Valley Philadelphia EE. 2 Dólar Hydro Development 100,00% 100,00%
Holdings Ltd. (Pennsylvania) UU. estadounidense Group Inc.
Beaver Valley Philadelphia EE. 30 Dólar Hydro Development 100,00% 100,00%
Power Company (Pennsylvania) UU. estadounidense Group Inc.
Black River Nueva York EE. - (Cataldo) Hydro 75,00% 75,00%
Hydro Assoc. UU. Power Associates
Boott Field LLC Wilmington EE. - Boott Hydropower 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. Inc.
Boott Boston EE. - Boott Sheldon 100,00% 100,00%
Hydropower Inc. (Massachusetts) UU. Holdings LLC
Boott Sheldon Wilmington EE. - Hydro Finance 100,00% 100,00%
Holdings LLC (Delaware) UU. Holding Company
Inc.
BP Hydro Boise (Idaho) EE. - Chi Idaho Inc. 68,00% 100,00%
Associates UU.
BP Hydro Chi Magic Valley Inc. 32,00%
Associates
BP Hydro Finance Salt Lake City EE. - BP Hydro Associates 75,92% 100,00%
Partnership (Utah) UU.
BP Hydro Finance Fulcrum Inc. 24,08%
Partnership
Bypass Limited Boise (Idaho) EE. - El Dorado Hydro 100,00% 100,00%
UU.
Bypass Power Los Ángeles EE. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Company (California) UU.
Canastota Wind Wilmington EE. - Essex Company 100,00% 100,00%
Power LLC (Delaware) UU.

487


del
Grupo
a 30.06.10
Castle Rock Wilmington EE. 100 Dólar Enel Alberta Wind 100,00% 100,00%
Ridge Limited (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Partnership
(Cataldo) Hydro Nueva York EE. - Hydro Development 50,00% 100,00%
Power Associates (Nueva York) UU. Group Inc.
(Cataldo) Hydro Chi Black River Inc. 50,00%
Power Associates
Chi Acquisitions Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Inc. (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Chi Acquisitions Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
II Inc. (Delaware) UU. estadounidense
Chi Black River Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Inc. (Delaware) UU. estadounidense
Chi Canada Inc. Montreal Canadá 1.757.364 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
(Quebec)
Chi Dexter Inc. Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. estadounidense
Chi Finance LLC Wilmington EE. - Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. Inc.
Chi Highfalls Inc. Wilmington EE. - Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
(Delaware) UU.
Chi Hydroelectric St. John Canadá 6.834.448 Dólar Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
Company Inc (Terranova) canadiense
Chi Idaho Inc. Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Chi Magic Valley Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Chi Minnesota Wilmington EE. - Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Wind L.L.C. (Delaware) UU.
Chi Mountain Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
States Operations (Delaware) UU. estadounidense
Inc.
Chi Operations Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Inc. (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Chi Power Inc. Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. estadounidense Inc.
Chi Power Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Marketing Inc. (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Chi S. F. LP Montreal Canadá - Chi Hydroelectric 100,00% 100,00%
(Quebec) Company Inc.
Chi Universal Inc. Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. estadounidense Inc.
Chi West Inc. Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Chi Western Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Operations Inc. (Delaware) UU. estadounidense
Coneross Power Greenville South EE. 110.000 Dólar Aquenergy Systems 100,00% 100,00%
Corporation Inc. Carolina) UU. estadounidense Inc.

488

Sección I

del
Grupo
a 30.06.10
Consolidated Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Hydro Mountain (Delaware) UU. estadounidense
States Inc.
Consolidated Wilmington EE. 130 Dólar Chi Universal Inc. 100,00% 100,00%
Hydro New (Delaware) UU. estadounidense
Hampshire Inc.
Consolidated Wilmington EE. 200 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Hydro New York (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
Consolidated Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions II 95,00% 100,00%
Hydro Southeast (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
Consolidated Gauley River Power 5,00%
Hydro Southeast Partners LP
Inc.
Consolidated Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 80,00% 80,00%
Pumped Storage (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
Copenhagen Nueva York EE. - Hydro Development 50,00% 99,00%
Associates (Nueva York) UU. Group Inc.
Copenhagen Chi Dexter Inc. 49,00%
Associates
Crosby Drive Boston EE. - Asotin Hydro 100,00% 100,00%
Investments Inc. (Massachusetts) UU. Company Inc.
EGP Geronimo Wilmington EE. 1.000 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Holding Company (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
EGP Padoma Wilmington EE. 1.000 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Inc.
EGP Solar 1 LLC Wilmington EE. Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. Inc.
El Dorado Hydro Los Ángeles EE. - Olympe Inc. 82,50% 100,00%
(California) UU.
El Dorado Hydro Motherlode Hydro 17,50%
Inc.
Enel Alberta Wind Calgary Canadá 16.251.021 Dólar Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
Inc. canadiense
Enel Cove Fort Wilmington EE. - Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
Enel Cove Fort II Wilmington EE. - Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
Enel Geothermal Wilmington EE. - Essex Company 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
Enel Kansas LLC Wilmington EE. - Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. Inc.
Enel Nevkan Inc. Wilmington EE. - Enel North America 100,00% 100,00%
(Delaware) UU. Inc.
Enel Salt Wells Wilmington EE. - Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.

489


del
Grupo
a 30.06.10
Enel Stillwater Wilmington EE. - Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
Enel Surprise Wilmington EE. - Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
Valley LLC (Delaware) UU.
Enel Texkan Inc. Wilmington EE. - Chi Power Inc. 100,00% 100,00%
(Delaware) UU.
Enel Washington Wilmington EE. - Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
DC LLC (Delaware) UU.
Essex Company Boston EE. - Enel North America 100,00% 100,00%
(Massachusetts) UU. Inc.
Florence Hills Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
LLC (Minnesota) UU. L.LC.
Fulcrum Inc. Boise (Idaho) EE. 1.003 Dólar Consolidated Hydro 100,00% 100,00%
UU. estadounidense Mountain States Inc.
Gauley Hydro Wilmington EE. - Essex Company 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
Gauley River Willison EE. - Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Management (Vermont) UU.
Corporation
Gauley River Willison EE. - Gauley River 100,00% 100,00%
Power Partners (Vermont) UU. Management
LP Corporation
Hadley Ridge Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Highfalls Hydro Wilmington EE. - Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Company Inc. (Delaware) UU.
Hope Creek LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
(Minnesota) UU. L.L.C.
Hosiery Mills Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Hydro Company (Delaware) UU. estadounidense
Inc.
Hydrodev Inc. Montreal Canadá 7.587.320 Dólar Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
(Quebec) canadiense
Hydrodev Limited Montreal Canadá - Hydrodev Inc. 100,00% 100,00%
Partnership (Quebec)
Hydro Albany (Nueva EE. 12 Dólar Chi Acquisitions II 100,00% 100,00%
Development York) UU. estadounidense Inc.
Group Inc.
Hydro Energies Willison EE. 5.000 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Corporation (Vermont) UU. estadounidense
Hydro Finance Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Inc.
Jack River LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Jessica Mills LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Julia Hills LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%

490

Sección I

del
Grupo
a 30.06.10
Kings River Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Inc.
Kinneytown Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Hydro Company (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
LaChute Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Lawrence Boston EE. - Essex Company 92,50% 100,00%
Hydroelectric (Massachusetts) UU.
Associates LP
Lawrence Crosby Drive 7,50%
Hydroelectric Investments Inc.
Associates LP
Littleville Power Boston EE. - Hydro Development 100,00% 100,00%
Company Inc. (Massachusetts) UU. Group Inc.
Lower Saranac Nueva York EE. 2 Dólar Twin Saranac 100,00% 100,00%
Corporation (Nueva York) UU. estadounidense Holdings LLC
Lower Saranac Wilmington EE. - Lower Saranac 100,00% 100,00%
Hydro Partners (Delaware) UU. Corporation
Mascoma Hydro Concord (New EE. - Chi Acquisitions II 100,00% 100,00%
Corporation Hampshire) UU. Inc.
Metro Wind LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Mill Shoals Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Company Inc. (Delaware) UU. estadounidense
Minnewawa Wilmington EE. 100 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
Hydro Company (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Inc.
Missisquoi Los Ángeles EE. - Sheldon Vermont 1,00%
Associates (California) UU. Hydro Company Inc.
Missisquoi Sheldon Springs 99,00% 100,00%
Associates Hydro Associates LP
Motherlode Los Ángeles EE. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Hydro Inc. (California) UU.
Nevkan Wilmington EE. - Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00%
Renewables LLC (Delaware) UU.
Newbury Hydro Burlington EE. - Sweetwater 100,00% 100,00%
Company (Vermont) UU. Hydroelectric Inc.
NeWind Group St. John Canadá 578.192 Dólar Chi Canada Inc. 100,00% 100,00%
Inc. (Terranova) canadiense
Northwest Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Chi West Inc. 100,00% 100,00%
Notch Butte Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Inc.
O&M Montreal Canadá 15 Dólar Hydrodev Inc. 66,66% 66,66%
Cogeneration Inc. (Quebec) canadiense
Olympe Inc. Los Ángeles EE. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
(California) UU.

491


del
Grupo
a 30.06.10
Ottauquechee Wilmington EE. 100 Dólar Chi Finance LLC 100,00% 100,00%
Inc.
Pelzer Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Consolidated Hydro 100,00% 100,00%
Company Inc. (Delaware) UU. estadounidense Southeast Inc.
Pyrites Associates Nueva York EE. - Hydro Development 50,00% 100,00%
(Nueva York) UU. Group Inc.
Pyrites Associates Chi Dexter Inc. 50,00%
Rock Creek Los Ángeles EE. - El Dorado Hydro 100,00% 100,00%
Limited (California) UU.
Partnership
Ruthton Ridge Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
SE Hazelton A. Los Ángeles EE. - Bypass Limited 100,00% 100,00%
LP (California) UU.
Sheldon Springs Wilmington EE. - Sheldon Vermont 100,00% 100,00%
Hydro Associates (Delaware) UU. Hydro Company Inc.
LP
Sheldon Vermont Wilmington EE. - Boott Sheldon 100,00% 100,00%
Hydro Company (Delaware) UU. Holdings LLC
Inc.
Slate Creek Hydro Los Ángeles EE. - Slate Creek Hydro 100,00% 100,00%
Associates LP (California) UU. Company Inc.
Slate Creek Hydro Wilmington EE. 100 Dólar Chi Acquisitions II 100,00% 100,00%
Smoky Hills Wind Topeka (Kansas) EE. - Texkan Wind LLC 100,00% 100,00%
Farm LLC UU.
Smoky Hills Wind Topeka (Kansas) EE. - Nevkan Renewables 100,00% 100,00%
Project II LLC UU. LLC
Snyder Wind Dallas (Texas) EE. - Texkan Wind LLC 100,00% 100,00%
Farm LLC UU.
Soliloquoy Ridge Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Somersworth Wilmington EE. 100 Dólar Chi Universal Inc. 100,00% 100,00%
Inc.
Southwest Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Transmission (Minnesota) UU. L.LC.
LLC
Spartan Hills LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
(Minnesota) UU. L.LC.
St.-Felicien Montreal Canadá - Chi S.F. LP 96,00% 96,00%
Cogeneration (Quebec)
Summit Energy Wilmington EE. 8.200 Dólar Enel North America 75,00% 75,00%
Storage Inc. (Delaware) UU. estadounidense Inc.
Sun River LLC Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Sweetwater Concord (New EE. 250 Dólar Chi Acquisitions II 100,00% 100,00%
Hydroelectric Inc. Hampshire) UU. estadounidense Inc.

492

Sección I

del
Grupo
a 30.06.10
Texkan Wind Wilmington EE. - Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
LLC (Delaware) UU.
TKO Power Inc. Los Ángeles EE. - Chi West Inc. 100,00% 100,00%
(California) UU.
Triton Power Nueva York EE. - Chi Highfalls Inc. 2,00% 100,00%
Company (Nueva York) UU.
Triton Power Highfalls Hydro 98,00%
Company Company Inc.
Tsar Nicholas Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Twin Falls Hydro Seattle EE. - Twin Falls Hydro 51,00% 51,00%
Associates (Washington) UU. Company Inc.
Twin Falls Hydro Wilmington EE. 10 Dólar Twin Saranac 100,00% 100,00%
Company Inc. (Delaware) UU. estadounidense Holdings LLC
Twin Lake Hills Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
Twin Saranac Wilmington EE. - Enel North America 100,00% 100,00%
Holdings LLC (Delaware) UU. Inc.
Western New Albany (Nueva EE. 300 Dólar Enel North America 100,00% 100,00%
York Wind York) UU. estadounidense Inc.
Corporation
Willimantic Hartford EE. - Chi Acquisitions Inc. 100,00% 100,00%
Power (Connecticut) UU.
Corporation
Winter’s Spawn Minneapolis EE. - Chi Minnesota Wind 49,00% 49,00%
San Juan Mesa Wilmington EE. Padoma Wind Power, 100,00% 100,00%
Wind Project II, (Delaware) UU. LLC
LLC
Padoma Wind Los Ángeles EE. EGP Padoma Holding 100,00% 100,00%
Power, LLC (California) UU. Company, Inc.
Mason Mountain Wilmington EE. Padoma Wind Power, 100,00% 100,00%
Wind Project LLC (Delaware) UU. LLC
Garden Heights Wilmington EE. San Juan Mesa Wind 100,00% 100,00%
Wind Project LLC (Delaware) UU. Project II, LLC

493


Relación de empresas que posee Enel Latin America B.V. incluidas en el área de consolidación con el
método integral a 31.06.2010 (1)
Razón social Domicilio País Actividad Capital social Divisa Propiedad de (3) % de % de
del
Grupo
a 30.06.10
Controladora:
Enel Latin Amsterdam Holanda 244.450.298 Euro Enel Green Power 100,00% 100,00%
America B.V. International BV
Controladas:
Apiacàs Energia Río de Brasil 21.216.846 Real brasileño Enel Brasil 100,00% 100,00%
SA Janeiro Participações Ltda
Conexión San El 7.950.600 Colón Grupo EGI SA de 40,86% 100,00%
Energética Salvador Salvador salvadoreño cv
Centroamericana
El Salvador SA de
CV
Conexión Enel Latin America 59,14%
Energética B.V.
Centroamericana
El Salvador SA de
CV
Empresa Eléctrica Santiago Chile 14.053.147 Peso chileno Energía Alerce 0,01% 100,00%
Panguipulli SA Ltda
Empresa Eléctrica Enel Chile Ltda 99,99%
Panguipulli SA
Empresa Eléctrica Santiago Chile 11.169.752.000 Peso chileno Energía Alerce 0,10% 100,00%
Puyehue SA Ltda
Empresa Eléctrica Enel Chile Ltda 99,90%
Puyehue SA
Empresa Nacional Santiago Chile - Enel Chile Ltda 51,00% 51,00%
de Geotermia SA
Enel Brasil Río de Brasil 419.400.000 Real brasileño Enel Green Power 0,01% 100,00%
Participações Ltda Janeiro International BV
Enel Brasil Enel Latin America 99,99%
Participações Ltda BV
Enel Chile Ltda Santiago Chile 15.414.240.752 Peso chileno Hydromac Energy 0,01% 100,00%
BV
Enel Chile Ltda Energía Alerce 99,99%
Ltda
Enel de Costa San José Costa 30.000.000 Colón Enel Latin America 100,00% 100,00%
Rica S.A. Rica costarricense BV
Enel de Costa
Rica S.A.
Enel Fortuna SA Panamá República 100.000 Dólar Enel Panamá SA 50,06% 50,06%
de estadounidense
Panamá
Enel Guatemala Guatemala Guatemala 5.000 Quetzal Enel Green Power 2,00% 100,00%
SA guatemalteco International BV
Enel Guatemala Enel Latin America 98,00%
SA BV

494

Sección I

del
Grupo
a 30.06.10
Enel Panamá SA Panamá República 3.000 Dólar Enel Latin America 100,00% 100,00%
de estadounidense BV
Panamá
Enelpower do Río de Brasil 1.242.000 Real brasileñoEnel Brasil 99,99% 100,00%
Brasil Ltda Janeiro Participações Ltda
Enelpower do Enel Latin America 0,01%
Brasil Ltda BV
Energía Alerce Santiago Chile 1.000.000 Peso chileno Hydromac Energy 99,90% 100,00%
Ltda BV
Energía Alerce Enel Latin America 0,10%
Ltda BV
Energía Global de Ciudad de México 50.000 Peso mexicano Enel Latin America 99,00% 99,00%
Mexico México BV
(ENERMEX) SA
de cv
Energía Global San José Costa 10.000 Colón Enel de Costa Rica 100,00% 100,00%
Operaciones SA Rica costarricense S.A.
Energía Nueva Ciudad de México 5.339.650 Peso mexicano Enel Latin America 99,99% 100,00%
Energía Limpia México BV
Mexico Srl de cv
Energía Nueva Enel Guatemala 0,01%
Energía Limpia SA
Mexico Srl de cv
Generadora de Guatemala Guatemala 16.261.697 Quetzal Enel Latin America 99,00% 100,00%
Occidente Ltda guatemalteco BV
Generadora de Enel Guatemala 1,00%
Occidente Ltda SA
Generadora Guatemala Guatemala 5.000 Quetzal Enel Latin America 99,00% 100,00%
Montecristo SA guatemalteco BV
Generadora Enel Guatemala 1,00%
Montecristo SA SA
Geotermica del Santiago Chile - Enel Chile Ltda 51,00% 51,00%
Norte SA
Grupo EGI SA de San El 3.448.800 Colón Enel Green Power 0,01% 100,00%
cv Salvador Salvador salvadoreño International BV
Grupo EGI SA de Enel Latin America 99,99%
cv BV
Hidroelectricidad Ciudad de México 30.890.636 Peso mexicano Impulsora Nacional 99,99% 99,99%
del Pacífico Srl de México de Electricidad
cv S.r.l. de cv
Hydromac Energy Amsterdam Holanda 18.000 Euro Enel Latin America 100,00% 100,00%
BV BV
Impulsora Ciudad de México 308.628.665 Peso mexicano Enel Green Power 0,01% 100,00%
Nacional de México International BV
Electricidad S.r.l.
de C.V.
Impulsora Enel Latin America 99,99%
Nacional de BV
Electricidad S.r.l.
de C.V.

495


del
Grupo
a 30.06.10
Isamu Ikeda Río de Brasil 82.974.476 Real brasileño
Enel Brasil 100,00% 100,00%
Energia SA Janeiro Participações Ltda
Mexicana de Ciudad de México 181.727.301 Peso mexicano Impulsora Nacional 99,99% 99,99%
hidroelectricidad México de Electricidad
Mexhidro Srl de S.r.l. de cv
cv
Molinos de Viento San José Costa 9.709.200 Dólar Enel de Costa Rica 49,00% 49,00%
del Arenal SA Rica estadounidense S.A.
Operacion Y San José Costa 30.000 Colón Enel de Costa Rica 85,00% 85,00%
Mantenimiento Rica costarricense S.A.
Tierras Morenas
SA
P.H. Chucas SA San José Costa 100.000 Colón Enel de Costa Rica 28,57% 100,00%
Rica costarricense S.A.
P.H. Chucas SA Inversiones Eòlicas 71,43%
La Esperanza SA
P.H. Don Pedro San José Costa 100.001 Colón Enel de Costa Rica 33,44% 33,44%
SA Rica costarricense S.A.
P.H. Guacimo SA San José Costa 50.000 Colón Enel de Costa Rica 40,00% 40,00%
Rica costarricense S.A.
P.H. Rio Volcan San José Costa 100.001 Colón Enel de Costa Rica 34,32% 34,32%
SA Rica costarricense S.A.
Primavera Energia Río de Brasil 29.556.576 Real brasileño Enel Brasil 100,00% 100,00%
Primavera Energia
SA
Proveedora de Ciudad de México 89.707.135 Peso mexicano Impulsora Nacional 99,99% 99,99%
Electricidad de México de Electricidad
Occidente Srl de S.r.l. de cv
cv
Quatiara Energia Río de Brasil 12.148.512 Real brasileño Enel Brasil 100,00% 100,00%
Renovables de Guatemala Guatemala 1.118.466.700 Quetzal Enel Latin America 40,35% 91,22%
Guatemala SA guatemalteco BV
Renovables de Enel Green Power 50,86%
Guatemala SA SpA
Renovables de Enel Guatemala 0,01%
Guatemala SA SA
Socibe Energia Río de Brasil 33.969.032 Real brasileño Enel Brasil 100,00% 100,00%
Tecnoguat SA Guatemala Guatemala 30.948.000 Quetzal Enel Latin America 75,00% 75,00%
guatemalteco BV
Vale Energética Río de Brasil 18.589.344 Real brasileño Enel Brasil 100,00% 100,00%

496

Sección I

Relación de empresas incluidas en el área de consolidazión con el método proporcional a 30 de junio de
2010.
Razón social Domicilio País Actividad Capital Divisa Propiedad de % de % de
social social posesión posesión
del
Grupo
a 30.06.10
Controladora:
Enel Unión Fenosa Madrid España Producción de 32.505.000 Euro Endesa 50,00% 30,00%
Renovables SA energía eléctrica de Cogeneration y
fuentes renovables Renovables
Controladas:
Parque Eólico de A Santiago de España Producción de 5.857.586 Euro Enel Unión 50,00% 15,00%
Capelada AIE Compostela energía eléctrica de Fenosa
fuentes renovables Renovables SA
APROVECHAMIENTOS Madrid España (sin datos) 420.705 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
ELÉCTRICOS S.A. Fenosa
Renovables SA
Áridos Energías Villalbilla España Producción de 600.000 Euro Enel Unión 41,05% 12,32%
Especiales SL energía eléctrica de Fenosa
Azucarera Energías SA Madrid España Producción de 570.600 Euro Enel Unión 40,00% 12,00%
energía eléctrica de Fenosa
Barbao S.A. Madrid España Producción de 284.879 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Boiro Energía SA Boiro España Producción de 601.010 Euro Enel Unión 40,00% 12,00%
Cogeneración del Santiago de España Producción de 3.606.000 Euro Enel Unión 40,00% 12,00%
Noroeste SL Compostela energía eléctrica de Fenosa
Depuración Destilación Boiro España Producción de 600.000 Euro Enel Unión 40,00% 12,00%
Reciclaje SL energía eléctrica de Fenosa
Energía Termosolar de los Zaragoza España Producción de 400.000 Euro Enel Unión 80,00% 24,00%
Monegros SL energía eléctrica de Fenosa
Energías Ambientales de A Coruña España Producción de 1.250.000 Euro Enel Unión 45,26% 13,58%
Somozas SA energía eléctrica de Fenosa
Energías Ambientales A Coruña España Producción de 15.491.460 Euro Enel Unión 33,34% 10,00%
EASA SA energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales Madrid España Producción de 232.002 Euro Enel Unión 82,33% 24,70%
Alcoholeras SA energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico de Madrid España Producción de 120.400 Euro Enel Unión 50,16% 15,04%
Belmonte as energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales de A Coruña España Producción de 270.450 Euro Enel Unión 77,00% 23,10%
Careon SA energía eléctrica de Fenosa

497


del
Grupo
a 30.06.10
Energías Especiales de Badajoz España Producción de 6.000 Euro Enel Unión 78,34% 23,50%
Extremadura SL energía eléctrica de Fenosa
ENERGÍAS Badajoz España - 3.100 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
ESPECIALES DE GATA, Fenosa
S.L. Renovables SA
ENERGÍAS Madrid España - 3.100 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
ESPECIALES DE Fenosa
PADUL, S.L. Renovables SA
Energías Especiales de Madrid España Producción de 963.300 Euro Enel Unión 80,00% 24,00%
Pena Armada SA energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales del Madrid España Producción de 1.722.600 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Alto Ulla SA energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales del Torre del España Producción de 1.635.000 Euro Enel Unión 50,00% 15,00%
Bierzo SA Bierzo energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales del Madrid España Producción de 6.812.040 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Noroeste SA energía eléctrica de Fenosa
Energías Especiales Madrid España Producción de 6.241.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Montes Castellanos SL energía eléctrica de Fenosa
ENERGÍAS Sevilla España 3.100 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
ESPECIALES MONTES Fenosa
DE ANDALUCĺA, S.L. Renovables SA
ENERGÍAS Badajoz España 3.100 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
ESPECIALES SANTA Fenosa
BARBARA, S.L. Renovables SA
Energías Especiales Valencia España Producción de 60.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Valencianas SL energía eléctrica de Fenosa
Energías Renovables Madrid España Producción de 1.305.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Montes de San Sebastián energía eléctrica de Fenosa
SL fuentes renovables Renovables SA
Eólica del Cordal de Madrid España Producción de 160.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Montouto SL energía eléctrica de Fenosa
Eólica el Molar SL Fuente España Producción de 1.235.300 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Álamo energía eléctrica de Fenosa
Eólica Galaico Asturiana A Coruña España Producción de 64.999 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
SA energía eléctrica de Fenosa
EUFER – Energias Lapa Portugal Producción de 5.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Especiais de Portogallo, (Lisbona) energía eléctrica de Fenosa
Unipessoal LDA fuentes renovables Renovables SA

498

Sección I

del
Grupo
a 30.06.10
EUFER Operación SL Madrid España Producción de 60.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
(ahora EUFER energía eléctrica de Fenosa
Comercializadora SL) fuentes renovables Renovables SA
EUFER Renovables Madrid España Producción de 15.653.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Ibéricas 2004 SA energía eléctrica de Fenosa
Sociedad Gallega de Santiago de España Producción de 1.803.000 Euro Enel Unión 40,00% 12,00%
Cogeneración SA Compostela energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico Cabo Madrid España Producción de 6.625.792 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Villano SL energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico Corullón Madrid España Producción de 60.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
SL energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico de Malpica A Coruña España Producción de 950.000 Euro Enel Unión 35,41% 10,63%
SA energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico de Padul Madrid España Producción de 240.000 Euro Enel Unión 100,00% 30,00%
Parque Eólico de San A Coruña España Producción de 552.920 Euro Enel Unión 82,00% 24,60%
Andrés SA energía eléctrica de Fenosa
Parque Eólico Montes de Madrid España Producción de 6.540.000 Euro Enel Unión 20,00% 6,00%
las Navas SA energía eléctrica de Fenosa

499


del
Grupo
Parque Eólico Sierra del Cáceres España Producción de 30.000 Euro Enel Unión Fenosa 50,00% 15,00%
Merengue SL energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Prius Enerólica SL Madrid España Producción de 3.600 Euro Enel Unión Fenosa 100,00% 30,00%
energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Promociones Energéticas Ponferrada España Producción de 12.020 Euro Enel Unión Fenosa 50,00% 15,00%
del Bierzo SL energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Proyectos Universitarios de Alicante España Producción de 180.000 Euro Enel Unión Fenosa 33,34% 10,00%
Energías Renovables SL energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Punta de las Olas Eólica A Coruña España 3.100 Euro Enel Unión Fenosa 100,00% 30,00%
Marina S.L. Renovables SA
Punta de Lens Eólica A Coruña España 3.100 Euro Enel Unión Fenosa 100,00% 30,00%
Marina S.L. Renovables SA
Sistemas Energéticos A Coruña España Producción de 4.507.500 Euro Enel Unión Fenosa 96,00% 28,80%
Mañón Ortigueira SA energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Ufefys SL Aranjuez España Producción de 2.373.950 Euro Enel Unión Fenosa 40,00% 12,00%
fuentes renovables
Vientos del Noroeste SA Bajo León España Producción de 420.710 Euro Enel Unión Fenosa 99,74% 29,92%
fuentes renovables
Andaluza Energía de Solar España Producción de 3.010 Euro Enel Unión Fenosa 60,80% 18,24%
Primera, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Tercera, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Cuarta, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Quinta, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Energías Especiales de España Producción de 600.000 Euro Enel Unión Fenosa 80,00% 24,00%
Andalucía, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Energías Ambientales de España Producción de 1.480.000 Euro Enel Unión Fenosa 33,33% 10,00%
Novo, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Energías Ambientales de España Producción de 5.240.000 Euro Enel Unión Fenosa 33,33% 10,00%
Vimianzo, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables
Socedat Eólica de España Producción de 5.733.650 Euro Enel Unión Fenosa 26,67% 8,00%
L´Enderrocada, S.L. energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables

500

Sección I

del
Grupo
Eufer Caetano Energías España Producción de 6.000 Euro Enel Unión Fenosa 51,00% 15,30%
Renováveis, LDA energía eléctrica de Renovables SA
fuentes renovables

del
Grupo
Controladora:
ENEL GREEN POWER Sevilla España Cogeneración 11.153 Euro Enel Green Power 60,00% 60,00%
ESPAÑAS.A. de energía International BV
eléctrica,
térmica y de
fuentes
renovables
Controladas:
Biogas El Garraf, U.T.E. Barcelona España BIOGAS 3.005 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
y Renovables
Energías Alternativas del Las España Eólica 301.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
Sur, S.L. Palmas de y Renovables
Gran
Canaria
Eólicas de Tenerife, A.I.E. Tenerife España Eólica 210.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
y Renovables
Parque Eólico A Capelada, A Coruña España Eólica 2.929.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
A.I.E. y Renovables
Sociedad Eólica El Puntal, Sevilla España Eólica 1.643.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
S.L. y Renovables
Sociedad Eólica Los Lances, Cádiz España Eólica 1.202.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
S.A. y Renovables
Mac Insular Segunda S.L. Palma de España Residuos Tirme, S.A. 50,00% 26,00%
Mallorca sólidos
urbanos
(RSU)
T.P. Sociedade Térmica Portugal Portugal CARTERA 3.750.000 Euro Endesa Cogeneration 50,00% 50,00%
Portuguesa, S.A. y Renovables

501


Relación de empresas participadas valoradas con el método del patrimonio neto a 30 de junio de 2010.
del
Grupo
LaGeo SA de cv Ahuachapan El Producción de 2.562.826.700 Colón Enel Green 36,20% 36,20%
Salvador energía eléctrica Salvadoreño Power SpA
de fuentes
renovables
Energías de Barcelona España Producción de 3.010 Euro Enel Unión 20,00% 10,00%
Villarrubia SL energía eléctrica Fenosa
de fuentes Renovables
renovables SA
Enerlasa SA Madrid España Producción de 1.021.700 Euro Enel Unión 45,00% 22,50%
energía eléctrica Fenosa
renovables SA
Sotavento Galicia Santiago de España Producción de 601.000 Euro Enel Unión 18,00% 9,00%
S.A. Compostela energía eléctrica Fenosa
renovables SA
Tirmadrid, S.A. Valdemingómez España Producción de 16.828.000 Euro Enel Unión 18,64% 9,32%
energía eléctrica Fenosa
renovables SA
International Maroussi Grecia Producción de 258.000 Euro Enel Green 30,00% 30,00%
Eolian of energía eléctrica Power Hellas
Grammatiko SA de fuentes SA
renovables
Eolian of Korinthia energía eléctrica Power Hellas
SA de fuentes SA
renovables
Peloponnisos 1 de fuentes SA
S.A. renovables
S.A. renovables
S.A. renovables
S.A. renovables
S.A. renovables

502

Sección I

del
Grupo
S.A. renovables
S.A. renovables
S.A. renovables
Vallière Sasu energía eléctrica Power France
de fuentes Sas
renovables
Eolian of Skopelos energía eléctrica Power Hellas
SA de fuentes SA
renovables
Thracian Eolian 1 Maroussi Grecia Producción de 149.000 Euro Enel Green 30,00% 30,00%
SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables

503


del
Grupo
de fuentes SA
renovables
de fuentes SA
renovables
Wind Parks of Maroussi Grecia Producción de 259.000 Euro Enel Green 30,00% 30,00%
Anatoli-Prinia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Bolibas SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Distomos SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Drimonakia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Folia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Gagari SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Goraki SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Gourles SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Grammatikaki SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Kafoutsi SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables

504

Sección I

del
Grupo
Kathara SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Kerasia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Korfovouni SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Korinthia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Makriakkoma SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Megavouni SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Milia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Mirovigli SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Mitika SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Organi SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Paliopirgos SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables
Pelagia SA energía eléctrica Power Hellas
de fuentes SA
renovables

505


del
Grupo
Trade Wind Energy Topeka EE. UU. Producción de Enel Kansas 45,00% 45,00%
LLC (Kansas) energía eléctrica LLC
de fuentes
renovables
Energía de La Jaén España BIOMASA 4.450.000 Euro Endesa 40,00% 40,00%
Loma, S.A. Cogeneration
y Renovables
Calizas Elycar, Huesca España Cogeneración 1.803.000 Euro Endesa 25,00% 25,00%
S.L. Cogeneration
y Renovables
Cogeneración Barcelona España Cogeneración 2.606.000 Euro Endesa 30,00% 30,00%
Eurohueco, A.I.E. Cogeneration
y Renovables
Confirel, A.I.E. Girona España Cogeneración 30.000 Euro Endesa 50,00% 50,00%
Cogeneration
y Renovables
Energética de Barcelona España Cogeneración 3.606.000 Euro Endesa 27,00% 27,00%
Rosselló, A.I.E. Cogeneration
y Renovables
Erfei, A.I.E. Tarragona España Cogeneración 720.000 Euro Endesa 42,00% 42,00%
Cogeneration
y Renovables
Garofeica, S.A. Barcelona España Cogeneración 721.000 Euro Endesa 27,00% 27,00%
Cogeneration
y Renovables
Oxagesa, A.I.E. Teruel España Cogeneración 6.000 Euro Endesa 33,33% 33,33%
Cogeneration
y Renovables
Puignerel, A.I.E. Barcelona España Cogeneración 11.299.000 Euro Endesa 25,00% 25,00%
Cogeneration
y Renovables
Rofeica d’Energia, Barcelona España Cogeneración 1.983.000 Euro Endesa 27,00% 27,00%
S.A. Cogeneration
y Renovables
Sati Cogeneració, Barcelona España Cogeneración 66.000 Euro Endesa 27,50% 27,50%
A.I.E. Cogeneration
y Renovables
Urgell Energía, Lleida España Cogeneración 601.000 Euro Endesa 27,00% 27,00%
S.A. Cogeneration
y Renovables
Compañía Eólica Soria España EÓLICA 13.222.000 Euro Endesa 35,63% 35,63%
Tierras Altas, S.A. Cogeneration
y Renovables
Consorcio Eólico Cádiz España EÓLICA 200.000 Euro Endesa 50,00% 50,00%
Marino de Cogeneration
Trafalgar y Renovables
Corporación Eólica Zaragoza España EÓLICA 2.524.000 Euro Endesa 25,00% 25,00%
Zaragoza, S.L. Cogeneration
y Renovables

506

Sección I

del
Grupo
Eólicas de Arrecife de España EÓLICA 1.758.000 Euro Endesa 40,00% 40,00%
Lanzarote, S.L. Lanzarote Cogeneration
y Renovables
Eólicos de Fuerteventura España EÓLICA 0 Euro Endesa 40,00% 40,00%
Fuerteventura, Cogeneration
A.I.E. y Renovables
Eólica del Oviedo España EÓLICA 90.000 Euro Endesa 40,00% 40,00%
Principado Cogeneration
y Renovables
Explotaciones Oviedo España EÓLICA 481.000 Euro Endesa 47,50% 47,50%
Eólicas de Cogeneration
Aldehuelas, S.L. y Renovables
Infraestructuras de Oviedo España EÓLICA Explotaciones 60,80% 28,88%
Aldehuelas, S.A. Eólicas de
Aldehuelas,
S.L.
Hidroeléctrica de Lugo España EÓLICA 1.608.000 Euro Endesa 30,00% 30,00%
Ourol, S.L. Cogeneration
y Renovables
Parc Eòlic Els Barcelona España EÓLICA 1.313.000 Euro Endesa 30,00% 30,00%
Aligars, S.L.U Cogeneration
y Renovables
Parc Eòlic La Barcelona España EÓLICA 1.183.000 Euro Endesa 30,00% 30,00%
Tossa-La Mola, Cogeneration
S.L.U. y Renovables
Sistemas Zaragoza España EÓLICA 3.065.000 Euro Endesa 30,00% 30,00%
Energéticos La Cogeneration
Muela, S.A. y Renovables
Sistemas Zaragoza España EÓLICA 1.503.000 Euro Endesa 27,00% 27,00%
Energéticos Mas Cogeneration
Garullo, S.A. y Renovables
Sociedad Eólica de Sevilla España EÓLICA 4.508.000 Euro Endesa 46,67% 46,67%
Andalucía, S.A. Cogeneration
(SEASA) y Renovables
Serra Do A Coruña Portugal EÓLICA 3.125.000 Euro Eolicos 100,00% 49,00%
Moncoso-Cambas, Touriñan,
S.L. S.A.
Central Sevilla España MINIH 364.000 Euro Endesa 33,30% 33,30%
hidroeléctrica Cogeneration
Güejar Sierra, S.A. y Renovables
Hidroeléctrica del Zaragoza España MINIH 160.000 Euro Endesa 25,00% 25,00%
Piedra, S.L. Cogeneration
y Renovables
Minicentral Canal Zaragoza España MINIH 1.820.000 Euro Endesa 36,50% 36,50%
Imperial Gallur, Cogeneration
S.L. y Renovables
Tirme, S.A. Palma de España Residuos 7.663.000 Euro Endesa 40,00% 40,00%
Mallorca sólidos urbanos Cogeneration
(RSU) y Renovables

507


del
Grupo
Green Fuel Santander España BIOCOM 121.000 Euro Endesa 16,51% 16,51%
Corporación, S.A. Cogeneration
y Renovables
Empreendimentos Portugal Portugal EÓLICA 1.150.000 Euro Finerge 48,00% 48,00%
Eólicos da Alvadia, Gestâo de
Lda. Projectos
Energéticos
S.A.
Fábrica do Arco – Portugal Portugal Cogeneración 500.000 Euro Finerge 50,00% 50,00%
Recursos Gestâo de
Energéticos, S.A. Projectos
Energéticos
S.A.
Parque Eólico Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro Finerge 50,00% 50,00%
Serra da Capucha, Gestâo de
as Projectos
Energéticos
S.A.
POWERCER – Portugal Portugal Cogeneración 50.000 Euro Finerge 30,00% 30,00%
Sociedade de Gestâo de
Cogeração de Projectos
Vialonga, S.A. Energéticos
S.A.
Enerlousado Portugal Portugal Cogeneración 5.000 Euro Finerge 50,00% 50,00%
Recursos Gestâo de
Energéticos, LDA Projectos
Energéticos
S.A.
ENEOP – Eólicas Portugal Portugal Cogeneración 25.248.000 Euro Finerge 9,80% 9,80%
de Portugal, as Gestâo de
Projectos
Energéticos
S.A.
EEVM Portugal Portugal EÓLICA - Euro EOL Verde 50,00% 50,00%
Energia
Eólica, S.A.
ENEOP2 Portugal Portugal EÓLICA - Euro ENEOP – 20,00% 20,00%
Eólicas de
Portugal, SA
Térmica Mundo Sociedade
Têxtil, ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.
Térmica Serrado, Sociedade
ACE Térmica
Portuguesa,
S.A.

508

Sección I

del
Grupo
Feneralt Produção Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 25,00% 12,50%
Energia, ACE Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
Enerlousado Portugal Portugal Cogeneración 5.000 Euro T.P. 50,00% 25,00%
Recursos Sociedade
Energéticos, LDA Térmica
Portuguesa,
S.A.
Parque Eólico Portugal Portugal EÓLICA 50.000 Euro T.P. 50,00% 25,00%
Serra da Capucha, Sociedade
as Térmica
Portuguesa,
S.A.
ENEOP – Eólicas Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro T.P. 9,80% 4,90%
de Portugal, as Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.
ENEOP2- Portugal Portugal EÓLICA No disponible Euro ENEOP – 20,00% 10,00%
Exploraçao de Eólicas de
Parques Eólicos, as Portugal, SA
Papeleira Portugal Portugal Cogeneración No disponible Euro T.P. 4,02% 2,01%
Portuguesa, SA Sociedade
Térmica
Portuguesa,
S.A.

20.3 Información pro forma
El presente apartado incluye el documento “Cuenta de Resultados Consolidadas pro forma del ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009 “ del Emisor, preparado para representar el impacto potencial de la
adquisición del 60% del capital social de Ecyr (actualmente Enel Green Power España), a través de la
adquisición del 30% de Ecyr y la suscripción a un incremento de capital social reservado a Enel Green
Power International BV, realizada el 22 de marzo de 2010 (véase la Sección I, Capítulo V, apartado 5.1.5) y
de la recapitalización del Emisor, llevada a cabo el 17 de marzo de 2010 (véase la Sección I, Capítulo V,
Párrafo 5.1.5). El anterior documento pro forma fue objeto de examen por la Sociedad Auditora, quien emitió
su informe sin reservas el 8 de septiembre de 2010, y que se presenta a continuación, haciendo referencia a la
razonabilidad de los supuestos realizados en la preparación del mismo, la exactitud de la metodología
utilizada junto con la precisión de los criterios de evaluación y los principios de contabilidad utilizados.
Se indica que no se ha procedido a la preparación de los estados de flujos de efectivo consolidados pro
forma, ya que los flujos de efectivo procedentes de las actividades de explotación se observan
sustancialmente dentro del ámbito de los ajustes individuales pro forma.

509


Con respecto a los flujos de efectivo se indica que el Grupo Ecyr, sin considerar Eufer, ha generado en el
ejercicio 2009 un (EBITDA) igual a 124 millones de euros, que refleja de forma substancial el flujo de
efectivo de las actividades de explotación bruto de las variaciones del capital circulante.
Además, y siempre en en el ejercicio 2009, el Grupo Ecyr, sin considerar Eufer, ha realizado inversiones por
valor de 134 millones de euros, que constituyen los flujos de efectivo absorbidos por la actividad de
inversión, sin considerar las deudas adquiridas.
Además, no ha sido predispuesto el balance consolidado pro forma y la cuenta de resultados consolidada pro
forma correspondiente al semestre terminado el 30 de junio de 2010, en cuanto las operaciones
extraordinarias para las que se predispusieron las informaciones pro forma resultan reflejadas en el balance
consolidado al 30 de junio de 2010 y en la cuenta de resultados consolidada correspondiente al semestre
terminado el 30 de junio de 2010 empezando desde el 1 de abrilde 2010 (véase Sección I, Capítulo XX,
Parrafo 20.2.1.3 del Folleto Con especial referencia a la cuenta de resultados consolidada pro forma, la
predisposición de un pro forma que considere el efecto de dichas operaciones extraordinarias incluso en los
tres primeros meses del semestre en cuestión, no hubiera proporcionado más informaciones o una
información más útil respecto a las reflejadas en el ejercicio económico consolidado relativo al semestre
terminado el 30 de junio de 2010.

510

Sección I

KPMG S.p.A. Teléfono: +39 06 809611
Revisione e organizzazione contabile Fax: +39 06 8077475
Via Ettore Petrolini, 2 Correo electrónico: it-fmauditaly@kpmg.it
00197 ROMA

Informe sobre el examen de la cuenta de resultados consolidada pro forma del Gruppo Enel Green
Power S.p.A. para el ejercicio terminado el a día 31 de diciembre de 2009

Al Consejo de Administración

de Enel Green Power S.p.A.

1 Hemos examinado el folleto relativo a la cuenta de resultados consolidada pro forma del Gruppo Enel Green Power para el
ejercicio terminado el día 31 de diciembre de 2009, provisto en las notas explicativas.

Dicho folleto se deriva de los datos históricos relativos al balance consolidado del Grupo Enel Green Power a día 31 de
diciembre de 2009, del balance interno consolidado del Grupo Endesa Cogeneración y Renovables a día 31 de diciembre
de 2009 dispuesto con el fin de ser incluido en el balance consolidado del Grupo Enel a día 31 de diciembre de 2009 y de
las escrituras de rectificación pro forma aplicadas al mismo y examinadas por nosotros.

El balance consolidado del Grupo Enel Green Power terminado el día 31 de diciembre de 2009 estuvo sujeto por parte
nuestra a revisión contable, tras la cual se emitió el informe con fecha del 14 de junio de 2010. El balance interno
consolidado del Grupo Endesa Cogeneración y Renovables a día 31 de diciembre de 2009 estuvo sujeto por parte nuestra a
revisión contable en el marco de la revisión contable del ablance consolidado a día 31 de diciembre de 2009 del Gruppo
Enel. El informe de revisión del balanceconsolidado a día 31 de diciembre de 2009 del Gruppo Enel fue emitido con fecha
del 9 de abril de 2010.

El folleto relativo a la cuenta de resultados consolidada pro forma ha sido redactado basándose en las hipótesis descritas en
las notas explicativas, con el fin de reflejar de manera retroactiva los efectos de la adquisición del 60% del capital social de
Endesa Cogeneración y Renovables S.L., además de la operación de repatrimonialización de Enel Green Power S.p.A., por
valor de 3.700 millones de euros deliberado el día 17 de marzo de 2010 (en adelante, las “Operaciones” en su conjunto).

2 El folleto relativo a la cuenta de resultados consolidada pro forma para el ejercicio terminado el día 31 de diciembre de
2009, provisto de las notas explicativas, fue dispuesto conforme a las previsiones de Reglamento (CE) nº 809/2004 con el
fin de ser incluido en el folleto informativo redactado de conformidad con el art. 94, apartados 1 y 2, del Decreto
Legislativo del 24 de febrero de 1998, nº 58, relacionado con la admisión a cotización en el Mercado Telemático
Accionarial (MTA, Mercato Telematico Azionario), organizado y administrado por Borsa Italiana S.p.A.. de acciones
ordinarias de Enel Green Power S.p.A.

Sociedad Anónima
Capital social
7.625.700,00 Euros íntegramente
desembolsados
Ancona Aosta Bari Bérgamo, Registro Mercantil de Milán y
Bolonia Bolzano Brescia Cagliari C.I.F. nº 00709600159
Catania Como Florencia Génova REA Milán nº 512867
Lecce Milán Nápoles Novara N.I.F. – I.V.A. IT00709600159
KPMG S.p.A. es una sociedad anónima por acciones de Derecho italiano y Domicilio social: Vía Vittor
Padua Palermo Parma Perugia
forma parte de la red KPMG de entidades independientes afiliadas a KPMG Pescara Roma Turín Treviso Pisan, 25
International Cooperative (“KPMG International”, entidad de Derecho suizo. Trieste Udine Varese Verona 20124 Milán (Italia)

511


Gruppo Enel Green Power
Informe de la Sociedad Auditora
31 de diciembre de 2009

El objetivo de la redacción de la cuenta de resultados consolidada pro forma es representar, según criterios de valoración
coherentes con los datos históricos y conformes a la normativa de referencia, los efectos de las Operaciones sobre la
andadura económica consolidada del Gruppo Enel Green Power, como si estas hubieran acaecido virtualmente el día 1 de
enero de 2009. No obstante, cabe destacar que si las Operaciones se hubieran llevado a cabo realmente en esa fecha
hipotética, no se habrían obtenido necesariamente los mismos resultados representados en el presente documento.

La responsabilidad de la redacción del folleto relativo a la cuenta de resultados consolidada pro forma compete a los
administradores de Enel Green Power S.p.A. Es responsabilidad nuestra la formulación de un juicio profesional sobre

la racionalidad de las hipótesis adoptadas por los administradores para la redacción de un folleto pro forma de tales
características y sobre la corrección de la metodología utilizada por los mismos para la elaboración de dicho prospecto.
Además, es responsabilidad nuestra la formulación de un juicio profesional sobre la corrección de los criterios de
valoración y de los principios contables utilizados.

3 Nuestro examen se ha llevado a cabo según los criterios recomendados por la Consob (comisión nacional para las
sociedades y la Bolsa italiana) en la Recomendación nº DEM/1061609 del 9 de agosto de 2001 para la auditoría de los
datos pro forma y efectuando los controles que hemos considerado necesarios para los fines del encargo recibido.

4 A nuestro parecer, las hipótesis de base adoptadas por Enel Green Power S.p.A. para la redacción del folleto relativo a la
cuenta de resultados consolidada pro forma para el ejercicio terminado el día 31 de diciembre de 2009, provisto de las
notas explicativas, para reflejar de manera retroactiva los efectos de las Operaciones descritas en el párrafo 1 precedente,
son razonables y la metodología utilizada para la elaboración del susodicho folleto se ha aplicado correctamente para los
fines informativos descritos anteriormente. Además, consideramos que los criterios de valoración y los principios contables
utilizados para la redacción del mismo son correctos.

Roma, 8 de septiembre de 2010

KPMG S.p.A.

Renato Naschi

Socio

512

Sección I

CUENTA DE RESULTADOS CONSOLIDADA PRO FORMA CORRESPONDIENTE AL
EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 DE LA SOCIEDAD ENEL
GREEN POWER S.P.A.

1. Preámbulo
Este documento presenta el informe relativo a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada pro forma
correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2009 (de aquí en adelante, la “Cuenta de
Resultados Consolidada Pro forma”) y las notas explicativas sobre Enel Green Power S.p.A. (de aquí en
adelante el “Informe Consolidado Pro forma”), preparado de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento
809/2004/CE y los anexos adjuntos al mismo, para su inclusión en el informe informativo de conformidad
con el art. 94, párrafos 1 y 2 del Decreto Legislativo nº 58 de 24 de febrero 1998, relativo a la venta de
acciones al público por primera vez y la cotización en el Mercado Telemático Accionarial (MTA, Mercato
Telematico Azionario) y administrado por la Bolsa Italiana S.p.A. de acciones comunes (ordinarias) de Enel
Green Power S.p.A. (de aquí en adelante la “Sociedad” o “Grupo”) y en el Folleto (informativo) de Oferta
(Offering Circular) que será preparado para la parte de la citada oferta y estará disponible sólo para
inversores calificados en Italia y en el extranjero para los inversores institucionales de acuerdo con
Regulation S de la ley United States Securities Act de 1933, según enmendada, incluyendo los Estados
Unidos de América de conformidad con la norma Rule 144-A adoptada en virtud de la ley United States
Securities Act de 1933, según enmendada. Se indica que no se ha procedido con la preparación de los estados
de flujos de efectivo consolidados pro forma, ya que las operaciones reflejadas en el documento pro forma
evedencian el impacto en los flujos de efectivo. Además, no se ha preparado tampoco el balanceconsolidado
pro forma, ya que estas operaciones ya están reflejadas en las Cuentas consolidado semestral abreviado de la
Sociedad a 30 de junio de 2010, aprobado por su Consejo de Administración el 28 de julio de 2010.
El Informe Consolidado Pro forma ha sido preparado con el fin de representar los principales efectos en la
cuenta de resultados consolidada del Grupo correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2009, incluyendo los efectos de las siguientes operaciones:
 adquisición del 60% del capital social de Endesa Cogeneración y Renovables S.L. (de aquí en adelante
“Ecyr” o “Grupo Ecyr”, en la actualidad Enel Green Power España), una sociedad controlada de forma
indirecta por Enel S.p.A. (de aquí en adelante, “Enel”) a través de Endesa Generación S.A. (de aquí en
adelante “Endesa”);
 recapitalización de la Sociedad, llevada a cabo el 17 de marzo de 2010 por importe de 3.700 millones de
euros (de aquí en adelante la “Recapitalización”).
Estas transacciones (de aquí en adelante en conjunto denominadas las “Operaciones”) se detallan en el
párrafo 3.
El Informe Consolidado Pro forma ha sido preparado para simular, de acuerdo a criterios de evaluación
coherentes con datos históricos y conformes a la legislación pertinente, los principales efectos de las
Operaciones sobre la cuenta de resultados consolidada de la Sociedad si estas hubieran ocurrido el 1 de enero
2009.
Cabe señalar, sin embargo, que la información contenida en el Informe Consolidado Pro forma representa,
como se indicó anteriormente, una simulación, proporcionada únicamente con fines ilustrativos, de los
posibles efectos que pudieran derivarse de las Operaciones. En concreto, ya que los datos pro forma se
realizan con carácter retroactivo para reflejar los efectos de operaciones sucesivas, pese a cumplir con las

513


normas generalmente aceptadas y el uso de supuestos razonables, existen limitaciones relacionadas con la
naturaleza de los datos pro forma. Por lo tanto, se afirma que si las Operaciones se hubieran producido de
hecho en las fechas supuestas, no se obtendrían los mismos resultados necesariamente que se muestran en el
Informe Consolidado Pro forma.
Por último, se indica que la Cuenta de Resultados Consolidada Pro forma, a continuación, no pretende de
ninguna manera representar una previsión de los resultados futuros del Grupo y no debe ser utilizada en ese
sentido.
El Informe Consolidado Pro forma debe leerse conjuntamente con las Cuentas Anuales Consolidadas del
Grupo correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, auditado por KPMG S.p.A., quien
emitió un informe sobre el mismo sin reservas el 15 de junio de 2010.

514

Sección I

2. Cuenta de Resultados Consolidada Pro forma
Detalle de la Cuenta de Resultados Consolidada Pro forma correspondiente al ejercicio anual terminado el 31
de diciembre de 2009, con la evidencia de los ajustes pro forma.
Cuenta de Ajustes pro forma Cuenta de
resultados Cuenta de Desconsolidación Reparto de Efecto resultados
consolidada resultados de Eufer la cuota de financiero consolidada
del Grupo consolidada resultado de las del Grupo
pro forma del Grupo operaciones
del Grupo Ecyr de
Ecyr pertenencia
a
minoritarios
(En millones de euros) (A) (B) (C) (D) (E) (F) = ∑(A : E)
Ingresos por ventas y servicios 1.733 297 (85) - - 1.945
Otros ingresos 44 7 (5) - - 46
Ingresos 1.777 304 (90) - - 1.991

Materias primas y bienes de consumo 206 50 (12) - - 244
Servicios 275 58 (16) - - 317
Costes del personal 172 14 (4) - - 182
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 416 118 (25) - - 509
Otros costes operativos 60 3 (3) - - 60
Costes derivados de trabajos internos (25) - - - - (25)
capitalizados
Costes 1.104 243 (60) - - 1.287

Ganancias netas de gestión del riesgo de 118 - - - - 118
Commodity

Resultado operativo 791 61 (30) - - 822
Ingresos financieros 26 5 - - - 31
Costes financiero (161) (53) 18 - 46 (150)
Resultado neto de sociedades por el 2 23 (2) - - 23
Resultados antes de impuestos 658 36 (14) - 46 726
Impuestos 219 5 (5) - 16 235
Resultado del período (Grupo y 439 31 (9) - 30 491
minoritarios)

Cuota de pertenencia del Grupo 418 25 (9) (11) 30 453
Cuota de pertenencia de minoritarios 21 6 - 11 - 38
Beneficio por acción (Euro) 0,35 - - - - 0,09

Se debe tener en cuenta que el beneficio por la acción pro forma se determinó considerando el número total
de acciones iguales a 5.000 millones, que representa el número total de acciones en circulación a lal del
presente documento, tras la revalorización del número de acciones y la recapitalización realizadas por la
Sociedad durante el primer semestre de 2010.

515


3. Descripción de las Operaciones
Como se muestra en el preámbulo de este documento, las Operaciones incluidas en los ajustes pro forma se
relacionan con la adquisición de Ecyr y la recapitalización de la Sociedad. Concretamente:
Adquisición de Ecyr
Adquisición de un 60% del capital social de Ecyr, una empresa indirectamente controlada por Enel, a través
de Endesa, que fue decidida por el Consejo de Administración el 22 de marzo de 2010. Esta adquisición se
realizó a través de:
i) La compra de una participación del 30% del capital social, a un precio de 326 millones de euros,
financiada en su totalidad mediante el uso de cuentas corrientes con Enel.
ii) La firma de un incremento de capital de por un total de 814 millones de euros, de los cuales 534
millones de euros a través del pago en efectivo y la porción restante mediante contribución de la
participación decontrol conjunto del 50% en el capital social de Enel Unión Fenosa Renovables, S.A.
(de aquí en adelante “Eufer”).
Como resultado de las citadas operaciones, la Sociedad, posee el 60% del capital social de Ecyr, mientras
que Endesa posee el 40% restante.
La adquisición en cuestión se configura como una operación bajo el control común y por tanto, como una
combinación de empresas en las que el comprador y la entidad adquirida (en las circunstancias
respectivamente la Sociedad y el Grupo Ecyr) son controlados por la misma entidad (Enel) antes y después
de la combinación, y que el control no es transitorio.
Recapitalización de la Sociedad
El 17 de marzo de 2010, como parte de la reorganización general de las fuentes renovables en España y
Portugal y para reforzar la estructura financiera del Grupo, el Consejo de Administración de Enel ha decidido
renunciar a una parte del crédito financiero con la Sociedad a través de la cuenta corriente intersocietaria por
un valor de 3.700 millones de euros. Dicha recapitalización se asignará a una reserva especial de patrimonio
neto de la Sociedad.
4. Notas explicativas a la Cuenta de Resultados Consolidada pro forma
4.1 Bases de presentación y principios de contabilidad utilizados
El Informe Consolidado Pro forma ha sido preparado de conformidad con la comunicación DEM/1052803
del CONSOB (comisión nacional para las sociedades y la Bolsa italiana) del 5 de julio de 2001, que regula la
metodología para la preparación de los datos pro forma. En concreto, la cuenta de resultados consolidada pro
forma se ha elaborado mediante la corrección de los datos históricos del Grupo, obtenidos de las Cuentas
Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 (“Datos
Históricos”), con el fin de simular los efectos económicos que podrían haber sido derivados de las
Operaciones en las Cuentas Anuales Consolidadas.
Las políticas contables adoptadas en la preparación del Informe Consolidado Pro forma, a menos que se
indique lo contrario, son las utilizadas en la preparación de las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, que ha sido preparado de conformidad
con los principios de contabilidad internacionales (Norma Internacional de Contabilidad – NIC y las
Normas Internacionales de Información Financiera, IFRS, por sus siglas en inglés) emitidas por el Consejo
de Normas Internacionales de Contabilidad – IASB, por sus siglas en inglés), reconocidas en la Unión
Europea en virtud del Reglamento (CE) nº 1606/2002 y en vigor la mismal, del Comité de Interpretaciones

516

Sección I

de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF) y el Comité Permanente de Interpretación
(SIC, por sus siglas en inglés) (el conjunto de todos los principios e interpretaciones de referencia
anteriormente mencionadas y de aquí en adelante definido como “IASB-UE), y las medidas adoptadas en
aplicación del párrafo 3 del art. 9 del Decreto Legislativo nº 38, de 28 de febrero de 2005.
Asimismo, se considera que toda la información en este documento está expresada en millones de euros, a
menos que se indique lo contrario.

4.2 Descripción de los ajustes pro forma en la preparación del Informe Consolidado Pro forma
Los siguientes comentarios son referentes a los ajustes pro forma realizadas en la preparación de la Cuenta
de Resultados Consolidada Pro forma mencionada anteriormente en el apartado 2 más arriba.
A) Cuenta de resultados consolidada del Grupo
La columna en cuestión representa la Cuenta de Resultados Consolidada correspondiente al ejercicio
terminado el 31 de diciembre 2009, según aparece en las Cuentas Anuales Consolidadas
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre 31 de 2009 y sujetas a una auditoría completa
por KPMG S.p.A.
B) Cuenta de Resultados Consolidada pro forma del Grupo Ecyr
La columna en cuestión representa la Cuenta de Resultados Consolidada pro forma del Grupo Ecyr
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre 2009, con el fin de simular los efectos
económicos que se derivarían de la adquisición del citado grupo, si se hubiera producido el 1 de enero de
2009. De hecho, con el fin de facilitar la lectura de las rectificaciones realizadas, se ha elaborado una
cuenta de resultados consolidada pro forma del Grupo Ecyr, reflejando los efectos de la operación que
han afectado al grupo en los primeros meses de 2010, descritos en el apartado 4.3, y la alineación de los
criterios utilizados para la preparación de las cuentas anuales consolidadas del Grupo Ecyr según los
principios contables del Grupo.
Dicha cuenta de resultados consolidada pro forma se muestra en el siguiente apartado 4.3.
C) Desconsolidación de Eufer
La columna en cuestión ilustra los efectos de la desconsolidación de la inversión de la Sociedad en Eufer,
como resultado de la contribución a Ecyr de las acciones en Eufer, en virtud del incremento de capital
mencionado en el apartado 3.
A raíz de esta contribución, Eufer viene adquirida en la Cuenta de Resultados Consolidada pro forma del
Grupo Ecyr (véase el comentario sobre las rectificaciones pro forma como se establece en el apartado
4.3, columna B.3).
D) Reparto de la cuota de resultado el Grupo Ecyr de pertenencia a minoritarios
La columna en cuestión refleja la cuota de resultado neto del ejercicio del Grupo Ecyr de minoritarios,
no atribuible al Grupo, que asciende al 40%.
E) Efecto financiero de las Operaciones
Como resultado de las Operaciones el endeudamiento financiero neto pro forma del Grupo, se reduce por
2.840 millones de euros. La columna en cuestión refleja, por lo tanto, el efecto de las Operaciones en los
costes financieros y los efectos tributarios relacionados. En concreto, el efecto sobre los costes

517


financieros se ha determinado utilizando el tasa de interés medio ponderado para el año 2009 aplicado a
la cuenta corriente pertenecientes a la sociedad controladora Enel, igual al 1,629%, mientras que el
efecto fiscal se calcula en base a la tasa aplicable a la Sociedad que es de 34% ( 27,5% alícuota IRES
(Impuesto de sociedades) y 6,5% alícuota adicional IRES (Impuesto sobre Sociedades).
Se precisa que la suscripción del incremento de capital de Ecyr en efectivo (534 millones de euros) ha
comportado, de hecho, un aumento del endeudamiento financiero neto pro forma del Grupo, ya que se ha
utilizado, junto con 10 millones de euros de efectivo, a la distribución de dividendos, como descripto en
el apartado 4.3, punto B.2.
Recapitalización (3.700)
Adquisición del 30% del Grupo Ecyr mediante el pago en efectivo 326
Subscripción del incremento de capital de Ecyr mediante el pago en efectivo 534

Efecto sobre el endeudamiento financiero neto del Grupo (cuenta corriente intersocietaria) (2.840)

Tasa de interés medio ponderado del año 2009 relativa a la cuenta corriente societaria 1,629%

Ajuste a los costes financieros 46

Alícuota impositiva 34%

Ajuste a los impuestos del ejercicio 16

Efectos sobre los resultados del año (Grupo y minoritarios) 30
Cuota de pertenencia al Grupo 30
Cuota de pertenencia de minoritarios -

4.3 Descripción de los ajustes pro forma relativos a la preparación de la Cuenta de Resultados
Consolidada pro forma del Grupo Ecyr
A continuación se describen las operaciones incluidas en los ajustes pro forma relativos a la Cuenta de
Resultados Consolidada pro forma del Grupo Ecyr:
Incremento de capital:
Incremento de Capital del Grupo Ecyr por un total de 814 millones de euros, de los cuales 534 millones de
euros son a través del pago en efectivo y el resto, que asciende a un importe de 280 millones de euros, a
través de la contribución de la participación bajo control conjunto del 50% del capital social de Eufer. A raíz
de esta suscripción, el porcentaje de participación de la Sociedad en el Grupo Ecyr se elevará al 60%.
Cesión de una parte significativa de los activos y pasivos del Grupo Ecyr a Acciona S.A.:
En virtud de los acuerdos existentes entre Enel, controladora de la Sociedad, y Acciona S.A. para la cesión
por parte de esta última a Enel de la cuota mencionada anteriormente del 25,01% del capital de Endesa, el
Grupo Ecyr ha cedido en cuatro fases, el 25 de junio, 31 de julio, 15 y 29 de diciembre de 2009, una parte
significativa de sus activos y pasivos a Acciona SA.

518

Sección I

La siguiente tabla muestra los ajustes pro forma en la preparación de la mencionada Cuenta de Resultados
Consolidada pro forma del Grupo Ecyr:
Cuenta de Ajustes pro forma Cuenta de
Resultados Cesión de Contribución Empresas de Efectos de Resultados
Consolidada determinados de Eufer en control la Consolidada pro
del Grupo activos y Ecyr conjunto asignación forma del
pasivos de consolidadas del precio Grupo Ecyr
Ecyr con el de compra
método
proporcional
(En millones de euros) (B1) (B2) (B3) (B4) (B5) (B6) =∑(B1 : B5)
Ingresos por ventas y servicios 292 (101) 85 21 - 297
Otros Ingresos 729 (727) 5 - - 7
Ingresos 1.021 (828) 90 21 - 304

Materias primas y bienes de consumo 33 (3) 12 8 - 50
Servicios 52 (13) 16 3 - 58
Costes del personal 11 (2) 4 1 - 14
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 151 (108) 25 3 47 118
Otros costes operativos - - 3 - - 3
Costes derivados de trabajos internos - - - - - -
capitalizados
Costes 247 (126) 60 15 47 243

Ganancias netas de gestión del riesgo de - - - - - -
Commodity

Resultado operativo 774 (702) 30 6 (47) 61
Ingresos financieros 10 (5) - - - 5
Costes financieros (48) 14 (18) (1) - (53)
Resultado neto de sociedades por el 24 - 2 (3) - 23
Resultados antes de impuestos 760 (693) 14 2 (47) 36
Impuestos 164 (151) 5 1 (14) 5
Resultado del ejercicio (Grupo y 596 (542) 9 1 (33) 31
minoritarios)

Cuota de pertenencia al Grupo 589 (542) 9 - (31) 25
Cuota de pertenencia de minoritarios 7 - - 1 (2) 6

B.1 Cuenta de Resultados Consolidada del Grupo Ecyr
La columna en cuestión representa la Cuenta de Resultados Consolidada del Grupo Ecyr
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, según se muestra en el paquete
informativo preparado para la consolidación del Grupo Ecyr en las cuentas anuales consolidadas de
Enel, y auditado en el ámbito de la auditoría de las cuentas anuales consolidadas del Grupo Enel
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre.
B.2 Cesión de determinados activos y pasivos del Grupo Ecyr
En esta columna se han representado los efectos económicos relacionados con los activos y pasivos
cedidos a Acciona S.A. e incluidos en la cuenta de resultados consolidada del Grupo Ecyr
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, así como la relativo plusvalía

519


obtenida por la cesión en cuestión y los efectos fiscales relacionados. Dichos ajustes se han
realizado con el propósito de simular los efectos de la operación de cesión en cuestión, como si esta
se hubiera producido el 1 de enero de 2009.
B.3 Contribución de Eufer en Ecyr
La columna en cuestión muestra los efectos relacionados con la contribución de Eufer en Ecyr en la
cuenta de resultados. De conformidad con las normas contables adoptadas por el Grupo, de hecho,
la cesión en cuestión, que como se mencionó anteriormente es parte de la combinación de empresas
bajo control común, se ha determinado atribuyendo a los activos y pasivos adquiridos los mismos
valores contables insertados en las cuentas anuales consolidadas de la controladora común Enel en
la fecha de la transferencia.
B.4 Empresas de control conjunto consolidadas con el método proporcional
Las empresas de control conjunto se consolidan en las cuentas anuales consolidadas de la Sociedad
y de Ecyr, respectivamente, con el método proporcional y con el método de participación. En esta
columna, por lo tanto se muestran los efectos relacionados con la aplicación del método
proporcional para la contabilización de las empresas de control conjunto propiedad del Grupo Ecyr,
con el fin de armonizar sus criterios contables.
B.5 Efectos de la asignación del precio de compra
La columna en cuestión refleja los efectos estimados sobre la Cuenta Resultados pro forma
relacionados con la asignación del precio de compra de los activos y pasivos adquiridos. En
concreto, de conformidad con los principios contables adoptados por el Grupo, los activos y
pasivos adquiridos se determinan en base a los mismos valores contables de las Cuentas Anuales
Consolidadas de la entidad controladora común Enel en la fecha de la transferencia. A tal fin cabe
señalar que la adquisición por el Grupo Enel del Grupo Endesa, del cual Ecyr es una sociedad
controlada, se completó el 25 de junio de 2009 y el proceso de asignación del precio de compra se
completó el 30 de junio 2010; Por lo tanto, en esta columna se reflejan los efectos económicos
relacionados con la asignación del precio de compra de los activos y pasivos adquiridos del Grupo
Ecyr.

520

Sección I

En la siguiente tabla se representa la cuenta de resultados consolidada pro-forma del Grupo Ecyr,
sin Eufer, correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009.
Ejercicio terminado a 31 de diciembre
de 2009
(En millones de euros) pro-forma
Total de Ingresos 214
Ganancias neta de gestión del riesgo de Commodity =
Costes:
Materias primas y de consumo 38
Servicios 42
Coste relativo al personal 10
Otros costes operativos -
Costes derivados de trabajos internos capitalizados -
Total 90
EBITDA 124
Amortizaciones y pérdidas por deterioro 93
Resultado operativo 31
Ingresos financieros 5
Costes financieros (35)
Resultado neto de sociedades por el método de participación 21
Resultados antes de impuestos 22
Impuestos -
Resultado del período (Grupo y minoritarios) 22

5. Información pro forma con respecto a la unidad de negocio
El Grupo opera a través de las siguientes unidades de negocio, tres relativas a la actividad principal de
producción de energías renovables en relación con determinadas zonas geográficas y una cuarta relativa a la
oferta a terceros de productos y servicios para la microgeneración de energía procedente de fuentes
renovables:
o Italia y Europa: que incluye la actividad del Grupo en Italia, Grecia, Francia, Bulgaria y Rumania.
o Norteamérica: que incluye la actividad del Grupo en Estados Unidos y Canadá.
o Península Ibérica y América Latina: que incluye la actividad del Grupo en España, Portugal,
México, Panamá, Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Costa Rica, Brasil y Chile.
o Enel.si: el Grupo también está presente, a través de la sociedad completamente bajo control Enel.si,
en el suministro de productos, servicios pre y postventa y soluciones integradas para la construcción
de plantas para la generación distribuida de energía (fotovoltaica, mini eólica, solares térmica,
geotérmica, etc.) y para el ahorro y la eficiencia energética en los usos finales, a través de una red de
tiendas franquiciadas compuesta, al 31 de diciembre de 2009, por 517 instaladores, tiendas y
comercios especializados, distribuidos por toda Italia.
Durante la preparación de las cuentas anuales consolidadas de la Sociedad, el Grupo Ecyr será incluido en la
unidad de negocio de la Península Ibérica y América Latina. Por lo tanto, las Operaciones tendrán un
impacto exclusivamente sobre esta unidad de negocio.

521


La siguiente tabla muestra, para cada unidad de negocio, los efectos de las Operaciones sobre algunos
indicadores de la cuenta de resultados consolidadas correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009:
(En millones de euros) Italia y Península Norteamérica Enel.si Total
Europa Ibérica y
Latinoamérica
Ingresos
Datos históricos 1.103 352 144 178 1.777
Ajustes pro forma (1) - 214 - - 214
Datos pro forma 1.103 566 144 178 1.991
Ganancias netas de gestión del riesgo de Commodity
Datos históricos 118 - - - 118
Ajustes pro forma (1) - - - - -
Datos pro forma 118 - - - 118

Ingresos totales, incluidos los efectos de gestión del riesgo de Commodity
Datos pro forma 1.221 566 144 178 2.109

EBITDA
Datos históricos 898 212 90 7 1.207
Datos pro forma 898 336 90 7 1.331

Resultado operativo
Datos históricos 581 155 49 6 791
Datos pro forma 581 186 49 6 822
(1) Grupo Ecyr sin Eufer

La siguiente tabla muestra, para cada unidad de negocio, los efectos de las Operaciones sobre las inversiones
brutas (antes de eventuales subvenciones) relativas al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009:
(En millones de euros) Italia y Península Ibérica Norteamérica Enel.si Total
Europa y Latinoamérica
Inversiones brutas
Datos históricos 453 254 36 1 744
Datos pro forma 453 388 36 1 878

Inversiones en participaciones
Datos históricos 11 - 39 - 50
Datos pro forma 11 60 39 - 110
Total de inversiones pro forma 464 448 75 1 988

Los ajustes pro forma relacionadas con las inversiones en las participaciones son relativas a ENEOP
(Portugal) por 49 millones de euros, a EE. Douro (Portugal) por 3 millones de euros y otras inversiones
menores en España por 8 millones de euros.

522

Sección I

La siguiente tabla muestra los efectos de la Operación en las inversiones brutas (antes de las eventuales
subvenciones), divididas por tecnología correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009:
(En millones de euros) Hidroeléctricas Geotérmicas Eólicas Otras Total de Activos Inversión total
propiedad, inmateriales (en cifras
plantas y brutas de las
equipos contribuciones)
Inversiones brutas
Datos históricos 123 195 400 14 732 12 744
Ajustes pro forma (1) - - 128 6 134 - 134
Datos pro forma 123 195 528 20 866 12 878

La siguiente tabla muestra los efectos de la Operación sobre el número de empleados del Grupo al 31 de
diciembre de 2009:
Italia y Península Ibérica y Norteamérica Enel.si Total
Europa Latinoamérica
Número de empleados
Datos pro forma 1.752 705 280 88 2.825

Al 31 de diciembre de 2009, después de los ajustes pro forma, el Grupo contaba con 2.825 empleados,
incluyendo 1.756 en Italia y 1.069 en el extranjero.
La siguiente tabla muestra los efectos de la Operación sobre algunos indicadores de la cuenta de de
resultados consolidada, en la unidad de negocio de la península Ibérica y América Latina, y en concreto de
España y Portugal relativos al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009:
España y Portugal Datos históricos Ajustes pro forma (1) Datos pro forma
Ingresos 90 214 304
EBITDA 56 124 180
Resultado operativo 30 31 61
Inversiones brutas 146 134 280

Los ajustes pro forma en relación a los fondos de riesgo y obligaciones ascendieron al 31 de diciembre de
2009 a 19 millones de euros, de los cuales 4,5 millones de euros son relativos a contenciosos de Ecyr.

523


En la siguiente tabla se representa la Capacidad instalada neta de Ecyr sin Eufer por tecnología a 31 de
diciembre de 2009.
A 31 de diciembre
(MW) 2009 (*)
Hidroeléctricas 29 3,4%
Energía Eólica 751 87,3%
Geotérmicas - 0,0%
Solares 12 1,5%
Otras 67 7,8%
Total Capacidad instalada neta 859 100,0%
(*) incidencia calculada con respecto al total

20.4 Posición fiscal
Con respecto a las empresas del Grupo que considere pertinentes, teniendo en cuenta la importancia de las
posiciones fiscales y afines, se expone la siguiente información.
Impuesto Robin
Enel Green Power está sujeta al impuesto adicional del IRES del 6,5%, el así llamado “Impuesto Robin”
(5,5% para el ejercicio de 2008) previsto para individuos – con ingresos de más de 25 millones de euros en el
ejercicio anterior – que operan, entre otros, en el sector de la producción o comercialización de electricidad.
La Compañía está sujeta a un tipo impositivo del IRES (Impuesto de Sociedades) del 34% en general (tipo
impositivo normal del 27,5% más la tasa impositiva adicional del 6,5%). El Impuesto Robin es una exención
de impuestos para aquellos que producen electricidad mediante el uso predominante de la biomasa y la
energía solar-fotovoltaica y eólica. Debido a que Enel Green Power genera electricidad principalmente a
través de plantas hidroeléctricas y geotérmicas, no puede acogerse a esta exención.
Consolidación a nivel nacional
Enel Green Power ha participado en la consolidación fiscal a nivel nacional de la controladora Enel
(sociedad consolidante) para el año fiscal 2008 (año de constitución de la Sociedad tras la escisión de Enel
Produzione S.p.A., que también forma parte de la consolidada) y 2009, el año de renovación del mismo. Por
estos años, la Sociedad transfirió a la base imponible consolidada y a los Resultados del Resultado Bruto de
Explotación de conformidad con el artículo 0.96, c.7 del TUIR (Ley de impuestos sobre la renta
consolidada).
Enel Green Power ha optado por renovar la opción de consolidación para el trienio 2010 - 2012.
Pérdidas fiscales
ENA tiene pérdidas fiscales de aproximadamente 37,3 millones de euros (al tipo de cambio a 31 de
diciembre de 2009), de los cuales 27,9 millones de euros son hasta 2029 y los restantes 9,4 millones de euros
hasta 2028.
Enel Energía do Brasil LTDA tiene pérdidas fiscales trasladadas indefinidamente por aproximadamente 28,6
millones de euros (al tipo de cambio a 31 de diciembre de 2009). Estas pérdidas pueden ser utilizadas para
compensar el 30% de la renta imponible de cada año.

524

Sección I

Régimen de “Lucro Presumido” en Brasil
Alvorada Energia S.A., Apiacas Energia S.A., Isami Ikeda Energia S.A., Socibe Energia S.A., Primavera
Energia S.A., Quatiara Energia S.A. y Vale Energetica S.A. – sociedad brasileña controlada por Enel Brasil
Partecipacoes LTDA – se han unido al régimen fiscal del “lucro presumido”, que incluye un impuesto sobre
la renta a un tipo fijo. Si cualquiera de estas sociedades excede el límite de 48 millones de reales brasileños
(aproximadamente 19,2 millones de euros) en ganancias anuales, decaería inmediatamente por el mismo
régimen que facilita y sus ingresos estarían sujetos a impuestos de conformidad con el método ordinario.
Créditos fiscales a la producción en EE.UU.
ENA es elegible para obtener créditos fiscales a la producción, que conceden créditos de impuestos en
proporción a la cantidad de electricidad derivada de la energía eólica producida y vendida. Al no tener
suficiente base imponible, ENA es incapaz de extraer el máximo provecho de la utilización de tales créditos,
aunque sea indirectamente mediante el aprovechamiento de los acuerdos de asociaciones fiscales que se
mencionan a continuación.
Las “asociaciones fiscales” en los EE.UU.
Las asociaciones fiscales están contempladas por las leyes de impuestos de los EE.UU. que permiten asignar
a las entidades fuera del Grupo (los inversores en equidad fiscal), con sujeción a ciertas condiciones y en
contextos específicos en virtud de la legislación pertinente, los Resultados fiscales reconocidos en Estados
Unidos a empresas que producen energía a partir de fuentes renovables.
ENA cuenta actualmente con dos asociaciones fiscales con diferentes instituciones financieras para financiar
los proyectos “Snyder”, “Smoky Hill I” y “Smoky Hill II”, en relación con los parques eólicos instalados en
Kansas y Texas. A través de estas operaciones ENA ha obtenido aportes de capital por parte de los inversores
financieros, tras la transferencia a estos últimos de los créditos fiscales a la producción asociados a la
generación de energía eólica y las pérdidas fiscales acumuladas.
Deducción por reinversión de Resultados no corrientes en España
Ecyr (actualmente Enel Green Power España) recibió para el año 2009 una deducción igual al 12% de los
Resultados no corrientes derivados de la cesión – en su mayoría a favor de Acciona – en activos materiales,
inmateriales y financieros reinvertidos en activos similares. En concreto, Ecyr se ha beneficiado de un
crédito fiscal por importe de 60 millones de euros.

20.5 Política de dividendos
Enel Green Power nunca ha distribuido dividendos; la asamblea del Emisor ha, de hecho, decidido distribuir
los Resultados conseguidos en los ejercicios de 2008 y 2009 en la entrada de patrimonio neto “Resultados a
cuenta nueva”. No resultan indicadas restricciones en cuanto a la distribución de dividendos.
La Sociedad tiene la intención de perseguir una política de dividendos que pueda colocarse en la parte alta de
la escala adoptada por las sociedades comparables que operan en dicho sector y en cualquier caso con un
pago de dividendos no inferior al 30%..

525


20.6 Procedimientos judiciales y arbitrales
En el curso ordinario de los negocios, el Grupo está involucrado en numerosos procedimientos judiciales
civiles y administrativos, de forma activa y pasiva, y en algunos arbitrajes.
Enel Green Power ha establecido un fondo para obligaciones litigiosas en su propio balance consolidado
destinado a cubrir, entre otras , las responsabilidades que puedan surgir, de acuerdo a las instrucciones de
abogados internos y externos, de las disputas judiciales y otros contenciosos en curso. Al 30 de junio de
2010, ese fondo, equivalía a 25 millones de euros. Conforme a los principios contables de referencia, el
fondo contencioso legal cubre únicamente aquellos pasivos considerados probables y razonablemente
cuantificables. La exposición máxima estimada para el riesgo de sucumbencia del Grupo con respecto al
procedimiento contencioso que se indica a continuación es de aproximadamente 13 millones de euros para
los cuales se efectuó la correspondiente provisión al fondo contencioso legal.
Además, con referencia a los contenciosos legales cuyo veredicto negativo se considera posible, se precisa
que la estimación de los efectos financieros totales equivale a 6 millones de euros.
Bajo la escisión parcial de Enel Produzione en favor de Enel Green Power, el acuerdo de la escisión de fecha
27 de noviembre de 2008 (el “Acuerdo de Ecisión”) establece que cualquier activo o pasivo contingente que
aparezca después de la fecha de entrada en vigor de la escisión (1 de diciembre de 2008), respectivamente, en
favor o a cargo de Enel Green Power si están relacionados con el negocio objeto de la escisión y los
elementos patrimoniales relativos y relaciones jurídicas (exceptuando las únicas obligaciones contingentes
derivadas de las relaciones inherentes a tasas de concesiones debidas y no pagadas a la fecha de entrada en
vigor de la escisión, no mencionados en el proyecto de escisión que quedará en manos de Enel Produzione,
ver Sección I, Capítulo V, Párrafo 5.1.5).
En cualquier caso, Enel Green Power no cree que los pasivos relacionados con el resultado de los litigios
pendientes podrían tener un impacto significativo en la situación económico-patrimonial y financiera del
Grupo.
A continuación se presenta una descripción de los principales casos de los que el Grupo es parte o en los
cuales Enel Green Power es el sucesor por efecto del Acuerdo de Escisión.
Contencioso Carlo Gavazzi Green Power S.p.A.
En octubre de 2009, Carlo Gavazzi Green Power S.p.A. demandó ante el Tribunal de Roma, a Enel Green
Power, argumentando que el nombre de “ENEL GREEN POWER” violaba sus derechos a la prioridad
exclusiva sobre su propia denominación social “Carlo GAVAZZI GREEN POWER” y sobre la propia marca
“GREEN POWER”, registrada como marca nacional. La sociedad Carlo Gavazzi Green Power S.p.A.
también ha pedido una compensación por los daños alegados, a determinarse durante el procedimiento en
curso.
Enel Green Power se presentó ante el tribunal en diciembre de 2009, junto con Enel (esta última, en calidad
de interviniente tercero voluntario) pronunciándose en resumen sobre:
(i) la nulidad de la marca “GREEN POWER” en base a su carácter general y descriptivo (la expresión
GREEN POWER es de hecho el término comúnmente utilizado para referirse a la “energía verde”) y,
por tanto, su incapacidad para formar una marca válida apta para distinguir los productos y servicios
relacionados con las energías renovables;
(ii) subsidiariamente, la anulación por la vulgarización de dicha marca, citada por Carlo Gavazzi;

526

Sección I

(iii) como alternativasubsidiaria ulterior, la inexistencia de infracción de dicha marca por parte de Enel
Green Power (y de Enel), entre otras cosas, por la ausencia de un riesgo de confusión con el signo de
la otra parte (signo distintivo débil);
(iv) en todo caso, la sentencia confirma – de manera incontestable – la marca “ENEL GREEN POWER”
presentada por Enel el 7 de febrero de 2002, registrada el 24 de abril de 2002, y autorizada a la
misma sociedad Enel Green Power.
En virtud de lo anterior, Enel Green Power y Enel han solicitado que todas las demandas de la otra parte sean
desestimadas, y el establecimiento y la declaración del cumplimiento de la mencionada marca “ENEL
GREEN POWER” de Enel y, entre por otro lado, en vía de reconvención , la evaluación y declaración de
nulidad de la marca “GREEN POWER” de la otra parte o, con carácter subsidiario su caducidad. El 29 de
enero de 2010, se llevó a cabo la primera audiencia y se encuentra en la fase de instrucción. El caso fue
reenviado a la audiencia el 12 de mayo de 2010, durante la cual se ha fijado a la fecha de la próxima
audiencia para el 31 de diciembre 2012.
En el curso normal del juicio, Carlo Gavazzi Green Power, a la vista del supuesto perjuicio que podría haber
derivado de la admisión a la negociación de las Acciones de la Sociedad, ha presentado un recurso
solicitando que emita una medida cautelar con el fin de evitar que Enel Green Power utilice la marca y el
nombre “Green Power”. El Tribunal de Roma, por resolución presentada el 19 de mayo 2010, ha aceptado la
defensa de Enel sobre a) periculum in mora ya que la cotización de las acciones del Emisor por sí sola no
puede de ninguna manera contribuir a aumentar el conocimiento del signo distintivo Enel Green Power “ y b)
fumus boni juris la presunción que el signo “green power “se ha considerado una expresión distintiva con
poco poder en el sector de la energía, dando lugar a una marca débil. Carlo Gavazzi Green Power interpuso
una apelación contra dicha orden y, después de la audiencia, que se celebró el 9 de julio de 2010, el Tribunal
de Roma, por orden presentada el 23 de julio 2010 desestimó la apelación. En particular, el Tribunal de
Roma ha decidido que las dos marcas son inconfundibles, teniendo en cuenta los elementos de diferenciación
que se encuentran en los nombres de las diferentes empresas, en los gráficos y color de la marca Enel Green
Power y la coexistencia de la marca de Enel, con la auto-resonancia y el poder evocador y por lo tanto capaz
por sí misma para impedir cualquier posibilidad de confusión entre la actividad de Carlo Gavazzi Green
Power y la del Emisor.
Contenciosos relacionados con las emisiones de las plantas de energía geotérmica de la Sociedad en los
Municipios de Pian Castagniaio y limítrofes (la así llamada área Amiata)
Mediante varias citaciones, los residentes en los municipios de Pian Castagniaio y limítrofes (la así llamada
área Amiata) han mostrado su malestar por los diversos daños sufridos debido a las emisiones de las plantas
de energía geotérmica de la Sociedad ubicadas en la zona. Los contenciosos son los siguientes:
(i) Contencioso Sbrolli /Pistone contra Enel Green Power
Mediante citación en noviembre de 2002, los señores Sbrolli / Pistone han interpuesto una demanda contra la
entonces Enel Green Power (que fue sustituida primero por Enel Produzione y más tarde, como resultado del
Acuerdo de Escisión, por el Emisor) ante el Tribunal de Montepulciano por presuntos daños a la salud
debido a las supuestas emisiones nocivas a la atmósfera de las plantas de energía geotérmica, solicitando
además el cierre de dichas centrales propiedad de Enel Green Power.
Mediante resolución de 26 de febrero de 2007, Enel Green Power fue condenada a pagar un total de
aproximadamente 300.000 euros. A la Fecha del Folleto, el veredicto se encontraba en fase de apelación

527


(recurso de apelación interpuesto por Enel Green Power) ante el Tribunal de Apelación de Florencia. La
próxima audiencia ha sido fijada para el 2 de noviembre 2011.
(ii) Contencioso Perini / Giglioni contra Enel Produzione Green Power
Mediante citación en julio de 2003, los señores Perini y Giglioni interpusieron una demanda contra la
entonces Enel Green Power (que primero fue sustituida por Enel Produzione y más tarde, como resultado del
Acuerdo de Escisión, por el Emisor) ante el Tribunal de Montepulciano por supuestos daños a la salud
debido a las presuntas emisiones nocivas a la atmósfera de las plantas de energía geotérmica solicitando
Mediante resolución de 5 de marzo de 2010, el Tribunal de Montepulciano, declaró, aceptando la defensa de
Enel Green Power, la jurisdicción administrativa en los procedimientos promovidos por Perini / Giglioni.
Los Sres. Perini y Giglioni han notificado el 13 de abril 2010 haber interpuesto un recurso de apelación
contra la resolución de 5 de marzo de 2010, el Emisor se ha personado en términos legales ante el Tribunal
de Apelación de Florencia. La próxima audiencia está fijada para el 13 de junio 2013.
(iii) Contenzioso Benanchi / Fè contra Enel Green Power
Mediante citación en septiembre de 2003, los señores Benanchi / Fè interpusieron una demanda contra la
entonces Enel Green Power (que fue sustituida primero por Enel Produzione y más tarde, como resultado del
Acuerdo de Escisión, por el Emisor) ante el Tribunal de Montepulciano por supuestos daños a la salud
debidos a las presuntas emisiones nocivas a la atmósfera de las plantas de energía geotérmica solicitando
Mediante resolución de 5 de marzo de 2010, el Tribunal de Montepulciano, declaró, aceptando la defensa de
Enel Green Power, la competencia de la jurisdicción administrativa en un procedimiento promovido por
Benanchi / Fè.
El Sr. y la Sra. Benanchi / Fè informaron que el 13 de abril 2010 interpusieron un recurso de apelación contra
la resolución de 5 de marzo de 2010, y el Emisor ha procedido según los términos de la ley del Tribunal de
Apelación de Florencia. La próxima audiencia está fijada para el 14 de noviembre de 2012.
(iv) Contencioso Maria Grazia Sacchi y otros contra Enel Produzione
Mediante citación en julio de 2007, Maria Grazia Sacchi y otros interpusieron una demanda contra Enel
Produzione (a la cual sustituyó, como resultado del Acuerdo de Escisión, el Emisor) ante el Tribunal de
Montepulciano por presuntos daños a la salud debidos a las supuestas emisiones nocivas a la atmósfera de las
plantas de energía geotérmica.
A la Fecha del Folleto el informe pericial estaba en curso.
La próxima audiencia fue fijada por el Tribunal para el 17 de enero 2012 para permitir la realización de las
operaciones periciales.
(v) Contencioso Bellini Carinne y otros contra Enel Produzione
Mediante citación en enero de 2008, Bellini Carinne y otros interpusieron una demanda contra Enel
A la Fecha del Folleto el informe pericial estaba en curso.

528

Sección I

(vi) Contencioso Laura Daniela Nocci y otros contra Enel Produzione
Mediante citación en marzo de 2008, Laura Daniela Nocci y otros interpusieron una demanda contra Enel
A la Fecha del Folleto estaba en curso el informe pericial.
Los contenciosos relativos al Memorando de Entendimiento entre Enel y la Región de Cerdeña y el
Memorando de Entendimiento entre Enel y la región del Piamonte
A) Memorando de acuerdo Enel – Región de Cerdeña
Geopower Sardegna S.r.l., Solvay Chimica Italia S.p.A., Asja Biz e Italian Green Power S.p.A han
interpuesto un recurso judicial, con diferentes demandas, ante el TAR Lazio contra la Regione Antonoma
Sardegna, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato y contra Enel, Enel Produzione S.p.A. (cuya
división empresarial inherente a la actividad de generación de energia procedente de fuentes de energía
renovables se ha transferido a la Sociedad por efecto de la escisión de 2008), Enel Trade S.p.A., Enel
Distribuzione S.p.A. (“Enel Produzione”) y Dalmazia Trieste S.r.l. (“Dalmazia”) solicitando la anulación o la
declaración de nulidad del memorando de acuerdo suscrito entre Enel y la Región de Cerdeña con fecha del
5 de julio de 2007, cuyo dictamen favorable fue publicado por el Antitrust con fecha del 15 de mayo de
2007, así como la deliberación de la Giunta della Regione Sardegna núm. 27/50 del 17/7/2007, además de
solicitar la indemnización por el perjuicio y, de forma cautelar, la suspensión de los actos y medidas
apeladas. En particular, el memorando entre Enel y la Región de Cerdeña prevé, en resumen, la emisión de
autorizaciones por parte de la Región a favor de Enel para la instalación de 160 MW eólicos, frente a la
cesión de algunos activos de Enel Produzione y Dalmazia y del suministro de cantidades de energía eléctrica
a precios competitivos a empresas de energía sardas de importancia estratégica que operan en la isla.
Los demandantes han alegado, entre otras cosas, vicos relacionados con el memorando, la aceptación del
Antitrust y la resolución de la Giunta. La indemnización del perjuicio, de momento, no se ha cuantificado.
En particular, por lo que respecta al memorando entre Enel y la Región de Cerdeña, según los demandantes,
el mismo (i) vulneraría el principio de la libre competencia de la normativa europea, sin que le hubiera
precedido ninguna medida dirigida a seleccionar al mejor contrayente, (ii) permitiría a Enel la ampliación de
su exclusiva presencia en el mercado en una determinada zona y se opondría al art. 86 del Tratado de la CE,
(iii) vulneraría el art. 6 de la Directiva 2003/54/CE que establece que “para la construcción de nuevas plantas
de generación los Estados miembros aprobarán un procedimiento de autorización informada con criterios de
objetividad, transparencia y no discriminación”, (iv) vulneraría la normativa en el ámbito de ayudas de
Estado, la deliberación de la AEEG Nº 247/04, así como las normas de la constitución y en la normativa
comunitaria en materia, entre otras, el procedimiento de contratación pública. Además, el memorando
constituiría, según los demandantes, un exceso de poder por desviación, motivación irracional, deficiencia de
instrucción y de motivación, injusticia manifiesta y diferencia de trato.

529


Mediante sentencias del TAR Lazio con fecha del 5 de marzo de 2009 se han rechazado las apelaciones de
Geopower Sardegna S.r.l, Solvay Chimica Italia S.p.A., Asja Biz e Italian Green Power S.p.A. A la Fecha del
Folleto dichas sentencias no son firmes.
La sociedad Geotech Energy System ha recurrido del mismo modo al TAR de Cerdeña. A la Fecha del
Folleto, todavía no se había fijado la vista de la causa.
B) Memorando de acuerdo Enel –Región de Piamonte
En abril de 2009, Assistal- Associazione Nazionale Costruttori di Impianti, Società Umberto Cattaneo
Engineering S.r.l., Società Nuovi Sistemi Termotecnici S.p.A., demandaron ante el TAR Piamonte, a la
Región de Piamonte y a Enel solicitando la anulación del memorando de acuerdo, suscrito con fecha del 25
de julio de 2008 entre Enel y la Región de Piamonte, así como la deliberación de la Giunta Della Regione
Piemonte del 21 de julio de 2008. En particular, el memorando —que dura hasta el 31 de diciembre de
2012— se dirige a la cooperación en el desarrollo en el sector de la producción de energía de fuentes de
energías renovables y tiene por objeto el diseño y la realización de plantas de energía eólica en el territorio
regional con el objetivo de crear plantas con una potencia instalada de 150 MW, y el estudio, diseño y
realización de plantas fotovoltaicas en territorio regional con el objetivo de crear plantas con una potencia
instalada de 120 MW.
Los demandantes alegaron vicios relacionados con el memorando, con referencia especial a la vulneración
del principio de la libre competencia en la normativa comunitaria, sin que le hubiera precedido ninguna
medida dirigida a seleccionar al mejor contratista, sin realizar ninguna ponderación competencial con los
otros operadores del sector. Además, a juicio de los demandantes, el memorando permitiría a Enel la
ampliación de su presencia exclusiva en el mercado en una zona determinada y se opondría a los artículos
221 y 222 del Decreto Legislativo del 12 abril de 2006, Nº 163 (denominado “Código de los Contratos”) que
dispone que “los entes adjudicatarios pueden encomendar, mediante procedimientos negociados no
precedidos de convocatoria de licitación, los contratos basados en un Acuerdo marco sólo si han adjudicado
tal Acuerdo marco de conformidad con la parte presente. Los entes adjudicatarios no pueden recurrir a los
Acuerdos marco de forma abusiva, para obstaculizar, limitar o falsear a la competencia”.
Además, los demandantes alegaron que el memorando se opone al (i) art. 2, apartado 172 de la Ley de
Finanzas Italiana de 2008, desde el siguiente punto de vista: “con acuerdos del programa el Ministero dello
Sviluppo Economico u otros ministerios implicados y las regiones promueven el desarrollo de las empresas y
de las actividades para la producción de plantas y equipamientos y medidas para las fuentes de energía
renovables y la eficiencia energética, con especial atención a las pequeñas y medianas empresas… (omisión
de texto). “y con (ii) el art. 97 de la Constitución y la vulneración del principio de la transparencia por lo que
respecta a la parte del memorando inherente a la cláusula de confidencialidad entre Enel y la Región que, a
priori, excluiría la implicación competencial de otros operadores del sector de las energías renovables.
Además, el memorando constituiría, según los demandantes, un exceso de poder por desviación, motivación
irracional, deficiencia de instrucción y de motivación, injusticia manifiesta y diferencia de trato.
A la Fecha del Folleto, no se ha fijado ninguna vista.
Contencioso Ferrocemento S.p.A.
En febrero de 1997, Enel se personó ante el Tribunal de Verbania a causa de la injustificada suspensión de las
obras por parte de la asociación temporal de empresas que encabezaba como mandataria la sociedad
Ferrocemento S.p.A. (ahora Società Condotte d’Acqua). Dichas obras eran consecuencia de un contrato de
trabajo de 1992 que tenía como objeto la realización de una galería de derivación vinculada a la planta

530

Sección I

hidroeléctrica de Varzo II (VB). En particular, Enel iniciaba el proceso formulando una solicitud de
indemnización por perjuicios por valor de alrededor de 15 millones de euros y Ferrocemento formulaba una
contrademanda por supuestos perjuicios inherentes a mayores cargas y a la pérdida de ingresos, cuyo valor
exponían que ascendía a un importe también de 15 millones de euros. Enel Produzione intervino en el juicio,
de conformidad con el art. 111 del c.p.c, en calidad de cesionaria de la división empresarial y del juicio de
quo. En enero de 2001, el Tribunal de Verbania rechazó la solicitud de reconvención de Ferrocemento
disponiendo, además, el rechazo a la solicitud de indemnización por perjuicios presentada por Enel.
Società Condotte d’Acqua S.p.A. (sucesora de Ferrocemento) apeló la sentencia en marzo de 2002, ante la
Corte d’Appello de Turín, volviendo a proponer las mismas solicitudes formuladas en primera instancia y
Enel Produzione proponía una apelación incidental. De resultas del recurso de apelación, en diciembre de
2004, la Corte di Appello de Turín atribuía a Ferrocemento una cantidad total de alrededor de 420 millones
de liras (cifra equivalente a 216.992,34 euros) y, mediante sentencia interlocutoria, rechazaba la apelación de
Ferrocemento referente a la comprobación del incumplimiento de Enel y la solicitud de Enel con respecto a
la indemnización por perjuicios. En septiembre de 2006, Enel Produzione apelaba dichas sentencias
mediante adhesión a la casación. A la Fecha del Folleto, todavía no se había fijado una vista en casación.
Contencioso con CO.GE.SY. S.p.A.
En febrero de 1997, la sociedad CO.GE.SY. S.p.A., sociedad anónima de trabajo temporal por cuenta de
Enel, con ocasión de un contrato de trabajo formalizado en 1991 para las obras de restauración de la central y
para las obras de restitución de la central de Arci-Tivoli – demandaba ante el Tribunal de Roma a la propia
Enel para la obtención de 3.023 millones de liras además de los 231 millones por intereses, así como la
devolución de 819 millones de liras como importe detentado a causa de la quiebra de Edile Triveneta S.p.A.
(empresa transformadora que forma parte de la asociación temporal de empresas).
Enel comparecía impugnando las solicitudes de la parte demandante y proponiendo solicitud de
reconvención por 162 millones de liras (por perjuicios ocasionados a causa del retraso en el envío de las
partidas de trabajo).
El Tribunal de Roma, en enero de 2003, condenaba a Enel al pago de un importe de 782.498 euros. La
sentencia del Tribunal de Roma fue apelada por Enel Produzione (por cuenta propia y como mandataria de
Enel) y, en segunda instancia, la Corte di Appello de Roma aceptó parcialmente las argumentaciones de Enel
Produzione en noviembre de 2006, reduciendo el importe condenatorio a 112.648,84 euros. Por último esta
sentencia fue apelada mediante recurso de casación por parte de CO.GE.SY. en enero de 2008 y con
contrarrecurso adhesivo por parte de Enel notificado en febrero de 2008. A la Fecha del Folleto, todavía no
se había fijado una vista de casación.
Contencioso con los Eredi Pignatelli
En 1999, Maria Francesca Sciascia, Luigi y Stefania Pignatelli de Cerchiara, como herederos de Pignatelli,
demandaban a Enel volviendo a pedir la indemnización por perjuicios por la muerte de Gilberto y Derio
Pignatelli, ocurrida en noviembre de 1990 en el transcurso de una cacería en el territorio del Comune di
Veiano tras la aspiración venenosa de anhídrido sulfúrico.
En el marco del caso, en un primer momento se dio inicio a un juicio penal a cargo del representante jurídico
de la empresa faunístio-cinegética, así como del Alcalde de Veiano y del guarda del coto de caza. Este juicio
concluyó con la absolución de los imputados por parte de la Corte di Appello de Roma.
Después, los demandantes iniciaron un juicio penal en el año 2000 ante el Comune di Veiano, el Alcalde de
Veiano, la Agencia faunístico-cinegética “Veiano”, el guardabosques Mario Castori, la región del Lazio, los

531


Ministeri dell’Industria, dell’Artigianato, e del Commercio e dei Lavori Pubblici, atribuyendo a los
demandados la responsabilidad según los arts. 2043 del c.c., 2051 del c.c. y 2050 del c.c., a los que imputan
la indemnización por perjuicios sufridos por parte de los familiares difuntos y volviendo a solicitar la
liquidación de un supuesto perjuicio de alrededor de 5,4 millones de euros más intereses. El Comune di
Veiano y el Alcalde Luigi Romiti demandaban en septiembre de 2000 a Enel (a la cual sucedió Enel
Produzione) y a Agip, alegando la falta de legitimización pasiva del Comune y del Alcalde y que la zona
formaba parte de un zona de actividades mineras que había sido desarrollada por Enel y Agip.
Mediante sentencia de 2005, el Tribunal de Roma rechazaba las solicitudes de los demandantes, sin
reconocer posibilidad alguna de responsabilidad en los demandados, ni según el art. 2043 del c-c. ni según
los arts. 2050 y 2051 del c.c. La sentencia fue apelada por los herederos de Pignatelli volviendo a solicitar la
condena también de Enel por la indemnización de los perjuicios sufridos por las partes demandantes.
Enel Produzione, como sucesor de Enel, presentó una demanda con medidas provisionales en julio de 2006
apelando en conjunto a todo aquello resuelto por las partes demandantes en el acto respectivo y proponiendo
previamente una apelación adhesiva contraria hacia aquellas partes de la sentencia que no reconocían la
prescripción del derecho y de la acción encaminada a solicitar la indemnización por perjuicios contra Enel, la
falta de legitimación pasiva de Enel en el juicio, además de la inadmisibilidad de la solicitud en virtud del
juicio penal, que se formó según y por los efectos de los arts. 652 y 654 del c.p.p.
A la Fecha del Folleto, la causa se encuentra en Tribunal Superior de Roma.
Contencioso con Enrico Maria Battisti
En febrero de 2002, el señor Battisti citó a Enel ante el Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche de Roma
para ser indemnizado (unos 1,3 millones de euros) por los daños sufridos en su propiedad inmobiliaria a
causa de las continuas inundaciones y desbordamientos del Tíber causados por la actividad de la planta
hidroeléctrica de Enel sita en el municipio de Gallese in Teverina desde 1969, atribuidos por la falta de
manutención de la presa, así como por efectuar, a cargo de la parte demandada, obras de consolidación en las
orillas del mismo canal de derivación.
En el juicio compareció Enel Produzione, por su cuenta y como sucesora a título particular de Enel, y con
sentencia emitida en mayo de 2006, el Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche de Roma reconoció a
favor del Sr. Battisti el importe en euros 116.357,503, además de los intereses y las costas judiciales.
La sentencia fue apelada por ambas partes en octubre de 2006 ante el Tribunale Superiore delle Acque
Pubbliche. En el transcurso del juicio de segunda instancia, cuya resolución estaba pendiente aún a la Fecha
del Folleto, se recurrió a un nuevo dictamen pericial, que evaluó el perjuicio total en unos 276.000 euros (lo
que suponía un incremento respecto a los 116.357,503 euros liquidados en primera instancia). En la vista del
10 de marzo de 2010 se precisaron las conclusiones y, tras la vista del 7 de julio de 2010, se produjo el
pronunciamiento sobre la causa.
Arbitraje LaGeo
En octubre de 2008, Enel Produzione comenzó un procedimiento arbitral, según las normas de la Cámara de
Comercio Internacional de París, contra la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (“CEL”),
totalmente controlada por la República de El Salvador, e Inversiones Energéticas S.A. de C.V. (“INE”),
totalmente controlada por CEL, para hacer valer su incumplimiento de algunas disposiciones incluidas en el
pacto parasocial formalizado entre Enel Produzione e INE el 4 de junio de 2002, teniendo como objeto la
gestión de la sociedad LaGeo.

532

Sección I

En particular, dicho pacto parasocial, formalizado con motivo de las privatizaciones del sector eléctrico por
parte de El Salvador, preveía el derecho de Enel Produzione (a la cual Enel Green sucedió mediante el
Acuerdo de Escisión de 2008) para poder financiar las inversiones de LaGeo impugnando con aumento de
capital los pagos efectuados. Además, el mismo pacto preveía la obligación de LaGeo de distribuir
completamente los resultados de la sociedad.
Tras haber observado el pacto en las primeras fases de realización de las centrales geotérmicas en El
Salvador que llevó la participación de Enel Produzione de LaGeo hasta el 36,20%, LaGeo ya no ha permitido
a Enel Produzione (y después a Enel Green Power) financiar las inversiones determinadas y, en
consecuencia, suscribir eventuales aumentos de capital.
Por lo tanto, Enel Produzione ha solicitado al Comité de Arbitraje que condenara a INE y a CEL para (i) que
cumpliera específicamente las obligaciones previstas en el pacto, con la distribución de los resultados netos
como dividendos, permitiendo financiar, así, las inversiones en LaGeo y suscribir el correspondiente
aumento de capital, además de la indemnización por perjuicios por valor de 30 millones de Dólares,
contando los intereses, las tasas y las costas legales o, de forma alternativa, (ii) que indemnizara los daños
cuantificados en 264,2 millones de Dólares además de los intereses, tasas y costas judiciales.
En el transcurso del juicio, INE ha comparecido solicitando la exclusión de CEL y una indemnización por
perjuicios a cargo de Enel Green Power por un valor total de 100,3 millones de Dólares por los supuestos
perjuicios provocados a causa de la mala ejecución de las obras realizadas hasta la fecha de la solicitud frente
a las inversiones realizadas hasta aquel momento por el Grupo Enel.
Terminada la fase de instrucción, en enero de 2010, el Comité de Arbitraje celebró las vistas orales finales la
última semana de febrero y la primera de marzo de 2010 en Panamá. Los escritos de réplica finales de las
partes se depositaron el 22 de mayo de 2010 y el laudo está previsto para el mes de diciembre de 2010. En
caso de decisión favorable, dicho laudo se ejecutará según las normas para la deliberación de las sentencias
del Estado de El Salvador
Contencioso Energía XXI Energías Renováveis y Consultoria limitada contra Ecyr
Existen dos contenciosos pendientes iniciados por la sociedad portuguesa Energía XXI Energías Renováveis
y Consultoria Limitada contra Ecyr (hoy Enel Green Power España) por supuestos perjuicios derivados de la
resolución anticipada de un contrato de agencia en exclusiva para la venta de aerogeneradores a parques
eólicos en Portugal y Brasil.
El primero es un procedimiento arbitral iniciado en 1999, cuyo laudo data del 21 de noviembre de 2000. El
Comité de Arbitraje consideró indebida la resolución del contrato por parte de Ecyr y lo condenó al pago de
alrededor de 50.000 euros en concepto de comisiones mensuales del contrato de agencia desde julio de 1999
a octubre de 2000, así como a una pérdida de ganancias en relación con la celebración de contratos para al
menos 15 MW (alrededor de 600.000 euros). Ecyr pidió la anulación del laudo arbitral y el procedimiento
todavía está pendiente.
Mediante demanda adicional con fecha del 9 de mayo de 2006, la sociedad portuguesa demandó a Ecyr ante
el Tribunal civil de Lisboa sosteniendo que el prejuicio sufrido a consecuencia de la resolución del contrato
se refiere a la celebración de contratos para la venta de plantas y parques con mucho más de 15 MW y
solicitan una indemnización por valor de 545.666.000 de euros. Ecyr considera totalmente infundadas las
demandas contrarias. El procedimiento todavía está pendiente.

533


Contencioso correspondiente a Star Lake
Enel North America está en trámites de iniciar un procedimiento de arbitraje en relación con la planta
hidroeléctrica de Star Lake (Canadá), expropiada desde diciembre de 2008 por el Gobierno de Terranova y
Labrador. En particular, Enel North America es titular de una participación del 49% de la sociedad Star Lake
Hydro Partnership. El 51% restante es propiedad del Grupo Abitibi, principalmente activo en la producción y
transformación de leña y de productos derivados del papel. Dicha sociedad era titular de la susodicha planta
de Star Lake de 17 MW, en funcionamiento desde 1998, que fue expropiada en el marco de una expropiación
más amplia fruto de las actividades del Gruppo Abitibi, en el que Enel North America estuvo inmerso como
socio minoritario. Enel North America está en trámites de apelar por medio del tratado TLCAN (Tratado de
Libre Comercio de América del Norte) a un procedimiento de arbitraje encaminado a obtener una
indemnización por la expropiación. Dicho procedimiento requerirá de cuatro o cinco años para que se
concluya. Al mismo tiempo, Enel North America continúa buscando vías de negociación con el Gobierno
para restablecer el status quo que había antes de la expropiación.
Arbitraje entre Sonae y Ecyr (hoy Enel Green Power España)
Mediante escrito notificado con fecha del 31 de agosto de 2009, Ecyr (hoy Enel Green Power España) ha
sido llamada ante el tribunal de arbitraje por parte de la sociedad portuguesa SONAE con la cual es
copropietaria del 50% de la sociedad Termicas Portuguesas. El objeto de la solicitud es la supuesta
vulneración por parte de Ecyr de las obligaciones de exclusividad y el incumplimiento del respeto de los
pactos parasociales. Por dicho motivo, la sociedad SONAE ha solicitado una indemnización por daños y por
lucro cesante igual a 23,7 millones de euros por los daños sufridos a causa de dichas vulneraciones.
Posteriormente, con fecha del 5 de mayo de 2010, Enel Green Power España presentó una solicitud de
reconvención negando que el pacto parasocial estuviera todavía vigente y que SONAE había incumplido
tanto por no haber contribuido a la renovación de los cargos de los consejeros de Termicas Portuguesas según
lo previsto en dicho pacto, como por haber vulnerado la obligación de exclusividad prevista por el mismo,
habiendo ejercido una actividad comercial en Portugal de forma autónoma respecto a Termicas Portuguesas.
Se prevé en esta instancia que el arbitraje pueda concluirse en el primer semestre de 2011.
Contencioso relativo a parques eólicos de Eufer en España
El Ministerio de Industria, Comercio y Turismo español no ha incluido los parques eólicos de Eufer
denominados Peña del Gato, Valdelacasa, Valdesamario, Coto de Codesas II, Valdelín y la ampliación de
Valdelín (estos dos últimos en construcción a Fecha del Folleto) en el registro administrativo de las
instalaciones de producción de energía de fuentes de energías renovables (el «Registro de pre-asignación de
retribución de instalaciones de régimen especial») para disfrutar del régimen especial de incentivos para la
energía de fuentes de energías renovables establecido por el Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo de 2007.
La no inclusión de dichos parques eólicos en el Registro fue apelada por parte de Eufer ante la autoridad
administrativa. En caso de que se rechazara la apelación, Eufer pretende establecer un contencioso ante el
órgano de justicia administrativa.
Además, las autorizaciones administrativas relacionadas con los parques eólicos de Valdesamario, Peña del
Gato y Espina, así como la Línea eléctrica de Alta Tensión Villameca y de la subestación de SET Ponjos y
Villameca, han sido apelados ante el órgano de justicia administrativa por parte de la asociación
ambientalista SEO. Con fecha del 30 de julio de 2010, Eufer ha presentado solicitud de reconvención contra
el recurso de SEO referente al parque eólico de Valdesamario. Mediante auto del 15 de junio de 2010,
notificado con fecha del 17 de junio de 2010, el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León, de acuerdo
con la demanda de SEO, ha dispuesto la suspensión cautelar de la autorización administrativa referente al

534

Sección I

parque eólico de Valdesamario. Con fecha del 25 de junio de 2010, Eufer ha presentado una demanda contra
dicho auto.
Juicio arbitral entre Eufer y MTorres
En el mes de abril de 2008, Eufer y la sociedad MTorres Olvega (“MTorres”) celebraron contratos de
suministro de turbinas relativas a los parques eólicos de Oencia y Corullón, los cuales preveían: (i) el respeto
de determinadas características técnicas de las turbinas así como (ii) la adaptación del contrato, donde fuera
necesario, acorde con los requisitos exigidos en el ámbito de los contratos de project financing, estipulados
entre Eufer y entidades financieras, con BBVA como líder.
Después de la celebración del acuerdo IV de project financing entre Eufer y algunas entidades financieras,
producida con fecha 17 de diciembre de 2008, estas últimas han comunicado a Eufer que no financiarián los
contratos de suministros con MTorres en relación a los parques eólicos en cuestión, a menos que Eufer
ofreciera nuevas garantías a su favor. En marzo de 2009, Eufer comunicó a MTorres las ulteriores peticiones
por parte de las entidades financieras, así como la falta de cumplimiento de algunos requisitos técnicos de las
turbinas establecidos en el contrato de suministros. Al no haber recibido ninguna respuesta por parte de
MTorres, después de varias peticiones, en febrero de 2010 Eufer exigió el cobro de tres garantías bancarias
facilitadas por MTorres y relativas al cumplimiento de los contratos de suministro de las turbinas. Con fecha
8 de septiembre de 2010, Eufer acordó en el ámbito del procedimiento arbitral promovido por MTorres con
el fin de obtener el pago de las turbinas de las que había iniciado la producción, el reembolso de las tres
garantías exigidas por Eufer y los daños originados por un total de 31,986 millones. A la Fecha del Folleto no
se ha procedido al nombramiento de los árbitros, después del cual Eufer notificará su respuesta. De todos
modos, en base al contrato estipulado con Gas Natural relativo a la disolución de Eufer (véase Sección I,
Capítulo XXII, Parrafo 22.6 del Folleto), a Enel Green Power se atribuirán solo el 50% de los eventuales
perjuicios relativos al procedimiento.
Extensión de la aplicación del impuesto municipal de bienes imuebles (“IBI”)
Enel Green Power sigue con una serie de contenciosos en materia de IBI con referencia a las plantas
adquiridas por efecto de la escisión de Enel Produzione S.p.A.
Con el artículo 1 (quinquies del Decreto Legislativo del 31 de marzo de 2005, núm. 44) “por el que se
adoptan disposiciones urgentes relativas a entes locales” – añadido en el momento de la conversión por la
Ley de 31 de mayo de 2005, núm. 88, se ha previsto que el artículo cuarto de la Ley Catastral, aprobado
mediante Real Decreto Legislativo del 13 de abril de 1939, núm. 652, se interprete, de forma limitada, a las
centrales eléctricas “en el sentido de que los edificios y construcciones estables estén constituidos por el
suelo y por las partes estructurales vinculadas al mismo, también de forma transitoria, al cual pueden
acceder, mediante cualquier medio de unión, partes muebles con el fin de realizar un único edificio”.
Téngase en cuenta que la Comissione Tributaria Regionale (CTR) de la Emilia-Romaña, con auto núm.
16/13/06 presentado el 13/07/06, había vuelto a presentar ante la Corte Constitucional el asunto de la
legitimidad constitucional del art. 1 quinquies, ya citado, considerándola relevante y no manifiestamente
infundada.
El 20 de mayo de 2008 la Corte Constitucional emitió la sentencia núm. 162/2008. Se han considerado
carente de fundamento las cuestiones planteadas por el CTR de la Emilia-Romaña y, por lo tanto, ha
confirmado la legitimidad de la nueva disposición interpretativa, cuyos principales efectos para el Grupo son
los que a continuación se destacan:
- relevancia del valor de las “turbinas” en la valoración catastral de las plantas;

535


- posibilidad, por parte de los Uffici Locali del Territorio, de rectificar, sin sujeción a plazo, las rentas
presentadas por el contribuyente.
En la sentencia se afirmó, además, que “… el principio por el cual en la determinación de la renta catastral
concurren los elementos constitutivos de las fábricas (...) a pesar de que físicamente no estén incorporadas al
suelo, vale para todos los bienes inmuebles de conformidad con el artículo 10 del Real Decreto Legislativo
núm. 652 de 1939” y no sólo para centrales eléctricas.
Se indica que ningún criterio de valoración ha sido introducido hasta ahora para los bienes muebles
considerados catastralmente relevantes, ni en relación al método de valoración ni para la individualización
real del objeto de valoración, tampoco la sentencia antes mencionada parece poder dar algún indicio al
respecto.
Por lo tanto, Enel Green Power, en referencia a los contenciosos de esta naturaleza, continuará apelando para
solicitar una reestructuración sustancial de los valores originalmente atribuidos por los Uffici del Territorio a
las partes de las plantas en cuestión, procediendo a la adecuación de la provisión para riesgos y gastos en una
medida adecuada para contrastar el posible riesgo de una desestimación total, también en relación a las
interpelaciones recibidas hasta ahora. En lo referente a los criterios utilizados para estimar el riesgo
resultante de determinadas interpelaciones notificadas por IBI a la sociedad, dicha sociedad ha extendido la
cobertura, también, a las anualidades susceptibles de posibles apelaciones análogas. Al de 30 de junio de
2010, la cantidad reservada por Enel Green Power S.p.A. era igual a 10,2 millones de euros frente al riesgo
de liquidaciones complementarias e intereses. En cambio, la Sociedad no ha considerado destinar la
provisión para riesgos y gastos para las sanciones relativas conforme al marco de objetiva inseguridad
jurídica que justificaría la no aplicación de las mismas basándose en el artículo 10, párrafo 3, de la Ley núm.
212 de 2000 (llamado “Statuto del contribuente”).
Sin embargo, la Sociedad no ha considerado tener que efectuar provisiones adicionales que tuvieran en
cuenta los posibles efectos retroactivos de la norma en las propuestas de renta que hasta ahora no han sido
objeto de mediciones por parte de los Uffici del Territorio e dei Comuni. En el caso en que los Comuni
impositores plantearan apelaciones posteriores sobre plantas que hasta el día de hoy no han sido objeto de
mediciones, Enel Green Power S.p.A. podría ser obligada a pagar a los Comuni un IBI mayor. La
verificación de los casos mencionados podría tener efectos negativos en las actividades y situaciones
económica, patrimonial y financiera de la Sociedad.
Enel Power do Brasil
Enel Power do Brasil LTDA tiene pendiente un contencioso en materia de PIS y COFINS (tributos debidos
sobre renta bruta) por un importe total equivalente a alrededor 21,4 millones de euros (con fecha de cambio
del 31 de diciembre de 2009). La Sociedad ha apelado a la interpelación mediante un procedimiento
administrativo en primera instancia, con lo que ha obteniendo una reducción de la solicitud de
aproximadamente 9,3 millones (con fecha de cambio del 31 de diciembre de 2009). Actualmente, el
procedimiento está pendiente a la espera de la decisión administrativa en segunda instancia, a su vez apelable
en los tribunales. El riesgo de desestimación fue calificado por la sociedad y por los correspondientes
asesores fiscales como “posible”.
Por lo tanto, Enel Power do Brasil LTDA ha considerado que, de conformidad con las prácticas previstas por
los principios contables, no debe destinar a provisión para riesgos y gastos cantidad alguna frente al riesgo
de desestimación.

536

Sección I

La verificación de los riesgos mencionados podría tener un efecto negativo en la situación económica,
patrimonial y financiera de la Sociedad.
Arbitraje entre Geotérmica del Norte y Perforadora Santa Bárbara
Mediante escrito notificado el 27 de mayo de 2010, Geotérmica del Norte, sociedad chilena controlada por
Enel Latin America B.V., ha sido demandada ante la Cámara de Conciliación y de arbitraje de Santiago de
Chile por parte de Perforadora Santa Bárbara (Chile) S.A.
En particular, Perforadora Santa Bárbara ha solicitado la indemnización por perjuicios (cuantificados en total
en unos 14,8 millones de Dólares) como consecuencia de la supuesta extinción del contrato formalizado con
Geotérmica del Norte —que tenía como objeto la distribución por parte de Perforadora Santa Bárbara de
servicios para la perforación encaminados a la individuación de campos geotérmicos en las zonas de
Apacheta y El Tatio— debido a la suspensión temporal de las autorizaciones ambientales emitidas por la
misma Geotérmica del Norte.
El 9 de julio de 2010, Geotérmica del Norte presentó su memoria definitiva y su solicitud de reconvención,
afirmando (i) la inadmisibilidad de las demandas de Perforadora Santa Bárbara con respecto a la invalidez
del contrato y (ii) el propio derecho de rescindir el contrato en las condiciones establecidas en el mismo.
Mediante la solicitud de reconvención, Geotérmica del Norte también pidió a Perforadora Santa Bárbara la
indemnización por perjuicios cuantificados en 4,7 millones de Dólares como consecuencia de los retrasos de
Perforadora Santa Bárbara en el desarrollo de las actividades de perforación. Posteriormente, el 4 de agosto
de 2010, Perforadora Santa Bárbara presentó por escrito la réplica a la cual Geotérmica del Norte respondió
el 27 de agosto.

20.7 Cambios significativos en la situación financiera o comercial del Emisor.
Tras el cierre del primer semestre de 2010, en el mes de julio Enel Green Power: (i) ha adquirido de Endesa
Hellas, en contrapartida de una remuneración total de 20 millones de euros, algunas plantas eólicas con una
capacidad instalada de 6 MW, así como algunas plantas mini-hydro con una capacidad instalada de 2,8 MW y
algunas plantas mini-hydro en construcción con un total de 6,35 MW (Cf. Sección I, Capítulo XXII, Párrafo
22.7 del Folleto); (ii) ha suscrito respectivamente con Siemens Wind Power A/S y Vestas Italia S.r.l. dos
Acuerdos marco para el suministro de turbinas eólicas que podrán cubrir el 60% del plan estratégico de las
inversiones de Enel Green Power para el sector eólico en el período comprendido entre 2011 y 2014 (Cf.
Sección I, Capítulo XXII, Párrafo 22.8 del Folleto); (iii) para el trámite de Enel Green Power España, ha
formalizado un acuerdo con Gas Natural SDG S.A. para el desglose de los activos de Eufer, con el fin de
permitir a cada una de las partes proseguir de manera más eficaz su propia estrategia en el mercado ibérico
de la producción de energía eléctrica procedente de fuentes de energía renovables (Cf. Sección I, Capítulo
XXII, Párrafo 22.6 del Folleto).
A excepción de todo lo indicado anteriormente, el Emisor no tiene conocimiento de cambios significativos
en la situación financiera o comercial del Grupo, acaecidos en fecha posterior al cierre del primer semestre
de 2010.

20.8 Revisión de la información financiera.
El Balance Consolidado Semestral Resumido del Grupo a 30 de junio de 2010, aprobado por el Consejo de
Administración del Emisor con fecha 28 de julio de 2010 y sujeto a revisión contable por parte de la

537


Sociedad Auditora que ha emitido el correspondiente informe sin salvedad alguna con fecha 4 de agosto de
2010.
El balance consolidado, aprobado por el Consejo de Administración del Emisor en fecha 11 de junio de 2010,
ha sido sometido a revisón contable por parte de la Sociedad Auditora que emitió su correspondiente informe
sín salvedades con fecha 14 de junio de 2010.
El balance agregado, aprobado por el Consejo de Administración del emisor con fecha 11 de junio de 2010,
ha sido sometido a revisión contable por parte de la sociedad auditora que emitió su correspondiente informe
sín salvedades con fecha 14 de junio de 2010.
El folleto consolidado pro-forma, aprobado por el Consejo de Administración del Emisor, ha sido sometido a
revisión contable por parte de la Sociedad Auditora que emitió su correspondiente informe con fecha 8 de
septiembre de 2010.
Las relaciones de la sociedad de revisión deben de ser leídas conjuntamente con los balances objeto de la
revisón contable y se refieren a la fechaen las que se produjeron dichas revisiones.

538

Sección I

CAPÍTULO XXI – INFORMACIÓN ADICIONAL

21.1 Capital social
21.1.1 Capital social suscrito y desembolsado
En la Fecha del Folleto, el capital social del Emisor suscrito y desembolsado es de 1.000.000.000 de euros,
repartido en 5.000.000.000 de acciones con valor nominal de 0,20 euros.
21.1.2 Existencia de acciones no representativas del capital, detalle de su número y de sus características
principales
En la Fecha del Folleto, la Sociedad no ha emitido acciones no representativas del capital social.
21.1.3 Acciones propias
En la Fecha del Folleto, el Emisor no posee acciones propias y no se han otorgado autorizaciones al Consejo
de Administración para la adquisición de acciones propias.
21.1.4 Importe de las obligaciones convertibles, canjeables con warrants, con indicación de las
modalidades de conversión, canje o suscripción
En la Fecha del Folleto, la Sociedad no ha emitido obligaciones convertibles, canjeables o con warrants.
21.1.5 Existencia de derechos y/o obligaciones de adquisición sobre capital autorizado pero no emitido o
de un compromiso para el aumento de capital
No corresponde.
21.1.6 Existencia de ofertas en opción que tengan por objeto el capital de eventuales miembros del Grupo
No corresponde.
21.1.7 Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales
El Emisor se constituyó en fecha 1 de diciembre de 2008, con un capital social de 600.000.000,00 de euros
representado por 1.200.000.000 de acciones sin valor nominal.
Con fecha 10 de junio de 2010, la Junta Extraordinaria del Emisor, mediante escritura ante el Notario de
Roma Nicola Atlante, registrada con el número 34336, decidió llevar a cabo una ampliación gratuita del
capital social aumentándolo de 600.000.000,00 de euros a 1.000.000.000,00 de euros, mediante aplicación a
capital social (y su consiguiente reducción equivalente) de parte de la reserva disponible de patrimonio neto
hasta llegar a 400.000.000,00 de euros. La junta extraordinaria del Emisor estableció, asimismo, que la nueva
cifra del capital social de 1.000.000.000,00 de euros quedara repartida en 5.000.000.000 de acciones
ordinarias con un valor nominal de 0,20 euros cada una.

21.2 Acto constitutivo y estatutos sociales
La Sociedad fue constituida mediante escisión de Enel Produzione S.p.A. el 27 de noviembre de 2008 con
efectos a partir del 1 de diciembre de 2008, mediante escritura otorgada ante el Notario de Roma Nicola
Atlante, registrada con el número 29782, del volumen nº 12295.
La junta extraordinaria celebrada con fecha 10 de junio de 2010 aprobó los estatutos que entrarán en vigor en
la fechade inicio de las negociaciones de las acciones en el MTA, para adecuar sus previsiones a la normativa

539


vigente para sociedades cotizadas según lo dispuesto en la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della
Finanza) y sucesivas modificaciones (el “Estatuto”).
21.2.1 Objeto social y ámbito de actuación del Emisor
El objeto social del Emisor queda definido en el art. 4 de los Estatutos, que dispone cuanto sigue.
“4.1 La Sociedad tiene por objeto el ejercicio y desarrollo de actividades de producción de energía
eléctrica de fuentes renovables.
Para ello, la Sociedad, de forma directa o indirecta, a través de sociedades controladas o
participadas, puede operar tanto en Italia como en el extranjero y desarrollar cualquier otra actividad
relacionada, instrumental, afín, complementaria o, en cualquier caso, útil para la consecución del
objetivo social, entre las que, a título de ejemplo exclusivamente indicativo, encontramos las
siguientes:
a) planificación, realización, gestión, desarrollo y mantenimiento de plantas de producción de
energía eléctrica;
b) investigación y desarrollo de recursos geotérmicos, lo que incluye la valoración de los productos
derivados de la misma;
c) investigación y desarrollo en el campo de la utilización de energías renovables, del uso racional
de energía y de los servicios energéticos;
d) realización de plantas y aprovisionamiento de servicios relacionados con la distribución y
utilización de energía eléctrica, lo que incluye la realización y la gestión de intervenciones de
recalificación para el ahorro energético entre la clientela;
e) comercialización de productos y servicios relacionados con la venta de energía eléctrica y de
gas, operando directamente con los propios puntos de venta y/o a través de terceros mediante una
red de franquicias y/o colaboradores.
Asimismo, la Sociedad puede llevar a cabo actividades de investigación, consultoría y asistencia en
todos los sectores concernientes al objeto social, así como cualquier otra actividad que permita un
mejor uso y valoración de las estructuras, recursos y competencias utilizadas.
4.2 La Sociedad puede también desarrollar directamente, en interés de las sociedades controladas o de
las participadas, cualquier actividad conectada o instrumental en relación con la actividad propia o
con las actividades de las participadas o controladas.
Concretamente, la Sociedad se encarga de:
• la coordinación de recursos de gestión empresarial de las sociedades participadas o controladas,
que se llevarán a cabo mediante adecuadas iniciativas de formación, entre otras cosas;
• la coordinación administrativa y financiera de las sociedades participadas o controladas, llevando a
cabo a su favor las acciones oportunas, lo que incluye la concesión de financiación así como, en
general, la gestión de la actividad financiera de las mismas;
• el suministro de otros servicios a favor de las sociedades participadas o controladas en ámbitos de
interés empresarial específico.
4.3 Para la consecución del objeto social, la Sociedad puede, en definitiva, llevar a cabo todas las
operaciones que resulten necesarias o útiles en cuestiones instrumentales o, en cualquier caso,

540

Sección I

relacionadas; a título de ejemplo: la prestación de garantías reales y/o personales para obligaciones
tanto propias como de terceros, la conclusión de operaciones mobiliarias, inmobiliarias, comerciales
y todas aquellas relacionadas con el objeto social o que permitan un mejor uso de las estructuras y/o
recursos propios y de las participadas o controladas, con excepción de la captación de ahorro entre el
público y de los servicios de inversión tal como se definen en el decreto legislativo del 24 de febrero
de 1998, nº 58, así como de las actividades indicadas en el art. 106 del decreto legislativo del 1 de
septiembre de 1993, nº 385, por ser también ejercidas por el público, así como de las actividades que,
en general, la ley reserva a profesionales inscritos en los registros correspondientes”.
21.2.2 Síntesis de las disposiciones de los estatutos del Emisor referentes a los miembros del Consejo de
Administración y a los componentes del Comité de Auditores
Mostramos a continuación las principales disposiciones estatutarias referentes a los miembros del Consejo de
Administración y a los componentes del Comité de Auditores. Para más información, remitirse a los
Estatutos y a la normativa aplicable.
Consejo de Administración
De conformidad con el art. 13, apartados primero y segundo, de los Estatutos, la Sociedad se administra por
un Consejo de Administración formado por un número de miembros no inferior a siete y no superior a trece
determinado por la junta. El Consejo de Administración estará en el cargo por un período de hasta tres
ejercicios con posibilidad de reelección.
De conformidad con el art. 14 de los Estatutos, en caso de que no lo haya hecho antes la junta, el Consejo de
Administración elegirá entre sus miembros a un presidente y podrá elegir a un vicepresidente que sustituya al
primero en caso de ausencia o impedimento.
De conformidad con el art. 17 de los Estatutos, para dar validez a las reuniones del Consejo de
Administración será necesaria la presencia de la mayoría de los administradores en el cargo y las decisiones
se tomarán por mayoría absoluta de los votos de los presentes (en caso de empate, el presidente tendrá voto
de calidad).
De conformidad con el art. 19 de los Estatutos, la gestión de la empresa corresponde exclusivamente a los
administradores, quienes deberán cumplir con las actuaciones necesarias para la consecución del objeto
social y, además de los poderes atribuidos por la ley, el Consejo de Administración será también competente
para decidir acerca de las siguientes materias:
a) la fusión y la escisión, en los casos previstos por la ley;
b) la creación o supresión de succursales;
c) la indicación de qué miembros del Consejo de Administración tendrán la representación de la
Sociedad;
d) la reducción del capital social en caso de separación de uno o más socios;
e) la adecuación de los Estatutos a disposiciones normativas;
f) el traslado de domicilio social en el territorio nacional.
De conformidad con el art. 20 de los Estatutos, el Consejo de Administración puede delegar, dentro de los
límites del art. 2381 del Código Civil italiano, sus competencias a un comité ejecutivo y/o a uno o más de
uno de sus componentes, determinando el contenido, los límites y las eventuales modalidades para el
ejercicio de esta delegación. El Consejo, a propuesta del presidente y de acuerdo con los órganos delegados,

541


puede conceder delegaciones para actuaciones o categorías de actuaciones concretas a otros miembros del
Consejo de Administración.
De conformidad con el art. 21 de los Estatutos, la representación legal de la Sociedad y la firma social
corresponden al presidente o al consejero delegado y, en caso de ausencia o impedimento del primero, al
vicepresidente, en caso de haber sido nombrado. Dichos representantes legales pueden otorgar poderes de
representación legal de la Sociedad, incluso en procedimientos en curso, otorgando también facultades de
subdelegación.
Modalidad de nombramiento del Consejo de Administración
De conformidad con el art. 13 de los Estatutos, apartados tercero y siguientes, los administradores son
nombrados por la junta según las listas presentadas por los accionistas, en las que los candidatos deben
presentarse en listas mediante un número progresivo. Sin perjuicio de la aplicación de las disposiciones
legales y reglamentarias que tutelan a los accionistas minoritarios, en particular el art. 147-ter, apartado 3, de
la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) que prevé que al menos uno de los componentes de
Consejo de Administración sea elegido por la lista de minoría que haya obtenido el mayor número de votos y
no esté relacionada de modo alguno, ni siquiera de forma indirecta, con los socios que hayan presentado o
votado la lista resultante anteriormente, incluso en ausencia de una expresa previsión de ley al respecto, y
siguiendo lo que afirma la doctrina correspondiente, se ha insertado en los estatutos la previsión en base a la
cual una lista de candidatos para el nombramiento de los administradores puede presentarse también por
parte del Consejo de Administración saliente en la que solo los candidatos deben enumerarse
progresivamente. Las listas deberán incluir, por lo menos, dos candidatos que cumplan con los requisitos de
independencia establecidos por la ley, para cada uno de los candidatos, e indicando a uno de ellos en el
primer lugar de la lista.
Las listas se depositarán en el domicilio social y se publicarán de conformidad con la normativa vigente.
Cada accionista podrá presentar o concurrir a la presentación de una sola lista y cada candidato podrá
presentarse en una sola lista so pena de exclusión. Únicamente tienen derecho a presentar las listas aquellos
accionistas que, solos o junto con otros accionistas, sean titulares de la participación mínima en el capital
social establecida por la Consob en su reglamento. Junto con cada lista deberán depositarse las declaraciones
con las que los candidatos aceptan su candidatura y dan fe, bajo su propia responsabilidad, de que no existen
causas por las que no puedan ser elegidos como candidatos o causas de incompatibilidad, así como de la
existencia de los requisitos exigidos por la normativa vigente para los respectivos cargos. Los
administradores nombrados deberán comunicar sin dilación al Consejo de Administración, la pérdida de los
requisitos indicados más arriba, así como si sobrevienen causas por las que no puedan ser elegidos como
candidatos o causas de incompatibilidad.
Todas aquellas personas con derecho a voto podrán votar únicamente una lista.
Para la elección de los administradores se procederá de la siguiente forma:
a) de la lista que haya obtenido el mayor número de votos de los accionistas se extraerán, con el orden
en el que se encuentran en la lista, las siete décimas partes de los administradores, redondeando, en
caso de obtener una fracción inferior a la unidad, a la unidad inferior;
b) el resto de administradores se obtendrá del resto de las listas; para ello, los votos obtenidos en cada
lista se dividirán entre uno, dos, tres y así sucesivamente, según el número de administradores
pendiente de elegir. Los cocientes obtenidos de esta forma se asignarán gradualmente a los
candidatos de cada una de las listas, según sus respectivos órdenes internos. Los cocientes atribuidos

542

Sección I

con este sistema a los candidatos de las diferentes listas se dispondrán en una única lista decreciente.
Se elegirán los que hayan obtenido los cocientes más elevados.
En caso de que dos o más candidatos hayan obtenido el mismo cociente, resultará elegido el
candidato de la lista de la que todavía no se haya elegido a ningún administrador o de la que se que
haya elegido al menor número de administradores. En caso de que ninguna de estas listas haya
elegido a un administrador o bien que todas las listas hayan elegido al mismo número de
administradores, dentro de dichas listas resultará elegido el candidato de la lista que haya obtenido el
mayor número de votos. En caso de igualdad de votos de lista, y con el mismo cociente, se procederá
a una nueva votación por parte de la junta en la que resultará elegido el candidato que obtenga la
mayoría simple de votos;
c) en el reparto de los administradores a elegir no se tendrán en cuenta los candidatos indicados en las
listas que hayan obtenido un número de votos inferior a la mitad del porcentaje requerido para la
presentación de las listas;
d) para nombrar a administradores que, por cualquier motivo, no sean elegidos de conformidad con el
procedimiento detallado más arriba, la junta decidirá con las mayorías que indique la ley,
garantizzando así la presencia del número necesario de administradores en posesión de los requisitos
de independencia establecidos por la ley.
El procedimiento de votación de listas se aplicará solo en caso de renovación de todo el Consejo de
Administración.
Asimismo, la junta podrá, durante su mandato, variar el número de componentes del Consejo de
Administración; deberá para ello proceder a los correspondientes nombramientos. Los administradores
elegidos por este sistema estarán en funciones por el mismo período que los que ya estén en el cargo. Si
durante el curso del ejercicio faltaran uno o más administradores, se procederá de conformidad con el art.
2386 del Código Civil italiano. Si uno o más administradores cesados en su cargo procedieran de una lista
con candidatos no electos, su sustitución se efectuará nombrando, según el orden correspondiente, a los
candidatos procedentes de la lista a la que pertenecía dicho administrador, siempre que sean todavía elegibles
y que estén dispuestos a aceptar el cargo. En cualquier caso, la sustitución de los consejeros cesados la
efectuará el Consejo de Administración, garantizando la presencia del número necesario de administradores
que cumplan con los requisitos de independencia establecidos por la ley. Si las bajas fueran de la mayoría de
los consejeros nombrados por la junta, se entenderá que dimite todo el Consejo y la junta deberá ser
convocada sin dilación por parte de los administradores todavía en el cargo para la recomposición del
Consejo.
De conformidad con el art. 24 de los Estatutos, la junta elegirá al Comité de Auditores, constituido por tres
auditores titulares y determinará su retribución. La junta elegirá asimismo a dos auditores suplentes.
Los componentes del Comité de Auditores serán elegidos entre los que estén en posesión de los requisitos de
profesionalidad y de honorabilidad indicados en el decreto del Ministero della Giustizia del 30 de marzo de
2000, nº 162. Y para los fines previstos enel art. 1, apartado 2, letras b) y c) de dicho decreto, se considerarán
pertinentes al ámbito de actividad de la Sociedad aquellas materias inherentes al derecho comercial y al
derecho tributario, a la economía empresarial y a las finanzas empresariales, así como las materias y los
sectores de actividad inherentes a la energía en general, al derecho medioambiental y a la economía
medioambiental.

543


Por lo que respecta a las situaciones de incompatibilidad para ser elegidos y de limitación de los encargos de
administración y control que pueden ser prestados por parte de los componentes del Comité de Auditores,
serán de aplicación las disposiciones de la ley y de la regulación vigentes.
Los auditores titulares y los auditores suplentes serán nombrados por la junta según listas presentadas por los
accionistas, en las que los candidatos deberán estar listados siguiendo un número gradual y su número no
deberá superar al de los componentes del órgano que haya que elegir. Únicamente tienen derecho a presentar
las listas aquellos accionistas que, solos o conjuntamente con otros accionistas, sean titulares de la
participación mínima en el capital social establecida por la Consob mediante regulación para la presentación
de las listas de candidatos para el nombramiento del Consejo de Administración.
Para la presentación, el depósito y la publicación de las listas se aplicará la normativa vigente.
Las listas se articulan en dos secciones: una para los candidatos al cargo de auditor titular y otra para los
candidatos al cargo de auditor suplente. El primero de los candidatos de cada sección debe estar inscrito en el
registro de auditores contables y haber ejercido la actividad de control legal de cuentas por un período
mínimo de tres años.
De la lista que haya obtenido el mayor número de votos se obtendrán, según el orden en el que se encuentran
en la lista, dos auditores titulares y un auditor suplente. El otro auditor titular y el otro suplente serán
nombrados de conformidad con la normativa vigente y con las modalidades previstas por los Estatutos para
el nombramiento de los administradores procedentes de las listas que no hayan obtenido el mayor número de
votos, para aplicar distintamente a cada una de las secciones en las que las demás listas están articuladas.
Para el nombramiento de auditores que se produzca fuera de las hipótesis de renovación de todo el Comité de
Auditores, la junta decidirá con las mayorías que dicta la ley y sin observar el procedimiento indicado más
arriba pero, en cualquier caso, de forma que quede garantizada una composición del Comité de Auditores
conforme a cuanto dispone el art. 1, apartado 1, del decreto del Ministero della Giustizia del 30 de marzo de
2000, nº 162, así como el respeto del principio de representación de las minorías.
La presidencia del Comité de Auditores corresponde al auditor titular nombrado con las modalidades
previstas por los Estatutos para el nombramiento de los administradores procedentes de las listas que no
hayan obtenido el mayor número de votos; en caso de sustitución del presidente, dicho cargo deberá ser
asumido por el auditor suplente, también nombrado mediante las mismas modalidades. En caso de
sustitución de uno de los auditores procedentes de la lista que ha obtenido mayor número de votos, le
sucederá el auditor suplente procedente de la misma lista.
Los auditores salientes podrán ser reelegidos.
21.2.3 Derechos y privilegios inherentes a las acciones
De conformidad con el art. 5 de los Estatutos, las acciones ordinarias son nominativas y cada acción da
derecho a un voto.
No existe ninguna otra clase de acciones.

544

Sección I

21.2.4 Disposiciones estatutarias y normativas relativas a la modificación de los derechos de los
accionistas
De conformidad con el art. 2437 del Código Civil italiano tienen derecho de separación, para todas o parte de
sus acciones, los socios que no hayan concurrido a los acuerdos relacionadas con:
a) la modificación de la cláusula del objeto social, cuando permite un cambio significativo de la actividad
de la Sociedad;
b) la transformación de la Sociedad;
c) el traslado del domicilio social al extranjero;
d) la revocación del estado de liquidación;
e) la eliminación de una o más causas de separación previstas por el art. 2437, apartado 2, o bien por los
Estatutos;
f) la modificación de los criterios de determinación del valor de la acción en caso de separación;
g) las modificaciones de los Estatutos referentes a los derechos de voto o de participación.
Quedará anulado cualquier pacto que tenga la intención de excluir o dificultar el ejercicio del derecho de
rescisión en las anteriores hipótesis.
Por el contrario, la Sociedad está facultada para decidir la exclusión, mediante su correspondiente previsión
estatutaria, del derecho de separación para aquellos socios que no hayan concurrido a la aprobación de las
decisiones referentes a:
a) la prórroga del plazo;
b) la introducción o la prohibición de vínculos para la circulación de los títulos de las Acciones.
El art. 6 de los Estatutos, de conformidad con lo previsto por el art. 2437, apartado 2, del Código Civil
italiano, establece que no procede el derecho de separación en caso de prórroga del plazo de duración de la
Sociedad; así como de introducción, modificación o prohibición de vínculos para la circulación de los títulos
accionariales.
Quedan a salvo de ello las disposiciones en materia de separación para las sociedades sujetas, como Enel
Green Power (véase Sección I, Capítulo VII, Párrafo 7.1 del Folleto), a actividades de dirección y
coordinación (véase art. 2497-quater del Código Civil italiano).
Asimismo, de conformidad con el art. 2437-quinquies del Código Civil italiano, tienen derecho de
separación los socios que no hayan concurrido a las decisiones que conlleven la exclusión de las acciones de
la cotización.
Para las modalidades de ejercicio del derecho de rescisión y de liquidación de la cuota del socio que se
separa, remitimos a las disposiciones normativas aplicables para la materia.
21.2.5 Previsiones normativas y estatutarias relativas a las juntas del Emisor
De conformidad con el art. 8 de los Estatutos, las juntas ordinarias y extraordinarias se celebrarán, por lo
general, en el municipio donde tenga el domicilio social la Sociedad, salvo que el Consejo de Administración
decida otra sede y siempre que sea en Italia o bien en uno de los países en los que la Sociedad, directamente
o bien a través de una de sus controladas o participadas, desarrolla su actividad. La junta ordinaria deberá
convocarse por lo menos una vez al año, para la aprobación de las Cuentas, antes de pasados 120 días a partir

545


del cierre del ejercicio social, o bien, antes de pasados 180 días, ya que la Sociedad estará obligada a
preparar el balance consolidado o, en cualquier caso, cuando lo requieran exigencias especiales relativas a la
estructura y al objeto de la Sociedad.
La legitimación para la intervención en la junta y el ejercicio del derecho de voto se regulará conforme a la
normativa vigente.
Las personas con derecho a voto pueden ser representadas en la junta de conformidad con la ley, mediante
delegación de voto por escrito. Con el fin de facilitar la recogida de delegaciones de voto entre los
accionistas dependientes de la Sociedad y de sus controladas, asociados a asociaciones de accionistas que
cumplan con a los requisitos previstos por la normativa vigente en la materia, se pondrán a disposición de
estas asociaciones, según los términos y modalidades acordados con sus representantes legales, espacios para
la comunicación y el desarrollo de la actividad de recogida de delegaciones. El desarrollo de las juntas
seguirá un reglamento específico aprobado mediante decisión de la junta ordinaria de la Sociedad.
De conformidad con el art. 12 de los Estatutos, y con la excepción de las materias reservadas a la
competencia del Consejo de Administración, la junta decidirá sobre todos los temas objeto de su
competencia atribuida por ley. Por otra parte, y de conformidad con el art. 19, apartado segundo, de los
Estatutos, la atribución de dichas competencias al Consejo de Administración no excluye la competencia de
la junta en las mismas materias.
Todas las decisiones, tanto en junta ordinaria como extraordinaria, en primera o en segunda o tercera
convocatoria, se tomarán por las mayorías exigidas por la ley en cada uno de los casos. Las decisiones de la
junta, tomadas de conformidad con la ley y los Estatutos, serán vinculantes para todos los accionistas, por
más que no hayan intervenido en ellos o hayan manifestado su disensión.
21.2.6 Previsiones estatutarias que podrían tener el efecto de retrasar, posponer o impedir la
modificación del sistema de control del Emisor
No corresponde.
21.2.7 Obligaciones de comunicación al público de las participaciones significativas
Los Estatutos no contienen disposiciones que impongan la realización de una comunicación al público en
caso de variación de las participaciones relevantes.
Se detallan a continuación las principales previsiones relacionadas con la disciplina de las variaciones de las
participaciones significativas. Para más información, remitimos a la normativa aplicable.
Las disposiciones normativas y reglamentarias vigentes prevén, entre otras materias, que todos los que
participen en el capital representado por acciones con derecho a voto de una sociedad cotizada, comuniquen
a la sociedad participada y a la Consob, con las modalidades previstas en el Reglamento de Emisores, lo
siguiente:
a) la superación del umbral de participación del 2%;
b) la consecución o superación de los umbrales de participación del 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%,
35%, 40%, 45%, 50%, 66,6%, 75%, 90% y 95%;
c) La reducción de la participación por debajo de los umbrales indicados en las letras a) y b) anteriores.
En lo que respecta a las obligaciones de comunicación descritas más arriba, se considerarán participaciones
las acciones cuyo titular sea un sujeto, incluso si el derecho de voto corresponde o se atribuye a terceros o
bien está suspendido. Entre otras, se considerarán participaciones las acciones mediante las que corresponde

546

Sección I

o se atribuye a un sujeto el derecho de voto en caso de que el derecho de voto corresponda en virtud de
delegación, siempre que dicho derecho pueda ser ejercitado discrecionalmente en ausencia de instrucciones
específicas por parte de quien delega, así como en caso de que el derecho de voto corresponda según un
acuerdo que prevea la transferencia provisional y retribución.
La misma finalidad se computan tanto las acciones cuyo titular sea un intermediario, administrador fiduciario
o sociedad controlada, como aquellas en relación a las cuales el derecho de voto corresponda o sea atribuido
a dichos sujetos. Los administradores fiduciarios calculan la participación en relación al total de acciones que
representan. Las acciones con titular o en manos de un administrador fiduciario y aquellas para las que el
derecho de voto esté atribuido a un intermediario, en el ámbito de la actividad de gestión del ahorro, no son
computadas por los sujetos que controlan al administrador fiduciario o intermediario.
Asimismo, deberán ser comunicadas a la sociedad participada y a la Consob la superación o la reducción por
debajo del umbral de participación del 2% así como la superación, la consecución o la reducción en los
umbrales de participación del 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 50% y 75% del capital mediante acciones
que constituyen la base de valores que atribuyen al titular, por iniciativa propia, el derecho incondicional o
bien la discrecionalidad de comprar o de vender55 (mediante entrega física) las acciones de base, ya sea
directamente como a través de intermediarios, administradores fiduciarios o sociedades controladas.
Las acciones que puedan ser adquiridas a través del ejercicio de derechos de conversión o con certificado de
opción se computan únicamente si la adquisición puede producirse antes de pasados sesenta días.
Las comunicaciones deben ser efectuadas, salvo en determinadas circunstancias, antes de pasados 5 días de
mercado abierto desde la operación idónea que determina el nacimiento de la obligación.
21.2.8 Previsiones estatutarias relativas a la modificación del capital
Los Estatutos no contienen disposiciones más restrictivas con respecto a aquellas contenidas en la ley
relativas a la modificación del capital social.

55
Ante esta hipótesis subsiste la obligación de comunicación a los sujetos que tenan una participación efectiva potencial (en adquisición) superior al
2%.

547


CAPÍTULO XXII – CONTRATOS RELEVANTES

El presente capítulo incluye una síntesis de los contratos relevante, distintos de los contratos suscritos en el
curso ordinario de la actividad, en los que el Emisor o alguno de los miembros del Grupo es parte, celebrados
durante los dos años inmediatamente precedentes a la Fecha del Folleto.

22.1 Cesión de plantas de Ecyr a Acciona
Con fecha 20 de febrero de 2009, Enel formalizó con Acciona un acuerdo para la adquisición de la
participación del 25,01% de Endesa, que hastala fecha estaba en manos de Acciona directa o indirectamente.
En la fecha citada, Endesa estaba participada por Enel en un 67,05%, con lo que esta última pasó a ser titular
del 92,06% del capital de Endesa.
Por este acuerdo, Endesa cedió a Acciona en cuatro tramos, con fechas 25 junio, 31 julio, 15 y 29 de
diciembre de 2009, algunas plantas hidroeléctricas de fuentes renovables en España y Portugal –
principalmente instalaciones totalmente en manos del grupo Endesa, también a través de Ecyr, y que ya
estaban operativas en a la fechadel acuerdo– con una producción total de 2.079 MW a cambio de 2.817
millones de euros. Dichas instalaciones, por sus particularidades tecnológicas (también relacionadas con la
presencia de instalaciones excluidas del régimen especial), se han valorado con el método del flujo de
efectivo descontado (denominado discounted cash flow) por parte de dos bancos de inversión, contratados
por Endesa y Acciona, que emitieron sus respectivos fairness opinion.
Por otra parte, el acuerdo prevé una cláusula denominada de earn-out, por la que Acciona se compromete a
reconocer al grupo Endesa y Ecyr el aumento de valor de las instalaciones posterior a su eventual
transferencia por parte de Acciona a un tercero parte cualquiera que pudiera producirse en un período
comprendido entre los 21 y 12 meses, según el tipo de la instalación, a partir de la fecha de cesión de las
instalaciones por parte de Endesa a Acciona.
La cesión de las instalaciones a Acciona entra dentro del acuerdo de mayor alcance formalizado en fecha 20
de febrero de 2009 para la adquisición por parte de Enel de una posterior participación del 25,01% de Endesa
con el consiguiente cese en el control conjunto de Enel y Acciona sobre Endesa y tiene la finalidad de
modificar la previsión del pacto original formalizado entre Enel y Acciona, con fecha 26 de marzo de 2007,
que preveía la constitución de una joint venture entre ambas para la gestión de todas las plantas renovables
(tanto aquellas operativas como las que estaban en construcción o en proceso de desarrollo) de Endesa y
Acciona, en las que esta última hubiera tenido que poseer una participación de, por lo menos, el 51%.

22.2 Contrato con Sharp y STMicroelectronics
Dentro de la propia estrategia de desarrollo de la presencia en toda la cadena de valor fotovoltaico, con fecha
4 de enero de 2010, Enel Green Power suscribió con Sharp Corporation (“Sharp”) y STMicroelectronics
N.V. (“STM”) un acuerdo destinado a la realización de la mayor fábrica para la producción de paneles
fotovoltaicos en Italia. La planta se ubicará en Catania y fabricará paneles de capa delgada. Está previsto que
la producción de paneles empiece durante el segundo semestre de 2011. La fábrica tendrá inicialmente una
capacidad de producción anual de paneles fotovoltaicos equivalente a 160 MW, que podrá aumentarse a lo
largo de los próximos años hasta un máximo de 480 MW.

548

Sección I

El proyecto está financiado en parte con fondos estatales proporcionados por el Comitato Interministeriale
per la Programmazione Economica (el “CIPE”); concretamente, con fecha 22 de julio de 2010, el CIPE
concedió una financiación por valor de 49 millones de euros hasta la consecución de una capacidad
productiva anual de 240 MW. También se han realizado posteriores solicitudes de financiación estatal por un
valor de 43 millones de euros hasta la consecución de una capacidad productiva anual de 400 MW y por un
valor de 95 millones de euros para posteriores incrementos de capacidad que, en la fecha del Folleto, todavía
no han sido concedidas.
Sin tomar a consideración dicha financiación estatal, el proyecto requerirá (i) para los primeros 160 MW de
capacidad productiva anual, una inversión total de 320 millones de euros (para la capacidad productiva
inicial) y será financiado mediante una combinación de fondos propios (con un compromiso hasta la suma
máxima de 70 millones para cada uno, en tesorería o en activos materiales e inmateriales) y financiación de
proyectos (project finance, 150 millones de euros); y (ii) para el aumento hasta 480 MW de capacidad
productiva anual, una posterior inversión de aproximadamente de 450 millones de euros y será financiado
mediante una combinación de fondos propios (con un compromiso hasta la suma máxima de 20 millones de
euros para cada uno), financiación de proyectos (project finance, que, en la Fecha del Folleto, ha sido
acordado hasta los 50 millones de euros) y tesorería generada por el mismo proyecto. Para ello, STM
constituyó la sociedad 3Sun S.r.l. (“3Sun”), a la que aportó la propiedad del centro industrial de Catania y,
con fecha 30 de julio de 2010, Enel Green Power y Sharp suscribieron el aumento de capital de 3Sun
reservado para ellos por un importe de 120.020.000,00 euros, y adquirieron una participación del 33,33%
cada una en 3 Sun S.r.l. desembolsando simultáneamente el correspondiente importe. Según el acuerdo del 4
de enero de 2010, y su modificación defecha 30 de julio de 2010, 3Sun estará sujeta al control conjunto del
Emisor, Sharp y STM. Concretamente, el Consejo de Administración estará formado por nueve miembros, de
los que tres estarán designados por el Emisor, tres por Sharp y los tres restantes por STM. El presidente del
Consejo de Administración será nombrado de forma rotativa por cada uno de los socios (STM para los
ejercicios 2010-2012, EGP para los ejercicios 2013-2015 y Sharp para los ejercicios 2016-2020). Asimismo,
el consejero delegadoserá designado por el Emisor, para los ejercicios 2010-2012 y por STM para los
ejercicios 2013-2020. El Comité de Auditores de 3Sun estará formado por: (i) tres miembros titulares, uno
designado por el Emisor, uno por Sharp y uno por STM, mientras que el Presidente del Comité de Auditores,
será designado de forma rotativa por un período de tres años por cada uno de los socios y (ii) dos miembros
suplentes, nombrados por los dos socios que no hayan nombrado al presidente.
Con fecha 4 de enero de 2010, Enel Green Power y Sharp Electronics (Italia) S.p.A. suscribieron un acuerdo
para la creación de una joint venture con el objetivo de desarrollar en el 2016 nuevos campos fotovoltaicos,
para una capacidad instalada total de aproximadamente 500 MW, en la región mediterránea, utilizando los
paneles producidos en la planta de Catania. La joint venture, denominada Enel Green Power & Sharp Solar
Energy S.r.l. (ESSE), está participada al 50% por el Emisor y al 50% por Sharp, tanto directa como
indirectamente, mediante la sociedad controlada Sharp Electronics (Italia) S.p.A. que posee una participación
del 10%. La adquisición de dichas participaciones en ESSE por parte de Sharp y Sharp Electronics (Italia) se
perfeccionó con fecha 22 de julio de 2010.
La inversión global en fondos propios previsto para ambas empresas conjuntas durante el período 2010-2014
es de a 187 millones de euros.

549


22.3 Adquisición de una participación minotiraria en Geronimo Wind Energy L.L.C.
Con fecha 6 de noviembre de 2009, Enel North America, a través de su sociedad controlada EGP Geronimo
Holding Company Inc. (“EGP Geronimo”) formalizó un contrato para la adquisición de una participación
minoritaria del 25% del capital en la sociedad Geronimo Wind Energy L.L.C., domiciliada en Edina,
Minnesota, con una cartera de potenciales proyectos que llega aproximadamente a los 4.000 MW, localizados
en Minnesota, Dakota del Norte y del Sur. El precio de la adquisición, por el que se entregaron a EGP
Geronimo acciones preferentes convertibles, fue de 16 millones de Dólares (10,8 millones de euros con el
tipo de cambio en vigor el día 6 de noviembre de 2009).
El acuerdo prevé que EGP Geronimo ponga a disposición una línea de crédito garantizada por Enel North
America, por un total de 36 millones de Dólares (24,2 millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día
6 de noviembre de 2009), sujeta a revocación en caso de que no se consigan los objetivos mínimos de
desarrollo de los proyectos. El uso de la línea de crédito deberá ser conforme al presupuesto aprobado por las
partes que establece la cantidad de las sumas que podrán ser solicitadas y en qué momento. El derecho de
revocación de dicha línea de crédito podrá ser ejercitado por parte de EGP Geronimo en caso de que los
objetivos mínimos de desarrollo de los proyectos no se hayan conseguido en los tres meses sucesivos al
plazo fijado para su consecución. Geronimo Wind Energy podrá acceder en los cuatro años sucesivos a los
recursos necesarios para el desarrollo de sus proyectos y para el funcionamiento de la sociedad.
Ante el uso de la línea de crédito, el acuerdo prevé la asignación a EGP Geronimo de una cantidad
correspondiente de acciones preferentes convertibles y prevé que, tras la completa utilización de la línea de
crédito, Enel North America pasará a ser titular indirectamente de una participación del 56% del capital de
Geronimo Wind Energy (siempre que no se produzcan en este período emisiones de nuevas acciones con sus
consiguientes efectos sobre la participación de EGP Geronimo). En la Fecha del Folleto, la participación del
Grupo en Geronimo Wind Energy L.L.C. es del 38,25% del capital social, mientras que el 61,75% restante
está en manos de más de 40 socios, entre los que se encuentran The Rahn Group, L.L.C. y Nixon
Investments, L.L.C. que son titularesrespectivamente del 27,68% y del 14,61%. Asimismo, según el contrato,
en fecha 31 de diciembre de 2015, EGP Geronimo estará en su derecho de obtener el reembolso total de la
línea de crédito y de los dividendos, mediante la readquisición por parte de Geronimo Wind Energy de todas
las acciones preferentes de EGP Geronimo.
Las acciones preferentes otorgan a EGP Geronimo: (i) el derecho de nombrar miembros del Consejo de
Administración de la sociedad proporcionalmente a su participación (que, en la Fecha del Folleto, es de dos
administradores de ocho y será a ser proporcional al porcentaje de acciones the su titularidad posteriormente
a la conversión de las acciones preferentes en acciones ordinarias), (ii) el derecho de percibir dividendos
acumulativos con un tipo anual del 8,75% (en la Fecha del Folleto, no se ha producido la distribución de
dividendos por parte de Geronimo) y (iii) prioridad en el reembolso del capital en caso de liquidación de la
sociedad según el valor nominal de cada acción además de los dividendos acumulados no pagados.
Asimismo, está previsto que las decisiones relativas a algunos tiposde operaciones más importantes (como,
entre otras, emisiones de títulos de capital, venta de activos importantes de la sociedad, modificaciones del
presupuesto, asunción de financiación, operaciones con terceras partes y distribución de dividendos) se
adopten con una mayoría cualificada del 75% de los administradores así como con el voto favorable de EGP
Geronimo. Asimismo, se ha previsto (i) un derecho de tag-along que concede a los socios la potestad de
ceder una cuota de su participación, en la misma proporción con respecto a la que EGP Geronimo haya
puesto en venta y con las mismas condiciones pactadas y (ii) un derecho de drag-along que concede la
potestad a EGP Geronimo de negociar la venta no sólo de la propia participación sino también de la de los
demás socios quienes, por el contrario, se comprometen a ceder sus participaciones a la tercera parte con la

550

Sección I

que EGP Geronimo haya llegado a un acuerdo, con las mismas condiciones contractuales y al mismo precio
por acción. Tanto el derecho de tag along como el de drag along se podrán ejercer únicamente en los casos
en los que, posteriormente a la venta, la participación titularidad de EGP Geronimo quede por debajo del
50%. Después de la conversión de las acciones preferentes en acciones ordinarias, EGP Geronimo tendrá el
derecho preferente, proporcional a sus acciones, en relación con las acciones puestas a la venta por los demás
socios. Asimismo, después de la conversión de las acciones preferentes en acciones ordinarias y a partir del
cuarto año sucesivo a la la adquisición de la participación, EGP Geronimo tendrá el derecho de adquisición
de la participación de los demás socios.
Las acciones preferentes podrán ser convertidas por parte de EGP Geronimo en acciones ordinarias a partir
del día 6 de noviembre de 2012, o cuando se produzcan algunos de los hechos relevantes indicados en el
contrato, entre ellos, la venta de Geronimo Wind Energy, la cesión de todos sus activos o de una parte
significativa de ellos. Como alternativa, cuando se produzcan dichos acontecimientos, EGP Geronimo podrá
ejercer el derecho de rescate de las acciones preferentes. Asimismo, en caso de que, antes de enero de 2011,
no se hayan conseguido determinados objetivos mínimos de desarrollo, el precio de conversión de las
acciones preferentes será modificado y podrá significar un aumento del número de acciones ordinarias
atribuidas a EGP Geronimo durante el proceso de conversión.
Finalmente, el contrato prevé el derecho preferente de EGP Geronimo para la adquisición de los proyectos
desarrollados, con la correspondiente compensación a Geronimo Wind Energy mediante una comisión de
éxito (success fee) de 60.000 Dólares/MW realizado (40.371 euros/MW con el tipo de cambio en vigor el día
6 de noviembre de 2009), además del reembolso de los gastos de desarrollo y de posteriores pagos que se
podrán efectuar en el momento de la obterción de un rendimiento mínimo para Enel North America durante
la vida útil del proyecto.

22.4 Adquisición de Padoma Wind Power
Con fecha 21 de enero de 2010, Enel North America suscribió un acuerdo para la adquisición de la totalidad
del capital social de Padoma Wind Power a su socio único NRG Energy (sociedad que posee y gestiona una
de las mayores y más diversificadas carteras para la generación de energía en los Estados Unidos de
América). Padoma Wind Power, sociedad californiana especializada en el desarrollo del segmento eólico, fue
adquirida por una suma determinada según el método del flujo de efectivo descontado (denominado
discounted cash flow) equivalente a la cantidad de: (i) 35 millones de Dólares estadounidenses (24,9
millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día 21 de enero de 2010) desembolsados en el momento
dedel cierre de la operación (que se produjo con fecha 11 de enero de 2010) además del reembolso de
algunos gastos sostenidos por NRG por una cantidad de 0,95 millones de Dólares estadounidenses (0,68
millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día 21 de enero de 2010); (ii) ulteriores importes hasta un
máximo de 30 millones de Dólares estadounidenses (21,3 millones de euros con el tipo de cambio en vigor el
día 21 de enero de 2010) a título de success fee, que se reconocerán con la consecución (a lo largo de los
cinco años sucesivos) de objetivos concretos previstos en el contrato (como, entre otros, la obtención de la
titularidad de los terrenos y los permisos necesarios) y relativos a proyectos en desarrollo para una capacidad
total de 800 MW.
Una parte del success fee de 4,4 millones de Dólares estadounidenses (3,1 millones de euros con el tipo de
cambio en vigor el día 21 de enero de 2010), será retenida y se destinará a los responsables claves de
Padoma (según la base de los compromisos asumidos por el vendedor para con ellos).

551


Por otra parte, y a discreción de Enel North America, el importe máximo residual del success fee (excluídos
los 4,4 millones de Dólares destinados a los responsables claves de Padoma), de 25,6 millones de Dólares
estadounidenses (18,2 millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día 21 de enero de 2010) para
pagar a NRG Energy se podrá reducir en caso de que Enel North America ejerza una opción para el pago
anticipado de dicho importe. Concretamente, dicha reducción del importe se concederá únicamente si el pago
se ejecuta en el período comprendido entre los 12 y los 18 meses posteriores a la conclusión del acuerdo
(early buy-out). En tal caso, del pago para NRG Energy se reduciría de 25,6 millones de Dólares
estadounidenses (18,2 millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día 21 de enero de 2010) a 15
millones de Dólares estadounidenses (10,7 millones de euros con el tipo de cambio en vigor el día 21 de
enero de 2010), a lo que habría que deducir los pagos ya efectuados a NRG Energy por los objetivos ya
conseguidos, mientras que el importe de 4,4 millones de Dólares estadounidenses (3,1 millones de euros con
el tipo de cambio en vigor el día 21 de enero de 2010) destinados a los responsables claves seguiría ligado a
la consecución de los mismos objetivos.

22.5 Acuerdos relativos al desarrollo del proyecto hidroeléctrico de Palo Viejo en Guatemala
Con fecha 3 de diciembre de 2007, Enel Guatemala S.A. formalizó un acuerdo de desarrollo conjunto con
Agrícola Cafetalera Palo Viejo, S.A. y Empresa Agrícola San Francisco Cotzal S.A., titulares de los terrenos
del proyecto y de los permisos iniciales para el desarrollo de un proyecto hidroeléctrico greenfield de 84 MW
en el río Cotzal, en el municipio de San Juan Quetzal en Guatemala, que se prevé que pueda entrar en
ejercicio en la segunda mitad de 2011.
El acuerdo garantizaba a la Enel Guatemala un período de exclusivad para llevar a cabo el processo de
revisión legal de compra (due diligence) sobre el proyecto y la ejecución de las actividades de ingeniería
dirigidas a la optimización de dicho proyecto, a cuyo término, Enel Guatemala dispondría de la opción, pero
no la obligación, de adquirir el proyecto. El día 3 de junio de 2008, en base a los resultados de la revisión
legal de compra y de la optimización del proyecto, Enel firmó un acuerdo para la definición de los pagos, en
parte anticipados y en parte bajo forma de royalties sobre el valor de las generaciones de los detalles
comerciales acerca del uso de los terrenos para el proyecto.
El 15 de octubre de 2008 Enel Guatemala notificó a las partes su decisión de proceder con la construcción
del proyecto; dicha comunicación consecuencia, por una parte, la transferencia de los derechos y permisos
del proyecto a Renovables de Guatemala, una sociedad instrumental constituida a tal efecto y completamente
controlada por Enel Guatemala y, por la otra, el pago de algunas cantidades en conceptode adquisición del
proyecto.
La inversión total del Grupo en el proyecto –incluidos los costes de adquisición del proyecto (de unos 4,44
millones de euros) y el coste de realización de la obra– fue de 185 millones de euros, de los que unos 111
millones fueron desembolsados el día 31 de julio de 2010. Las royalties fueron del 8,5% de los resultados
brutos (excluidos los certificados verdes) y serán desembolsados a partir de la fecha de entrada en
funcionamiento de la planta.
Para la realización del proyecto, el Grupo formalizó posteriormente los siguientes contratos:
(i) con fecha 15 de enero de 2009, un Engineering Procurement and Construction Contract
(contrato de suministro de servicios de ingeniería y construcción) con Solel Boneh Guatemala,
sociedad del grupo israelí Housing and Construction Holding, uno de los mayores operadores
mundiales en el sector de las construcciones e infraestructuras, por un valor de aproximadamente

552

Sección I

200 millones de Dólares estadounidenses, que tenía por objeto el suministro de material
electromecánico y la realización de todas las obras civiles de la central hidroeléctrica;
(ii) con fecha 5 de septiembre de 2008, un Engineering Service Agreement (contrato de servicio de
ingeniería) con Hatch Ltd., multinacional que trabaja en el campo de la consultoría en ingeniería
y construcción, con representación en más de 65 Países, por un valor de 3,7 millones de Dólares
estadounidenses, que tenía por objeto la planificación conceptual (durante la fase de estudio de
factibilidad técnica) y de detalle (durante la fase de construcción);
(iii) con fecha 17 de noviembre de 2008, un ulterior contrato con Solel Boneh Guatemala, por un
valor de aproximadamente 2,7 millones de Dólares estadounidenses, para la construcción de una
carretera que rodeara el pueblo de Cotzal para la circulación de la maquinaria necesaria para la
realización de la planta.
Con fecha 20 de noviembre de 2009 se firmó el contrato entre Enel Green Power y Simest (sociedad
financiera de desarrollo y promoción de las empresas italianas en el extranjero) para la financiación del
proyecto Palo Viejo, a través de la participación en el capital social de la sociedad Renovables de Guatemala
S.A., inicialmente entegramente controlada por el Grupo a través de las sociedades Enel Latin America B.V.
(99,999%) y Enel Guatemala S.A. (0,001%). El contrato preveía la suscripciónde Enel Green Power en el
aumento de capital de la sociedad por un importe de 44 millones, adquiriendo el 51% del capital social
mientras Simest (directamente y a través del Fondo di Venture Capital previsto por la Ley de 27 de
diciembre de 2006, nº 296) adquiriría una cuota total del 8,8% del capital social por un importe de 7,6
millones de euros.
Mediante un contrato sucesivo del 27 de mayo de 2010, Enel Green Power, Enel Latin America B.V. y
Simest contribuyeron a la posterior financiación del proyecto Palo Viejo suscribiendo una participación en
una ampliación de capital de, en total, unos 86,5 millones de euros. Concretamente, Enel Green Power
suscribió participación de un total aproximado de 44 millones de euros, Enel Latin America B.V. unos 40
millones y Simest unos 2,5 millones.
Como resultado de la segunda ampliación de capital, Enel Green Power posee el 51% del capital de
Renovables de Guatemala S.A., Enel Latin America B.V. el 43% y Simest (directamente o a través del Fondo
di Venture Capital) el 6%.
Enel Green Power se compromete a adquirir a Simest total participación en acciones de Renovables de
Guatemala en la fechade 30 de junio de 2017 (el ejercicio del derecho de dicha operación, reconocido
recíprocamente a título gratuito, podrá efectuarse a partir del 30 de junio de 2015). La adquisición, por parte
de Enel Green Power, de la partecipación en manos de Simest se producirá con el valor más alto entre (i) el
coste soportado por Simest para la adquisición de la participación en Renovables de Guatemala, (ii) el
importe correspondiente al valor de mercadode dicha participación accionariale en el momento en el que
surja la obligación de transmissión de la participación (determinado según el balance de Renovables de
Guatemala a 31 de diciembre de 2016 o bien sobre la base de una situación patrimonial preparada a tal
efecto, preparados de conformidad con la NIC–Norma Internacional de Contabilidad) y (iii) en caso de que
Renovables de Guatemala esté cotizada, la media de los cierres diarios de los precios de cotización del título
registrado en el trimestre precedente a la fecha de la obligación de trasmición, multiplicada por el número de
acciones de Renovables de Guatemala de las que Simest sea titular en el mismo momento. En cualquier caso,
el eventual valor mayor, determinado conforme a los puntos anteriores de (i) a (iii) que Enel Green Power
deberá desembolsar a Simest para la readquisición de la participación de ésta última, no podrá superar en un
8% el coste sostenido por Simest para la adquisición de las mismas acciones.

553


Y con el fin de garantizar la interconexión de la planta en curso de realización de Palo Viejo con la red
nacional, el Grupo se ha adjudicado el derecho de realizar una parte del sistema de transmisión guatemalteco,
con remuneración según activos o RAB (Return on Asset Base): La realización de una línea de doble terna a
230 kV de unos 35 km en los municipios de Uspatán y Chixoy y sus correspondientes subestaciones. La
inversión prevista para la realización del proyecto es de 26,6 millones de Dólares estadounidenses.

22.6 Acuerdo con Gas Natural para la disolución de la joint venture Eufer
El 30 de julio de 2010, Enel Green Power España suscribió un acuerdo con Gas Natural SDG, S.A. para la
subdivisión de los activos de Eufer, la joint venture paritaria entre Enel Green Power España y Gas Natural,
con el objeto de permitir que cada una de las partes pudiera seguir de forma más eficaz su propia estrategia
en el mercado ibérico de la producción de energía eléctrica de fuentes renovables.
Según el acuerdo, una vez que se hayan producido sus condiciones suspensivas, la subdivisión de los activos
de Eufer se efectuará en dos grupos determinado por bancos de negocios nombrados por dos socios
perfectamente equilibrados, entre otros, en términos de valor, EBITDA, capacidad y riesgo y mezcla de
tecnologías, uno de los cuales será asignado a Gas Natural, mientras que Enel Green Power España
mantendrá el otro grupo y se convertirá en el único accionista de Eufer. Concretamente, cada una de las
sociedades recibirá unos 550 MW de capacidad instalada, tanto operativa como en construcción
(principalmente reconducible a fuente eólica, minicentrales hidroeléctricas y cogeneración) y un pipeline de
proyectos en las fuentes de producción eólica, solar termodinámica y biomasa de cerca de 2.000 MW. La
deuda neta de Eufer se subdividirá equitativamente entre Enel Green Power España y Gas Natural.
El acuerdo estaba sujeto a algunas condiciones suspensivas, cuya aprobación se esperaba que se cumpliera a
finales de año, entre otras, en lal del Folleto, sigue pendiente la aprobación por parte de las autoridades
reglamentarias pertinentes y antitrust. Las condiciones se considerarán incumplidas en caso de que no sean
satisfechas antes del 31 de enero de 2011.
En caso de que el perfeccionamiento de la operación se produjera a lo largo del Período de Oferta, el Emisor
lo dará a conocer mediante la publicación de un correspondiente comunicado de prensa.

22.7 Acuerdos para la adquisición de plantas hidroeléctricas y eólicas en Grecia
Al 16 de marzo de 2010, Endesa Desarrollo S.L. (sociedad controlada completamente por Endesa S.A., con a
su vez participación indirecta de Enel, que posee el 92,06% de la misma), estableció un contrato de
compraventa de la propia participación en la sociedad Endesa Hellas Power Generation and Supplies S.A.
(“Endesa Hellas”), equivalente al 50,01%, con Mytilineos Holdings S.A., titular ya del 49,99% restante de
Endesa Hellas. Dentro de dicho acuerdo, Endesa Desarrollo S.L. designó a Enel Green Power Hellas (“Enel
Green Power Hellas”, sociedad controlada completamente por Enel Green Power International B.V., a su
vez controlada completamente por Enel Green Power), que aceptó, como adquiriente de algunas sociedades
griegas titulares de plantas de energía eólica e hidroeléctrica.
Concretamente:
(i) con fecha 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas adquirió por Delta Energiaki S.A. (“Delta
Energiaki”, sociedad controlada por Endesa Hellas) la sociedad Argyri Energiaki S.A., titular de
una central hidroeléctrica situada en el municipio de Argyri – Karditsa, con capacidad autorizada
de 7 MW, contra un desembolso de unos 4,4 millones de euros, a los que hay que añadir 3

554

Sección I

millones de euros, correspondientes a la inversión estimada necesaria para la culminación de la
red de interconexión de la planta con el fin de permitir su entrada en funcionamiento;
(ii) con fecha 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas adquirió de parte de Delta Energiaki la
sociedad Aioliki Martinou S.A., titular de un parque eólico ya en funcionamiento situado en el
municipio de Opountion, provincia de Ftiótide, con capacidad autorizada de 6 MW, contra un
desembolso de unos 9,5 millones de euros;
(iii) con fecha 1 de julio de 2010, Enel Green Power Hellas adquirió por Delta Energiaki (titular de
una participación equivalente al 49% del capital) y por Endesa Hellas (titular del 51% restante
del capital), la sociedad SHP Pougakia S.A., titular de una minicentral hidroeléctrica ya en
funcionamiento situada en el municipio de Sperxiada Lamias, con capacidad instalada de 1 MW,
contra un desembolso de unos 1,04 millones de euros;
(iv) con fecha 30 julio 2010, Enel Green Power Hellas adquirió por Delta Energiaki, (titular de una
participación equivalente al 54% del capital) y de Endesa Hellas (titular del 46% restante del
capital), la sociedad SHP Kastaniotiko S.A., titular de una minicentral hidroeléctrica ya en
funcionamiento situada en el municipio de Kastania, provincia de Trikala, con capacidad
máxima de 2 MW, contra un desembolso de unos 1,94 millones de euros;
El valor de la operación para la adquisición de dichas sociedades ha sido determinado por el método del
flujo de efectivo descontado (denominado discounted cash flow).

22.8 Acuerdo marco para la compra de turbinas eólicas
Con fecha 15 de julio de 2010, Enel Green Power suscribió respectivamente con Siemens Wind Power A/S
(“Siemens”) y Vestas Italia S.r.l. (“Vestas”) dos acuerdos marco para el suministro de turbinas eólicas que
podrán cubrir el 60% del plan estratégico de inversiones de Enel Green Power para el sector eólico en el
período 2011-2014.
El primer acuerdo marco con Siemens, tenía por objeto el suministro, el transporte, la instalación y el
mantenimiento por parte de Siemens a favor de Enel Green Power, en los diferentes países en los que el
Grupo opera y para el período 2011-2014, de turbinas eólicas para una potencia total de 600 MW, con la
opción a favor de Enel Green Power de aumentar dicha potencia en unos 600 MW en el mismo período de
validez.
El segundo acuerdo marco con Vestas, tenía por objeto el suministro, el transporte, la instalación y el
mantenimiento por parte de Vestas a favor de Enel Green Power, en los diferentes países en los que el Grupo
opera y para el período 2011-2014, de turbinas eólicas para una potencia total de 700 MW, con la opción a
favor de Enel Green Power de aumentar dicha potencia en unos 700 MW en el mismo período de validez.
Ambos contratos tienen duración hasta el 31 de diciembre de 2014.

555


CAPÍTULO XXIII – INFORMACIÓN DE MINORITARIOS, DECLARACIONES DE EXPERTOS Y
DECLARACIONES DE INTERESES

23.1 Informes de expertos
Admitiendo las fuentes de mercado indicadas en el Capítulo VI de esta Sección I, en el Folleto no figuran
dictámenes ni informes atribuidos a expertos.

23.2 Información procedente de minoritarios
La información procedente de minoritarios que figura en el Folleto ha sido reproducida fielmente y, por lo
que sabe el Emisor o pueda presuponer teniendo como base la información publicada por los minoritarios en
cuestión, no se han omitido hechos que pudieran hacer que la información reproducida fuera inexacta o
engañosa. Para más detalle, las fuentes de información se indican en una nota sobre las partes relevantes del
Folleto.

556

Sección I

CAPÍTULO XXIV – DOCUMENTOS PARA CONSULTA
Durante el período de validez del Folleto, se podrán consultar copias de los siguientes documentos en el
domicilio social del Emisor; (Roma, Viale Regina Margherita nº 125) en horario de oficina y durante los días
laborables y en el domicilio social de la Bolsa Italiana (Milán, Piazza degli Affari, nº 6) así como en la
página web www.enelgreenpower.com:
(a) Escritura de constitución y estatutos sociales de Enel Green Power S.p.A.;
(b) Reglamento de las sesiones de juntas generales adoptado por la junta general de Enel Green
Power con fecha 10 de junio de 2010;
(c) Balance consolidado semestral abreviado de Enel Green Power del 30 de junio de 2010
acompañado del informe de la Sociedad Auditora;
(d) Balance de ejercicio y consolidado del Emisor para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2009, presentado de conformidad con las IFRS adoptadas por la Unión Europea y acompañado
del informe de la Sociedad Auditora;
(e) Cuenta de resultados consolidada pro forma del Grupo para el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009 acompañado del informe de la Sociedad Auditora;
(f) Balance de ejercicio y agregado del Emisor para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2008, acompañados del informe de la Sociedad Auditora.
***

557


CAPÍTULO XXV – INFORMACIÓN SOBRE PARTICIPACIONES
Para la información que figura en el presente Capítulo véase la Sección I, Capítulo VII, Párrafo 7.2 del
Folleto.

558

Sección II

SECCIÓN II

559



560

Sección II

CAPÍTULO I – PERSONAS RESPONSABLES

1.1 Responsables del Folleto informativo
Véase Sección I, Capítulo I, Párrafo 1.1 del Folleto.

1.2 Declaración de responsabilidad
Véase Sección I, Capítulo I, Párrafo 1.2 del Folleto.

561


CAPÍTULO II – FACTORES DE RIESGO

Véase Sección I, Capítulo IV, Factores de Riesgo del Folleto.

562

Sección II

CAPÍTULO III – INFORMACIÓN FUNDAMENTAL

3.1 Declaración relativa al capital circulante
El Emisor considera que, a nivel del Grupo, el capital circulante consolidado del que dispone es suficiente
para las necesidades actuales del Grupo, entendiéndose como tales las relacionadas con los doce meses
posteriores a lal del Folleto.
Para más información sobre los recursos financieros del Grupo, véase la Sección I, Capítulo X, del Folleto
Informativo.
3.2 Fondos propios y endeudamiento
En la tabla mostrada a continuación se indica el análisis de la composición de los fondos propios y del
endeudamiento del Grupo a 31 de Agosto de 2010.
A 31 de agosto
(En millones de euros) 2010
Endeudamiento financier no corriente (A) 1.496

Total endeudamiento financiero corriente (B) 2.236

Fondos propios
Capital social 1.000
Otras reservas diferentes (*) 5.123
Total de fondos propios (C) 6.123

Total de fondos propios y endeudamiento financiero (A+B+C) 9.855
(*) Esta partida no incluye los Resultados totales devengados con posterioridad al 31 de diciembre de 2009

3.3 Intereses de las personas físicas y jurídicas que participan en la Oferta Global de Venta
El Emisor no tiene conocimiento de intereses destacados por parte de personas físicas o jurídicas con
relación a la Oferta.

3.4 Motivaciones de la Oferta y empleo de los ingresos
Enel pretende continuar su propia estrategia centrada en la valorización y el desarrollo a escala mundial de
las actividades del Grupo en el sector de las energías renovables. Para ello, Enel ha procedido a la
reorganización de las actividades renovables poseídas por el Grupo en la Península Ibérica, y las ha
conferido en su totalidad a la empresa Enel Green Power España participada, tras esta reorganización, en un
60% por Enel Green Power y en un 40% por Endesa Generación S.A.
La cotización en Bolsa garantizará a Enel Green Power la plena visibilidad en el mercado nacional e
internacional.
La cesión de una cuota de minoría del capital de la Sociedad por parte de Enel está destinada a la
consecución del objetivo prioritario de estabilidad financiera del Grupo Enel y entra en el plan de
desinversión más amplio presentado en el mercado en marzo de 2010, cuyos ingresos totales serán utilizados
por Enel para la reducción del actual nivel de endeudamiento.

563


CAPÍTULO IV – INFORMACIÓN RELATIVA A LOS VALORES QUE VAN A
OFRECERSE/ADMITIRSE A COTIZACIÓN

4.1 Descripción de las Acciones
Las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta están representadas por un número máximo de
1.415.000.000 acciones ordinarias de la Sociedad, con un valor nominal de 0,20 euros cada una de ellas.
En el marco de la Oferta Global de Venta, serán objeto de la Oferta Pública en Italia un mínimo de
176.875.000 Acciones, que equivalen al 12,5% de las Acciones ofrecidas en el marco de la Oferta Global de
Venta.
Como resultado de la Oferta Global de Venta, el porcentaje de capital social representado por las Acciones
objeto de la Oferta Global de Venta será igual al 28,3%.
Además, se prevé la concesión, por parte de Enel S.p.A. a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, de
una opción de compra al Precio de la Oferta (“la Opción Green Shoe”) de un número máximo de
210.000.000 Acciones, que se corresponden con aproximadamente el 15% de las Acciones objeto de la
Oferta Global de Venta, para que se distribuyan entre los destinatarios de la Oferta Institucional en caso de
Sobreadjudicación (Over Allotment) (véase Sección II, Capítulo V, Párrafo 5.2.5).
Como resultado de la Oferta Global de Venta, en el caso de que se ejecute en su totalidad la Opción Green
Shoe, el porcentaje de capital social representado por las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta y de la
Opción Green Shoe será igual al 32,5%.
El código ISIN de las Acciones es IT0004618465.

4.2 Legislación conforme a la cual se han emitido las Acciones
Las Acciones han sido emitidas de acuerdo con las leyes de Italia.

4.3 Características de las Acciones
Las Acciones ordinarias de la Sociedad son nominativas y desmaterializadas.
Las Acciones serán incluidas en el sistema de gestión centralizada que gestiona Monte Titoli S.p.A. para
instrumentos financieros sin su incorporación a títulos. El domicilio social de Monte Titoli está en el nº 6 de
Via Andrea Mantegna, en Milán.
A las acciones no es aplicable el régimen del art. 22, apartado primero, del Real Decreto 116/1992, del 14 de
febrero, relativo a las acciones desmaterializadas y a la liquidación y compensación de las transacciones
efectuadas en los mercados reglamentados.

4.4 Divisa de las Acciones
Las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta están denominadas en euros.

564

Sección II

4.5 Descripción de los derechos inherentes a las Acciones
Todas las acciones ordinarias de la Sociedad, incluidas las Acciones, tienen las mismas características y
confieren a sus titulares los mismos derechos. Las Acciones tendrán un usufructo regular. A lal del Folleto no
existen tipos de acciones que no sean ordinarias. De conformidad con el art. 26 del Estatuto que entrará en
vigor con posterioridad al comienzo de la cotización de las Acciones en el MTA, los dividendos no cobrados
en el plazo de cinco años a contar desde el día en que puedan ser demandados prescribirán a favor del
Emisor, atribuyéndose a reservas.
Toda acción ordinaria de la Sociedad confiere el derecho a un voto en todas las juntas generales ordinarias y
extraordinarias de la Sociedad, así como los demás derechos políticos que prevén las disposiciones legales y
los Estatutos Sociales aplicables (véase Sección I, Capítulo XXI, Apartado 21.2.3 del Folleto).
Los accionistas que depositen las propias acciones a intermediarios adherentes a Iberclear, recibirán los
dividendos mediante ingreso efectuado a través de las cuentas corrientes de los que sean titulares con dichos
intermediarios, en base al art. 25 del Real Decreto 116/1992, del 14 de febrero, y al acuerdo estipulado entre
Monte Titoli e Iberclear con fecha del 4 de agosto de 1999.

4.6 Resoluciones, autorizaciones y aprobaciones en virtud de las cuales las Acciones han sido y/o
serán emitidas
Las Acciones son ofrecidas en venta por el Accionista Vendedor. Por lo tanto, la Oferta Global de Venta no
tiene prevista la emisión de nuevas acciones ordinarias por parte de la Sociedad.

4.7 Fecha de emisión y de puesta a disposición de las Acciones
En cuanto se haya pagado el precio estipulado, las Acciones adjudicadas en el marco de la Oferta Pública
serán puestas a disposición de aquellos a quienes correspondan, sin incorporarse a títulos, por medio de un
cargo efectuado en las cuentas de depósito que las Entidades Colocadoras tienen en Monte Titoli.

4.8 Restricciones a la libre transmisibilidad de las Acciones
No existen restricciones a la libre transmisibilidad de las Acciones.

4.9 Indicación de la existencia de eventuales normas en materia de oferta obligatoria de adquisición
y/o de oferta de adquisición residual en relación con las Acciones
Son de aplicación a las Acciones las normas en materia de oferta pública de adquisición previstas por la Ley
de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) y por los correspondientes reglamentos de actuación.

4.10 Ofertas públicas de adquisición efectuadas sobre las Acciones del Emisor durante el último
ejercicio y durante el ejercicio en curso
Las Acciones no han sido nunca objeto de oferta pública de adquisición o de intercambio, ni la Sociedad ha
actuado como licitadora en el marco de dichas operaciones.

565


4.11 Régimen fiscal
4.11.1 Régimen fiscal aplicable en Italia
La información recogida a continuación resume el régimen fiscal propio de la adquisición, de la tenencia y
transmisión de las Acciones del Emisor en virtud de la normativa tributaria italiana vigente y sobre la base de
los tipos específicos de inversores.
Lo detallado a continuación no pretende ser un análisis exhaustivo de las consecuencias fiscales que conlleva
la adquisición, la tenencia y la transmisión de acciones.
El régimen fiscal propio de la adquisición, de la tenencia y de la transmisión de acciones, que se recoge a
continuación, se basa en la legislación vigente y en la práctica existente a lal del Folleto, admitiéndose que
las mismas quedan sujetas a posibles cambios incluso con efectos retroactivos, y representa por lo tanto una
mera introducción a la materia.
Por ello, los inversores están obligados a consultar a sus asesores en relación con el régimen fiscal propio de
la adquisición, de la tenencia y transmisión de acciones y a verificar la naturaleza y el origen de las
cantidades percibidas como distribuciones sobre las acciones del Emisor (dividendos o reservas).
A) Definiciones
A los efectos del presente apartado 4.11 del Folleto Informativo, los términos definidos tienen el significado
que se indica a continuación.
“Acciones”: las acciones del Emisor objeto de la presente Oferta;
“Transmisión de Participaciones Significativas”: transmisión de acciones, diferentes de las acciones de
ahorro, derechos y títulos por medio de los cuales se pueden adquirir acciones que superen, en un período de
doce meses, los límites para su denominación como Participación Significativa. A los efectos de verificar los
límites de cualificación de las transmisiones en el plazo de los doce meses, se tendrán en cuenta las
transmisiones efectuadas desde el momento en que los títulos y los derechos poseídos representan un
porcentaje de derechos de voto o de participación superiores a los límites anteriormente citados. Para los
derechos o títulos por medio de los que se puedan adquirir participaciones, se tendrá en cuenta el porcentaje
de derechos de voto o de participación en el capital potencialmente asociados a dichas las participaciones.
“Participaciones No Significativas”: las participaciones sociales de la sociedad que cotizan en mercados
regulados distintas de las Participaciones Significativas;
“Participaciones Significativas”: las participaciones sociales en la sociedad que cotizan en mercados
regulados constituidas por la tenencia de participaciones (diferentes de las acciones de ahorro), derechos o
títulos, por medio de los cuales se pueden adquirir las participaciones citadas, que representan en su totalidad
un porcentaje de derechos de voto ejercitables en la junta ordinaria superior al 2%, o bien una participación
en el capital o en el patrimonio superior al 5%.
B) Régimen fiscal de los dividendos
Los dividendos atribuidos a las acciones del Emisor estarán sujetos al régimen fiscal aplicable a los
dividendos satisfechos por sociedades anónimas con domicilio fiscal en Italia.
Se prevén las siguientes modalidades distintas de imposición en lo que respecta a los diferentes tipos de
perceptores.

566

Sección II

(i) Personas físicas con domicilio fiscal en Italia y que no ejercen actividades empresariales
Los dividendos percibidos por personas físicas que no tengan domicilio fiscal en Italia, por acciones que
posean al margen de su actividad empresarial y que sean Participaciones No Significativas, incluidas en el
sistema de registro centralizado gestionado por Monte Titoli (como las acciones del Emisor objeto de la
presente oferta), están sujetas a un impuesto sustitutivo con un tipo impositivo del 12,5%, con obligación de
retención, de conformidad con el art. 27 ter del Decreto del Presidente de la República nº 600 de 19 de
septiembre de 1973 (el “DPR 600/1973”). No existe obligación por parte de los perceptores de indicar los
dividendos percibidos en la declaración de la renta.
Este impuesto sustitutivo se aplica a las personas residentes que tienen depositados sus títulos en el sistema
de depósito centralizado gestionado por Monte Titoli, tanto directamente como por medio de un
representante fiscal en Italia (en concreto, un banco, una SIM (Societá d’Intermediazione Mobiliare)
residente en Italia, una organización estable de bancos o de empresas de inversión no residentes con
domicilio en Italia, o bien una sociedad de gestión centralizada de instrumentos financieros autorizada de
conformidad con el artículo 80 del TUF), por las personas (depositarios) no residentes que se adhieren al
Sistema Monte Titoli o a sistemas extranjeros de depósito centralizado que se adhieren al sistema Monte
Titoli.
Tras la entrada en vigor del Decreto Legislativo nº 213 de 24 de junio de 1998 sobre la anotación contable de
los títulos, esta modalidad de imposición fiscal constituye el régimen ordinario aplicable a las acciones
negociadas en mercados italianos regulados, como es el caso de las acciones del Emisor objeto de la presente
oferta.
Los dividendos percibidos por personas físicas con domicilio fiscal en Italia por acciones que posean al
margen de su actividad empresarial y que constituyan Participaciones Cualificadas, no estarán sujetos a
retención alguna a cuenta o a impuestos sustitutivos a condición de que los beneficiarios, en el momento de
percibirlos, declaren que los Resultados percibidos provienen de participaciones consideradas
Participaciones Significativas.
Dichos dividendos se tienen en cuenta, parcialmente, en la cuantificación de la renta imponible global del
socio. El Decreto Ministerial del Ministero dell’Economia e delle Finanze de 2 de abril de 2008 (el “DM de
2 de abril de 2008”) -en aplicación del artículo 1, apartado 38 de la Ley italiana nº 244 del 24 de diciembre
de 2007 (la “Ley general de presupuestos de 2008”)- ha determinado el porcentaje de participación en la
cuantificación de la renta en la proporción del 49,72%. Dicho porcentaje se aplica a los dividendos
provenientes de Resultados generados por las sociedades en los ejercicios posteriores a 31 de diciembre de
2007. Se mantiene la aplicación del porcentaje anterior en la cuantificación de la renta, igual al 40%, para los
Resultados generados hasta el 31 de diciembre de 2007. Además, los acuerdos de distribución posteriores a
aquellos que tenían por objeto el Resultado del ejercicio terminado a 31 de diciembre de 2007, a efectos
fiscales del perceptor, los dividendos distribuidos se consideran prioritariamente compuestos por Resultados
generados por la sociedad hasta esal.
(ii) Personas físicas con domicilio fiscal en Italia y que ejercen actividades empresariales
Los dividendos percibidos por personas físicas que tienen domicilio fiscal en Italia por acciones que posean
en relación con su actividad empresarial no están sujetos a retención alguna a cuenta o a impuestos
sustitutivos a condición de que los beneficiarios, en el momento de percibirlos, declaren que los Resultados
percibidos provienen de participaciones pertenecientes a actividades empresariales. Dichos dividendos se
tienen en cuenta, parcialmente, para la cuantificación de la renta imponible global del socio. El DM de 2 de
abril de 2008 -en aplicación del artículo 1, apartado 38 de la Ley general de presupuestos italiana de 2008-

567


ha determinado el porcentaje de participación en la cuantificación de la renta en la proporción del 49,72%.
Dicho porcentaje se aplica a los dividendos provenientes de Resultados generados por las sociedades en los
ejercicios posteriores al 31 de diciembre de 2007. Se mantiene la aplicación del porcentaje anterior en la
cuantificación de la renta, igual al 40%, para los Resultados generados hasta el 31 de diciembre de 2007.
Además, los acuerdos de distribución posteriores a aquellos que tenían por objeto el Resultado del ejercicio
terminado a 31 de diciembre de 2007, a efectos fiscales del perceptor, los dividendos distribuidos se
consideran prioritariamente compuestos por Resultados generados por la sociedad hasta esal.
(iii) Sociedades comanditarias colectivas y equivalentes según el artículo 5 del Decreto del Presidente de la
República nº 917 de 22 de diciembre de 1986 (en adelante el “TUIR”), sociedades y entes según el
artículo 73, apartado primero, letras a) y b), del TUIR, con domicilio fiscal en Italia.
Los dividendos percibidos por sociedades comanditarias colectivas y equivalentes (con exclusión de las
sociedades simples) de conformidad con el artículo 5 del TUIR, por sociedades y entes según el artículo 73,
apartado primero, letras a) y b) del TUIR, es decir por sociedades anónimas y comanditarias por acciones,
sociedades de responsabilidad limitada, entes públicos y privados que tengan por objeto exclusivo o principal
el ejercicio de actividades empresariales (denominados entes comerciales), con domicilio fiscal en Italia, no
están sujetos a retención a cuenta alguna en Italia y se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta
imponible global del perceptor con las siguientes modalidades:
- las distribuciones a favor de sujetos IRPEF (sociedades colectivas, sociedades comanditarias simples) se
tienen en cuenta parcialmente en la cuantificación de la renta imponible global del perceptor; El DM de 2
de abril de 2008 -en aplicación del artículo 1, apartado 38 de la Ley general de presupuestos italiana de
2008- ha determinado el porcentaje de participación en la cuantificación de la renta en la proporción del
49,72%. Dicho porcentaje se aplica a los dividendos provenientes de Resultados generados por las
sociedades en los ejercicios posteriores a 31 de diciembre de 2007. Se mantiene la aplicación del
porcentaje anterior en la cuantificación de la renta, igual al 40%, para los Resultados generados hasta el
31 de diciembre de 2007. Además, los acuerdos de distribución posteriores a aquellos que tenían por
objeto el Resultado del ejercicio terminado a 31 de diciembre de 2007, a efectos fiscales del perceptor,
los dividendos distribuidos se consideran prioritariamente compuestos por Resultados generados por la
sociedad hasta esal.
- las distribuciones en favor de entidades afectadas por el Impuesto sobre la Renta de Sociedades Italiano -
IRES- (sociedades anónimas, sociedades de responsabilidad limitada, sociedades comanditarias por
acciones y entes comerciales) se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta imponible global del
perceptor con una limitación del 5% del importe, o bien del total del importe si se refieren a títulos
ostentados para la negociación por parte de entidades que aplican los principios contables internacionales
IAS/FRS.
(iv) Entidades según el artículo 73 (1), letra c) del TUIR, con domicilio fiscal en Italia.
Los dividendos percibidos por las entidades según el art. 73, apartado primero, letra c), del TUIR, es decir,
las entidades públicas y privadas con domicilio fiscal en Italia, diferentes de las sociedades, que no tienen
como fin exclusivo o principal el ejercicio de actividades empresariales, se tienen en cuenta para la
cuantificación de la renta global con una limitación del 5% del importe.
(v) Personas exentas
Para las acciones, tales como las Acciones emitidas por Emisor, registradas en el sistema de depósito
centralizado gestionado por Monte Titoli, los dividendos percibidos por las personas residentes exentas del

568

Sección II

impuesto sobre la renta de las sociedades (IRES) están sujetos a un impuesto sustitutivo de un tipo
impositivo del 27% que será aplicado por la entidad (adherida al sistema de depósito centralizado gestionado
por Monte Titoli) en laque las Acciones están depositadas.
(vi) Fondos de pensiones italianos y O.I.C.V.M.
Los dividendos percibidos por parte de (a) fondos de pensiones italianos conformes al D. Lgs. nº 252 de 5 de
diciembre de 2005 (el “Decreto 252”) y (b) por los organismos italianos de inversión colectiva en valores
mobiliarios sujetos a la disciplina según el artículo 8, apartados 1 a 4, del Decreto Lgs. 461/1997
(“O.I.C.V.M.”), no están sujetos a retención a cuenta ni a impuesto sustitutivo.
Se tienen en cuenta para la cuantificación de los resultados globales anuales de gestión devengados, sujetos
al impuesto sustitutivo con un tipo impositivo del 11% para los fondos de pensiones y con un tipo impositivo
del 12,5% para los O.I.C.V.M. En relación a los fondos de inversión colectiva en valores mobiliarios o
SICAV residentes con menos de 100 partícipes -a excepción del supuesto en el que las participaciones o
acciones de dichos organismos en posesión de inversores cualificados, que no sean personas físicas, sean
superiores al 50%- el impuesto sustitutivo del 12,5% se aplica sobre la parte del resultado de la gestión
distinto del que se refiere a participaciones “significativas” (que, por el contrario, está sujeto a un impuesto
sustitutivo del 27%). A estos efectos se consideran “significativas” las participaciones del capital o del
patrimonio con derecho a voto en sociedades negociadas en mercados regulados superiores al 10% (en el
cómputo de este porcentaje se tienen en cuenta los derechos, representados o no por títulos, que permiten la
adquisición de participaciones en el capital o en el patrimonio con derecho a voto).
(vii) Fondos de inversión colectiva inmobiliaria
De conformidad con el Decreto Ley nº 351 de 25 de septiembre de 2001 (el “Decreto 351”), modificado por
la Ley nº 410 de 23 de noviembre de 2001 y modificado con posterioridad por el artículo 41 bis del Decreto
Ley nº 269 de 30 de septiembre de 2003 (el “Decreto 269”), modificado por la Ley nº 326 de 24 de
noviembre de 2003, los dividendos percibidos por los fondos de inversión colectiva inmobiliaria constituidos
de acuerdo con el artículo 14 bis de la Ley nº 86 de 25 de enero de 1994 (la “Ley 86”), así como por los
fondos de inversión inmobiliaria constituidos con anterioridad al 26 de septiembre de 2001, no están sujetos
a retención de impuestos ni a impuestos sustitutivos.
Por lo que respecta al régimen fiscal aplicable a los fondos de inversión colectiva inmobiliaria, se debe
observar que se han incorporado modificaciones importantes en el artículo 32 del Decreto Ley nº 78 de 31 de
mayo de 2010 (el “Decreto 78”), modificado por la Ley nº 122 de 30 de julio de 2010 (publicada en el
Boletín Oficial del Estado italiano nº 176 de 30 de julio de 2010).
En concreto, de acuerdo con lo manifestado por las Autoridades Supervisoras en las inspecciones
practicadas, el art. 32 del Decreto 78 tiene como fin contrarrestar el uso de los fondos de inversión colectiva
para finalidades diferentes de la captación del ahorro público y de la inversión colectiva en el sector
inmobiliario.
Dicha regulación da una definición precisa de fondo de inversión colectiva que pretende especificar los
elementos que caracterizan la función económica que el fondo debería tener, como la pluralidad de
inversores, la política predeterminada de inversión del ahorro colectivo y la autonomía de las Sociedades de
Gestión del Ahorro (“SGA”), respecto a los inversores, en la gestión del fondo.
Se ha previsto, con este objetivo, que en el plazo de 30 días desde que entre en vigor la Ley de conversión (y,
por lo tanto, antes del 30 de agosto de 2010, si tiene lugar la entrada en vigor de la Ley de conversión el 31

569


de julio de este año), que el Ministero dell’economia e delle finanze promulgue las normas de desarrollo
necesarias.
De forma análoga, se prevé que en los 30 días siguientes (desde lal de promulgación de dichas normas de
desarrollo), las SGA que hayan constituido fondos de inversión colectiva y que a 31 de mayo de 2010 no
sean conformes con la nueva definición, tal y como reza la modificación del art. 32 del Decreto nº 78,
deberán adoptar las decisiones consiguientes de adecuación. De otro modo, estas SGA deberán, en el mismo
plazo, acordar la liquidación de los fondos que ellas mismas gestionan, si carecen de los requisitos arriba
indicados.
En el caso de que las SGA adopten las decisiones necesarias para ajustar los fondos que gestionan a la nueva
definición, deberán desembolsar un impuesto sustitutivo del 5%, a aplicar sobre el valor neto del fondo, tal y
como resulta del documento redactado a 31 de diciembre de 2009.
De no ser así, en el caso de que estas SGA acuerden liquidar los fondos gestionados por ellas sin ajustarse a
la nueva definición, deberán aplicar, sobre el mismo valor neto, del fondo un impuesto sustitutivo del 7%.
Estos impuestos sustitutivos deberán ser abonados por la SGA el 31 de marzo de 2011, 2012 y 2013, por un
importe equivalente al, el 40%, el 30% y el 30%, respectivamente.
Además, según las modificaciones que recoge la Ley de conversión, se prevé que la liquidación no podrá
posponerse más de cinco años y que, sobre los resultados de gestión producidos a partir del 1 de enero de
2010, la SGA aplicará un impuesto sustitutivo de los impuestos sobre la renta y del IRAP del 7%, pagadero
antes del 16 de febrero del año siguiente.
Como consecuencia de la aplicación de estos impuestos sustitutivos, está previsto, además, que, para evitar
una doble imposición, no se aplique la retención del 20%, prevista por el art. 7 del Decreto nº 351, sobre
ingresos percibidos por los suscriptores, hasta llegar a la cantidad sujeta al impuesto sustitutivo del 5% o del
7%, arriba indicados. Del mismo modo, el coste de suscripción o de compra relevante para el suscriptor en
caso de negociación de la cuota poseída en un fondo de inversión colectiva se reconoce hasta alcanzar los
valores que se han tenido en cuenta para la cuantificación de la base imponible para la aplicación del
impuesto sustitutivo.
Las normas explicadas en los párrafos anteriores, como ya se ha dicho, tienen como fin contrarrestar el uso
de los fondos como vehículos, poseídos por una agrupación restringida de inversores que desean beneficiarse
del régimen impositivo más Resultadoso acordado para los mismos fondos en lugar del régimen fiscal
ordinario aplicable a las persones físicas sobre los bienes inmuebles que dichas personas poseen.
Por consiguiente, en consideración a este objetivo y a estas modificaciones, el art. 32 del Decreto nº 78
deroga las disposiciones que hasta hoy perseguían, de otro modo, objetivos similares, y que estaban
contenidas en los apartados 17 a 20, del art. 82 del Decreto Ley nº 112 del 25 de junio de 2008 (el “Decreto
112”), modificado por la Ley nº 133, del 6 de agosto de 2008.
No obstante lo anterior, permanece en vigor la modificación recogida en el art. 7 del Decreto nº 351 por el
párrafo 21 del art. 82 del Decreto nº 112, en virtud del cual los ingresos derivados de la participación en los
fondos inmobiliarios se atribuyen a los perceptores con una retención del 20%, aplicada en forma de anticipo
o de impuesto (en función de la naturaleza jurídica del perceptor).
Además, por lo que respecta al régimen de tributación de los ingresos derivados de la participación en los
fondos inmobiliarios, percibidos por sujetos no residentes, se debe tener presente que el Decreto nº 78 ha
introducido algunas modificaciones.

570

Sección II

Para los ingresos satisfechos después del 31 de mayo de 2010 y devengados después del 31 de diciembre de
2009, se ha derogado el régimen de exclusión de la retención, previsto por el apartado 3 del art. 7 del Decreto
Ley nº 351 de 2001, para los ingresos percibidos por las personas, beneficiarias efectivos, con residencia
fiscal en países del extranjero que garantizan un intercambio adecuado de información con la agencia
tributaria italiana; este régimen de exclusión de retenciones, sin embargo, se sigue aplicando de forma
limitada a los ingresos percibidos por las mismas personas desde el 31 de mayo de 2010 pero devengados
antes del 31 de diciembre de 2009; además está previsto que este régimen de no sujeción a retención se
aplique a ingresos percibidos por fondos de pensión y organismos de inversión colectivos del ahorro
extranjeros, instituidos en estados o territorios incluidos en la “white-list” que contempla el art. 168 bis del
TUIR.
Por último, se ha regulado normativamente la aplicación de la retención prevista por los convenios para
evitar la de doble imposición eventualmente estipulados entre Italia y el país extranjero de residencia del
suscriptor de las participaciones del fondo de inversión inmobiliaria.
(viii) Personas no residentes en Italia que poseen las Acciones por medio de una organización estable en
territorio italiano
Los dividendos percibidos por personas que no tengan domicilio fiscal en Italia y que posean la participación
a través de una organización estable en Italia no están sujetas a retención alguna en Italia ni a impuestos
sustitutivos y se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta global de la organización estable en un
porcentaje del 5% del importe, o bien por el importe completo si se refieren a títulos poseídos para la
negociación por personas que aplican los principios contables internaciones IAS/IFRS.
Si los dividendos son atribuibles a una participación que no guarde relación con una organización estable en
Italia del sujeto perceptor no residente, debe hacerse referencia a lo expuesto en el siguiente párrafo.
(ix) Personas no residentes en Italia que no poseen las Acciones por medio de una organización estable en
territorio italiano
Los dividendos provenientes de acciones o de títulos similares incluidos en el sistema de depósito
centralizado gestionado por Monte Titoli (como las acciones del Emisor objeto de la presente oferta),
percibidos por sujetos no residentes en Italia y que carecen de una organización estable en territorio italiano a
la que pueda atribuirse la participación, están sujetos en principio a un impuesto sustitutivo del 27%,
reducido al 12,50% por los Resultados pagados sobre acciones de ahorro, de conformidad con el art. 27 ter
del Decreto del Presidente de la República 600/1973.
Se aplica este impuesto sustitutivo a las personas residentes que tengan depositados títulos, incluidos en el
sistema de depósito centralizado gestionado por Monte Titoli directamente o por medio de un representante
fiscal nombrado en Italia (en concreto, un banco o una SIM (Societá d’Intermediazione Mobiliare) residente
en Italia, una organización estable con domicilio en Italia de bancos o de empresas de inversión no
residentes, o bien una sociedad de gestión centralizada de instrumentos financieros autorizada de
conformidad con el artículo 80 del TUF), por las personas (depositarios) no residentes que se adhieren al
Sistema Monte Titoli o a sistemas extranjeros de depósito centralizado que se adhieren al sistema Monte
Titoli.
Los accionistas que carezcan de domicilio fiscal en Italia, distintos de los accionistas de ahorro, tienen
derecho a solicitar, de acuerdo con las condiciones y los plazos legales, el reembolso hasta llegar a los 4/9 del
impuesto sustitutivo aplicado en Italia de conformidad con el art. 27 ter del impuesto siempre que
demuestren que han pagado en el extranjero de modo definitivo por los mismos Resultados mediante la

571


presentación previa ante las autoridades fiscales italianas competentes la correspondiente certificación de la
oficina fiscal del estado extranjero.
Como alternativa al citado reembolso, los sujetos con domicilio fiscal en estados con los que estén vigentes
convenios para evitar la doble imposición pueden solicitar la aplicación del impuesto sustitutivo de los
impuestos sobre la renta en la modalidad (reducida) prevista por el convenio aplicable en su momento. Para
ello, las entidades en las que están depositadas las acciones, incluidas en el sistema de depósito centralizado
gestionado por Monte Titoli, deben procurarse:
- una declaración de la persona no residente efectiva beneficiaria de los dividendos, en la que consten
los datos identificativos de la propia persona, el cumplimiento de todas las condiciones a las que está
sujeta la aplicación del régimen del convenio y los eventuales elementos necesarios para determinar el
tipo impositivo aplicable de acuerdo con el convenio;
- un certificado de las autoridades fiscales competentes del Estado donde el beneficiario efectivo tenga
su domicilio fiscal, en la que conste la residencia en dicho Estado de acuerdo con el convenio. Este
certificado tendrá efectos hasta el 31 de marzo del año posterior al de su presentación.
Por otra parte, la Agencia Tributaria italiana ha acordado con las administraciones de hacienda de algunos
países extranjeros un formulario específico para poder garantizar un reembolso más eficiente y más ágil o
una exoneración total o parcial del impuesto a cuenta aplicable en Italia. Si la documentación no se presenta
a la entidad depositaria con anterioridad al pago de los dividendos, el impuesto sustitutivo se aplica con un
tipo impositivo del 27%. En ese caso, el beneficiario efectivo de los dividendos puede reclamar a la
Administración de Hacienda el reembolso de la diferencia entre la retención aplicada y la retención aplicable
en virtud del convenio por medio de la correspondiente instancia de reembolso, acompañada de la
documentación que se cita arriba, ajustándose a las condiciones y a los plazos legales.
En el caso de que los sujetos perceptores tengan (i) domicilio fiscal en uno de los estados miembros de la
Unión Europea, es decir, en uno de los estados adheridos al Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo e
incluidos en la lista que ha de elaborar con el correspondiente decreto el Ministero dell’Economia e delle
Finanze de conformidad con el artículo 168 bis del TUIR y (ii) estén sujetos a un impuesto sobre la renta de
sociedades, los dividendos están sujetos a un impuesto sustitutivo del 1,375% de la cantidad correspondiente.
Hasta que se promulgue dicho decreto del Ministero dell’Economia e delle Finanze, los estados adheridos al
Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo que se tienen en cuenta a efectos de la aplicación del
impuesto en la citada medida del 1,375% son los incluidos en la lista del Decreto del Ministero
dell’Economia e delle Finanze de 4 de septiembre de 1996 y sus posteriores modificaciones. De conformidad
con el artículo 1, apartado 68, de la Ley italiana de Presupuestos de 2008, el impuesto sustitutivo del 1,375%
se aplica únicamente a los dividendos derivados de Resultados generados a partir del ejercicio posterior al
ejercicio en curso a 31 de diciembre de 2007.
De conformidad con el art. 27 bis del DPR 600/1973, aprobado en aplicación de la Directiva nº 435/90/CEE
de 23 de julio de 1990, en el caso de que los dividendos sean percibidos por una sociedad (a) que revista una
de las modalidades previstas en el anexo a la propia Directiva nº 435/90/CEE, (b) que tenga domicilio fiscal
en un estado miembro de la Unión Europea, (c) que está sujeta, en el estado de residencia, sin posibilidad de
disfrutar de regímenes de opción o de exoneración que no estén territorial o temporalmente limitados, a uno
de los impuestos indicados en el anexo a dicha Directiva y (d) que posea una participación directa en el
Emisor no inferior al 10 por ciento del capital social, por un período ininterrumpido de al menos un año,
dicha sociedad tiene derecho a reclamar a las autoridades fiscales italianas el reembolso del impuesto
sustitutivo aplicado sobre los dividendos que hubiera percibido. Para ello, la sociedad no residente debe

572

Sección II

presentar una certificación expedida por las autoridades fiscales competentes del estado extranjero, que dé fe
de que la sociedad no residente satisface los requisitos mencionados, así como la documentación que avale la
subsistencia de las condiciones arriba indicadas. Además, según las interpretaciones de las autoridades
fiscales italianas, al verificarse dichas condiciones y como alternativa a la presentación de la solicitud de
reembolso posterior a la distribución del dividendo, si el período mínimo anual de posesión de la
participación en el Emisor ha trascurrido en el momento de la distribución del propio dividendo, la sociedad
no residente puede reclamar directamente al intermediario depositario de las Acciones la no aplicación del
impuesto sustitutivo presentando al intermediario en cuestión la misma documentación arriba indicada. Por
lo que respecta a las sociedades no residentes que resulten directa o indirectamente controladas por personas
no residentes en los Estados de la Unión Europea, este régimen de reembolso o de no aplicación del
impuesto sustitutivo puede ser empleado solamente a condición de que las propias sociedades demuestren
que no han sido constituidas con la finalidad exclusiva o principal de beneficiarse del régimen en cuestión.
(x) Distribución de reservas según el art. 47, apartado quinto, del TUIR
La información facilitada en este párrafo resume el régimen fiscal aplicable a las distribuciones por parte del
Emisor -en ocasiones diferente de los supuestos de reducción del capital sobrante, de rescisión, de exclusión,
de recompra o de liquidación― de las Reservas de Capital que trata el art. 47, apartado quinto, del TUIR o,
entre otras cosas, de las reservas o de otros fondos constituidos con primas de emisión, con intereses de
compensación pagados por los suscriptores, con pagos efectuados por los socios a fondo perdido o cuenta de
capital y con saldos de revalorización monetaria exentos de impuestos (en adelante “Reservas de Capital”).
(a) Personas físicas que no ejercen actividades empresariales con domicilio fiscal en Italia
Independientemente de los acuerdos de la junta, las cantidades percibidas por personas físicas, con domicilio
fiscal en Italia y que no ejercen actividades empresariales, a modo de distribución de las Reservas de Capital
constituyen Resultados para dichos perceptores en los límites y en la medida en que subsistan para la sociedad
distribuidora Resultados de ejercicio y reservas de Resultados (a excepción de la cuota que tengan los mismos
de exención de impuestos). Las cantidades consideradas Resultados están sujetas, en función de si se trata o
no de participaciones no significativas y/o no relacionadas con la actividad empresarial, al mismo régimen que
se indica arriba. Las cantidades percibidas en forma de distribución de las Reservas de Capital, tal y como ya
se ha indicado, previa deducción del importe eventualmente calificado como Resultado, reducen en igual
cantidad el coste fiscalmente reconocido de la participación. En consecuencia, en el caso de una transmisión
posterior, la plusvalía imponible se calcula por la diferencia entre el precio de venta y el coste fiscalmente
reconocido de la participación reducido en una cantidad igual a las sumas percibidas en forma de distribución
de las reservas de capitales (previa deducción del importe eventualmente calificable como Resultado). Según
la interpretación de la Administración de Hacienda, las cantidades percibidas en forma de distribución de
Reservas de Capital constituyen Resultados en la parte que sobrepasa el coste fiscal de la participación. En
relación con las participaciones por las que la persona física haya optado por el régimen denominado de
“ahorro gestionado” según el art. 7 del Decreto Legislativo 461/1997, en ausencia de cualquier aclaración por
parte de la Administración de Hacienda y siguiendo una interpretación sistemática de las normas, las
cantidades distribuidas en forma de reparto de las Reservas de Capital deberían emplearse para conformar los
resultados anuales de la gestión vencidos una vez transcurrido el período impositivo en el que tuvo lugar la
distribución. Asimismo el valor de las participaciones al final de dicho período impositivo (o en su defecto del
régimen de “ahorro gestionado” si es anterior) debe incluirse en el cálculo del resultado anual vencido de la
gestión en el período impositivo, para que se someta a un impuesto sustitutivo del 12,50%.

573


(b) Sociedades colectivas, comanditarias y equivalentes según el artículo 5 del TUIR, sociedades de
personas, sociedades y entidades según el art. 73, apartado primero, letras a) y b) del TUIR, y personas
físicas que ejercen actividades empresariales con domicilio fiscal en Italia.
Para las personas físicas que ejercen actividades empresariales, las sociedades colectivas, comanditarias y
equivalentes (con exclusión de las sociedades simples) según el artículo 5 del TUIR, las sociedades y
entidades según el art. 73, apartado primero, letras a) y b), del TUIR, con domicilio fiscal en Italia, las
cantidades percibidas en concepto de distribución de las Reservas de Capital constituyen Resultados dentro
de los límites y en la medida en que subsistan Resultados del ejercicio y reservas de Resultados (a excepción
de las cuotas que estos aparten por exención de impuestos) para la sociedad que dispone el desembolso. Las
cantidades consideradas Resultados deberían atenerse al mismo régimen que se indica arriba. Las cantidades
percibidas en concepto de distribución de las Reservas de Capital, en la parte que excede el coste fiscal de la
participación, reducen el coste fiscalmente reconocido de las participaciones de un importe igual. Las
cantidades percibidas en concepto de distribución de las Reservas de Capital, en la parte que excede el coste
fiscal de la participación, constituyen plusvalías y, como tales, se someten al régimen que se detalla en el
Párrafo C siguiente.
(c) Fondos de pensiones italianos y O.I.C.V.M (fondos de inversión, SICAV)
De acuerdo con una interpretación sistemática de las normas, las cantidades percibidas por O.I.C.V.M
(fondos de inversión, SICAV) y fondos de pensiones italianos reflejados en el Decreto nº 252 en forma de
distribución de las Reservas de Capital deberían pasar a conformar el resultado neto de gestión relativo al
período impositivo en el que ha tenido lugar la distribución, sujeto a un impuesto sustitutivo del 12,50%
(11% en el caso de fondos de pensión). Asimismo el valor de las participaciones al final del mismo período
impositivo debe incluirse en el cálculo del resultado anual de gestión. Por lo que se refiere a fondos de
inversión colectiva en valores mobiliarios o SICAV residentes con menos de 100 partícipes -a excepción del
caso en el que las participaciones o acciones de dichos organismos en posesión de inversores cualificados,
que no sean personas físicas, sean superiores al 50%― el impuesto sustitutivo del 12,50% se aplica en la
parte del resultado de la gestión diferente del que se refiere a participaciones “significativas” (que, por el
contrario, está sujeto a un impuesto sustitutivo del 27%). Con este objeto se consideran “cualificadas” las
participaciones en el capital o en el patrimonio con derecho a voto en sociedades negociadas en mercados
regulados superiores al 10% (en el cálculo de este porcentaje se toman en consideración los derechos,
representados o no por títulos, que permiten comprar participaciones en el capital o en el patrimonio con
derecho de voto).
(d) Personas no residentes en Italia que carecen de organización estable en territorio italiano
Para las personas no residentes en Italia (ya sean personas físicas o sociedades de capital), que carezcan de
una organización estable en Italia a efectos de la participación, la naturaleza fiscal de las cantidades
percibidas a modo de distribución de las Reservas de Capital es la misma que la que se pone de manifiesto
para las personas físicas con domicilio fiscal en Italia. Del mismo modo que se ha indicado para las personas
físicas y para las sociedades de capitales, las cantidades percibidas a modo de distribución de las Reservas de
Capital, deducido el importe eventual que se puede considerar como Resultados, reducen el coste fiscalmente
reconocido de la participación de una cantidad igual.
(e) Personas no residentes en Italia que poseen organización estable en territorio italiano
Por lo que respecta a las personas no residentes que posean la participación por medio de una organización
estable en territorio italiano, dichas cantidades se tendrán en cuenta para la cuantificación de la renta de la

574

Sección II

organización estable de acuerdo con el régimen impositivo previsto para las sociedades y entidades
mencionadas en el art. 73, apartado primero, letras a) y b) del TUIR, con domicilio fiscal en Italia.
En el caso de que la distribución de Reservas de Capital derive de una participación no relacionada con una
organización estable en territorio italiano del sujeto perceptor no residente, debe hacerse referencia a lo
expuesto en el párrafo anterior (d).
C. Régimen fiscal de las plusvalías derivadas de la transmisión de acciones
(i) Personas con domicilio fiscal en Italia que no ejercen actividades empresariales
Las plusvalías diferentes de las obtenidas en el ejercicio de actividades comerciales, realizadas por parte de
personas físicas con domicilio fiscal en Italia por medio de transmisión a título oneroso de participaciones
sociales, así como de títulos o derechos por medio de los cuales pueden ser adquiridas las participaciones
mencionadas, están sujetas a un régimen fiscal diferente dependiendo de si se trata de una transmisión de
Participaciones Significativas o de Participaciones no Significativas.
Transmisión de Participaciones Significativas
Las plusvalías derivadas de la transmisión de una Participación Significativa obtenida fuera del ejercicio de
la actividad comercial de personas físicas con domicilio fiscal en Italia se tienen en cuenta para la
cuantificación de la renta imponible del sujeto perceptor de forma parcial. El DM del 2 de abril de 2008 -en
aplicación del artículo 1, apartado 38 de la Ley italiana de Presupuestos de 2008- ha determinado el
porcentaje de participación en la cuantificación de la renta en la proporción del 49,72%. Dicho porcentaje se
aplica a las plusvalías obtenidas a partir del 1 de enero de 2009. Se mantiene la aplicación del porcentaje
anterior para la cuantificación de la renta, igual al 40%, para las plusvalías relativas a transmisiones iniciadas
con anterioridad al 1 de enero de 2009, pero cuyas remuneraciones sean percibidas en su totalidad o en parte
después de dichal. Para estas plusvalías, la imposición tiene lugar en el momento de la declaración anual de
la renta.
Participaciones No Significativas
Las plusvalías no derivadas del ejercicio de actividades comerciales, obtenidas por personas con domicilio
fiscal en Italia por medio de la transmisión a título oneroso de Participaciones No Significativas, así como de
títulos o de derechos por medio de los que se pueden adquirir dichas participaciones, están sujetas a una
imposición sustitutiva del 12,5%. El contribuyente puede optar por cualquiera de las siguientes modalidades
de imposición:
(a) Imposición de acuerdo con la declaración de la renta. Deben indicarse en la declaración las plusvalías
y las minusvalías obtenidas durante el año. El impuesto sustitutivo del 12,50% se determina a su vez
sobre las plusvalías una vez deducidas las correspondientes minusvalías y se abona dentro de los
plazos previstos para el pago de los impuestos adeudados sobre la renta, al contado, de acuerdo con la
declaración. Las minusvalías excedentes, si están incluidas en la declaración de la renta, pueden dar
lugar a deducción hasta que coincidan con las correspondientes plusvalías de los períodos impositivos
posteriores, pero no más allá del cuarto período. El criterio de la declaración es obligatorio en el caso
de que el sujeto no escoja uno de los dos regímenes que recogen los siguientes puntos (b) y (c).
(b) Régimen del ahorro administrado (opcional). Dicho régimen puede aplicarse en el caso de que (i) las
Acciones estén depositadas en bancos o en sociedades de intermediación mobiliarias residentes o de
otros sujetos residentes clasificados en los correspondientes decretos ministeriales y (ii) el accionista
opte (mediante comunicación escrita enviada al intermediario) por la aplicación del régimen del ahorro

575


administrado. En el caso de que el sujeto opte por este régimen, se determina el impuesto sustitutivo
con un tipo impositivo del 12,5% y se abona en el momento mismo de la transmisión por parte del
intermediario en el que se hallan depositadas las acciones para su custodia o para su administración,
por cada una de las plusvalías efectuadas. Las eventuales minusvalías pueden ser compensadas en el
marco de la misma relación computando el importe de las minusvalías en disminución, hasta que
coincidan, de las plusvalías obtenidas en las sucesivas operaciones llevadas a cabo durante el mismo
período de imposición o en los períodos de imposición siguientes, pero no más allá del cuarto período
de imposición. Si la relación de custodia o de administración no existe, las eventuales minusvalías
pueden aplicarse como deducción, no más allá del cuarto período impositivo posterior al de
realización, de las plusvalías obtenidas en el marco de otra relación de ahorro administrado a nombre
de los mismos sujetos titulares de la relación o depósito de proveniencia, o pueden ser deducidas en el
momento de la declaración de la renta.
(c) Régimen del ahorro gestionado (opcional). Una premisa para la elección de este régimen es la
concesión de un mandato de gestión patrimonial a un intermediario autorizado. En este régimen, se
aplica un impuesto sustitutivo del 12,5% por parte del intermediario al final de cada período
impositivo sobre el incremento del valor del patrimonio gestionado consolidado en el período de
imposición, incluso si no ha sido percibido, previa deducción de las rentas sujetas a retención, de las
rentas exentas o no sujetas a imposición, de las rentas que participan en la formación de la renta global
del contribuyente, de los ingresos derivados de las cuotas de organismos de inversión colectiva en
valores mobiliarios italianos sujetos a un impuesto sustitutivo contemplado en el artículo 8 del Decreto
Legislativo 461/1997. En el régimen del ahorro gestionado, las plusvalías obtenidas mediante la
transmisión de Participaciones No Significativas no se tienen en cuenta para la cuantificación del
incremento de patrimonio gestionado consolidado en el período de imposición, sujeto a un impuesto
sustitutivo del 12,5%. El resultado negativo de la gestión obtenido durante un período impositivo
puede ser computado en disminución del resultado de la gestión de los cuatro períodos de imposición
posteriores por la totalidad del importe que tenga cabida en cada uno de ellos. En el caso de
finalización de la relación de gestión, los resultados negativos de gestión consolidados (resultantes del
correspondiente certificado expedido por el gestor) pueden ser utilizados para deducir, no más allá del
cuarto período de imposición posterior al de la consolidación, las plusvalías obtenidas en el marco de
otra relación a la que sea de aplicación el régimen del ahorro administrado, o utilizados (por el importe
que tenga cabida en éste) en el marco de otra relación para la que se haya efectuado la opción por el
régimen del ahorro gestionado, si la relación o el depósito en cuestión está a nombre de de los mismos
titulares de la relación o del depósito de proveniencia, o pueden ser usadas como deducción por los
mismos sujetos en el momento de efectuar la declaración de la renta, de acuerdo con las mismas reglas
aplicables a las minusvalías excedentes según el anterior punto (a).
(ii) Personas físicas que ejercen actividades empresariales, sociedades colectivas, comanditarias y
equivalentes según el artículo 5 del TUIR
Las plusvalías obtenidas por personas físicas en actividades empresariales, sociedades colectivas,
comanditarias y equivalentes según el artículo 5 del TUIR mediante la transmisión a título oneroso de
acciones se tienen en cuenta, por el importe completo, en la cuantificación de la renta imponible de la
empresa, sujeta a imposición en Italia de acuerdo con el régimen ordinario.
Según las interpretaciones de la Administración de Hacienda, las minusvalías obtenidas por parte de personas
físicas en el ejercicio empresarial, sociedades colectivas, comanditarias y equivalentes según el artículo 5 del

576

Sección II

TUIR mediante transmisión a título oneroso de acciones, serían totalmente deducibles de la renta imponible
del sujeto transmitente.
Sin embargo, en el caso de que se hubieran cumplido las condiciones que se ponen de relieve en los puntos
(a), (b), (c) y (d) del párrafo siguiente, las plusvalías se tendrán en cuenta para la cuantificación de la renta
imponible de la empresa de manera parcial. El DM del 2 de abril de 2008 -en aplicación del artículo 1,
apartado 38, de la Ley italiana de Presupuestos de 2008- ha determinado el porcentaje para la cuantificación
de la renta de la renta en una proporción del 49,72%. Dicho porcentaje se aplica a las plusvalías realizadas a
partir del 1 de enero de 2009.
Las minusvalías obtenidas en relación participaciones que cumplan los requisitos que constan en los puntos
(a), (b), (c) y (d) del párrafo siguiente son deducibles de forma parcial conforme a lo previsto para la
imposición de las plusvalías.
Para poder determinar las plusvalías y las minusvalías fiscalmente relevantes, el coste fiscal de las acciones
transmitidas se tiene en consideración previa deducción de las depreciaciones deducidas en los anteriores
períodos impositivos.
(iii) Sociedades y entidades según el artículo 73 (1), letras a) y b), del TUIR
Las plusvalías obtenidas por las sociedades y por las entidades según el artículo 73 (1), letras a) y b) del
TUIR, es decir, por sociedades anónimas y por sociedades anónimas comanditarias, sociedades de
responsabilidad limitada, entes públicos y privados que tienen como finalidad exclusiva o principal el
ejercicio de actividades comerciales, mediante la transmisión a título oneroso de las Acciones, se tienen en
cuenta para la cuantificación de la renta imponible de la empresa por el importe completo.
Sin embargo, en virtud del art. 87 del TUIR, las plusvalías obtenidas en relación con acciones en sociedades
y en entidades indicadas en el artículo 73 del TUIR no se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta
imponible puesto que están exentas en un 95%, siempre que estas acciones cumplan con los siguientes
requisitos:
(a) Tenencia ininterrumpida desde el primer día del duodécimo mes anterior al mes en que se llevó a
cabo transmisión, considerando transmitidas primero las acciones o cuotas adquiridas en lal más
reciente;
(b) Clasificación en el grupo de las inmovilizaciones financieras en el primer presupuesto terminado
durante el período de tenencia;
(c) Domicilio fiscal de la sociedad participada en un Estado o territorio según el decreto del Ministro
de Economía y Hacienda italiano promulgado de acuerdo con el artículo 168-bis del TUIR, o, de
otro modo, la acreditación, tras el requerimiento al efecto de acuerdo con los procedimientos
citados en el apartado 5, letra b), del artículo 167 del TUIR, de que no se ha conseguido mediante
las participaciones, desde el inicio del período de posesión, el efecto de localizar las rentas en
estados o en territorios diferentes de los clasificados en el mismo decreto según el artículo 168 bis
del TUIR;
(d) La sociedad participada realiza una actividad empresarial de acuerdo con la definición del artículo
55 del TUIR; sin embargo, dicho requisito no es relevante para las participaciones en sociedades
cuyos títulos son negociados en los mercados regulados.
Los requisitos que se citan en los puntos (c) y (d) deben cumplirse de forma ininterrumpida por lo menos
desde el inicio del tercer período de imposición anterior a la propia obtención de las plusvalías y hasta el

577


momento de su obtención. Las transmisiones de las acciones o de las cuotas que pertenecen al grupo de las
inmovilizaciones financieras y de las que pertenecen al grupo del activo circulante deben considerarse por
separado en relación con cada grupo. Si se cumplen los requisitos mencionados, las minusvalías obtenidas de
la transmisión de participaciones no se pueden deducir de la renta de la empresa.
Para poder determinar las plusvalías y las minusvalías fiscalmente relevantes, el coste fiscal de las acciones
transmitidas se tiene en consideración previa deducción de las depreciaciones deducidas en los anteriores
períodos impositivos.
A partir del 1 de enero de 2006, las minusvalías y las diferencias negativas entre los ingresos y los costes
relativas a las acciones que no cuentan con los requisitos para la exención no se toman en consideración
hasta la igualdad del importe no imponible de los dividendos, es decir de sus anticipos, percibidos en los
treinta y seis meses anteriores a su obtención. Esta disposición (i) se aplica en referencia a las acciones
adquiridas en los 36 meses anteriores a la disposición, siempre que se hayan cumplido las condiciones
citadas en los puntos anteriores (c) y (d), pero (ii) no se aplica a los sujetos que preparen las Cuentas de
acuerdo con los principios contables internacionales que trata el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del
Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de julio de 2002.
En referencia a las minusvalías deducibles de la renta de la empresa, se pone de manifiesto que:
 De conformidad con el apartado 4, artículo 1, del Decreto Ley nº 209 de 24 de septiembre de 2001,
modificado por la Ley nº 262 de 22 de noviembre de 2002, las minusvalías por una cantidad global
superior a 5.000.000 euros, derivadas de transmisiones de participaciones que constituyen
inmovilizaciones financieras realizadas, incluso después de más actos de disposición, a partir del
período impositivo de 2002, deben ser comunicadas por el contribuyente a la Agencia Tributaria. El
detalle de las cuestiones objeto de la comunicación, además de los plazos y de las modalidades
procedimentales de dicha comunicación, está reflejado en la orden de la Agencia Tributaria italiana
de 22 de mayo de 2003 (publicada en el Boletín Oficial nº 138 de 1 de junio de 2003). En el caso de
que las comunicaciones sean nulas, incompletas o falsas, las minusvalías obtenidas no serán
deducibles a efectos fiscales. Esta obligación de comunicar -por efecto de lo dispuesto en el artículo
1, apartado 62, de la Ley nº 244 de 24 de diciembre de 2007- a partir del ejercicio 2008 no será de
aplicación a los sujetos que redactan el balance de acuerdo con los principios contables
internacionales que cita el Reglamento (CE) del Parlamento Europeo y del Consejo de 19 de julio de
2002.
 De conformidad con el artículo 5 quinquies, apartado 3, del Decreto Ley nº 203 de 30 de septiembre
de 2005, modificado por la Ley nº 248 de 2 de diciembre de 2005, las minusvalías y las diferencias
negativas por una cantidad global superior a 50.000,00 euros, derivadas de operaciones realizadas,
incluso después de actos de disposición, sobre acciones u otros títulos negociados en mercados
regulados italianos o del extranjero, deben ser comunicadas por el contribuyente a la Agencia
Tributaria. El detalle de las cuestiones objeto de la comunicación, además de los plazos y de las
modalidades procedimentales de dicha comunicación, está reflejado en la orden de la Agencia
Tributaria italiana de 29 de marzo de 2007 (publicada en el Boletín Oficial nº 86 de 13 de abril de
2007). En el caso de que las comunicaciones sean nulas, incompletas o falsas, las minusvalías
obtenidas no serán deducibles a efectos fiscales.
Para algunos tipos de sociedad y en determinadas condiciones, las plusvalías obtenidas por dicho sujetos por
medio de la transmisión de se tienen en cuenta también para la cuantificación del correspondiente valor neto
de la producción, sujeto a un impuesto regional sobre la actividad productiva (IRAP).

578

Sección II

(iv) Entidades según el artículo 73 (1), letra c) del TUIR con domicilio fiscal en Italia
Las plusvalías obtenidas, fuera de las actividades empresariales, por parte de entidades comerciales no
residentes, están sujetas a la tributación con las mismas reglas previstas para las plusvalías obtenidas por
parte de personas físicas sobre participaciones que poseen en régimen de no actividad.
(v) Fondos de pensiones italianos y O.I.C.V.M.
Las plusvalías obtenidas por fondos de pensiones italianos recogidos en el Decreto nº 252 y por los
O.I.C.V.M. sujetos a la disciplina según el art. 8, apartados 1 al 4, del Decreto Legislativo 461/1997 (fondos
de inversión y SICAV), por medio de la transmisión a título oneroso de acciones, están incluidas en el
cálculo del resultado anual de gestión vencido sujeto a un impuesto sustitutivo con un tipo impositivo del
11%, para los fondos de pensiones y con un tipo impositivo del 12,50% para los O.I.C.V.M. En lo que
respecta a fondos de inversión colectiva en valores mobiliarios, es decir SICAV residentes con menos de 100
accionistas -a excepción del caso en que las participaciones o acciones de dichos organismos en posesión de
inversores cualificados, que no sean personas físicas, sean superiores al 50%-, el impuesto sustitutivo del
12,5% se aplica a la parte de la renta referible a participaciones “no significativas”. Sobre la parte de
resultado de la gestión vencido en todos los años referibles a participaciones “significativas” en posesión de
dichos sujetos, el impuesto sustitutivo es gravado con un tipo impositivo del 27%. A este respecto, se
consideran “significativas” las participaciones en el capital o en el patrimonio con derecho a voto de
sociedades negociadas en mercados regulados superiores al 10% (en el cálculo de este porcentaje se tienen
en consideración los derechos, representados o no por títulos, que permiten adquirir participaciones en el
capital o en el patrimonio con derecho de voto).
(vi) Fondos de inversión colectiva inmobiliaria
De conformidad con el Decreto Legislativo 351/2001, y debido a las modificaciones aportadas por el art. 41
bis del Decreto Legislativo 269/2003, a partir del 1 de enero de 2004, los ingresos, incluyendo aquí las
plusvalías derivadas de la transmisión de acciones, obtenidos por los fondos de inversión colectiva
constituidos en virtud del art. 37 del TUF y del art. 14 bis de la Ley 86/1994, no están sujetos a impuestos
sobre la renta.
Las plusvalías derivadas de la transmisión de participaciones en los fondos inmobiliarios están: (i) sujetas a
un impuesto sustitutivo del impuesto sobre la renta con un tipo impositivo del 12,5% si se realizan fuera de
la actividad empresarial y (ii), se tienen en cuenta íntegramente para la cuantificación de la renta de la
actividad si son realizadas por sujetos que desempeñan una actividad empresarial. Las mismas plusvalías, si
son obtenidas por partícipes no residentes, pueden someterse: (i) al régimen de las rentas diferentes de
naturaleza financiera, con imposición del capital gain con un tipo impositivo del 12,5%, o bien (ii) al
régimen de exención, para los partícipes residentes en países “white-list” de conformidad con el Decreto
Ministerial del 4 de septiembre de 1996, o bien (ii) incluso al régimen del convenio más favorable, si se ha
estipulado un convenio para evitar la doble imposición entre Italia y el país de residencia del partícipe del
fondo de inversión colectiva inmobiliaria.
(vii) Personas que no residentes, sin una organización estable en territorio italiano
Por lo que respecta a las personas no residentes que poseen la participación por medio de una organización
estable en territorio italiano, dichas cantidades se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta de la
organización estable de acuerdo con el régimen impositivo previsto para las sociedades y entidades que
menciona el art. 73(I), letras a) y b) del TUIR, con domicilio fiscal en Italia. Si la participación no está

579


relacionada con una organización estable en Italia del sujeto no residente, hágase referencia a lo expuesto en
el párrafo siguiente.
(viii) Personas no residentes y sin una organización estable en territorio italiano
Participaciones no Significativas
Las plusvalías obtenidas por parte de personas no residentes y sin organización estable en territorio italiano
(por medio de la cual posean las participaciones), derivadas de la transmisión a título oneroso de
Participaciones no Significativas en sociedades italianas negociadas en mercados regulados (como el
Emisor), no están sometidas a tributación en Italia, incluso si son poseídas allí. Para los accionistas no
residentes en Italia a los que se aplica el régimen de ahorro administrado o bien que han optado por el
régimen de ahorro gestionado que se cita en los artículos 6 y 7 del Decreto Legislativo 467/1997, el
Resultado de la exención se subordina a la presentación de una autocertificación acreditativo de la no
residencia fiscal en Italia.
Participaciones Significativas
Las plusvalías obtenidas por parte de personas no residentes en Italia y sin organización estable en territorio
italiano (por medio del que posean las participaciones), derivadas de la transmisión a título oneroso de
Participaciones Significativas se tienen en cuenta para la cuantificación de la renta imponible sujeta al IRES
del sujeto perceptor de acuerdo con las mismas reglas previstas para las personas físicas que no ejercen
actividades empresariales. Estas plusvalías se someten a tributación únicamente en el momento de la
declaración anual de la renta, puesto que las mismas no pueden estar sujetas ni al régimen del ahorro
administrado ni al régimen del ahorro gestionado. No obstante si son de aplicación de las disposiciones
previstas por los convenios internacionales contra la doble imposición.
D. Impuesto sobre las contrataciones de bolsa
De conformidad con lo previsto en el artículo 37 del Decreto Ley nº 248 de 31 de diciembre de 2007
modificado por la Ley nº 31 de 28 de febrero de 2008, el impuesto sobre las contrataciones de bolsa que
consta en el Real Decreto nº 3278 de 30 de diciembre de 1923 ha sido derogado.
E. Impuesto de sucesiones y de donaciones
El Decreto Ley nº 262 de 3 de octubre de 2006, modificado por la Ley nº 286 de 24 de noviembre de 2006,
ha establecido el impuesto de sucesiones y de donaciones por traspaso de bienes y derechos por razones de
muerte, por donación o a título gratuito y sobre la constitución de limitaciones a la disposición. Por lo que no
está dispuesto en los apartados de 47 a 49 y de 51 a 54 del artículo 2 de la Ley nº 286 de 2006, se aplican, en
tanto que compatibles, las disposiciones que contempla el Decreto Legislativo nº 346 de 31 de octubre de
1990, en el texto en vigor al de 24 de octubre de 2001.
Para los residentes, el impuesto de sucesiones y de donaciones se aplica sobre todos los bienes y todos los
derechos transferidos, dondequiera que estén. Para los no residentes, el impuesto de sucesiones y de
donaciones se aplica exclusivamente sobre los bienes y sobre los derechos existentes en territorio italiano. Se
consideran existentes en territorio italiano en todo caso las acciones en sociedades que tienen su domicilio
social en Italia o el domicilio de la administración o su objeto principal.

580

Sección II

a) El impuesto de sucesiones
De conformidad con el artículo 2, párrafo 48, de la Ley nº 286 de 24 de noviembre, los traspasos de bienes y
de derechos por causa de muerte están sujetos a la imposición sobre sucesiones, con los siguientes tipos
impositivos, que se aplicarán sobre el valor global neto de los bienes:
(i) Por los bienes y por los derechos transmitidos en favor del cónyuge y de los familiares en línea
directa, el tipo impositivo es del 4%, con una franquicia de 1.000.000 de euros por cada uno de los
beneficiarios;
(ii) Por los bienes y por los derechos transmitidos en favor de otros familiares de hasta el cuarto grado y
de los afines en línea directa, así como de los afines en línea colateral hasta el tercer grado, el tipo
impositivo es del 6%, con una franquicia de 100.000 de euros únicamente por los hermanos y por las
hermanas;
(iii) Por los bienes y por derechos transmitidos en favor de otros sujetos, el tipo impositivo es del 8% (sin
franquicia alguna).
Si el beneficiario es una persona con minusvalía de reconocida gravedad de conformidad con la Ley nº 104
de 5 de febrero de 1992, el impuesto de sucesiones se aplica exclusivamente sobre la parte del valor de la
cuota o del legado que supere la cantidad de 1.500.000 euros.
b) El impuesto de donaciones
De conformidad con el artículo 2, apartado 49, de la Ley nº 286 de 24 de noviembre, para las donaciones y
para los actos de transferencia a título gratuito de bienes y de derechos y la constitución delimitaciones a la
disposición, el impuesto de donaciones se determina mediante la aplicación de los siguientes tipos
impositivos al valor global de los bienes y de los derechos previa deducción de las cargas por las que se
grava al beneficiario, o bien, si la donación se hace conjuntamente en favor de varias personas o si en un
mismo acto están comprendidos varios actos de disposición en favor de personas diversas, al valor de las
cuotas de los bienes o de los derechos atribuibles.
(i) En caso de donación o de transferencia a título gratuito en favor del cónyuge y de los familiares en
línea directa, el tipo impositivo es del 4%, con una franquicia de 1.000.000 de euros por cada uno de
los beneficiarios;
(ii) En caso de donación o de transferencia a título gratuito en favor de otros familiares de hasta el cuarto
grado y de los afines en línea directa, así como de los afines en línea colateral hasta el tercer grado, el
tipo impositivo es del 6%, con una franquicia de 100.000 de euros únicamente por los hermanos y por
las hermanas;
(iii) En caso de donación o de transferencia a título gratuito en favor de otros sujetos, el tipo impositivo es
del 8% (sin franquicia alguna).
Si el beneficiario es una persona con minusvalía de reconocida gravedad de conformidad con la Ley nº 104
del 5 de febrero de 1992, el impuesto de sucesiones se aplica exclusivamente sobre la parte del valor de la
cuota o del legado que supere la cantidad de 1.500.000 euros.
4.11.2 ESPAÑA
A continuación se expone de manera sucinta el régimen fiscal español aplicable a la obtención de rentas y
plusvalías derivadas de la adquisición, tenencia y transmisión de acciones del Emisor admitidos a
negociación en el mercado bursátil oficial español (en adelante, “las acciones”), cuando los beneficiarios

581


efectivos de los mismos sean residentes en España a efectos fiscales (en adelante, “inversores”), con derecho
a la aplicación del Convenio entre España e Italia para evitar la doble imposición en materia de impuestos
sobre la renta y prevenir la evasión fiscal, hecho en Roma el 8 de septiembre de 1977 (en adelante, “el
Convenio para evitar la doble imposición suscrito entre España e Italia”). Dadas las particularidades
tributarias propias de la titularidad de las acciones como consecuencia del ejercicio de opciones sobre
acciones concedidas por el Emisor, no se ha tenido en cuenta la tributación derivada de los títulos adquiridos
mediante este método a efectos del presente folleto.
El presente documento no incluye la tributación indirecta para los inversores que se pudiera derivar de la
adquisición o transmisión de las acciones.
Es importante señalar que el presente documento tiene un marcado carácter genérico, no pretendiendo
abarcar la totalidad de las consecuencias de orden tributario eventualmente aplicables. A este respecto,
expresamente se hace constar que la descripción del régimen tributario aquí resumida no contempla un
análisis fiscal pormenorizado teniendo en cuenta (i) la totalidad de las rentas de distinta naturaleza que desde
un punto de vista teórico pudiesen ser percibidas por los titulares de las acciones ni (ii) de las distintas
categorías de inversores (diferenciados en función de su forma jurídica), algunos de los cuales podrían estar
sujetos a especialidades normativas (por ejemplo las “Instituciones de inversión colectiva”, “Sociedades en
régimen de atribución de rentas”, “Cooperativas”, “Entidades de tenencia de valores extranjeros”, “Entidades
financieras”, etc.). Así mismo, no se ha incluido mención alguna relativa a los Regímenes Forales en vigor en
los Territorios Históricos del País Vasco y Navarra ni a la normativa aprobada por cada una de las
Comunidades Autónomas que pudiera ser de aplicación a estos efectos.
En particular, en el presente documento no se incluyen las implicaciones de naturaleza tributaria derivadas de
la obtención de tales rentas o plusvalías por parte de entidades no residentes en España, operen o no en dicho
territorio a través de un Establecimiento Permanente situado en el mismo y que pudieran, en su caso ser
considerados sujetos pasivos del Impuesto sobre la Renta de no Residentes, de acuerdo con las disposiciones
previstas en el Real Decreto Legislativo 5/2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el Texto Refundido de
la Ley del Impuesto sobre la Renta de No Residentes (en adelante, “Ley del IRNR”) así como en su
normativa de desarrollo..
Del mismo modo, no se han tratado las implicaciones tributarias que pudieran ser de aplicación a inversores
residentes en España a efectos fiscales que ejerzan en Italia una actividad industrial o comercial a través de
un establecimiento permanente localizado en Italia o presten servicios profesionales a través de una base fija
situada en dicho país.
Además las disposiciones normativas potencialmente aplicables a inversores cuyo porcentaje de
participación, directo o indirecto, en el capital de la entidad italiana sea, al menos, del 5 por ciento no han
sido objeto de análisis en el presente folleto. Del mismo modo, no se han incluido las repercusiones
tributarias en materia de operaciones vinculadas que se pudieran derivar, en su caso, dependiendo del
porcentaje de participación en el capital social de la entidad italiana titularidad del inversor.
La elaboración del presente documento se basa en la normativa tributaria española en vigor a lal de registro
del presente folleto. En este sentido, han de tenerse en cuenta las posibles consecuencias de naturaleza
tributaria derivadas de una modificación legislativa así como el potencial carácter retroactivo de la misma.
Considerando las limitaciones anteriormente señaladas, los inversores deben dirigirse a sus asesores en
relación con el régimen fiscal correspondiente relativo a la adquisición, tenencia y transmisión de acciones y
deben verificar la naturaleza y origen de las cantidades percibidas derivadas de las acciones del Emisor.

582

Sección II

A. Imposición directa derivada de la adquisición, tenencia y transmisión de acciones por personas
físicas, sujetos pasivos del Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas
A continuación se expone un análisis de las principales implicaciones a efectos de la tributación directa de la
adquisición a título gratuito, de la tenencia y, en su caso, posterior transmisión de las acciones del Emisor por
parte de accionistas que sean personas físicas residentes en territorio español.
Sin perjuicio de lo dispuesto en los Convenios para evitar la doble imposición suscritos por España que, en
su caso, puedan resultar de aplicación, a efectos fiscales, se consideran residentes en España a (i) aquellas
personas físicas en las que concurra alguna de las circunstancias previstas en el artículo 9 de la Ley 35/2006,
de 28 de noviembre, del Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas y de modificación parcial de las
Leyes de los Impuesto sobre Sociedades, sobre la Renta de no Residentes y sobre el Patrimonio (en adelante,
“Ley del IRPF”), (ii) las personas de nacionalidad española (incluyendo a su cónyuge e hijos menores de
edad) que tengan su residencia habitual en el extranjero por su condición de miembros de misiones
diplomáticas españolas, de oficinas consulares españolas y otros cargos oficiales en los términos previstos en
el artículo 10 de la Ley del IRPF, así como (iii) las personas físicas de nacionalidad española que, habiendo
sido residentes fiscales en España, acrediten su nueva residencia fiscal en un país o territorio considerado
como paraíso fiscal (en este último supuesto, la residencia española a efectos fiscales se aplicará en el año en
que se produzca el cambio de residencia y durante los cuatro ejercicios siguientes).
Adicionalmente, las implicaciones que a continuación se citan resultan aplicables a las personas físicas
residentes en un Estado miembro de la Unión Europea que optan por tributar como contribuyentes del IRPF,
en los términos previstos en el artículo 46 de la Ley del IRNR.
Tributación en el IRPF de las rentas percibidas en calidad de accionista
Conforme al artículo 10 del Convenio para evitar la doble imposición suscrito entre Italia y España, los
dividendos distribuidos por una compañía italiana a un sujeto residente en España podrán someterse a
imposición en España y en Italia, si bien el impuesto exigido en Italia no podrá exceder del 15 por ciento del
importe bruto de los dividendos.
De conformidad con el artículo 25.1 de la Ley del IRPF, tienen la consideración de rendimientos íntegros del
capital mobiliario sujetos al IRPF los rendimientos obtenidos por la participación en los fondos propios de
cualquier tipo de entidad, entre los que se encuentran, entre otros, los dividendos, primas de asistencia a junta
y participaciones en Resultados, y los rendimientos derivados de la constitución o cesión de derechos o
facultades de uso o disfrute sobre los valores.
El artículo 7.y) de la Ley del IRPF establece que están exentos, con el límite de 1.500 euros anuales, los
dividendos, primas de asistencia a juntas, participaciones en los Resultados y rentas procedentes de cualquier
clase de activos excepto la entrega de acciones liberadas que, estatutariamente o por decisión de los órganos
sociales, faculten para participar en los Resultados, ventas, operaciones, rentas o conceptos análogos de una
entidad por causa distinta de la remuneración del trabajo personal. Sin embargo, en determinados casos
específicos, esa exención no resulta de aplicación, es necesario por lo tanto, analizar la situación caso por
caso.
Las rentas del capital mobiliario no exentas obtenidas por los accionistas del Emisor, deducidos los gastos
fiscalmente deducibles en virtud del artículo 26.1.a) de la Ley del IRPF (esto es, los gastos de administración
y depósito, en los términos establecidos en el artículo 26.1.a) de la Ley del IRPF) se integrarán en la base
imponible del ahorro correspondiente al ejercicio en que dichos rendimientos sean exigibles.

583


En virtud de los artículos 66 y 76 de la Ley del IRPF, el tipo de gravamen aplicable es el tipo fijo del 19 por
ciento hasta 6.000 euros, y al exceso tributa al 21 por ciento.
En el supuesto de que efectivamente los dividendos distribuidos a los accionistas del Emisor hayan sido
gravados en Italia, produciéndose un supuesto de doble imposición jurídica (en Italia y en España), en virtud
del artículo 22 del Convenio para evitar la doble imposición suscrito entre España e Italia, el inversor tendrá
derecho a practicar una deducción en su IRPF por un importe igual al impuesto pagado en Italia,
estableciendo como límite la fracción de impuesto, calculado antes de la deducción, correspondiente a las
rentas percibidas de Italia. A este respecto, será de aplicación siempre que resulte más favorable el
mecanismo corrector de la doble imposición establecido por el artículo 80 de la Ley del IRPF, que consistirá
en deducir el importe menor entre: (i) el importe efectivamente satisfecho en Italia por razón de un impuesto
de naturaleza idéntica al IRPF o al Impuesto sobre la Renta de No Residentes; o (ii) el resultado de aplicar el
tipo impositivo medio efectivo de gravamen a la parte de base liquidable gravada en Italia.
Por último, los dividendos satisfechos están sujetos a una retención a cuenta del IRPF, que podrá ser
deducida por los accionistas en su IRPF, que asciende al 19 por ciento de la totalidad de las rentas exigibles o
satisfechas sin que se tenga en consideración a estos efectos la citada exención prevista en el artículo 7.y) de
la Ley del IRPF. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 76.1.1º del Real Decreto 439/2007, de 30 de
marzo, por el que se aprueba el Reglamento del IRPF, la entidad obligada a practicar retención es la
depositaria de las acciones del Emisor o aquélla que tenga a su cargo la gestión de cobro de las rentas
derivadas de dichas acciones.
Tributación en el IRPF derivada de la transmisión de las acciones
De acuerdo con el artículo 13 del Convenio para evitar la doble imposición suscrito entre España e Italia, las
ganancias derivadas de la enajenación de acciones en una entidad residente fiscal en Italia por parte de un
inversor residente fiscal en España, sólo podrán someterse a imposición en España.
En los términos establecidos en la Sección 4ª, del capítulo II del Título III de la Ley del IRPF, en el supuesto
de que los accionistas del Emisor transmitan inter vivos sus acciones a título oneroso o a título gratuito, la
diferencia entre el valor de adquisición y el de transmisión de dichas acciones tendrá la consideración de
ganancia o pérdida patrimonial a efectos del IRPF, que se integrará y compensará junto con el resto de
ganancias o pérdidas que, en su caso, haya obtenido el accionista en el ejercicio.
Si el resultado de dicha integración presenta un signo negativo, su saldo sólo podrá compensarse con el saldo
positivo que se ponga de manifiesto durante los cuatro años siguientes.
En el supuesto de que dicho resultado arroje un signo positivo, el mismo se adicionará a los rendimientos
netos de capital mobiliario. La adición de ambas magnitudes conforma la base imponible del ahorro, sobre la
cual ha de aplicarse el tipo impositivo ya citado en el apartado anterior (19% hasta 6.000 euros, y 21% sobre
el exceso).
A los efectos de determinar el importe de la ganancia o pérdida patrimonial, el valor de transmisión, en el
caso de transmisión a título oneroso, vendrá determinado por (i) su cotización en lal en que se produzca la
transmisión, o por (ii) el precio pactado, cuando sea superior a la cotización.
En cuanto a los supuestos de transmisión a título gratuito, el valor de transmisión ascenderá al que resulte de
la aplicación de las normas del Impuesto sobre Sucesiones y Donaciones (en adelante, ISD), sin que pueda
exceder del valor de mercado.

584

Sección II

Para la determinación del valor de adquisición se deducirá el importe obtenido por la transmisión de los
derechos de suscripción. Si el importe obtenido en la transmisión de los derechos de suscripción llegara a ser
superior al valor de adquisición de las acciones de las cuales procedan tales derechos, la diferencia tendrá la
consideración de ganancia patrimonial para el vendedor en el período en que se produzca la transmisión, en
los términos establecidos en el artículo 35 de la Ley del IRPF.
Cuando se trate de acciones parcialmente liberadas, su valor de adquisición será el importe realmente
satisfecho por el contribuyente. Cuando se trate de acciones totalmente liberadas, el valor de adquisición
tanto de éstas como de las que procedan resultará de repartir el coste total entre el número de títulos, tanto los
antiguos como los liberados que correspondan.
Tanto en el supuesto de transmisión a título oneroso como gratuito, el valor de adquisición / de transmisión
se incrementará / minorará, respectivamente, en los gastos y tributos inherentes a la adquisición /
transmisión, excluidos los intereses, que hubiesen sido satisfechos por el adquirente / transmitente.
Es preciso tener en cuenta que, conforme a lo establecido en el artículo 33.5 de la Ley del IRPF, no se
considerarán como pérdidas patrimoniales las derivadas de transmisiones de acciones cuando el accionista
hubiese adquirido valores homogéneos dentro de los dos meses anteriores o posteriores a dichas
transmisiones. En este caso, las pérdidas patrimoniales se integrarán a medida que se transmitan las acciones
que permanezcan en el patrimonio del accionista.
Por último, debe señalarse que las ganancias patrimoniales resultantes de la transmisión de las acciones del
Emisor no están sometidas a retención alguna en España.
Tributación en el Impuesto sobre el Patrimonio por la tenencia de acciones
El artículo 3 de la Ley 4/2008, de 23 de diciembre, por la que se suprime el Impuesto sobre el Patrimonio, se
generaliza el sistema de devolución mensual en el Impuesto sobre el Valor Añadido, y se introducen otras
modificaciones en la normativa tributaria, contempla una bonificación general en cuota del 100 por cien, lo
cual supone que los accionistas del Emisor no soportarán Impuesto sobre el Patrimonio alguno.
Tributación en el ISD por la transmisión a título gratuito de las acciones
La adquisición de acciones a título gratuito, inter vivos o mortis causa, por parte de personas físicas, está
sujeta al ISD en los términos previstos en la Ley 29/1987, de 18 de diciembre, del Impuesto sobre
Sucesiones y Donaciones (en adelante, “Ley del ISD”) sin perjuicio de la normativa autonómica específica
que pueda resultar de aplicación, especialmente en relación con las bonificaciones y deducciones. Los
sujetos pasivos del ISD son, en el caso de las transmisiones inter vivos, el donatario o el favorecido por ellas,
y en las transmisiones mortis causa, los causahabientes.
El tipo impositivo aplicable a la base liquidable, que asciende valor real de los bienes menos los eventuales
gravámenes, Acreedores y gastos fiscalmente deducibles y las reducciones conforme a lo establecido en la
Ley del ISD, oscila entre el 7,65 por ciento y el 34 por ciento. Al importe resultante se le aplica un
coeficiente multiplicador en función del patrimonio preexistente del sujeto pasivo y del grado de parentesco,
que puede oscilar entre 1 y 2,4. En consecuencia, el tipo impositivo efectivo de gravamen oscilaría entre el
7,65 por ciento y el 81,60 por ciento.

585


B. Imposición directa derivada de la adquisición, tenencia y transmisión de acciones por inversores
personas jurídicas, sujetos pasivos del Impuesto sobre Sociedades
A continuación se expone un análisis de las principales implicaciones a efectos de la tributación directa de la
adquisición a título gratuito, tenencia y, en su caso, posterior transmisión de las acciones del Emisor por parte
de accionistas personas jurídicas residentes en territorio español.
A estos efectos, se consideraran residentes en España a efectos fiscales, las entidades calificadas como tales
por aplicación de lo dispuesto en el artículo 8 del Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, por el que
se aprueba el Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades (en adelante, “Ley del IS”), sin
perjuicio de lo regulado en los Convenios para evitar la Doble Imposición suscritos con el Reino de España
y, que pudieran ser de aplicación.
Tributación en el IS de los dividendos o participaciones en Resultados obtenidos en calidad de accionista
Como se ha indicado anteriormente, de acuerdo con el artículo 10 del Convenio para evitar la doble
imposición suscrito entre España e Italia, los dividendos pagados por una sociedad residente fiscal en Italia a
un sujeto residente en España a efectos fiscales podrán someterse a imposición en España. Así mismo, dichos
dividendos podrán someterse a imposición en Italia, aunque no pudiendo exceder el impuesto exigido el 15
por ciento del importe bruto de los dividendos recibidos.
Los inversores sujetos pasivos del IS habrán de registrar el importe íntegro de los dividendos o
participaciones en Resultados obtenidos como consecuencia de la tenencia de las acciones de acuerdo con los
criterios establecidos en el Real Decreto 1514/2007, de 16 de noviembre, por el que se aprueba el “Plan
General de Contabilidad” (en adelante, “PGC”).
Cuando tales dividendos o participaciones en Resultados hayan de reconocerse desde un punto de vista
contable en la cuenta de Pérdidas y Ganancias, éstos se integrarán en la base imponible del sujeto pasivo en
la forma prevista en el artículo 10 y siguientes del TRLIS, tributando, con carácter general, al tipo de
gravamen del 30%.
En el supuesto de que efectivamente los dividendos distribuidos a los accionistas del Emisor hayan sido
gravados en Italia, produciéndose un supuesto de doble imposición jurídica (en Italia y en España), en virtud
del artículo 22 del Convenio para evitar la doble imposición suscrito entre España e Italia, el inversor tendrá
derecho a practicar una deducción en su IS por un importe igual al impuesto pagado en Italia, estableciendo
como límite la fracción de impuesto, calculado antes de la deducción, correspondiente a las rentas percibidas
de Italia. A este respecto, será de aplicación siempre que resulte más favorable el mecanismo corrector de la
doble imposición establecido por el artículo 31 de la Ley del IS, que consistirá en deducir la menor de: (i) el
importe efectivo de lo satisfecho en Italia por aplicación de un impuesto de naturaleza idéntica o análoga a la
del IS, o (ii) el importe de la cuota íntegra que en España correspondería pagar por las mencionadas rentas si
se hubieran obtenido en territorio español.
Los inversores residentes en España soportarán una retención del 19 por ciento, a cuenta del IS, sobre el
importe íntegro del Resultado distribuido. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 60.2 del Real
Decreto 1777/2004, de 30 de julio, por el que se aprueba el Reglamento del IS, la entidad obligada a
practicar la retención es la depositaria de las acciones del Emisor o aquel que tenga a su cargo la gestión de
cobro de las rentas derivadas de dichas acciones.
La retención soportada minorará el importe de la cuota resultante de la autoliquidación. Cuando el importe
de la cuota resultante sea inferior a la suma de la totalidad de los pagos a cuenta realizados por el sujeto

586

Sección II

pasivo, la Administración Tributaria procederá a la devolución del exceso en los términos previstos en el
artículo 139 de la Ley del IS.
Tributación a efectos del IS derivada de la transmisión de acciones
Como se ha indicado anteriormente, conforme al artículo 13 del Convenio para evitar la doble imposición
suscrito entre España e Italia, las ganancias derivadas de la transmisión de acciones en una entidad residente
fiscal en Italia por parte de un inversor residente fiscal en España, sólo podrán someterse a imposición en
España.
Las rentas derivadas de la transmisión de acciones a título oneroso o gratuito se integrarán en la base
imponible del IS del inversor, persona jurídica residente fiscal en España, en el ejercicio en el que se realice
la operación, de acuerdo con las disposiciones previstas en el PGC así como en los artículos 10 y siguientes
de la Ley del IS, tributando, con carácter general, al tipo de gravamen del 30%.
Las ganancias patrimoniales resultantes de la transmisión de las acciones del Emisor no están sujetas a
retención alguna en España.
Tributación en el IS por la adquisición a título gratuito de las acciones
En los términos previstos en el artículo 15 de la Ley del IRPF, la adquisición a título gratuito de acciones por
personas jurídicas determinará la obligación para la entidad adquirente de integrar en su base imponible el
valor normal de mercado de las acciones adquiridas en el período impositivo en el que se realice la
adquisición, tributando, con carácter general, al tipo de gravamen del 30%.

587


CAPÍTULO V – CONDICIONES DE LA OFERTA

5.1 Términos y Condiciones de la Oferta Global de Venta, calendario previsto y modalidad de
suscripción de la Oferta
5.1.1 Condiciones a las cuales la Oferta Global de Venta está subordinada
La Oferta Global de Venta no está sujeta a ninguna condición, salvo las disposiciones relativas a la admisión
a negociación en la Bolsa Italiana (para mayor información, véase la Sección Segunda, Capítulo VI,
Apartado 6.1).
5.1.2 Importe total de la Oferta Global de Venta
La Oferta Global de Venta, previa a la admisión a negociación de las acciones en el MTA, organizado y
gestionado por la Bolsa Italiana S.p.A. y en los mercados regulados españoles (Madrid, Barcelona, Bilbao,
Valencia), así como en el sistema automático SIBE, tiene por objeto un máximo de 1.415.000.000 Acciones,
ofrecidas por el Accionista Vendedor.
Sin perjuicio de lo previsto en el Apartado 5.1.4, el Oferente, previa consulta con los Coordinadores de la
Oferta Global de Venta, se reserva el derecho de no colocar íntegramente las Acciones objeto de la Oferta
Global de Venta, debiendo notificarlo al público mediante la publicación de un aviso complementario en el
anuncio relativo al Precio de la Oferta; dicha circunstancia implicaría la disminución del número de Acciones
colocadas en el ámbito de la Oferta Global de Venta.
5.1.3 Período de validez de la Oferta Pública y modalidad de suscripción
La Oferta Pública se iniciará a las 9:00 horas del día 18 de octubre de 2010 y finalizará a las 16:30 horas del
día 29 de octubre de 2010.
La Oferta Pública en España se iniciará a las 9:00 horas del día 18 de octubre de 2010 y finalizará a las 16:30
horas del día 29 de octubre de 2010.
La Oferta Institucional se iniciará el día 18 de octubre de 2010 y finalizará el día 29 de octubre de 2010.
No serán aceptadas ni serán válidas las solicitudes de compra que lleguen a las Entidades Colocadoras por
parte del público en general de Italia, de los Accionistas de Enel o de los Empleados de Enel residentes en
Italia antes de las 9:00 horas del día 18 de octubre 2010 o después de las 16:30 horas del día 29 de octubre
2010, salvo prórroga.
Se hace constar que el calendario de la operación es indicativo, por lo que podría sufrir modificaciones en
caso de que se produjeran eventos o circunstancias que quedan fuera del control de Enel Green Power,
incluyendo las particulares condiciones de volatilidad en los mercados financieros que podrían perjudicar el
éxito de la Oferta Global de Venta. Cualquier modificación ulterior del Período de Oferta será comunicada al
público por medio de un anuncio al efecto que será publicado siguiendo las mismas modalidades de difusión
que el Folleto Informativo. Se entiende que el inicio de la Oferta Global de Venta se llevará a cabo en el
plazo de un mes a partir de lal de autorización para la publicación del Folleto Informativo por parte de la
Consob.
El Oferente se reserva la facultad de posponer o prorrogar el Período de Oferta, previa consulta con los
Coordinadores de la Oferta Global de Venta, siempre que lo notifique con anterioridad a la Consob y al
público en general mediante un anuncio que deberá ser publicado en al menos un periódico económico-
financiero de difusión nacional en Italia y en España. En caso de que se posponga el Período de Oferta, la

588

Sección II

publicación del citado anuncio deberá tener lugar con anterioridad al inicio de dicho Período de Oferta; en el
caso de una prórroga, la publicación del anuncio deberá realizarse antes o el último día del Período de
Oferta.
El Oferente se reserva la facultad de llevar a cabo el cierre anticipado de la Oferta Global de Venta, previa
consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta si, antes de que finalice el Período de Oferta, el
importe de las Acciones de la Oferta Global de Venta hubiera sido íntegramente colocado. En cualquier caso,
deberá notificarlo previamente a la Consob y al público en general mediante la publicación de un anuncio en
al menos un periódico económico-financiero de difusión nacional en Italia y en España y en la página web
del Emisor, www.enelgreenpower.com, antes o el último día del Período de Oferta.
El cierre anticipado surtirá efectos a partir del día siguiente a aquél en el que se publique dicho anuncio y
tomará en consideración aquellas solicitudes de compra efectuadas por vía telemática.
Desde el día anterior a lal de inicio de la Oferta Pública se pondrán a disposición, de manera gratuita y para
todos aquellos que lo soliciten, copias impresas del Folleto Informativo tanto en el domicilio de las Entidades
Colocadoras como en la sede del Emisor ubicada en Roma, Viale Regina Margherita 125.
De conformidad con lo previsto en la ley y tras el registro en la Consob, la Sociedad también publicará el
Folleto Informativo en su propia página web www.enelgreenpower.com.
A continuación se describen las modalidades de adhesión a la Oferta Pública.
Para mayor información relacionada con las modalidades de adhesión a la Oferta Pública en España, véase el
Apartado 5.5.
A. Solicitudes por parte del público en general
Las solicitudes de compra de la Oferta Pública por parte del público en general deberán realizarse mediante
la suscripción del formulario específico de solicitud (que estará disponible en el domicilio de las Entidades
Colocadoras y en la página web del Emisor www.enelgreenpower.com), debidamente cumplimentado y
firmado por el solicitante o su representante, y presentarse ante una Entidad Colocadora (Formulario A). Las
sociedades fiduciarias que prestan servicios de gestión de carteras de inversión a través de fideicomisos de
conformidad con el art. 60, Apartado 4, del D. Lgs. (decreto legislativo) del 23 de julio de 1996, n. 415,
podrán adherirse a la Oferta Pública, debiendo para ello cumplimentar, para cada uno de sus clientes, el
formulario de solicitud correspondiente, indicando únicamente el número de identificación fiscal del cliente
y dejando en blanco tanto el nombre como el apellido (denominación o razón social) del mismo, e insertando
en el espacio reservado al registro de las Acciones la denominación y el número de identificación fiscal de la
sociedad fiduciaria.
Las solicitudes de compra de la Oferta Pública por parte del público en general también podrán ser realizadas
por aquellas personas autorizadas para desarrollar la actividad de gestión individual de carteras de inversión
de conformidad con la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza) y sus normas de desarrollo,
siempre y cuando dichas personas suscriban el formulario especial en nombre y por cuenta del solicitante, y
a través de dichas personas autorizadas según la misma Ley de Finanzas y sus normas de desarrollo relativas
a la actividad de recepción y transmisión de órdenes y bajo las condiciones indicadas en el Reglamento de
Intermediarios.
En la página web del Emisor (www.enelgreenpower.com) se activará al efecto una ventana a través de la cual
el suscriptor podrá imprimir el Folleto Informativo y el formulario de solicitud (Formulario A) que deberá
presentar ante una Entidad Colocadora.

589


Por otra parte, los clientes de las Entidades Colocadoras que operan a través de internet podrán adherirse a la
Oferta Pública por vía telemática, mediante el uso de instrumentos electrónicos vía internet, en sustitución
del tradicional método impreso.
Dicha solicitud podrá realizarse a través del acceso, por medio de una contraseña personal, a un área
reservada para colocaciones, situada dentro del área reservada en internet a los clientes de cada uno de las
Entidades Colocadoras donde, siempre por medios telemáticos y previo uso de una contraseña personal,
éstos podrán proporcionar todos los datos personales y financieros requeridos en los formularios impresos de
solicitud sin diferencia alguna.
Una vez confirmada la introducción de dichos datos, se podrá visualizar un resumen de los mismos en la
pantalla del cliente y éste deberá confirmar su exactitud. Sólo en el momento de esta segunda confirmación
los datos poseerán validez como solicitud de compra.
Se hace constar que dichas modalidades de adhesión no modifican o alteran de ningún modo la relación entre
las Entidades Colocadoras Online y el Responsable de la Colocación con respecto a la relación entre el
Responsable de la Colocación y las demás Entidades Colocadoras. Las Entidades Colocadoras que utilizan el
sistema de colocación en internet mantendrán el Folleto Informativo disponible en sus propias páginas web.
Las Entidades Colocadoras que utilizan el sistema de colocación por medios telemáticos garantizarán al
Responsable de la Colocación la adecuación de sus procedimientos informáticos para realizar la solicitud por
parte de sus propios clientes a través de internet. Además dichas Entidades Colocadoras se comprometen a
llevar a cabo las comunicaciones previstas en las disposiciones vigentes con los bancos que operan por vía
telemática.
B. Participación por parte de los Accionistas de Enel
Las solicitudes de adhesión a la Oferta Pública por parte de los Accionistas de Enel, que se aplicarán a la
cuota destinada a ellos, deberán ser presentadas ante las Entidades Colocadoras por medio de la suscripción
de un módulo especial de participación (Módulo B, disponible en las instalaciones de las Entidades
Colocadoras y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.com), que deberá estar debidamente
cumplimentado y firmado por el solicitante o su representante especial y estar acompañado por la
certificación correspondiente, emitida por el Instituto depositario, que indique el número de acciones de Enel
S.p.A. que se poseen, en el caso de que las acciones de Enel S.p.A. sean depositadas en un Instituto diferente
a donde se efectúa la solicitud de adhesión a la Oferta. Las sociedades fiduciarias que prestan servicios de
gestión de carteras de inversión, incluso mediante inscripción fiduciaria, según el artículo 60, apartado 4, del
Decreto Legislativo 425 del 23 de julio de 1996, podrán adherirse exclusivamente a esta Oferta Pública,
debiendo rellenar, para cada uno de sus clientes, el módulo de adhesión correspondiente, indicando en el
correspondiente espacio únicamente el NIF/CIF del cliente, dejando en blanco tanto el nombre como el
apellido (denominación o razón social) del mismo, e insertando en el espacio reservado a la inscripción de
las Acciones la denominación y NIF/CIF de la sociedad fiduciaria.
Las solicitudes de adhesión a la Oferta Pública por parte de los Accionistas de Enel también podrán proceder
de sujetos autorizados para ejercer la gestión individual de carteras de inversión según la Ley de Finanzas
Italiana (Testo Unico della Finanza) y las disposiciones de actuación relacionadas, siempre y cuando éstos
suscriban el módulo especial por cuenta y en nombre del participante, por medio de sujetos autorizados y
según la misma Ley de Finanzas Italiana y las disposiciones de actuación relacionadas, en la actividad de
recepción y transmisión de órdenes bajo las condiciones indicadas en el Reglamento de Intermediarios.

590

Sección II

En la página web del Emisor (www.enelgreenpower.com) se activará una ventana especial por medio de la
cual el participante podrá imprimir el Folleto Informativo y el módulo de adhesión (Módulo B) que deberá
presentarse ante una Entidad Colocadora.
Por otra parte, los clientes de las Entidades Colocadoras que operan a través de Internet podrán adherirse a la
Oferta Pública por vía telemática, por medio del uso de instrumentos electrónicos vía Internet, como
sustitución del tradicional método impreso.
Dicha participación podrá tener lugar a través del acceso, por medio del uso de una contraseña individual, a
un área reservada para colocaciones, situada dentro del área reservada a clientes para cada uno de los
Colocadores en Internet, donde, otra vez usando medios telemáticos y previo uso de una contraseña
individual, estos podrán proporcionar todos los datos personales y financieros requeridos en los formularios
impresos de participación sin diferencia alguna.
Una vez que se confirme la introducción de dichos datos, un resumen de los mismos se podrá visualizar en la
pantalla del cliente, quien deberá confirmar nuevamente su exactitud. Solo en el momento de esta segunda
confirmación los datos poseerán validez como solicitud de adhesión.
Por otra parte, es necesario que dicha modalidad de adhesión no modifica ni altera de ningún modo la
relación entre las Entidades Colocadoras que operan a través de Internet y el Responsable de Colocaciones
con respecto a la relación entre el Responsable de Colocaciones y las demás Entidades Colocadores.
Las Entidades Colocadores que utilizan el sistema de colocación en línea través de Internet mantienen el
Folleto Informativo disponible en sus propias páginas web. Las Entidades Colocadoras que utilizan el
sistema de colocaciones por medios telemáticos garantizarán al Responsable de Colocaciones la
aplicabilidad de sus procedimientos informáticos para realizar la adhesión en línea de sus propios clientes.
Además, las mismas Entidades Colocadoras se comprometerán a efectuar las comunicaciones previstas por
las disposiciones aplicables a los bancos que operan por medios telemáticos.
Los Accionistas Enel podrán, además, participar en la Oferta Pública destinada al público en general bajo las
mismas condiciones y modalidades previstas para la misma.
C. Participación por parte de los Empleados de Enel residentes en Italia
Las solicitudes de participación en la Oferta Pública por parte de los Empleados de Enel residentes en Italia,
que se aplicará sobre la cuota destinada a los mismos, deberán ser presentadas por medio de la suscripción
del módulo de adhesión correspondiente (Módulo C, disponible en las instalaciones de las Entidades
Colocadores y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.com), debidamente cumplimentado y
firmado por el solicitante o su representante especial y presentado en una Entidad Colocadora. Correrá a
cargo del Empleado de Enel residente en Italia demostrar ante la Entidad Colocadora su estatus de Empleado
de Enel residente en Italia.
Los Empleados de Enel residentes en Italia también podrán adherirse a la Oferta Pública destinada al público
en general bajo las mismas condiciones y modalidades previstas para la misma. Además, si también son
Accionistas de Enel, dichos Empleados de Enel residentes en Italia también podrán participar en la Oferta
Pública destinada a los Accionistas de Enel bajo las mismas condiciones y modalidades previstas para la
misma.
***
Las Entidades Colocadoras autorizadas que tengan intención de colocar Acciones fuera de la sede, según el
artículo 30 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza), procederán a recabar las solicitudes

591


de compra de la Oferta Pública, ya sea directamente en sus propias ventanillas u oficinas o por medio de
promotores financieros de acuerdo con lo previsto en el artículo 31 de la Ley de Finanzas.
De conformidad con lo previsto en el art. 30, apartado 8, de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della
Finanza), a las ofertas públicas de venta o de suscripción de acciones con derecho de voto y negociadas en
mercados regulados y, según el criterio de la Consob, también a las acciones admitidas a negociación pero no
negociadas todavía, no se aplica lo dispuesto en el apartado 6 del mismo artículo. Dicho artículo prevé que la
eficacia de los contratos terminados fuera de la sede por medio de promotores financieros se suspende
durante un plazo de siete días consecutivos a partir de lal de suscripción de los mismos por parte del inversor.
Con excepción de lo previsto en el art. 95 bis, Apartado 2 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della
Finanza), las solicitudes de compra son irrevocables y no pueden estar sujetas a ninguna condición.
El Responsable de la Colocación, sobre la base de los datos que cada una de las Entidades Colocadoras le
proporcione, se reserva el derecho de verificar la idoneidad de las solicitudes de compra de la Oferta Pública,
teniendo en cuenta las modalidades y condiciones establecidas en la misma y sin perjuicio de las eventuales
comunicaciones que hubiera de hacer de conformidad con las leyes y los reglamentos vigentes.
5.1.4 Información acerca de la suspensión o revocación de la Oferta Pública
Si, entre lal de publicación del Folleto Informativo y el día anterior al inicio de la Oferta Pública se
produjeran circunstancias extraordinarias, como las previstas en la práctica internacional, incluyendo entre
otras, graves cambios negativos en la situación política, financiera, económica, monetaria, normativa o de
mercado, ya sea a nivel nacional o internacional, o hechos negativos con respecto a la situación financiera,
patrimonial o crediticia del Emisor y/o sus filiales, o eventos relacionados con el Grupo que sean de tal
magnitud que perjudiquen el éxito de la Oferta Global de Venta o desaconsejen su realización, y que no
estuviesen estipulados en el contrato de colocación y aseguramiento de la Oferta Pública de acuerdo con el
Apartado 5.4 de este Capítulo V del Folleto Informativo, el Oferente, previa consulta con los Coordinadores
de la Oferta Global de Venta, podrá decidir no iniciar a la Oferta Pública, debiéndose considerar la misma
anulada. El Oferente lo comunicará antes de o el día previsto para el inicio del Período de Oferta a la Consob
y al público en general mediante la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-
financiero de difusión nacional y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.it.
El Oferente, previa consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, se reserva la facultad de
retirar, total o parcialmente, la Oferta Pública, previa notificación a la Consob y al público en general
y en la página web del Emisor, www.enelgreenpower.com, antes o en la Fecha de Pago (tal y como ésta se
define en el Apartado 5.1.8 del presente Capítulo V del Folleto Informativo) si (i) al término del Período de
Oferta las solicitudes recibidas fueran inferiores a las Acciones ofrecidas, (ii) la Oferta Institucional no se
llevara a cabo, en todo o en parte, por la falta de adhesión total o parcial o por la resolución del compromiso
de aseguramiento de las Acciones que son objeto de la Oferta Institucional, o (iii) en caso de resolución, total
o parcial del compromiso de aseguramiento recogido en el contrato de colocación y aseguramiento de la
Oferta Pública.
La Oferta Pública también sería retirada si la Bolsa Italiana no resolviera sobre la admisión a negociación y/o
revocara la autorización de la admisión a negociación de acuerdo con lo previsto en el artículo 2.4.3,
apartado 7, del Reglamento de la Bolsa, antes de la Fecha de Pago, previa comunicación a la Consob y al
público en general por medio de la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-
financiero de difusión nacional.

592

Sección II

5.1.5 Reducción de la suscripción y modalidad de reembolso
No se prevé la posibilidad de que los suscriptores de la Oferta Pública puedan disminuir sus solicitudes de
compra.
5.1.6 Importe de la suscripción
Las solicitudes de compra de la Oferta Pública por parte del público en general y/o de los Accionistas de
Enel deberán presentarse exclusivamente ante las Entidades Colocadoras por cantidades mínimas de 2.000
Acciones o sus múltiplos (el “Lote Mínimo”), o por cantidades mínimas de 20.000 Acciones o sus múltiplos
(el “Lote Mínimo Incrementado”), sin perjuicio de los criterios de distribución establecidos en el Apartado
5.2 del presente Capitulo V del Folleto Informativo. Las solicitudes por importes equivalentes al Lote
Mínimo o sus múltiplos no excluyen las solicitudes por cantidades equivalentes al Lote Mínimo
Incrementado o sus múltiplos, lo mismo que las solicitudes equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus
múltiplos no excluyen las solicitudes equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos, incluso mediante la
utilización del mismo formulario de solicitud.
Las solicitudes de adhesión a la Oferta Pública por parte de los Empleados de Enel residentes en Italia
deberán ser presentadas exclusivamente ante las Entidades Colocadoras por cantidades mínimas de 2.000
Acciones (equivalentes al Lote Mínimo) o sus múltiplos, sin perjuicio de los criterios de reparto según el
sucesivo Párrafo 5.2 del presente Capítulo 5 del Folleto Informativo.
5.1.7 Revocabilidad de las solicitudes de compra
Con excepción de lo previsto en el art. 95 bis, Apartado 2 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della
Finanza), las solicitudes de compra de la Oferta Pública son irrevocables y no pueden estar sujetas a ningún
plazo y/o condición.
5.1.8 Pago y entrega de las Acciones
El pago de las Acciones adjudicadas deberá efectuarse el 4 de noviembre de 2010 (la “Fecha de Pago”), en
las instalaciones de la Entidada Colocadora que haya recibido la solicitud de compra, sin que el solicitante
deba abonar comisiones o gastos por ello.
Cualquier variación eventual en lal de Pago como consecuencia del aplazamiento, prórroga o cierre
anticipado de la Oferta Pública será comunicada al público a través del mismo anuncio.
En el momento en que se realiza el pago, las Acciones adjudicadas en el ámbito de la Oferta Pública serán
puestas a disposición del titular del derecho, mediante anotación contable en la cuenta de depósito abierta por
la Entidad Colocadora en Monte Titoli.
5.1.9 Resultado de la Oferta Pública y de la Oferta Global de Venta
El Responsable de la Colocación comunicará, dentro de los cinco días hábiles siguientes a lal de cierre de la
Oferta Pública, los resultados de la misma y los resultados resumidos de la Oferta Global de Venta mediante
la publicación de un anuncio en al menos un periódico económico-financiero de difusión nacional y en la
página web del Emisor, www.enelgreenpower.com. La copia de dicho aviso se transmitirá simultáneamente a
la Consob y a la Bolsa Italiana, de conformidad con el art. 13, apartado 2, del Reglamento de Emisores.
Dentro de los dos meses siguientes a la publicación del anuncio mencionado, el Responsable de la
Colocación comunicará a la Consob, según lo dispuesto en el art. 13, apartado 3, del Reglamento de
Emisores, los resultados de las verificaciones sobre las operaciones de colocación y de su eventual
distribución, además de los resultados resumidos de la Oferta Global de Venta.

593


5.1.10 Procedimiento para el ejercicio de un eventual derecho de opción, para la negociación de los
derechos de suscripción y para el tratamiento de los derechos de suscripción no ejercitados
Las Acciones objeto de esta Oferta Global de Venta son exclusivamente las acciones puestas a la venta por el
Oferente; por lo tanto, en el ámbito de la Oferta Global de Venta no se prevé el ejercicio de derechos de
suscripción.

5.2 Plan de distribución y adjudicación
5.2.1 Categorías de inversores potenciales a los que se ofrecen las Acciones en venta
La Oferta Pública está dirigida al público en general de Italia, a los Accionistas de Enel y a los Empleados de
Enel residentes en Italia.
No podrán adherirse a la Oferta Pública de acuerdo con lo previsto en el artículo 34 ter, apartado 1, letra (b),
del Reglamento de Emisores, los inversores cualificados (con las excepciones de: (i) las pequeñas y
medianas empresas o las personas físicas, de conformidad con lo previsto en los números 3 y 5 de la norma
mencionada, que no se hayan registrado con el Emisor en el registro especial de acuerdo con la disposición
conjunta de los art. 34 quater y 34 terdecies del Reglamento de Emisores, (ii) la sociedad de gestión
autorizada para la prestación de servicios de gestión individual de carteras de inversión por cuenta de
minoritarios, (iii) los intermediarios autorizados para la gestión de carteras individuales por cuenta de
minoritarios, y (iv) las sociedades fiduciarias que prestan servicios de gestión de carteras de inversión,
también mediante la inscripción de fideicomisos, de acuerdo con el artículo 60, apartado 4, del Decreto
Legislativo del 23 de julio de 1996 n. 415), (los “Inversores Cualificados”), ni los inversores institucionales
en el extranjero (junto con los Inversores Cualificados, los “Inversores Institucionales”). Los Inversores
Institucionales podrán en cambio adherirse a la Oferta Institucional.
Por otra parte, no podrán adherirse a la Oferta Pública quienes, en el momento de la adhesión, aunque
residan en Italia, puedan considerarse, de acuerdo con la U.S. Securities Laws y otra regulación local vigente,
residentes de los Estados Unidos de América u otro país en el que la oferta de valores no se permita, a menos
que se cuente con la autorización de las autoridades competentes (los “Otros Países”). Ningún valor puede
ofrecerse o negociarse en los Estados Unidos de América o en los Otros Países sin contar con la autorización
respectiva de conformidad con las leyes y los reglamentos vigentes en cada uno de dichos países, a menos
que dichas disposiciones sean derogadas. Las Acciones no han sido ni serán registradas según el United
States Securities Act de 1933 y modificaciones sucesivas (el “Securities Act”) o de conformidad con la
normativa vigente en los Otros Países. En consecuencia, no podrán ofrecerse o adjudicarse, directa o
indirectamente, Acciones en los Estados Unidos de América o en los Otros Países.
El Responsable de la Colocación se reserva el derecho de adoptar las medidas pertinentes en el supuesto de
que se encontrara ante una solicitud a la Oferta Pública por parte de un residente en Italia que infringiera las
disposiciones sobre la materia vigentes en los Estados Unidos de América o los Otros Países.
La Oferta Pública en España está dirigida al público en general de España y a los Empleados de Enel
residentes en España y se describe en el párrafo 5.5. a continuación.
La Oferta Institucional está dirigida a los Inversores Institucionales en Italia y en el extranjero, conforme a la
Regulation S del Securities Act (ley reguladora de valores mobiliarios de 1933) y en Estados Unidos, de
manera limitada a los Qualified Institutional Buyers (los “QIB”, Compradores Institucionales Cualificados)
según lo establecido por la Rule 144A del Securities Act. Los sujetos residentes en países extranjeros fuera de

594

Sección II

Italia, y en particular aquellos residentes en Australia, Japón y Canadá no podrán participar de la Oferta
Global de Venta, salvo que se enmarque en los límites consentidos por las leyes y los reglamentos del país en
cuestión.
La Oferta Institucional se efectuará sobre la base del documento de oferta en idioma inglés (el “Offering
Circular”), que contendrá datos e información concordante con la que se proporciona en el Folleto
Informativo.
5.2.2 Accionistas principales, miembros del Consejo de Administración o de la Comité de Auditores del
Emisor que tienen intención de adherirse a la Oferta Pública y personas que tienen intención de
adherirse a la Oferta Pública en un porcentaje superior al 5%.
Hasta donde alcanza el conocimiento de la Sociedad, ni los miembros del Consejo de Administración ni los
miembros de la Comité de Auditores del Emisor tienen intención de adherirse a la Oferta Pública.
Hasta donde alcanza el conocimiento de la Sociedad, ninguna persona tiene intención de adherirse a la Oferta
Pública en un porcentaje superior al 5%.
5.2.3 Información a suministrar antes de la adjudicación
(a) División de la Oferta Global de Venta en tramos
La Oferta Global de Venta consiste en:
● una Oferta Pública en Italia por un importe mínimo de 176.875.000 Acciones, equivalente al 12,5% de
la Oferta Global de Venta, dirigida al público en general en Italia, a los Accionistas de Enel y a los
Empleados de Enel residentes en Italia. No podrán adherirse a la Oferta Pública los Inversores
Institucionales, quienes podrán adherirse exclusivamente a la Oferta Institucional que se menciona a
continuación;
● una Oferta Pública en España de un importe mínimo de 35.375.000 Acciones, equivalente al 2,5% de la
Oferta Global de Venta, dirigida al público general de España y a los Empleados de Enel residentes en
España. No podrán participar en la Oferta Pública los Inversores Institucionales, quienes podrán
participar exclusivamente en la Oferta Institucional, que se menciona a continuación; y
● una Oferta Institucional de 1.202.750.000 Acciones como máximo, equivalente al 85% de la Oferta
Global de Venta, dirigida a los Inversores Institucionales de Italia y del extranjero, conforme a la
Regulation S del Securities Act, y en Estados Unidos, de manera limitada a los Inversores Institucionales
Cualificados (QIB, por sus siglas en inglés), según consta en la Rule 144A del Securities Act. Los
sujetos residentes en países extranjeros fuera de Italia, y en particular aquellos residentes en Australia,
Japón y Canadá, no podrán participar de la Oferta Global de Venta, salvo que se enmarque en los límites
consentidos por las leyes y la regulación del país en cuestión.
La Oferta Pública consiste en:
● una oferta dirigida al público en general (la “Oferta para el Público”). De las acciones efectivamente
asignadas al público en general, se destinará una cantidad no superior al 20% a satisfacer las solicitudes
de compra provenientes del público en general que sean cuantitativamente equivalentes al Lote Mínimo
Incrementado o sus múltiplos (para mayor información, véase la Segunda Sección, Capítulo V, Apartado
5.1.6 del Folleto Informativo);
● una oferta reservada a los Accionistas de Enel (la “Oferta para los Accionistas de Enel”) no mayor al
50% de la Oferta Pública. Acciones efectivamente asignadas a los Accionistas de Enel; una cuota no

595


mayor al 20% será destinada a satisfacer las solicitudes de adhesión procedentes de los Accionistas de
Enel que sean cuantitativamente equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos (para mayor
información, véase la Sección II, Capítulo V, Párrafo 5.1.6 del Folleto Informativo); y
● una oferta reservada a los Empleados de Enel residentes en Italia (la “Oferta para los Empleados de
Enel”) por un máximo de 38.071 Lotes Mínimos.
(b) Claw back
Una cantidad mínima de 176.875.000 Acciones, equivalente al 12,5% de la Oferta Global de Venta, estará
reservada para las solicitudes de compra recibidas en el ámbito de la Oferta Pública.
Una cantidad mínima de 35.375.000 Acciones, equivalente al 2,5% de la Oferta Global de Venta, estará
reservada a las participaciones realizadas en el ámbito de la Oferta Pública en España.
El remanente de las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta será distribuido por el Oferente, previa
consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, entre el Sindicato de la Oferta Pública y el
Sindicato de la Oferta Institucional, tomando en consideración el número de aceptaciones recibidas por el
Sindicato de la Oferta Pública y el número y la calidad de las aceptaciones recibidas por el Sindicato de la
Oferta Institucional.
En caso de que las solicitudes de la Oferta Pública y/o de la Oferta Pública en España fueran inferiores a las
cantidades mínimas mencionadas, las Acciones sobrantes podrán incluirse en la Oferta Institucional siempre
y cuando la demanda generada por dicha Oferta Institucional tenga la capacidad de absorber dichas
Acciones.
En caso de que las solicitudes de la Oferta Institucional fueran menores a las cantidades mínimas
mencionadas, las Acciones existencias podrán incluirse en la Oferta Pública y/o en la Oferta Pública en
España, siempre y cuando la demanda generada por dicha Oferta Pública y/o por la Oferta Pública en España
tenga la capacidad de absorber dichas Acciones.
En el ámbito de la totalidad de acciones destinadas a la Oferta Pública, se procederá a asignar las Acciones al
público en general, a los Accionistas de Enel y a los Empleados de Enel residentes en Italia, respectivamente,
según los criterios indicados a continuación, con la advertencia de que si el total de participaciones
provenientes de los Accionistas de Enel fuera menor que el número destinado a ellos, las Acciones restantes
podrán incluirse en la cantidad destinada a los Empleados de Enel residentes en Italia, y viceversa, incluso
más allá de su límite máximo, siempre y cuando la demanda generada por las respectivas ofertas esté en
capacidad de absorber dichas Acciones. En caso de que el total de adhesiones procedentes del público en
general fuera menor que el número destinado a ellos, las Acciones restantes podrán incluirse en la cuota
destinada a los Accionistas de Enel y/o a los Empleados de Enel residentes en Italia, y viceversa, incluso más
allá de su límite máximo, siempre y cuando la demanda generada por las respectivas ofertas pueda absorber
dichas Acciones.
De las acciones efectivamente asignadas al público en general, se destinará una cantidad no superior al 20%
a satisfacer las solicitudes de compra del público en general que sean cuantitativamente equivalentes al Lote
Mínimo Incrementado o sus múltiplos. En caso de que las solicitudes de compra equivalentes al Lote
Mínimo Incrementado o sus múltiplos sean menores que el total que les hubiera sido reservado, las Acciones
existencias podrán incluirse en la cantidad destinada al público en general para cantidades equivalentes al
Lote Mínimo o sus múltiplos. En caso de que las solicitudes de compra recibidas por cantidades equivalentes
al Lote Mínimo o sus múltiplos fueran menores que el total que les hubiera sido reservado, las Acciones

596

Sección II

existencias podrán incluirse en la cantidad destinada al público en general para cantidades equivalentes al
Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos, incluso más allá del límite máximo.
De las acciones efectivamente asignadas a los Accionistas de Enel; una cuota no mayor al 20% será
destinada a satisfacer las solicitudes de adhesión procedentes de los Accionistas de Enel que sean
cuantitativamente equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos. En caso de que las
participaciones recibidas por cantidades equivalentes al Lote Mínimo de Incrementado o sus múltiplos sean
menores que el total reservado, las Acciones existencias podrán incluirse en la cantidad destinada a los
Accionistas de Enel para cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos. En caso de que las
participaciones recibidas por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos sean menores que el
total reservado, las Acciones existencias podrán incluirse en la cantidad destinada a los Accionistas de Enel
para cantidades equivalentes al Lote Mínimo de Participación Mejorado o sus múltiplos, incluso más allá del
límite máximo.
(c) Forma de adjudicación
En el ámbito de la totalidad de las cantidades destinadas al Sindicato de la Oferta Pública, se procederá a
adjudicar las Acciones al público en general según los criterios indicados a continuación.
Para mayor información relacionada con la forma de adjudicación dentro del ámbito de la Oferta Pública en
España, véase el párrafo 5.5.
Solicitudes de compra por parte del público en general
A.1. Solicitudes de compra por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos
Si las solicitudes de compra recibidas por las Entidades Colocadoras del público en general para cantidades
equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos resultasen mayores que la cantidad destinada a los mismos en el
ámbito de la Oferta Pública, se adjudicará a cada solicitante el número de Acciones equivalente al Lote
Mínimo.
En caso de que, después de la adjudicación del Lote Mínimo quedaran Acciones, a todos los que hubieran
hecho la solicitud se les adjudicará un segundo Lote Mínimo, luego un tercero y así sucesivamente hasta: (i)
satisfacer completamente la demanda de público en general por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o
sus múltiplos; (ii) agotar las Acciones contenidas en la cantidad reservada a este fin, o (iii) hasta que el
número de valores a su disposición, menos los Lotes Mínimos ya asignados, sea insuficiente para adjudicar a
todos los solicitantes un Lote Mínimo adicional. En este último caso, el Responsable de la Colocación
procederá a adjudicarlos de manera individual a los solicitantes que hayan participado en la adjudicación
proporcional antes mencionada, por medio de sorteos. En cada caso, el sorteo se llevará a cabo a través de
sistemas que permitan la verificación de los procedimientos empleados y su correspondencia con criterios de
corrección e igualdad de trato.
Cuando la cantidad ofrecida sea insuficiente para adjudicar un Lote Mínimo a cada uno de los solicitantes,
los Lotes Mínimos serán adjudicados de manera individual por el Responsable de la Colocación por medio
de sorteos, que se llevarán a cabo a través de sistemas que permitan la verificación de los procedimientos
empleados y su correspondencia con criterios de corrección e igualdad de trato.
Además, en el caso de que las solicitudes de compra recibidas por las Entidades Colocadoras por parte del
público en general y/o de los Accionistas de Enel y/o de los Empleados de Enel residentes en Italia resulten
superiores a la cuota destinada a ellos en el ámbito de la Oferta Pública, el Accionista Vendedor se reserva el
derecho de reducir la cantidad de acciones que constituyen el Lote Mínimo de 2.000 Acciones a 1.000

597


Acciones, comunicándolo en el aviso relativo al Precio de Oferta, sin perjuicio de la eventual aplicación de
los criterios de reparto descritos anteriormente al Lote Mínimo reducido como previamente citado.
A.2. Solicitudes de compra por cantidades equivalentes al Lote Mínimo de Incrementado o sus múltiplos
Si las solicitudes de compra recibidas por las Entidades Colocadoras del público en general para cantidades
equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos resultasen superiores a la cantidad destinada a
este segmento en el ámbito de la Oferta Pública, se adjudicará a cada solicitante el número de Acciones
equivalente al Lote Mínimo Incrementado.
En caso de que, después de la adjudicación del Lote Mínimo Incrementado, quedaran Acciones, se les
adjudicará a todos los que lo hubieran solicitado, un segundo Lote Mínimo Incrementado, luego un tercero y
así sucesivamente hasta: (i) satisfacer completamente la demanda del público en general por cantidades
equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos; (ii) agotar las Acciones contenidas en la cantidad
reservada a este fin, o (iii) hasta que el número de valores a su disposición, menos los Lotes Mínimos
Incrementados ya asignados, sea insuficiente para adjudicar a todos los solicitantes un Lote Mínimo
Incrementado adicional. En este último caso, el Responsable de la Colocación procederá a adjudicarlos de
manera individual a los solicitantes que hayan participado en la adjudicación proporcional antes mencionada,
por medio de sorteos. En cada caso, el sorteo se llevará a cabo a través de sistemas que permitan la
verificación de los procedimientos empleados y su correspondencia con criterios de corrección y paridad en
el tratamiento.
Cuando la cantidad ofrecida sea insuficiente para adjudicar un Lote Mínimo Incrementado a cada uno de los
solicitantes, los Lotes Mínimos Incrementados serán adjudicados de manera individual por el Responsable de
la Colocación por medio de sorteos, que se llevarán a cabo a través de sistemas que permitan la verificación
de los procedimientos empleados y su correspondencia con criterios de corrección e igualdad de trato.
público en general y/o de los Accionistas de Enel resulten superiores a la cantidad destinada a ellos en el
ámbito de la Oferta Pública, el Accionista Vendedor, independientemente de la eventual reducción de la
cantidad de acciones que constituyen el Lote Mínimo según se establece más arriba, se reserva el derecho de
reducir la cantidad de acciones que constituyen el Lote Mínimo Incrementado de 20.000 Acciones a 10.000
los criterios de reparto descritos anteriormente al Lote Mínimo Incrementado reducido como previamente
citado.
Participación por parte de los Accionistas de Enel
B.1. Participaciones por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos
Si las adhesiones recibidas por las Entidades Colocadoras por parte de los Accionistas de Enel para
cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos resultasen ser mayores a la cuota destinada a este
segmento dentro del ámbito de la Oferta Pública, se asignará a cada solicitante el número de Acciones
equivalente al Lote Mínimo.
En caso de que, después de la asignación de Lote Mínimo, queden Acciones, a todos los que hayan hecho la
solicitud se les asignará un segundo Lote Mínimo, luego un tercero y así sucesivamente hasta satisfacer
completamente la demanda de público en general por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus
múltiplos, o hasta agotar las Acciones contenidas en la cantidad reservada a este fin, o hasta que el número
de títulos a disposición, menos los Lotes Mínimos ya asignados, sea insuficiente para asignar a todos los
solicitantes un Lote Mínimo adicional. En este último caso, el Responsable de Colocaciones procederá a

598

Sección II

asignarlos de manera individual a los solicitantes que hayan participado en la distribución proporcional antes
mencionada, por medio de sorteos. En cada caso, el sorteo se llevará a cabo a través de modalidades que
permitan la verificación de los procedimientos empleados y su correspondencia con los criterios de
corrección y equidad.
Cuando la cantidad ofrecida sea insuficiente para asignar un Lote Mínimo a cada uno de los solicitantes, los
Lotes Mínimos serán asignados de manera individual por el Responsable de la Colocación a los solicitantes
por medio de sorteos, que se llevarán a cabo a través de modalidades que permitan la verificación de los
procedimientos empleados y su correspondencia con los criterios de corrección y equidad.
los criterios de reparto descritos anteriormente al Lote Mínimo reducido como se explica arriba.
B.2. Participaciones para cantidades equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos
En el caso de que las solicitudes recibidas por las Entidades Colocadoras por parte de los Accionistas de Enel
para cantidades equivalentes al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos resultasen ser mayores a la
cantidad destinada a este segmento dentro del ámbito de la Oferta Pública, se asignará a cada solicitante el
número de Acciones equivalente al Lote Mínimo de Participación Incrementado.
En caso de que después de la asignación del Lote Mínimo Incrementado queden Acciones, a todos los que
hayan hecho la solicitud se les asignará un segundo Lote Mínimo Incrementado, luego un tercero y así
sucesivamente hasta satisfacer completamente la demanda del público en general por cantidades equivalentes
al Lote Mínimo Incrementado o sus múltiplos, hasta agotar las Acciones contenidas en la cantidad reservada
a este fin, o hasta que el número de títulos a disposición, menos los Lotes Mínimos Incrementado ya
asignados, sea insuficiente para asignar a todos los solicitantes un Lote Mínimo Incrementado adicional. En
este último caso, el Responsable de la Colocación procederá a asignarlos de manera individual a los
solicitantes que hayan participado en la distribución proporcional antes mencionada, por medio de sorteos.
En cada caso, el sorteo se llevará a cabo a través de modalidades que permitan la verificación de los
Cuando la cantidad ofrecida sea insuficiente para asignar un Lote Mínimo Incrementado a cada uno de los
solicitantes, los Lotes Mínimos Incrementados serán asignados de manera individual por el Responsable de
la Colocación por medio de sorteos, que se llevarán a cabo a través de modalidades que permitan la
verificación de los procedimientos empleados y su correspondencia con los criterios de propiedad y equidad.
Además, en el caso de que las participaciones otorgadas a las Entidades Colocadoras por parte del público en
general y/o de los Accionistas de Enel resulten superiores a la cuota destinada a ellos en el ámbito de la
Oferta Pública, el Accionista Vendedor, independientemente de la eventual reducción de la cantidad de
acciones que constituyen el Lote Mínimo según se estableció anteriormente, se reserva el derecho de reducir
la cantidad de acciones que constituyen el Lote Mínimo Incrementado de 20.000 Acciones a 10.000
los criterios de reparto descriptos anteriormente al Lote Mínimo Incrementado reducido como se explica
arriba.

599


Participación por parte de los Empleados de Enel residentes en Italia
C.1. Participaciones por cantidades equivalentes al Lote Mínimo o sus múltiplos
A cada solicitante se le garantizará un Lote Mínimo correspondiente a 2.000 Acciones, eventualmente
reducido como se describe a continuación.
En caso de que, después de la asignación de un Lote Mínimo queden Acciones, a todos los que hayan hecho
la solicitud se les asignará un segundo Lote Mínimo, y así sucesivamente, hasta agotar las Acciones
contenidas en la cuota reservada a este fin, o hasta que el número de títulos a disposición, menos los Lotes
Mínimos ya asignados, sea insuficiente para asignar a todos los solicitantes un Lote Mínimo adicional. En
este último caso, se procederá a su distribución por medio de sorteo.
En cada caso, el sorteo se llevará a cabo a través de modalidades que permitan la verificación de los
Además, en el caso de que las solicitudes de compra recibidas por Entidades Colocadoras por parte del
los criterios de reparto anteriormente descritos.
(d) Tratamiento preferencial
A continuación se describe el tratamiento preferencial en el ámbito de la Oferta Pública.
Para mayor información relacionada con el tratamiento preferencial en el ámbito de la Oferta Pública en
España, véase el párrafo 5.5.
Incentivos para el público en general y los Accionistas de Enel asignatarios de un Lote Mínimo o sus
múltiplos
Asignación Gratuita
Los asignatarios (público en general o Accionistas de Enel) de Acciones que mantengan ininterrumpidamente
plena posesión de éstas por doce meses a partir de lal de Pago de dichas Acciones, siempre y cuando hayan
permanecido depositadas en una Entidad Colocadora u otra institución adscrita a Monte Titoli S.p.A.,
tendrán derecho a la asignación gratuita de 1 acción ordinaria de la Sociedad cada 20 Acciones asignadas en
el ámbito de la Oferta Pública. La asignación gratuita se efectuará hasta un máximo de 3 Lotes Mínimos
asignados. El cálculo de las acciones gratuitas por asignar sin desembolsos ulteriores será efectuado
mediante el redondeo por defecto a la unidad. Las acciones gratuitas se pondrán a disposición por el
Oferente.
La asignación de las acciones gratuitas deberá ser solicitada por el titular, so pena de expiración, no más allá
del 31 de diciembre de 2011, a la Entidad Colocadora o a otra institución adscrita a Monte Titoli S.p.A.,
teniendo lugar dentro de los 30 días naturales siguientes a lal de expiración del período arriba mencionado
sobre la base de la certificación, emitida por la Entidad Colocadora u otra institución adscrita a Monte Titoli
S.p.A., acerca de la titularidad ininterrumpida de las Acciones por el período de doce meses a partir de lal de
Pago.

600

Sección II

Incentivos para el público en general y los Accionistas de Enel asignatarios de un Lote Mínimo o sus
múltiplos
Los asignatarios (público en general o Accionistas de Enel) de Acciones que mantengan ininterrumpidamente
tendrán derecho a la asignación gratuita de 1 acción ordinaria del Emisor cada 20 Acciones asignadas en el
ámbito de la Oferta Pública. La asignación gratuita se efectuará hasta un máximo de 2 Lotes Mínimos
Incrementados asignados. El cálculo de las acciones gratuitas por asignar sin desembolsos ulteriores será
efectuado mediante el redondeo por defecto a la unidad. Las acciones gratuitas se pondrán a disposición por
el Oferente. La asignación de las acciones gratuitas deberá ser solicitada por el titular, so pena de expiración,
no más allá del 31 de diciembre de 2011 a la Entidad Colocadora u a otra institución adscrita a Monte Titoli
S.p.A., teniendo lugar dentro de los 30 días naturales siguientes a lal de expiración del período arriba
mencionado sobre la base de la certificación, emitida por la Entidad Colocadora u otra institución adscrita a
Monte Titoli S.p.A., acerca de la titularidad ininterrumpida de las Acciones por el período de doce meses a
partir de lal de Pago.
Incentivos para los Empleados de Enel residentes en Italia
Los Empleados de Enel residentes en Italia asignatarios de Acciones que mantengan ininterrumpidamente
tendrán derecho a la asignación gratuita de 1 acción ordinaria de la Sociedad cada 20 Acciones asignadas en
el ámbito de la Oferta Pública. La asignación gratuita se efectuará hasta un máximo de 3 Lotes Mínimos
asignados. El cálculo de las acciones gratuitas por asignar sin desembolsos ulteriores será efectuado
mediante el redondeo por defecto a la unidad entera. Las acciones gratuitas se pondrán a disposición por el
Oferente.
La asignación de las acciones gratuitas deberá ser solicitada por el titular, so pena de expiración, no más allá
del 31 de diciembre de 2011 a la Entidad Colocadora u otra institución adscrita a Monte Titoli S.p.A.,
teniendo lugar dentro de los 30 días naturales siguientes a lal de expiración del período arriba mencionado
sobre la base de la certificación, emitida por la Entidad Colocadora u otra institución adscrita a Monte Titoli
S.p.A., acerca de la titularidad ininterrumpida de las Acciones por el período de doce meses a partir de lal de
Pago.
(e) Tratamiento de las suscripciones o de las ofertas de suscripción en el ámbito de la adjudicación
El tratamiento de las suscripciones no viene determinado en función de la compañía a través de la cual hayan
sido realizadas.
(f) Objetivo mínimo de adjudicación
No se prevé ningún objetivo mínimo de adjudicación con respecto de la Oferta Global de Venta.
(g) Condiciones para el cierre de la Oferta Pública y duración mínima del Período de Oferta
Sin perjuicio de lo previsto en el Apartado 5.1.3 anterior del presente Capítulo 5 del Folleto Informativo con
respecto a la retirada y revocación de la Oferta Pública, no se prevén otras condiciones para el cierre
anticipado de la Oferta Pública. El cierre anticipado de la Oferta Pública no podrá efectuarse antes del

601


segundo día del Período de Oferta, y tendrá que comunicarse oportunamente a la Consob y al público en
general mediante la publicación de un anuncio en por lo menos un periódico económico-financiero de
difusión nacional, antes del último día del Período de Oferta. El cierre anticipado surtirá efectos a partir del
día siguiente a aquél en el que se publique dicho anuncio, y tendrá en cuenta las solicitudes de compra
efectuadas fuera de la sede o por vía telemática.
El Período de Oferta no puede tener una duración inferior a dos días.
(h) Adhesión múltiple
Se admiten adhesiones múltiples por parte de los solicitantes en la Oferta Pública.
Para mayor información relacionada con la Oferta Pública en España, véase el Apartado 5.5.
5.2.4 Procedimiento para comunicar las adjudicaciones a los adjudicatarios
Cada Entidad Colocadora procederá a comunicar a los adjudicatarios las cantidades que se les adjudiquen
inmediatamente después de recibir la comunicación sobre la distribución por parte del Responsable de la
Colocación.
5.2.5 Over Allotment (Sobreadjudicación) y Opciones Greenshoe
Se prevé la concesión, por parte de Enel S.p.A., a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, de una
opción de solicitar, en préstamo, un número adicional máximo de 210.000.000 Acciones correspondientes a
una cantidad equivalente a aproximadamente el 15% del número de Acciones objeto de la Oferta Global de
Venta, con el fin de llevar a cabo una Sobreadjudicación en el ámbito de la Oferta Institucional. En el caso de
Sobreadjudicación, los Coordinadores de la Oferta Global de Venta podrán ejercitar dicha opción, total o
parcialmente, y colocar las Acciones tomadas en préstamo a los Inversores Institucionales.
Además, se prevé la concesión, por parte de Enel al Coordinador de la Oferta Global de Venta, de una opción
de compra, al Precio de la Oferta (la “Opción Greenshoe”), de un máximo de 210.000.000 Acciones,
correspondientes a una cantidad equivalente a aproximadamente el 15% del número de Acciones objeto de la
Oferta Global de Venta, que se adjudicarán a los destinatarios de la Oferta Institucional en caso de
Sobreadjudicación, con la modalidad indicada en el párrafo anterior.
Las opciones antes mencionadas podrán ser ejercitadas, total o parcialmente, dentro de los 30 días siguientes
a lal de admisión a negociación de las acciones del Emisor en el MTA.

5.3 Fijación del Precio de Oferta
5.3.1 Precio de la Oferta y gastos a cargo del solicitante
La determinación del Precio de la Oferta de Acciones tendrá lugar a la finalización de la Oferta Global de
Venta.
Dicha determinación debe tomar en cuenta, entre otros: (i) las condiciones del mercado de títulos valores,
tanto nacional como internacional; (ii) la cantidad y calidad de las manifestaciones de interés recibidas de los
Inversores Institucionales, y (iii) la demanda recibida, en términos de cantidad, en el ámbito de la Oferta
Pública.
Banda de valoración indicativa
El Oferente, sobre la base de los análisis realizados por los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, y
con el fin exclusivo de poder recabar las manifestaciones de interés de los Inversores Institucionales en la

602

Sección II

Oferta Institucional, ha identificado, previa consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta, una
banda de valoración indicativa del capital económico de la Sociedad, comprendida entre un mínimo no
vinculante de 9.000 millones de euros y un máximo vinculante de 10.500 millones de euros, equivalente a un
mínimo no vinculante de 1,80 euros por Acción y un máximo vinculante de 2,10 euros por Acción, este
último equivalente al Precio Máximo.
Para la determinación de la ya mencionada banda de valoración indicativa y del precio máximo, se han
tomado en consideración los resultados, las perspectivas de desarrollo del ejercicio en curso y los ejercicios
posteriores de la Sociedad y del grupo de compañías que encabeza, considerando las condiciones de mercado
y aplicando las metodologías de valoración típicamente reconocidas a nivel internacional, tanto en la teoría
como en la práctica, además de los resultados de la actividad de premarketing efectuada con inversores
profesionales de alto standing internacional. En particular, a los efectos de la evaluación, se han considerado
tanto los resultados derivados de la aplicación del método de múltiplos de mercado que prevé la comparación
de la Sociedad con otras compañías de referencia que cotizan en bolsa con base en índices y múltiplos de
magnitudes económicas, financieras y patrimoniales que sean tanto significativos como comparables, como
el método financiero de evaluación de flujos de efectivo (también conocido como Discounted Cash Flow)
con base en la actualización de los flujos de efectivo proyectados.
El siguiente cuadro representa, con fines meramente indicativos, los multiplicadores EV/EBITDA y P/E de la
Sociedad, calculados sobre la base de la banda de valoración indicativa, de los últimos datos patrimoniales
públicamente disponibles, así como de los datos consolidados económicos pro-forma relativos al ejercicio
2009.

A efectos meramente indicativos, se recogen a continuación algunos múltiplos relacionados con compañías
europeas que cotizan en bolsa y que operan principalmente en el sector de generación de energía eléctrica a
partir de fuentes renovables así como una descripción resumida del ámbito operativo de dichas compañías y
su capitalización a 30 de septiembre de 2010:
 Iberdrola Renovables (cotiza en España, BME – Bolsa y Mercados Españoles de Madrid, Barcelona,
Bilbao, Valencia, con una capitalización equivalente a 10.300 millones de euros): opera en el sector de
generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, en particular eólica, y está presente
principalmente en España y los Estados Unidos. La sociedad disponía al 31 de diciembre de 2009 de una
capacidad instalada de 10,8 GW y generó 21,5 TWh de energía eléctrica a lo largo del 2009, con un
coeficiente de carga equivalente al 26%56;
 EDP Renovaveis (cotiza en Portugal, Euronext Lisboa, con una capitalización equivalente a 3.600
millones de euros): opera en el sector de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables,
en particular eólica, y está presente principalmente en España, Portugal y los Estados Unidos. Al 31 de
diciembre de 2009, la sociedad disponía de una capacidad instalada de 5,5 GW y generó 10,9 TWh de
energía en el transcurso del año 2009, con un coeficiente de carga equivalente al 29%57;
 EDF Energies Nouvelles (cotiza en Francia, Euronext París, con una capitalización equivalente a 2.200
millones de euros): opera en el sector de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
56
57

603


(en particular eólica y solar), el desarrollo de equipos de producción de energía a partir de fuentes
renovables por cuenta de minoritarios, y la distribución de la energía generada, y está presente en Europa
y Norteamérica. Al 31 de diciembre de 2009, la sociedad disponía de una capacidad instalada de 2,3 GW
y generó 4,9 TWh de energía en el transcurso del año 2009, con un coeficiente de carga equivalente al
28%58.

Dichos múltiplos han sido elaborados sobre la base de datos históricos e información públicamente
disponible, y se recogen con el fin de proporcionar información adicional de carácter ilustrativo y a título
puramente indicativo, sin ninguna pretensión de exactitud. Los datos se refieren a compañías seleccionadas
por el Emisor en colaboración con el Sponsor, y se consideran potencialmente comparables utilizando la
capitalización de mercado a 30 de septiembre de 2010, los últimos datos patrimoniales públicamente
disponibles, además de datos económicos consolidados correspondientes al ejercicio 2009.
En particular, las compañías seleccionadas pueden considerarse como potencialmente comparables con el
Emisor por cuanto que éstas desarrollan su actividad en el mismo sector de generación de energía eléctrica a
partir de fuentes renovables, aunque operan en ámbitos geográficos, tecnológicos y reglamentarios
parcialmente diferentes. Por tanto, dichos datos pueden llegar a ser irrelevantes y no representativos si son
considerados en términos de la situación económica, financiera y patrimonial específica de la Sociedad o del
contexto económico y normativo de referencia. Tampoco puede excluirse el hecho de que haya otras
compañías que, con metodologías diferentes de aquéllas recogidas de buena fe en el Folleto, puedan ser
comparables.
en el Folleto, y quizás no serían los mismos con el uso de operaciones diferentes aunque análogas; la
subsistencia de diferentes condiciones de mercado podría conducir, en buena fe, a análisis o valoraciones
diferentes de las que se han representado, ya sea en todo o en parte.
Dichos datos no deben constituir el fundamento único de la decisión de adquirir Acciones de la Sociedad, así
que, con el propósito de efectuar una correcta apreciación de la propuesta de inversión, toda decisión debe
basarse en un examen completo del Folleto por parte del inversor.
El Precio Máximo de las Acciones es de 2,10 euros por Acción, y coincide con el valor máximo de la banda
de valoración indicativa.
El contravalor del Lote Mínimo y del Lote Mínimo Incrementado, calculado sobre la base del Precio
Máximo, es, respectivamente, de 4.200 euros y 42.000 euros, a excepción de la facultad del Accionista
Vendedor de reducir la cantidad de acciones del Lote Mínimo y del Lote Mínimo Incrementado descrita en el
párrafo 5.2.3, Segunda Sección, del Folleto Informativo
La capitalización del Emisor sobre la base del Precio Máximo es de 10.500 millones de euros; la
capitalización del Emisor sobre la base del valor mínimo de la banda de valoración indicativa ya mencionado
es de 9.000 millones de euros.

58
de 2009.

604

Sección II

La estimación del ingreso total derivado de la Oferta Global de Venta, referenciada al Precio Máximo, neto
de las comisiones máximas reconocidas al Sindicato de la Oferta Pública y al Sindicato de la Oferta
Institucional, es de 2.917 millones de euros.
La determinación del Precio de la Oferta de Acciones tendrá lugar de acuerdo con el mecanismo del open
price.
El Precio de la Oferta, que no podrá ser mayor al Precio Máximo, será determinado por el Oferente, previa
consulta con los Coordinadores de la Oferta Global de Venta al final del Período de la Oferta, tomando en
consideración, entre otros, las condiciones del mercado de títulos valores, tanto nacional como internacional,
la cantidad y calidad de las manifestaciones de interés recibidas de los Inversores Institucionales, y la
demanda recibida, en términos de cantidad, en el ámbito de la Oferta Pública.
El Precio de la Oferta será el mismo, tanto para la Oferta Pública como para la Oferta Institucional.
No se prevé ningún cargo o gasto adicional que deba ser cubierto por los adjudicatarios en la Oferta Pública.
Cuando el adjudicatario no tenga ninguna relación comercial con la Entidad Colocadora donde se presente la
solicitud de adjudicación, se le puede solicitar la apertura de una cuenta corriente o el desembolso de una
provisión de fondos por el importe de Acciones solicitado, calculado sobre la base del Precio Máximo. Dicho
desembolso será restituido al adjudicatario, sin cargos por comisiones o gastos, cuando la solicitud de
compra presentada no sea ejecutada.
5.3.2 Comunicación del Precio de la Oferta
El Precio de la Oferta será notificado por medio de la publicación de anuncios especiales complementarios
en al menos un periódico económico-financiero de difusión nacional en Italia y en España y en la página web
de la Sociedad, www.enelgreenpower.com, dentro de los dos días hábiles siguientes a la finalización del
Período de la Oferta, y transmitido al mismo tiempo a la Consob. El anuncio que indique el Precio de la
Oferta contendrá además el contravalor de los Lotes Mínimos y los Lotes Mínimos Incrementados
(especificando en su caso, las eventuales reducciones en el Lote Mínimo y en el Lote Mínimo Incrementado,
de acuerdo con el Apartado 5.1.6 del Folleto Informativo), los datos relacionados con la capitalización de la
Sociedad calculados sobre la base del Precio de la Oferta y la los multiplicadores de precios del Emisor,
calculados sobre la base del Precio de la Oferta, además del ingreso total resultante de la Oferta Global de
Venta, referido al Precio de la Oferta y al importe neto tras deducir las comisiones del Sindicato de la Oferta
Pública y del Sindicato de la Oferta Institucional.
5.3.3 Motivación para la exclusión de derechos de suscripción
No se aplica, por cuanto las Acciones objeto de esta Oferta Global de Venta se corresponden exclusivamente
con las Acciones puestas a la venta por Enel.
5.3.4 Diferencia entre el Precio de la Oferta y el precio de las acciones del Emisor pagado en el
transcurso del año precedente o pendiente de pago por parte de los miembros de los órganos de
administración, de dirección, auditoría, los Principales Directivos o personas relacionadas
En el año anterior a la Oferta, los miembros de los órganos de administración, de dirección y auditoría, así
como los Principales Directivos, ni han adquirido ni se les ha concedido el derecho de compra de Acciones
del Emisor a un precio menor que el de la Oferta.

605


5.4 Colocación, adjudicación y venta
5.4.1 Nombre y dirección de los Coordinadores de la Oferta Global de Venta
La Oferta Pública está coordinada y dirigida por Mediobanca, con sede en Milán, Piazzetta Enrico Cuccia 1,
quien actúa como Responsable de la Colocación.
Mediobanca también actúa en calidad de Sponsor.
Las Acciones objeto de la Oferta Pública son colocadas al público a través de un Sindicato de colocación y
aseguramiento (el “Sindicato de la Oferta Pública”) en el que participan bancos y sociedades de
intermediación en valores mobiliarios (las “Entidades Colocadoras “), cuya lista se dará a conocer por
medio de su registro en la Consob, en el domicilio de la Sociedad y de las propias Entidades Colocadoras,
junto con la publicación de un anuncio al efecto en al menos un periódico económico-financiero de difusión
nacional con anterioridad al día antes del inicio del Período de la Oferta.
En dicho anuncio se especificarán las Entidades Colocadoras que recogerán las adhesiones online del público
en general mediante el sistema de recolección telemática (las “Entidades Colocadoras Online”).
Para mayor información relacionada con el Sindicato de colocación y aseguramiento para la Oferta Pública
en España y sus Entidades Colocadoras, véase el Apartado 5.5.
La Oferta Global de Venta está coordinada y dirigida por Mediobanca, Banca IMI, Credit Suisse y Goldman
Sachs, en calidad de Coordinadores de la Oferta Global de Venta y en calidad de Joint Global Coordinators y
Joint Bookrunners en el ámbito de la Oferta Institucional. También en el ámbito de la Oferta Institucional,
Barclays, BBVA, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Merrill Lynch y UniCredit Bank actúan en calidad de Joint
Bookrunners.
5.4.2 Organismos a cargo del servicio financiero
El servicio de títulos valores relacionado con las Acciones será llevado a cabo por la Società da Servizio
Titoli S.p.A con sede en Via Mantegna, nº 6, Milán, la cual ha aceptado el encargo del Emisor con efectos
desde lal de admisión a negociación en la Bolsa Italiana.
5.4.3 Colocación y aseguramiento
Las Acciones objeto de la Oferta Pública serán colocadas al público en Italia a través del Sindicato de la
Oferta Pública.
El Sindicato de la Oferta Pública asegurará un número de Acciones equivalente al menos al importe mínimo
de Acciones objeto de la Oferta Pública.
Para mayor información relacionada con la colocación de las Acciones objeto de la Oferta Pública en
España, véase el Apartado 5.5.
El contrato de colocación y aseguramiento, que será acordado entre el Emisor, el Sindicato de la Oferta
Pública y el Accionista Vendedor, tomará en consideración la hipótesis de que el Sindicato de la Oferta
Pública no se encuentre obligado a cumplir las obligaciones de aseguramiento, pues dichas obligaciones
podrán revocarse al verificarse, entre otras, circunstancias extraordinarias tal y como las que se prevén en la
práctica internacional, las siguientes: (i) graves cambios negativos en la situación política, financiera,
económica, monetaria, normativa o de mercado, ya sea a nivel nacional o internacional, de tal naturaleza que
perjudiquen o desaconsejen la realización de la Oferta Global de Venta, o graves eventos negativos con
respecto a la actividad, situación financiera, patrimonial o crediticia del Grupo Emisor o sus filiales, o
eventos relacionados con el Grupo de tal naturaleza que perjudiquen o desaconsejen la realización de la

606

Sección II

Oferta Global de Venta; (ii) un incumplimiento grave por parte del Emisor o del Accionista Vendedor de sus
obligaciones previstas en el contrato de colocación y aseguramiento para la Oferta Pública; (iii) la falta de
perfeccionamiento del acuerdo de aseguramiento para la Oferta Institucional; (iv) el hecho de que las
declaraciones y garantías dadas por el Emisor o Accionista Vendedor en el contrato de colocación y
aseguramiento para la Oferta Pública no resultaran ser ciertas, completas o correctas de tal manera que tenga
un efecto negativo relevante sobre la Oferta Global de Venta, y (v) la falta de autorización para la admisión a
negociación de las Acciones de la Sociedad en el mercado MTA por parte de la Bolsa Italiana o la revocación
de dicha autorización.
Las Acciones objeto de la Oferta Institucional serán colocadas a través del Sindicato de la Oferta
Institucional, coordinado y dirigido por Mediobanca, Banca IMI, Credit Suisse y Goldman Sachs.
La cantidad de la Oferta Global de Venta no asegurada por el Sindicato de la Oferta Pública, o la cantidad
menor que resultase de la reducción mencionada en el Apartado 5.1.2 del presente Capítulo V del Folleto
Informativo, será asegurada por el Sindicato de la Oferta Institucional. El Accionista Vendedor y el Emisor,
con el propósito de regular los compromisos de colocación y aseguramiento, suscribirán un contrato especial
con los participantes en el Sindicato de la Oferta Institucional (el “Contrato Institucional”). El Contrato
Institucional tendrá por objeto un número máximo de Acciones, en su caso, menor a la cantidad inicialmente
reservada, equivalente a las Acciones efectivamente adjudicadas en el ámbito de la Oferta Global de Venta y
no aseguradas por el Sindicato de la Oferta Pública. El Oferente y el Emisor, por un lado, y los
Coordinadores de la Oferta Global de Venta, por el otro, pueden no resultar vinculados por las estipulaciones
del contrato de colocación y aseguramiento para la Oferta Institucional en caso de que no se alcanzara un
nivel adecuado con respecto a la cantidad demandada por los Inversores Institucionales, según la práctica del
mercado en operaciones análogas, o si no se llegase al acuerdo sobre el Precio de la Oferta.
El importe total de la comisión que el Oferente pagará a las Entidades Colocadoras y al Sindicato de la
Oferta Institucional no será mayor al 1,85% del importe equivalente de las Acciones colocadas en el ámbito
de la Oferta Global de Venta tras el eventual ejercicio de la Opción Greenshoe.
5.4.4 Fecha de los acuerdos de colocación
El contrato de colocación y aseguramiento para la Oferta Pública será suscrito antes del inicio de la Oferta
Pública; el Contrato Institucional será suscrito tras de la finalización del Período de la Oferta.

5.5 La Oferta Pública en España
5.5.1 Plazo, incluida cualquier posible modificación, durante el cual estará abierta la Oferta Pública en
España y descripción del proceso de solicitud
Las peticiones correspondientes a la oferta pública en España (“Oferta Pública en España”) podrán
realizarse durante el período de solicitudes de la Oferta Pública en España, según se define en el apartado
5.1.3 anterior. Cualquier modificación del plazo indicado deberá realizarse de conformidad con lo dispuesto
en el citado apartado 5.1.3.
La revocación de la Oferta Pública en Italia supondrá la revocación automática de la Oferta Pública en
España. La ausencia de cotización de las acciones en los mercados regulados españoles no comportará la
revocación de la Oferta Pública en España una vez producida la admisión a cotización de los títulos en Italia.

607


En cuanto a la modificación de la Oferta Pública en España, su cierre anticipado o prórroga, se estará a lo
dispuesto en el apartado 5.1.3 arriba. El Precio de la Oferta Pública en España y el resultado de la Oferta
Pública en España se publicarán a través del correspondiente anuncio que será presentado a la CNMV.
Procedimiento de colocación de la Oferta Pública en España
Las peticiones correspondientes a la Oferta Pública en España podrán realizarse durante el período de
solicitudes de la Oferta Pública en España, mediante la formulación de solicitudes de compra vinculantes y
no revocables (“Solicitudes de la Oferta Pública en España”).
La Oferta Pública en España comenzará a las 9:00 del 18 de octubre de 2010 y terminará a las 16:30 del día
29 de octubre de 2010.
En caso de que existan modificaciones, éstas serán comunicadas según lo establecido en el párrafo 5.1.3
anterior.
Las Solicitudes de la Oferta Pública en España se ajustarán a las siguientes reglas:
(i) Las Solicitudes de la Oferta Pública en España serán irrevocables, sin que el Peticionario Español (tal
y como se define a continuación) pueda reducir su importe.
(ii) Deberán presentarse exclusivamente ante las Entidades Colocadoras de la Oferta Pública en España o,
en su caso, sus respectivas Entidades Colocadoras Asociadas, que se incluyen en el apartado 5.5.7
siguiente, siguiendo los trámites previstos por cada una de ellas. Cualquier variación que se produzca
en la identidad de dichas entidades será objeto de información adicional al presente Folleto
Informativo a través de los mecanismos oportunos. El inversor deberá abrir una cuenta corriente y una
cuenta de valores en aquélla de estas entidades ante las que presente su Solicitud de la Oferta Pública
en España, en el caso de no disponer de ellas con anterioridad. La apertura y cierre de las cuentas
deberán estar libres de gastos y comisiones para el inversor. Por lo que respecta a los gastos que se
deriven del mantenimiento de dichas cuentas, las citadas entidades podrán aplicar las comisiones
previstas al efecto en sus respectivos cuadros de tarifas.
(iii) Deberán ser otorgadas por escrito y firmadas por cada Peticionario Español (tal y como este término se
define a continuación) en el correspondiente impreso que la Entidad Colocadora (o colocadora
asociada, en su caso) deberá facilitarle. No se aceptará ninguna Solicitud de la Oferta Pública en
España que no posea todos los datos identificativos del Peticionario Español que vengan exigidos por
la legislación vigente para este tipo de operaciones (nombre y apellidos o denominación social,
dirección y N.I.F. o, en caso de no residentes en España que no dispongan de N.I.F., número de
pasaporte y su nacionalidad). En caso de Solicitudes de la Oferta Pública en España formuladas en
nombre de menores de edad, deberá expresarse el N.I.F. del menor o, si no lo tuviere, su fecha de
nacimiento y el N.I.F. del representante legal, sin que ello implique asignar el N.I.F. del representante
a la petición a efectos del control del número de Solicitudes realizadas en cotitularidad ni del control
del Importe máximo de compra (tal y como y este término se define en el apartado 5.5.2 siguiente)
descritos en este apartado 5.5. Los empleados del Grupo Enel deberán identificarse como tales en el
momento de formular sus Solicitudes.
(iv) Por “Peticionario Español” se entienden (i) personas físicas o jurídicas residentes en España
cualquiera que sea su nacionalidad y (ii) personas físicas o jurídicas no residentes en España que
tengan la condición de nacionales de uno de los Estados miembros de la Unión Europea o de uno de
los Estados firmantes del Acuerdo y el Protocolo sobre el Espacio Económico Europeo (Estados
miembros de la Unión Europea, más Islandia y Noruega) o del Principado de Andorra, siempre que

608

Sección II

dispongan de cuentas de efectivo y de valores abiertas con alguna de las Entidades Colocadoras de la
Oferta en España (o sus respectivas colocadoras asociadas) y sin que pueda considerarse en ningún
caso que las acciones objeto de la Oferta Pública en España se ofrecen en régimen de oferta pública en
ningún territorio o jurisdicción distinto de España.
(v) Deberán reflejar, escrita de puño y letra por el Peticionario Español, la cantidad en euros que desea
invertir, cantidad que se aplicará a la adquisición de acciones al Precio de la Oferta que se determine.
Será, no obstante, aceptable que la cantidad figure impresa mecánicamente siempre que haya sido
fijada por el inversor y así se confirme por el mismo mediante la propia firma autógrafa adicional
sobre ella.
Las solicitudes de la Oferta Pública en España también podrán ser cursadas por vía telemática
(Internet) a través de aquellas Entidades Colocadoras (o colocadoras asociadas, en su caso) que estén
dispuestas a aceptar Solicitudes de la Oferta Pública en España cursadas por esta modalidad y reúnan
los medios suficientes para garantizar la seguridad y confidencialidad de las correspondientes
transacciones. En este caso:
 El Peticionario Español cumplirá con las reglas de acceso y contratación que tenga
establecidas la Entidad Colocadora para tal modalidad de contratación y la Entidad
Colocadora, a su vez, responderá de la autenticidad e integridad de las Solicitudes de la
Oferta Pública en España cursadas mediante dicha modalidad y garantizará la
confidencialidad y el archivo de tales solicitudes.
 Antes de proceder a la contratación de las acciones, el Peticionario Español podrá acceder
a información relativa a la Oferta y, en particular, al Folleto Informativo, a través de
Internet. En el supuesto de que el Peticionario Español decida acceder a la página de
contratación de acciones, la entidad deberá asegurarse de que, con carácter previo, el
Peticionario haya cumplimentado un campo que garantice que este ha tenido acceso al
Folleto y al resumen del mismo (en adelante el “Resumen”).
 En ningún caso el importe de la Solicitud de la Oferta Pública en España podrá ser ni
inferior ni superior al Importe mínimo de compra e Importe máximo de compra fijados en
el apartado 5.5.2 siguiente. Por último, el Peticionario Español deberá designar el número
de cuenta de valores donde desea que se abone la asignación de las acciones de la
Sociedad y la cuenta de efectivo donde desea que se le cargue el importe correspondiente.
Si tuviera más de una cuenta de efectivo y/o valores abierta en la Entidad Colocadora (o
colocadora asociada, en su caso), deberá elegir una de ellas. Si el Peticionario no tuviera
contratada ninguna de dichas cuentas en la Entidad Colocadora (o colocadora asociada,
en su caso), deberá proceder a la correspondiente apertura en los términos establecidos
por dicha entidad.
 Las Entidades Colocadoras que aceptan solicitudes de la Oferta Pública en España por vía
telemática, confirmarán por escrito en los contratos de aseguramiento y colocación de la
Oferta Pública en España tanto la suficiencia de medios de su Entidad y de sus Entidades
Colocadoras Asociadas, en su caso, para garantizar la seguridad y confidencialidad de las
transacciones por esta vía, como su compromiso de indemnizar a los Peticionarios
Españoles por cualquier otro daño o perjuicio que éstos pudieran sufrir como
consecuencia del incumplimiento por las Entidades Colocadoras asociadas, en su caso, de
las condiciones establecidas en los contratos de aseguramiento y colocación de la Oferta

609


Pública en España para la tramitación de Solicitudes de la Oferta Pública en España por
vía telemática.
 En relación con lo anterior, las siguientes entidades ofrecerán la posibilidad de presentar
Solicitudes de la Oferta Pública en España por vía telemática (Internet):
- Caixa d’Estalvis i Pensions de Barcelona (“la Caixa”)
- Caja de Ahorros y Monte de Piedad de Madrid (Caja Madrid)
- Cajamadrid Bolsa, S.V.B., S.A.
(vii) El número de acciones en que se convertirá la petición de adjudicación basada en la ejecución de la
Solicitud de la Oferta Pública en España será el cociente resultante de dividir la mencionada cantidad
señalada en euros entre el Precio Máximo o el Precio de la Oferta, si éste se conociera, redondeado por
defecto.
(viii) Todas las peticiones individuales formuladas por una misma persona se agregarán a efectos de control
del Importe máximo de compra, formando una única petición de adjudicación que computará como
tal.
(ix) Las entidades receptoras de las Solicitudes de la Oferta Pública en España podrán exigir de los
correspondientes Peticionarios Españoles la provisión de fondos necesaria para ejecutarlos. Si, como
consecuencia del prorrateo, anulación de la petición, desistimiento de la Oferta o revocación, fuera
necesario devolver a los solicitantes de las acciones la totalidad o parte de la provisión efectuada, la
devolución deberá tener, como fecha de valor, la fecha del primer día hábil siguiente a la fecha de
adjudicación, anulación, desistimiento o revocación.
Si por causas imputables a las Entidades Colocadoras (o colocadoras asociadas, en su caso), se
produjera cualquier retraso sobre la fecha límite indicada para la devolución del exceso o de la
totalidad de provisión efectuada, dichas Entidades deberán abonar intereses de demora al tasa de
interés legal del dinero en España (fijado actualmente en el 4%) a partir de la citadal y hasta el día de
su abono al Peticionario.
(x) Las Entidades Colocadoras (o colocadoras asociadas, en su caso), deberán rechazar aquellas
Solicitudes que no cumplan cualesquiera de los requisitos que para las mismas se exijan.
(xi) Las Entidades Colocadoras deberán enviar a BBVA, en calidad de Banco Agente (que actuará por
cuenta del Accionista Vendedor), y que a su vez deberá enviar inmediatamente a Mediobanca (y al
Accionista Vendedor), las relaciones de Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España
recibidos en las fechas y términos establecidos en los contratos de aseguramiento y colocación de la
Oferta Pública en España. BBVA podrá denegar la recepción de aquellas relaciones de Solicitudes de
Adhesión a la Oferta Pública en España que no se hubieran entregado por las Entidades Colocadoras
en los términos establecidos en los contratos de aseguramiento y colocación de la Oferta Pública en
España e informará al respecto a Mediobanca. De las reclamaciones por daños y perjuicios o por
cualquier otro concepto que pudieran derivarse de la negativa de BBVA a recibir las mencionadas
relaciones, serán exclusivamente responsables ante los inversores las Entidades Colocadoras que
hubieran entregado las relaciones fuera de tiempo, defectuosas o con errores u omisiones sustanciales,
sin que en tal caso pueda imputarse ningún tipo de responsabilidad al Accionista Vendedor, a
Mediobanca, a BBVA, a la Sociedad, o a las restantes Entidades Aseguradoras y/o Colocadoras.

610

Sección II

5.5.2 Detalles de la cantidad mínima y/o máxima de solicitud (ya sea por el número de los valores o por
importe total de la inversión)
El importe mínimo por el que podrán formularse Solicitudes de Adhesión a la Oferta Pública en España será
de 2.000 euros (el “Importe mínimo de compra”) y el importe máximo será de 60.000 euros (el “Importe
máximo de compra”).
En consecuencia, no se tomarán en consideración las peticiones de adjudicación realizadas por un mismo
Peticionario Español en la Oferta Pública en España en la parte que excedan del Importe máximo de compra,
ya se trate de peticiones formuladas de forma individual o en cotitularidad.
Los controles del Importe máximo de compra que se describen en este apartado se realizarán utilizando el
N.I.F. o el número de pasaporte de los Peticionarios Españoles y, en el caso de menores de edad, la fecha de
nacimiento. En el supuesto de que coincidan las fechas de nacimiento, se utilizará a estos efectos el nombre
de cada menor.
A estos efectos, las Solicitudes de Oferta Pública en España formuladas en nombre de varias personas se
entenderán hechas por cada una de ellas por la cantidad reflejada en la Solicitud.
A los efectos de computar el Importe máximo de compra por Peticionario Español, cuando coincidan todos y
cada uno de los Peticionarios Españoles en varias peticiones se agregarán formando una única petición de
compra.
Si algún Peticionario Español excediera el Importe máximo de compra se estará a las siguientes reglas:
- Se eliminará el importe que corresponda a las Solicitudes de la Oferta Pública en España de que se
trate para que, en conjunto, la petición del Peticionario Español no exceda el Importe máximo de
compra. Por tanto, si un mismo Peticionario Español presentara una o varias Solicitudes de la Oferta
Pública en España que en conjunto superasen el Importe máximo de compra, se eliminarán las
Solicitudes presentadas por el exceso.
- Si un mismo Peticionario Español efectuara diferentes peticiones en régimen de cotitularidad, se
procederá de la siguiente forma:
(i) Una misma persona no podrá formular más de dos peticiones de forma conjunta con otra/s
persona/s en régimen de cotitularidad. Si una misma persona formula más de dos peticiones en
régimen de cotitularidad se anularán todas, respetándose únicamente la o las peticiones
formuladas de forma individual.
(ii) Con sujeción a lo establecido en el apartado (i) anterior, las peticiones donde aparezca más de
un titular se dividirán en tantas peticiones como titulares aparezcan, asignándose a cada titular el
importe total reflejado en cada petición original.
(iii) Se agruparán todas las peticiones obtenidas de la forma descrita en el apartado (ii) en las que
coincida el mismo titular.
(iv) Si, conjuntamente consideradas, las peticiones del mismo tipo que presente un mismo titular de
la forma establecida en los apartados (ii) y (iii), excedieran el Importe máximo de compra, se
procederá a atribuir dicho exceso (para su posterior eliminación conforme a las reglas
establecidas) proporcionalmente entre las peticiones afectadas, teniendo en cuenta que si una
petición se viera afectada por más de una operación de redistribución de excesos sobre el
Importe máximo de compra se aplicará aquélla cuya reducción sea un importe mayor final.

611


5.5.3 Pago y entrega de los valores de la Oferta Pública en España
Las Entidades Colocadoras de la Oferta Pública en España (cuya relación figura en el apartado 5.5.7
siguiente) cargarán en la cuenta de los inversores los importes correspondientes a las acciones finalmente
adjudicadas a cada uno de ellos en lal de liquidación de la Oferta Pública en España (3 de noviembre de
2010), y ello con independencia de la provisión de fondos que pudiera serles exigida. Estas entidades
abonarán el importe pagado por dichos adjudicatarios, a través de los procedimientos de liquidación que
tenga establecidos Iberclear y BBVA, en su condición de Banco Agente, a la cuenta de efectivo que
corresponda en cada caso.
Como muy tarde el día 3 de noviembre de 2010, BBVA comunicará a Iberclear la información relativa a los
inversores adjudicatarios de las acciones correspondientes a la Oferta Pública en España de forma que se les
asignen las referencias de registro correspondientes, de acuerdo con la información recibida de las Entidades
Colocadoras de la Oferta Pública en España. Las acciones adjudicadas en la Oferta Pública en España estarán
disponibles para los inversores que resulten adjudicatarios en la mañana del 4 de noviembre.
Como muy tarde ese mismo día, Mediobanca y BBVA remitirán el detalle de la adjudicación definitiva de las
acciones a cada una de las Entidades Colocadoras de la Oferta Pública en España, quienes lo comunicarán a
los Peticionarios Españoles que resulten adjudicatarios.
Las acciones objeto de la Oferta Pública en España, así como las acciones que puedan ser objeto de
redistribución en favor de la Oferta Pública en España según lo dispuesto en el apartado 5.2.3 (b) anterior,
serán depositadas en una cuenta de valores abierta por Enel con BBVA y estáran afectos a la liquidación de la
Oferta Pública en España.
5.5.4 Plan de distribución y adjudicación
La Oferta Pública en España va dirigida a las siguientes personas y entidades:
(i) Peticionarios Españoles, tal y como este término ha sido definido anteriormente;
(ii) empleados de las sociedades del Grupo Enel residentes en España, cualquiera que sea su nacionalidad
y, que estuvieran vinculados a la correspondiente sociedad por una relación laboral de carácter
indefinido o temporal a 31 de agosto de 2010.
A la Oferta Pública en España se le asignan inicialmente un mínimo de 35.375.000 acciones, representativas
del 2,5% de la totalidad de las acciones objeto de la Oferta (excluyendo el greenshoe). En cuanto a las
posibles modificaciones en el volumen de acciones inicialmente asignado a la Oferta Pública en España, se
aplicará lo establecido en el apartado 5.2.3 (b) anterior. En todo caso, el aumento del tamaño de la Oferta
Pública en España requerirá el consentimiento de BBVA. El importe definitivo de la Oferta Pública Española
se determinará no más tarde del 30 de octubre de 2010, con carácter previo a la realización del prorrateo que
se llevará a cabo no más tarde de las 24:00 h. del día 3 de noviembre de 2010.
Prorrateo en la Oferta Pública en España
A efectos de realizar el prorrateo que se menciona en este apartado, las peticiones de compra expresadas en
euros, se traducirán en peticiones de compra expresadas en número de acciones, dividiendo las primeras por
el Precio Máximo o el Precio de la Oferta, si éste se conociera. En caso de fracción se redondeará por
defecto.
En caso de no conocerse el Precio de la Oferta en el momento de realizarse las operaciones de prorrateo, se
utilizará el Precio Máximo para realizar, con la oportuna antelación, dichas operaciones de prorrateo y
adjudicación con base en un baremo objetivo y no discriminatorio para los inversores. En el caso de que,

612

Sección II

finalmente, el Precio de la Oferta fuese menor que el Precio Máximo, ello no afectará al prorrateo efectuado,
aunque, en este caso, la inversión se reduciría, al reducirse el precio.
En el supuesto de que las Solicitudes de la Oferta Pública en España excedan del volumen de acciones
asignadas finalmente a la Oferta Pública en España, se realizará el prorrateo entre las peticiones de compra,
de acuerdo con los siguientes principios:
i. Solo se tendrán en cuenta las Solicitudes de la Oferta Pública en España no anuladas por las
Entidades Colocadoras o por BBVA, en calidad de Banco Agente, por no cumplir los requisitos
establecidos.
ii. Cuando coincidan todos y cada uno de los Peticionarios en varias peticiones de compra basadas
en Solicitudes de la Oferta Pública en España se agregarán formando una única petición de
compra. El número de acciones adjudicadas a las Solicitudes de la Oferta Pública en España,
consideradas de forma agregada, se distribuirá proporcionalmente entre las solicitudes
afectadas.
iii. En primer lugar, se satisfarán las peticiones de compra presentadas por empleados de las
sociedades del grupo Enel residentes en España, garantizando a los mismos un mínimo de 2.000
acciones o, en el caso de que el importe en euros indicado en la solicitud corresponda a un
número inferior de acciones, las acciones que correspondan al importe total de la
correspondiente solicitud.
iv. A continuación, se satisfarán inicialmente todas y cada una de las Solicitudes de la Oferta
Pública en España, por un número de acciones que sea igual al número entero, redondeado por
defecto, que resulte de dividir el Importe mínimo de compra por el Precio Máximo o por el
Precio de la Oferta, de conocerse éste (“Número Mínimo de Acciones”).
No obstante, en el supuesto de que la demanda en la Oferta Pública en España fuese tal que no fuera
posible adjudicar a cada Peticionario Español el Número Mínimo de Acciones, el Accionista Vendedor,
previo acuerdo unánime con BBVA, en su condición de Lead Manager y Bookrunner de la Oferta
Pública en España, y Mediobanca, en ejercicio de sus facultades de redistribución entre Tramos,
podrán decidir ampliar el volumen asignado a la Oferta Pública en España en la medida necesaria para
adjudicar el referido Número Mínimo de Acciones a un mayor número de solicitudes de la Oferta
Pública en España o, incluso, a todas las solicitudes de la Oferta Pública en España.
v. En el supuesto de que el número de acciones asignadas a la Oferta Pública en España no fuera
suficiente para adjudicar el Número Mínimo de Acciones a todas las Solicitudes de la Oferta
Pública en España, dicha adjudicación se efectuará de acuerdo con las siguientes reglas:
- Ordenación alfabética de todas las Solicitudes de la Oferta Pública en España, con base en el
contenido de la primera posición del campo “Nombre y Apellidos o Razón Social”, sea cual
sea el contenido de las cuarenta posiciones de dicho campo del fichero según formato Anexo
1 del Cuaderno 61 distribuido con la Circular 1484 de la Asociación Española de Banca
(AEB), remitido a la Entidad Agente por las Entidades Aseguradoras o Colocadoras. En caso
de que existan inversores cuyos datos personales sean coincidentes según la información
remitida, se ordenarán éstos por orden de mayor a menor cuantía de sus Solicitudes de la
Oferta Pública en España y, en caso de cotitularidades, se tomará el primer titular que
aparezca en la primera petición encontrada.

613


- Adjudicación del Número Mínimo de Acciones a la petición de la lista obtenida en el punto
anterior, cuya primera posición del campo “Nombre y Apellidos o Razón Social”, coincida
con la letra “E” (inicial de la denominación social del Emisor). Desde esta petición y
continuando con las siguientes, según el orden de la lista, hasta que se agoten las acciones
asignadas a la Oferta Pública en España. En el supuesto de que no hubiera acciones
suficientes para adjudicar el Número Mínimo de Acciones al último Peticionario Español
que resultara adjudicatario de acciones, comenzando con la letra “E”, no se adjudicarán las
acciones existencias a dicho último Peticionario Español sino que se procederá a distribuir
dichas acciones entre las peticiones de compra a las que se les hubiera adjudicado acciones
por orden alfabético, según el campo “Nombre y Apellidos o Razón Social”, empezando por
la letra “E” y siguiendo el mismo orden, adjudicando el remanente de acciones al primer
Peticionario Español hasta dónde alcance su petición y continuando, de ser necesario, con las
siguientes hasta el completo reparto del resto.
vi. En el supuesto de que conforme al primer párrafo del apartado (v) anterior, se haya podido
realizar la asignación del Número Mínimo de Acciones a todos los Peticionarios Españoles, y si
hubiera acciones sobrantes, se realizará una segunda asignación lineal por el Número Mínimo
de Acciones. En el supuesto de que el número de acciones asignadas a la Oferta Pública en
España no fuera suficiente para realizar una segunda asignación del Número Mínimo de
Acciones a todas las Solicitudes de la Oferta Pública en España, dicha adjudicación se efectuará
de acuerdo con las reglas descritas en el apartado (iv) anterior.
vii. En el supuesto de que conforme al apartado (vi) anterior, se haya podido realizar la segunda
adjudicación del Número Mínimo de Acciones a todos los Peticionarios Españoles, y si hubiera
acciones sobrantes, se adjudicarán de forma proporcional al volumen no satisfecho de las
Solicitudes de la Oferta Pública en España. A tal efecto, se dividirá el número de acciones
pendientes de adjudicación por el volumen total de demanda insatisfecha en la Oferta Pública en
España.
Como reglas generales de este prorrateo:
- En caso de fracciones en la adjudicación, se redondeará por defecto, de forma que resulte un
número exacto de acciones a adjudicar.
- Los porcentajes a utilizar para la asignación proporcional se redondearán también por
defecto hasta tres cifras decimales (es decir 0,78974 se igualará a 0,789).
- A ningún inversor se le podrá adjudicar un número de acciones mayor al que se derive de su
petición.
viii. Si, tras la aplicación del prorrateo referido en el apartado (vii) anterior, hubiese acciones no
adjudicadas por efecto del redondeo, éstas se distribuirán una a una, por orden de mayor a
menor cuantía de la petición y, en caso de igualdad, por el orden alfabético de los Peticionarios
Españoles, a partir de la primera posición del campo “Nombre y Apellidos o Razón Social”, sea
cual sea su contenido (en caso de que existan inversores cuyos datos personales sean
coincidentes según la información remitida, se ordenarán éstos por orden de mayor a menor
cuantía de sus solicitudes y en caso de cotitularidades se tomará el primer titular que aparezca
en la primera petición encontrada, a partir de la letra “E”).

614

Sección II

El prorrateo descrito en este apartado se realizará por el BBVA, en calidad de Banco Agente, no más
tarde de la fecha de liquidación de la Oferta Pública en España (3 de noviembre de 2010).
Suscripciones múltiples.
En la Oferta Pública en España se permiten peticiones de compra formuladas en régimen de cotitularidad.
No obstante, una misma persona no podrá formular más de dos peticiones de forma conjunta con otra/s
persona/s en régimen de cotitularidad. Si una misma persona formula más de dos peticiones en régimen de
cotitularidad se anularán todas, respetándose únicamente la o las peticiones formuladas de forma individual.
A estos efectos, cuando coincidan todos y cada uno de los Peticionarios en varias peticiones de compra, las
mismas se agregarán a efectos de control de máximos, formando una única petición que computará como tal.
El límite del número de peticiones que se pueden formular en régimen de cotitularidad es independiente del
Importe máximo de compra descrito en el apartado 5.5.2 anterior.
5.5.5 Incentivos
Serán beneficiarios de la asignación gratuita de acciones de la Sociedad todos aquellos inversores que
mantengan, como mínimo, el número de acciones que se les asignaron en el marco de la Oferta Pública en
España, ininterrumpidamente durante el plazo de doce (12) meses desde la fecha de admisión a negociación
de las acciones en las bolsas de valores españolas. Dicha asignación gratuita consistirá en una (1) acción
gratis por cada veinte (20) acciones adquiridas en el marco de la Oferta Pública en España hasta un máximo
de 300 acciones gratuitas.
El número de acciones gratuitas que correspondería a cada inversor en caso de fracción será el número de
acciones calculado conforme a lo descrito en el apartado anterior y redondeado por defecto al número entero
inmediatamente anterior. Es decir, si el total de las acciones gratuitas resultase ser, por ejemplo, 25,3,
acciones el número de acciones gratuitas finalmente asignadas sería de 25 acciones.
Los inversores que resulten asignatarios de acciones deberán solicitar a sus entidades depositarias que
soliciten a BBVA, en calidad de Banco Agente, la asignación gratuita de las acciones que le correspondan de
conformidad con las condiciones de la Oferta Pública en España. La reclamación de la asignación gratuita
deberá solicitarse a la Entidad Agente no mas tarde del 31 de diciembre de 2011, fecha a partir de la cual no
se aceptarán más solicitudes de asignación gratuita de acciones.
Aquellos inversores que traspasen a otra entidad depositaria las acciones que les hayan sido asignadas en la
Oferta Pública en España con anterioridad a lal de devengo del presente incentivo, deberán (i) comunicar a la
entidad depositaria de destino el número de acciones que proceden de la Oferta Pública en España, y además
(ii) acreditar que son la totalidad de las acciones asignadas y que su saldo, hasta el momento del traspaso, no
ha bajado en ningún momento del número de acciones asignadas en la Oferta Pública en España, para
mantener los derechos descritos en este apartado.
5.5.6 Indicación del importe de todo gasto e impuesto cargados específicamente al comprador
El importe a pagar por los adjudicatarios de las acciones de la Oferta Pública en España será únicamente el
precio de las mismas, siempre que las peticiones de compra se cursen exclusivamente a través de las
Entidades Colocadoras (o colocadoras asociadas, en su caso) de la Oferta Pública en España.
Tampoco se devengarán gastos a cargo de los adjudicatarios de las acciones por la inscripción de las mismas
a nombre de los adjudicatarios en los registros contables a cargo de las entidades participantes en Iberclear.
No obstante, dichas entidades participantes podrán establecer, de acuerdo con la legislación vigente, las

615


comisiones y gastos repercutibles que libremente determinen en concepto de administración de valores o
mantenimiento de los mismos en los registros contables.
5.5.7 Entidades participantes en el aseguramiento y colocación de la Oferta Pública en España.
A continuación se indican las entidades que participan en el aseguramiento y la colocación de la Oferta
Pública en España:
OFERTA PÚBLICA EN ESPAÑA
Lead Managers y Bookrunners de la Oferta Pública Española BBVA Plaza de San Nicolás, 4, 48001 Bilbao (Vizcaya)
Mediobanca

Entidad Aseguradora (no Colocadora) Mediobanca Piazzetta Enrico Cuccia n. 1, Milán

Entidades Aseguradoras y Colocadoras de la Oferta Pública BBVA Plaza de San Nicolás, 4, 48001 Bilbao (Vizcaya)
Española
Caja Madrid Plaza de Celenque no 2, 28013 Madrid
Caixa Avda Diagonal, 621-629, 08028 Barcelona

Asimismo, actuarán como Entidades Colocadoras Asociadas de las Entidades Aseguradoras y/o Entidades
Colocadoras de la Oferta Pública en España las siguientes entidades:
Como Entidades Colocadoras Asociadas de BBVA:
‫ـ‬ Banco Depositario BBVA, S.A.
Como Entidades Colocadoras Asociadas de Caja Madrid:
- Altae Banco Privado, S.A.
- Banco Inversis Net, S.A.
- Caja Madrid Bolsa, Sociedad de Valores, S.A.
El Banco Agente de la Oferta Pública en España es Banco Bilbao Vizcaya Argentaria, S.A., con domicilio
social en Bilbao (Vizcaya), plaza de San Nicolás, 4.
Está previsto firmar un contrato de colocación y aseguramiento en línea con la práctica de mercado para
operaciones semejantes.
***

616

Sección II

CAPÍTULO VI – ADMISIÓN A COTIZACIÓN Y MODALIDADES DE NEGOCIACIÓN

6.1 Mercados de cotización
La Sociedad ha presentado a la Bolsa Italiana la solicitud de admisión a cotización de sus acciones ordinarias
en el MTA.
La Bolsa Italiana, mediante diligencia nº 6796 del 11 de octubre de 2010, ha acordado la admisión a
cotización en el MTA.
las Bolsas de Valores españolas (Madrid, Barcelona, Bilbao, Valencia) y además en el sistema automático
SIBE.
La fecha de inicio de la negociación de las acciones ordinarias del Emisor en el MTA, la dispondrá la Bolsa
Italiana de conformidad con el art. 2.4.3, apartado sexto, del Reglamento Bursátil, previa comprobación de la
existencia de difusión suficiente entre el público de las Acciones tras la Oferta Global de Venta.

6.2 Otros mercados en los que se negocian las acciones u otros valores del Emisor
En la fecha del Folleto, las acciones de la Sociedad no cotizan en ningún otro mercado regulado o
equivalente, italiano o extranjero.

6.3 Otras operaciones
No se prevén, a corto plazo tras la admisión a cotización, otras operaciones de venta, suscripción o
colocación privada de instrumentos financieros de la misma categoría que los que son objeto de la Oferta
Global de Venta.

6.4 Intermediarios en las operaciones en el mercado secundario
En el ámbito de la Oferta Global de Venta, a lal del Folleto ningún sujeto ha asumido el compromiso de
actuar como intermediario en las operaciones en el mercado secundario.

6.5 Estabilización
Mediobanca se reserva el derecho, también en nombre y por cuenta de los miembros del Sindicato de la
Oferta Pública y del Sindicato de la Oferta Institucional, de realizar actividades de estabilización sobre las
Acciones colocadas en virtud de la normativa vigente. Dichas actividades podrán ser desarrolladas a partir de
lal de inicio de negociación de las Acciones y hasta 30 días después de dichal.
No obstante no existe la certeza de que la actividad de estabilización sea realmente ejercida; y la misma, por
otra parte, podrá ser interrumpida en cualquier momento.
Las operaciones de estabilización, si se acometen, podrían determinar un precio de mercado superior al
precio que, de lo contrario, prevalecería.

617


CAPÍTULO VII – TENEDORES VENDEDORES DE VALORES

7.1 Accionistas Vendedores
El Accionista Vendedor que procederá a la venta de las Acciones en el contexto de la Oferta Global de Venta
es Enel S.p.A., con domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita 137.

7.2 Valores puestos a la venta
Las Acciones son puestas a la venta por el Accionista Vendedor.
Se recoge a continuación una tabla con la estructura accionarial del Emisor a lal del Folleto y su
modificación en caso de una colocación íntegra de las Acciones objeto de la Oferta Global de Venta y de la
íntegra ejecución de la Opción Green Shoe.
Accionistas Acciones posteriores a la % del Acciones objeto de la Acciones posteriores a la Oferta % del
Oferta Pública de Venta capital social Opción Green Shoe Pública de Venta y a la Opción capital social
Green Shoe
Enel S.p.A. 3.585.000.000 71,1 3.375.000.000 67,5
210.000.000
Mercado 1.415.000.000 28,3 1.625.000.000 32,5
Total 5.000.000.000 200 210.000.000 5.000.000.000 100

7.3 Acuerdos de Lock-Up
El Accionista Vendedor se comprometerá frente a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta a partir de
la fecha de firma del Acuerdo de Lock-Up y hasta 180 días después de lal de admisión a negociación de las
Acciones, a no efectuar operaciones de venta, disposiciones u operaciones que tengan por objeto y/o por
efecto la adjudicación y/o la transmisión a minoritarios, bajo ningún concepto ni de ninguna forma, de la
propiedad o de otro derecho inherente de acciones de la Sociedad (o bien de otros valores, incluidos aquellos
participativos, que otorguen el derecho a comprar, suscribir, convertir en y/o intercambiarse por, acciones de
la Sociedad), así como a no suscribir contratos sobre las acciones de la Sociedad y/o a efectuar operaciones
con instrumentos derivados, que tengan los mismos efectos, aunque sean sólo económicos, que las
operaciones mencionadas, sin el previo consentimiento por escrito de los Coordinadores de la Oferta Global
de Venta el cual no podrá negarse de forma injustificada. Este compromiso contemplará la totalidad de las
acciones titularidad del Accionista Vendedor, salvo las Acciones vendidas en el ámbito de la Oferta Global de
Venta y las que sean eventualmente objeto de la Opción Green Shoe o del préstamo de valores descrito en el
Apartado 5.2.5.
El Accionista Vendedor se comprometerá, asimismo, durante el mismo período, a no promover y/o aprobar
operaciones de aumento de capital y/o emisión de obligaciones convertibles en (y/o intercambiables con)
acciones y/o en bonos de compra/suscripción de acciones de la Sociedad o bien de otros valores, incluso
aquellos participativos, que otorguen el derecho a comprar, suscribir, intercambiar o convertir en acciones de
la Sociedad, sin el previo consentimiento por escrito de los Coordinadores de la Oferta Global de Venta el
cual no podrá negarse de forma injustificada.
Sociedad
Cabe señalar, además, que la Sociedad se comprometerá frente a los Coordinadores de la Oferta Global de
Venta a partir de lal de suscripción del Acuerdo de Lock-Up y hasta 180 días después de lal de admisión a

618

Sección II

negociación de las Acciones, a no efectuar operaciones de venta, disposiciones u operaciones que tengan por
objeto y/o por efecto la adjudicación y/o la transmisión a minoritarios, bajo ningún concepto ni de ninguna
forma, de la propiedad o de otro derecho inherente de acciones de la Sociedad (o bien de otros valoers,
incluidos aquellos participativos, que otorguen el derecho a comprar, suscribir, convertir en y/o intercambiar
con, acciones de la Sociedad), así como a no suscribir contratos sobre las acciones de la Sociedad y/o a
efectuar operaciones con instrumentos derivados, que tengan los mismos efectos, aunque sean solo
económicos, que las operaciones antes mencionadas, sin el previo consentimiento por escrito de los
Coordinadores de la Oferta Global de Venta el cual no podrá negarse de forma injustificada. Dicho
compromiso no afectará a las acciones reservadas a los planes de incentivos y/o de stock option ni de stock
granting de la Sociedad.
La Sociedad se comprometerá, asimismo, durante el mismo período, a no promover y/o aprobar operaciones
de aumento de capital y/o emisión de obligaciones convertibles en (y/o intercambiables con) acciones y/o en
bonos de compra/suscripción de acciones de la Sociedad o bien de otros valores, incluso aquellos
participativos, que otorguen el derecho a comprar, suscribir, intercambiar con o convertir en acciones de la
Sociedad, sin el previo consentimiento por escrito de los Coordinadores de la Oferta Global de Venta el cual
no podrá negarse de forma injustificada. En todo caso quedarán a salvo las operaciones de disposición
realizadas de conformidad con las obligaciones legales o reglamentarias.

619


CAPÍTULO VIII – GASTOS RELACIONADOS CON LA OFERTA

8.1 Ingresos netos totales y estimación de los gastos totales relacionados con la Oferta Global
La estimación del ingreso total derivado de la Oferta Global de Venta que corresponde al Accionista
Vendedor, referido a la banda de valoración indicativa y sin descontar las comisiones reconocidas al
Sindicato de la Oferta Pública y al Sindicato de la Oferta Institucional, está comprendido entre un mínimo de
2.500 millones de euros y un máximo de 2.917 millones de euros.
La estimación del ingreso total derivado de la Oferta Global de Venta, calculada sobre la base del Precio de
la Oferta, sin descontar las comisiones reconocidas al Sindicato de la Oferta Pública y al Sindicato de la
Oferta Institucional, se comunicará al público por la Sociedad y por el Accionista Vendedor en el anuncio
complementario con el que se dará a conocer el Precio de la Oferta y se comunicará a la Consob según las
modalidades indicadas en la Sección II, Capítulo V, Apartado 5.3.2. del Folleto Informativo.
Cabe estimar que los gastos relativos al proceso de admisión a cotización de la Sociedad y a la Oferta Global
de Venta, incluidos los gastos de publicidad y excluidas las comisiones reconocidas al Sindicato de la Oferta
Pública y al Sindicato de la Oferta Institucional (véase Sección II, Capítulo V, Apartado 5.4.3 del Folleto),
podrían ascender a aproximadamente 50 millones de euros y serán de cuenta del Accionista Vendedor.
El importe de los gastos relativos al proceso de admisión a cotización de la Sociedad y a la Oferta Global de
Venta, incluidos los gastos de publicidad y excluidas las comisiones reconocidas al Sindicato de la Oferta
Pública y al Sindicato de la Oferta Institucional, se comunicará al público por la Sociedad y por el Accionista
Vendedor en el anuncio complementario con el que se dará a conocer el Precio de la Oferta y se comunicará
a la Consob según las modalidades indicadas en la Sección II, Capítulo V, Apartado 5.3.2. del Folleto
Informativo.

620

Sección II

CAPÍTULO IX – DILUCIÓN

9.1 Dilución resultante de la Oferta Global de Venta
La venta de las Acciones ofrecidas por el Accionista Vendedor no comporta la emisión de acciones de la
Sociedad, por tanto, no comporta ningún efecto de dilución.

621


CAPÍTULO X – INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

10.1 Entidades que participan en la operación
Se recoge a continuación la identificación de las entidades que participan en la Oferta Global de Venta, su
domicilio social y su correspondiente rol en la misma.
DENOMINACIÓN DOMICILIO SOCIAL POSICIÓN
Enel Green Power S.p.A. Roma, Viale Regina Margherita nº 125 Emisor
Enel S.p.A. Roma, Viale Regina Margherita nº 137 Accionista Vendedor
Mediobanca – Banca di Credito Finanziario Milán, Piazzetta Enrico Cuccia nº 1 Coordinador de la Oferta Global de Venta
S.p.A. Responsable de la Colocación y Sponsor
Credit Suisse Securities (Europe) Limited London, One Cabot Square Coordinador de la Oferta Global de Venta
Goldman Sachs International London, Peterborough Court, 133 Fleet Coordinador de la Oferta Global de Venta
Street
KPMG S.p.A. Milán, Via Vittor Pisani nº 25 Auditores del Emisor

10.2 Otra información sometida a revisión
La Sección II del Folleto no contiene ninguna otra información adicional, respecto a la contenida en la
Sección I, que haya sido sometida a una revisión contable completa o limitada.

10.3 Dictámenes o informes redactados por expertos
Sin perjuicio de las fuentes de mercado indicadas en la Sección I, Capítulo VI, en el Folleto no figuran otros
dictámenes o informes atribuidos a expertos.

10.4 Información procedente de minoritarios
La información procedente de minoritarios que figura en el Folleto ha sido reproducida fielmente y, hasta
donde alcanza el conocimiento del Emisor o pueda presuponer en función de la información publicada por
los minoritarios en cuestión, no se han omitido hechos que pudieran hacer que la información reproducida
fuera inexacta o engañosa. Para más detalle, se indican en las partes correspondientes del Folleto o las
fuentes de la citada información proporcionada por minoritarios.

622

Definiciones

DEFINICIONES

A continuación se incluye una lista de los términos y definiciones utilizados en el Folleto Informativo.
Dichos términos y definiciones, salvo que se especifique de otro modo, tienen el significado indicado a
continuación.
Acciones Las acciones ordinarias de Enel Green Power objeto de la Oferta Global de
Venta.
Accionista Vendedor u Enel S.p.A., con domicilio en Roma, Viale Regina Margherita, 137.
Oferente
Accionistas Enel Las personas físicas y jurídicas residentes o con sede social en Italia que, a
la del 30 de septiembre de 2010, posean acciones ordinarias Enel
depositadas en su cuenta títulos y que a tal fecha no hayan efectuado
ninguna disposición con objeto de transferir o vender todas sus acciones, es
decir, aquellos que, a la mismal, hayan adquirido aciones ordinarias de Enel,
aún no liquidadas, y a la mismal, no hayan efectuado ninguna disposición
con objeto de transferir o vender el total de las acciones.
Banco IMI IMI Banco S.p.A., con sede en Milán, Largo Mattioli, nº 3.
BBVA Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A., con sede en Bilbao, Plaza de San
Nicolás, nº 4.
Bolsa Italiana Borsa Italiana S.p.A., con domicilio en Milán, Piazza degli Affari, 6.
Código de Autodisciplina El Código de Autodisciplina de las sociedades cotizadas dispuesto por el
Comité para el gobierno corporativo de las sociedades cotizadas.
Consob Commissione Nazionale per le Società e la Borsa con domicilio en Roma,
Via G.B. Martini, 3.
Coordinador de la Oferta Mediobanca – Banca di Credito Finanziario S.p.A., con domicilio social en
Global de Venta Milán, Piazzetta Enrico Cuccia, 1.
Credit Suisse Securities (Europe) Limited, con sede en Londres, nº 17 One
Cabot Square.
Banca IMI S.p.A., con sede in Milano, Largo Mattioli, nº 3.

Goldman Sachs International, con sede in Londra, Peterborough Court,
Fleet Street, nº 133.
Crédit Suisse Crédit Suisse Securities (Europe) Limited, con sede en Londres, nº 17 One
Cabot Square.
Enel Enel S.p.A., con domicilio en Roma, Viale Regina Margherita, 137.
Enel Green Power o Emisor Enel Green Power, con domicilio en Roma, Viale Regina Margherita, 125.
o Sociedad
Fecha del Folleto Lal de publicación del Folleto Informativo.

623


Empleados Enel residentes Los empleados del Gruppo Enel, residentes en Italia, a lal del 31 de agosto
en Italia de 2010, y en servicio en esal, con contrato de trabajo subordinado a tiempo
determinado o indeterminado y que, a la mismal estén inscritos en los
registros correspondientes como indica la legislación española vigente.
Empleados Enel residentes Los empleados del Gruppo Enel, residentes en España, a lal del 31 de agosto
en España de 2010, y en servicio en esal, con contrato de trabajo subordinado a tiempo
determinado o indeterminado, y que, a la mismal estén inscritos en los
registros correspondientes como indica la legislación española vigente.
Folleto Informativo o el El presente Folleto Informativo.
Folleto
Goldman Sachs Goldman Sachs International, con sede en Londres, Peterborough Court,
Fleet Street, nº 133.
Grupo Colectivamente, el Emisor y las sociedades controladas directa o
indirectamente por el mismo, de conformidad con el art. 2359 del Código
Civil y del art. 93 de la Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della
Finanza).
Grupo Enel Colectivamente, Enel y las sociedades controladas directa o indirectamente
por ésta, de conformidad con el art. 2359 del Código Civil y el art. 93 de la
Ley de Finanzas Italiana (Testo Unico della Finanza).
IFRS Todas las Normas Internacionales de Información Financiera, las Normas
Internacionales de Contabilidad (NIC), todas las interpretaciones del Comité
de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información
Financiera (CINIIF), anteriormente denominado Comité Permanente de
Interpretación (SIC) reconocidas por la Unión Europea.
Instrucciones Instrucciones del Reglamento de la Bolsa
Inversores Cualificados Los inversores cualificados recogidos en el artículo 34 ter, párrafo 1, letra
(b), del Regolamento Emittenti (Reglamento de los Emisores), con la
excepción de (i) las pequeñas y medianas empresas y las personas físicas
indicadas en los números 3 y 5 de dicha norma que el Emisor no haya
incluido en el registro correspondiente según lo dispuesto en los artículos 34
quater y 34 terdecies del Regolamento Emittenti, (ii) las sociedades de
gestión autorizadas para prestar el servicio de gestión individual de carteras
de inversión por cuenta de minoritarios, (iii) los intermediarios autorizados
habilitados para la gestión de las carteras individuales por cuenta de
minoritarios y (iv) las sociedades fiduciarias que prestan servicios de gestión
de carteras de inversión, incluso mediante título fiduciario, recogidas en el
artículo 60, párrafo 4, del Decreto Legislativo del 23 de julio de 1996, nº
414.

624

Definiciones

Inversores Institucionales Conjuntamente, los inversores cualificados en Italia y los inversores
institucionales extranjeros, excepto los de los Estados Unidos de América,
de conformidad con la Regulation S de la US Securities Act de 1933 y
limitados a los Qualified Insitutional Buyers (los “QIB”) de conformidad
con la Rule 144A de la Securities Act y sucesivas modificaciones, de
Australia, Canadá y Japón y demás países en los cuales este tipo de oferta
esté prohibida o sujeta a disposiciones normativas especiales.
Entidad Aseguradora Entidad garante de la colocación de las Acciones ofertadas en el ámbito de la
Oferta Pública en España
Sindicato de la Oferta El sindicato para la colocación y aseguramiento la Oferta Institucional.
Institucional (Consorzio per
l’Offerta Istituzionale)
Sindicato de la Oferta El sindicato para la colocación y aseguramiento de la Oferta Pública.
Pública (Consorzio per
l’Offerta Pubblica)
Ley de Finanzas Italiana Decreto-Ley del 24 de febrero de 1998, nº 58, y sus sucesivas
(Testo Unico della Finanza) modificaciones.
Lote Mínimo La cantidad mínima, equivalente a 2.000 Acciones, que puede solicitarse en
el marco de la Oferta Pública, salvo la facultad del Accionista Vendedor de
reducir dicho número de acciones de 2.000 Acciones a las 1.000 Acciones
descritas en la Sección II Pérrafo 5.2.3, del Folleto Informativo.
Lote Mínimo Incrementado La cantidad mínima incrementada equivalente a 20.000 Acciones, que puede
solicitarse en el marco de la Oferta Pública, salvo que la la facultad del
Accionista Vendedor de reducir dicho número de acciones en nº 20.000
Acciones en 10.000 Acciones descritas en el Párrafo 5.2.3. Sección II, del
Mediobanca Mediobanca – Banca di Credito Finanziario S.p.A., con domicilio social en
Milán, Piazzetta Enrico Cuccia, 1.
Monte Titoli Monte Titoli S.p.A., con domicilio en Milán, Via Andrea Mantegna, 6.
MTA Mercado Telemático Accionarial (Mercato Telematico Azionario) organizado
y administrado por Borsa Italiana S.p.A.
Oferta Institucional Oferta de como máximo 1.202.750 Acciones, correspondientes al 85% de la
Oferta Pública Global de Venta, reservada a los Inversores Institucionales
dentro y fuera de Italia, excepto Australia, Canadá y Japón, respetando los
límites de la ley, de conformidad con la Regulation S de la Securities Act, y
en los Estados Unidos de América, limitado a los Qualified Institutional
Buyers (los “QIB”) de conformidad con la Rule 144A de la Securities Act,
sin perjuicio de las exenciones previstas por las leyes aplicables.
Oferta Pública La oferta pública de venta dirigida a todo tipo de público en Italia, a los
Acionistas Enel y a los Empleados Enel residentes en Italia.

625


Oferta Global de Venta u La oferta pública global de venta de como máximo 1.415.000.000 Acciones.
Oferta
Oferta Pública en España La oferta pública de venta dirigida a los adherentes en España (como se
define en la Sección II, Capítulo V, Párrafo 5.5), y a los Empleados Enel
residentes en España.
Opción de Opción concedida por Enel a los Coordinadores de la Oferta Global de Venta
Sobreadjudicación (Over de solicitar un préstamo adicional de como máximo 210.000.000 Acciones
Allotment) correspondientes a una cuota equivalente aproximadamente al 15% del
número de Acciones objeto de la Oferta de Venta para una sobreadjudicacion
(Over Allotment) en el marco de la Oferta Institucional.
Opción Green Shoe Opción concedida por Enel al Coordinador de la Oferta Global de Venta para
la adquisición, al Precio de Oferta, de un máximo de 210.000.000 Acciones,
correspondientes a una cuota equivalente aproximadamente al 15% del
número de Acciones objeto de la Oferta Global de Venta, que hay que
asignar a los destinatarios de la Oferta Institucional en caso de
sobreadjudicación (Over Allotment).
Período de Oferta El período de tiempo comprendido entre las 9:00 del 18 de octubre de 2010
y las 16:30 del 29 de octubre de 2010, salvo prórroga o cierre anticipado.
Precio de Oferta Precio final al cual se colocarán las Acciones.
Precio Máximo Precio máximo de colocación de las Acciones incluido en la Sección II,
Capítulo V, Párrafo 5.3.1.
Reglamento (CE) nº Reglamento (CE) nº 809/2004 de la Comisión del 29 de abril de 2004, en
809/2004 relación con la Directiva 2003/71/CE del Parlamento Europeo y del Consejo
en lo que respecta a la información contenida en los folletos, el formato para
los mismos, la inclusión de la información mediante referencia, la
publicación de los folletos y la difusión de mensajes publicitarios.
Reglamento de la Bolsa Reglamento de los mercados organizados y gestionados por Borsa Italiana,
acordado por la junta de Borsa Italiana el día 10 de septiembre de 2009 y
aprobado por la Consob mediante el acuerdo nº 17026 del 7 de octubre de
2009 y sucesivas modificaciones e integraciones.
Reglamento del Emisor El reglamento aprobado por la Consob mediante el acuerdo nº 11971 del 14
de mayo de 1999 y sucesivas modificaciones e integraciones.
Responsable de la Mediobanca
Colocación de la Oferta
Pública de Venta.
Auditores KPMG S.p.A.
Sponsor Mediobanca
UniCredit Bank UniCredit Bank AG, Sucursal Milan, con sede en Milán, Via Tommaso
Grossi, nº 10.

626

Glosario

GLOSARIO

A continuación se incluye una lista de los términos técnicos utilizados dentro del Folleto Informativo. Dichos
términos, salvo que se especifique de otro modo, poseen el significado indicado a continuación.
Adquirente Único Adquirente Único S.p.A., constituida por el GSE de conformidad con el art. 4,
apartado 1, del Decreto Bersani.
Autorización Única El Decreto-Ley 387/03 prevé que la construcción y el funcionamiento de las
plantas de producción de energía eléctrica alimentadas por fuentes de energía
renovable (además de las intervenciones de modificación, potenciación
renovación total o parcial y reactivación, las obras relacionadas y las
infraestructuras indispensables para la construcción y el ejercicio de dichas
plantas), estén sujetos a una autorización única que incluye y sustituye los
acuerdos, convenios, permisos, autorizaciones o actas de consentimiento
consideradas necesarias para la realización y puesta en marcha de las plantas
calificadas como de energía renovable.
Biomasa Material orgánico, de naturaleza no fósil, de origen biológico, una parte del
cual representa una fuente explotable de energía. Las diferentes formas de
energía de las biomasas son siempre renovables, aunque de distintas maneras.
Efectivamente, estas dependen de los ciclos diarios o estacionales, el flujo
solar, los cambios climáticos, las técnicas agrícolas, y los ciclos de crecimiento
de las plantas, además de su explotación intensiva.
Bolsa Eléctrica Sistema de venta de energía al por mayor organizado y administrado por el
GME (Gestore dei Mercati Energetici), que determina qué sistemas de
generación o plantas se requieren para satisfacer la demanda en cualquier
momento y determina el precio de la energía en ese momento.
Bombas geotérmicas Una bomba de calor geotérmica obtiene la energía necesaria para el
calentamiento mediante el agua subterránea o el terreno.
Campo geotérmico Los campos geotérmicos son las áreas en las cuales un elevado flujo de calor
calienta las aguas subterráneas; se dividen en sistemas de alta y baja
temperatura (llamados también sistema de alta y media entalpía).
Capacidad eficiente bruta Máxima potencia eléctrica, referida exclusivamente a la potencia activa, que
(en MW) puede producirse de manera continua, durante un cierto intervalo de tiempo de
funcionamiento lo bastante largo, suponiendo que las plantas se hallen en las
mejores condiciones. Dicha capacidad se mide en los bornes de los generadores
eléctricos principales y es de mayor importancia para las plantas
geotermoeléctricas.

627


Capacidad eficiente neta Máxima potencia eléctrica, referida exclusivamente a la potencia activa que
(en MW) puede ser inmersa en red o en continuidad durante un cierto intervalo de
tiempo lo bastante largo de funcionamiento, sobre la base de que las plantas se
hallen en condiciones óptimas. Dicha capacidad se mide inmediatamente en la
salida del transformador principal y por lo tanto está libre de los autoconsumos
de centrales y es de mayor importancia para las plantas geotermoeléctricas.
Capacidad instalada neta Es la capacidad instalada total neta de los servicios auxiliares de las plantas.
en MW)
Certificados de eficiencia Los títulos de eficiencia energética (TEE) que dan fe de la consecución de
enérgica ahorros energéticos, objeto de contratación bilateral o negociados en un
mercado adecuado instituido por el Gestor de Mercados Energéticos, cada uno
de los cuales equivale a 1 TEP = 1 tonelada equivalente de petróleo.
Certificados verdes Los certificados verdes son títulos de periodicidad anual emitidos por el GSE
que dan fe de la producción de fuentes de energía renovable de 1 MWh de
energía. A partir de 2002, de acuerdo con el decreto 79/99, los productores y
los importadores tienen la obligación de introducir en la red, energía
procedente de fuentes renovables en cantidad equivalente a un porcentaje (para
2010 es del 6,05%) del total de la electricidad producida o importada el año
anterior por fuentes convencionales. La obligación se aplica a las
importaciones y a las producciones de energía eléctrica libres de exportaciones,
autoconsumos de centrales y cogeneración que excedan los 100 GWh.
Ciclo binario Ciclo de producción utilizado por las plantas geotermoeléctricas cuando las
temperaturas de los campos geotérmicos son inferiores a los 180ºC. En
concreto, el calor del fluido geotérmico es utilizado para hacer vaporizar un
fluido orgánico con un punto bajo de ebullición, que se introduce en una
turbina conectada a un generador de corriente eléctrica.
Ciclo de vapor Ciclo de producción utilizado por las plantas geotermoeléctricas cuando las
temperaturas de depósito son superiores a los 180ºC. En concreto, el vapor
geotérmico se introduce directamente en una turbina en la que se acopla un
generador eléctrico.
CIP-6 La Decisión adoptada por el CIP (Comitato Interministeriale Prezzi) con fecha
29 de abril de 1992, nº 6, de conformidad con la Ley del 9 de enero de 1991 y
sucesivas modificaciones.
Co-development Desarrollo conjunto de proyectos con minoritarios respecto del Grupo,
efectuado mediante la adquisición a minoritarios, sobre todo socios locales,
proyectos en vías de desarrollo, derechos de opción sobre dichos proyectos que
se ejercitarán una vez que estos alcancen la fase inicial de la realización
(conocida como viabilidad), plantas realizadas o en construcción.
Coeficiente de carga El Coeficiente de carga es la relación entre la producción anual neta y la
producción teórica, que se obtiene en un año (8.760 horas) a los MW
nominales.

628

Glosario

Cogeneración La cogeneración es la producción conjunta y simultánea de energía eléctrica (o
mecánica) y calor útil a partir de una única fuente de energía, realizada en un
único sistema integrado que utiliza el mismo combustible para dos objetivos
distintos. Dicha tecnología permite pues un uso más eficiente de la fuente de
energía primaria, con ahorros económicos en los procesos productivos sobre
todo donde exista simultaneidad entre tomas eléctricas y tomas térmicas.
Corriente eléctrica La corriente eléctrica es el flujo o la cantidad de carga eléctrica que atraviesa
un conductor y se mide en amperios.
Depósito geotérmico Es un determinado volumen de subsuelo, constituido por terrenos de diferente
naturaleza o por los fluidos contenidos en los mismos, que puede explotarse
económicamente por su capacidad de ceder o almacenar calor.
Distribución El transporte y la transformación de energía eléctrica sobre redes de
distribución de tensión alta, media y baja, para las entregas a los clientes
finales.
Drilling Actividad de perforación o taladro.
Fuentes de energía El sol, el viento, los recursos hídricos, los recursos geotérmicos, las mareas, el
renovable oleaje, las biomasas y los desechos orgánicos. De conformidad con la Directiva
2009/28/CE, se define como «energía procedente de fuentes renovables»
aquella energía proveniente de fuentes renovables no fósiles, es decir, energía
eólica, solar, aerotérmica, geotérmica, hidrotérmica y oceánica, hidráulica,
biomasa, gases de vertedero, gases residuales de procesos de depuración y
biogás.
Generación La producción de energía eléctrica, por lo tanto generada.
Generador eólico Maquinaria capaz de transformar la energía eólica en energía mecánica de
rotación para la producción de energía eléctrica.
Gigavatio o GW Unidad de medida de la potencia equivalente a mil millones de vatios (1.000
megavatios).
Gigavatio-hora o GWh Unidad de medida de la energía equivalente a un millón de kilovatios-hora.
GME Gestore dei Mercati Energetici, la sociedad anónima constituida por el GSE a
la que se confía la gestión económica del mercado eléctrico según criterios de
transparencia y objetividad, con el fin de promover la competencia entre los
productores y asegurando la disponibilidad de un nivel adecuado de reserva de
potencia.
Greenfield Modalidad de desarrollo de plantas realizada por el Grupo desde su origen,
partiendo de la ubicación del sitio idóneo y preparando el desarrollo y la
realización de la planta, sin ninguna forma de reestructuración o reconversión
de estructuras ya existentes.

629


GSE Gestore dei Servizi Energetici (actualmente GRTN), instituido de conformidad
con el art. 3 del Decreto Bersani, es la sociedad anónima, íntegramente
participada por el MEF (Ministero dell’Economia e delle Finanze), que
distribuye los incentivos destinados a la producción eléctrica a partir de fuentes
de energía renovable y asimilada y que se ocupa de calificar las plantas con
fuentes de energía renovable y su producción eléctrica.
Hidraulidad El conjunto de los recursos hídricos disponibles en la/s cuenca/s hidrográfica/s
de referencia de una o más captaciones hidroeléctricas, utilizados para la
producción de energía hidroeléctrica.
Kilovatio o kW Unidad de medida de la potencia equivalente a mil vatios.
Kilovatio-hora o kWh Unidad de medida de la energía que expresa la cantidad de energía eléctrica
producida en una hora a partir de una potencia equivalente a mil vatios.
Línea Elemento que constituye la red eléctrica, formada por conductores para el
transporte de la energía eléctrica. Puede ser aérea (con conductores
normalmente desnudos, a veces aislados) o enterrada (cable). Comprende una o
más “series” de conductores, es decir una o más líneas eléctricas que
transportan energía eléctrica con tres conductores diferentes o haces de
conductores, uno para cada fase.
Megavatio o MW Unidad de medida de la potencia equivalente a un millón de vatios.
Megavatio pico o MWp Potencia de las plantas fotovoltaicas expresada como suma de las potencias
nominales de los módulos instalados.
Megavatio-hora o MWh Unidad de medida de la energía que expresa la cantidad de energía eléctrica
equivalente a 1.000 kilovatios-hora (véase “kilovatio-hora”).
Minicentrales eólicas Plantas de pocos MW desarrolladas para la generación llamada “distribuida”
(generadores eólicos de tamaño reducido para interconectarse en la red
eléctrica o para alimentar usuarios aislados).
Minicentrales, pequeñas y Las minicentrales y las pequeñas centrales son plantas hidroeléctricas de
grandes centrales reducido tamaño, cuya capacidad máxima varía según las jurisdicciones en las
hidroeléctricas que están situadas. Respecto a las plantas situadas en Italia, las minicentrales
tienen una capacidad instalada inferior a 1 MW, las pequeñas centrales tienen
una capacidad comprendida entre 1 MW y 10 MW y las grandes centrales
tienen una capacidad superior a los 10 MW.

630

Glosario

Módulo fotovoltaico Los módulos fotovoltaicos constituyen el principal elemento de la planta ya
que su exposición a la radiación solar determina la producción de energía. En
el interior del módulo están las células fotovoltaicas, por lo general constituidas
por finísimas “láminas” de silicio (un semiconductor obtenido a partir de la
arena a través de un proceso físico-químico) que dan lugar a la conversión
directa de la energía solar en energía eléctrica. Basándose en las características
del material utilizado para realizar la célula, se habla de módulos de silicio
monocristalino, policristalino y amorfo. Existe otra tipología de módulos
fotovoltaicos, los módulos “Thin Film”, producidos mediante una nueva
tecnología que permite crear células más finas y económicas, constituidas por
más estratos de diferentes materiales semiconductores (a base o no de silicio).
Parque eólico Un parque eólico o wind farm es un conjunto de generadores eólicos (torres o
palas eólicas) localizados en un territorio delimitado y conectados entre ellos
que producen energía eléctrica explotando la fuerza del viento. La generación
de energía eléctrica varía en función del viento y de la capacidad generativa de
los generadores eólicos.
Permitting El desarrollo y el progreso de las relaciones con los órganos gubernamentales
centrales y periféricos orientados a la adquisición de terrenos y a la obtención
de autorizaciones/permisos con el fin de construir y desarrollar las
infraestructuras del proyecto.
Petición de energía Cantidad de energía eléctrica que hay que poner disponible en la red. Equivale
eléctrica a la suma de los consumos de los usuarios y de las pérdidas en la red. Se
denomina también demanda eléctrica o necesidad eléctrica.
Pipeline El conjunto de todos los proyectos de desarrollo de la producción de energía a
partir de fuentes renovables individuados por el Grupo, tras la superación de la
fase de estudio preliminar (la llamada fase de screening), clasificados en tres
categorías (Potential, Likely y Highly Confident) en función del diferente nivel
de desarrollo y por lo tanto de la probabilidad de éxito de cada proyecto, tal
como lo valora la sociedad según la experiencia adquirida en el sector del
desarrollo.
Plantas fotovoltaicas Una planta solar fotovoltaica está constituida por un conjunto de módulos
fotovoltaicos (véase “módulo fotovoltaico”) y por posteriores elementos.
Plantas hidroeléctricas Son plantas programables aquellas con cuenca y con depósito, mientras que
programables y no son plantas no programables las plantas hidroeléctricas llamadas con agua
programables fluyente. Son plantas con cuenca aquellas que explotan el flujo hídrico natural
de lagos o cuencas artificiales, de las cuales en algunos casos se aumenta la
capacidad con barreras y diques. Las plantas hidroeléctricas con agua fluyente
no disponen de ninguna capacidad de regulación de las afluencias, por lo que el
caudal explotado coincide con el disponible en el curso del agua; por
consiguiente, la turbina produce con modos y tiempos totalmente dependientes
de la disponibilidad del curso del agua.

631


Plantas IAFR La calificación de las Plantas Alimentadas a partir de Fuentes de Energía
Renovable (IAFR, por sus siglas en italiano), reconocida por el GSE que
permite la emisión de los incentivos previstos por la normativa vigente.
Plantas solares y térmicas Las plantas solares y térmicas de concentración transforman la energía que
proviene del sol en energía térmica, que puede utilizarse para producir energía
eléctrica mediante turbinas. El centro de un sistema solar térmico de
concentración es el campo solar, constituido por espejos, a menudo de forma
parabólica, que concentran la luz directa del sol sobre un tubo receptor en el
que corre un fluido que, al calentarse, permite el transporte de la energía a un
cambiador de calor. El calor es pues cedido al agua que se transforma en vapor
usado para mover turbinas conectadas a alternadores que generan corriente
eléctrica.
Producción bruta La suma de la energía eléctrica (incluida la generada mediante bombeo previo)
producida por todos los grupos generadores interesados (primer motor térmico
y uno o más generadores de energía eléctrica acoplados mecánicamente)
medida en los bornes de salida de los generadores principales.
Producción neta La producción bruta de energía eléctrica restada de la energía absorbida por los
servicios auxiliares de generaciones y de las pérdidas en los transformadores
principales.
Scouting En el campo de las energías renovables, la localización de terrenos adecuados
para plantas de energía eólica o fotovoltaica.
Temperatura de depósito La temperatura del depósito geotérmico. El intervalo de temperatura útil para
poder utilizar los fluidos geotérmicos en una planta geotermoeléctrica está
entre los 100ºC y los 300ºC aprox.
Teravatio o TW Unidad de medida de la potencia equivalente a mil millones de kW.
Teravatio-hora o TWh Unidad de medida de la energía equivalente a mil millones de kWh.
Trigeneración Campo de los sistemas de cogeneración que permite producir energía eléctrica
y utilizar la energía térmica recuperada a partir de la transformación también
para producir agua refrigerada para el acondicionamiento o para los procesos
industriales.
Vatio Unidad de medida de la potencia eléctrica activa.
Vatio-hora Unidad de medida que expresa la cantidad de energía eléctrica producida en
una hora a partir de una potencia equivalente a 1 vatio.

***

632

Apéndices

APÉNDICES

- Informe de los Auditores sobre los Datos de Previsiones.
- Informe de los Auditores sobre el balance consolidado del grupo Enel Green Power a 31 de diciembre
de 2009.
- Informe de los Auditores sobre el balance de ejercicio de Enel Green Power a 31 de diciembre de 2009.
- Informe de los Auditores sobre el balance agregado del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de
2008.
- Informe de los Auditores sobre el balance consolidado semestral abreviado de Enel Green Power a 30 de
junio de 2010.

633


INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE LOS DATOS DE PREVISIONES

(Traducción del original en italiano que constituye la versión definitiva)

Informe de revisión de las proyecciones
A la atención del Consejo de Administración de:

1 Hemos examinado la información sobre beneficios proyectados para los ejercicios con
cierre a 31 de diciembre de 2011 y 2014 del Grupo Enel Green Power (en adelante las
“Proyecciones”), que se exponen en el Capitulo XIII – “Previsiones o Cálculos de los
Beneficios” en el párrafo 13.1 del Folleto de Emisión preparado en relación con la oferta
pública inicial y la cotización de las acciones de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado
de Valores italiano, organizado y gestionado por Borsa Italiana S.p.A., (en adelante el
“Folleto de Emisión”), que contiene las hipótesis y elementos que se han utilizado como
base para la preparación de las Proyecciones. Las Proyecciones y los elementos e
hipótesis subyacentes pertinentes son responsabilidad de la Dirección de Enel Green
Power S.p.A..

2 Las Proyecciones se han preparado utilizando un conjunto de hipótesis, incluidas las
detalladas en el apartado de Perspectivas del Folleto de Emisión, que contienen hipótesis
de naturaleza general y asunciones hipotéticas sobre futuros eventos y acciones de la
Dirección que no se espera necesariamente que ocurran.

3 Hemos examinado las Proyecciones de acuerdo con la Norma Internacional sobre
Contratos de Aseguramiento ISAE 3400 “El examen de información financiera
prospectiva” publicada por el IFAC, la Federación Internacional de Contadores.

4 En base a nuestro análisis de las evidencias justificativas de las hipótesis y elementos en
los que se basa la preparación de las Proyecciones, no existe ningún indicio que nos lleve
a pensar que dichas hipótesis y elementos no proporcionan una base razonable para las
Proyecciones, suponiendo que las hipótesis de naturaleza general y las asunciones
hipotéticas sobre futuros eventos y acciones de la Dirección descritos en el párrafo 2
lleguen realmente a ocurrir. Además, en nuestra opinión, las Proyecciones se han
preparado adecuadamente en base a las hipótesis y elementos mencionados y se han
presentado utilizando políticas contables uniformes en relación con las aplicadas por Enel
Green Power S.p.A. en la preparación de sus estados financieros consolidados a 31 de
diciembre de 2009. Hemos auditado dichos estados financieros consolidados y hemos
emitido nuestro informe al respecto el 14 de junio de 2010.

5 Incluso si ocurrieran los eventos previstos bajo las asunciones hipotéticas descritas en el
párrafo 2, es probable que los resultados reales difieran de las Proyecciones ya que con
frecuencia otros eventos anticipados no ocurren según lo esperado y la variación puede
resultar significativa.

634

Apéndices

Grupo Enel Green Power
Informe de revisión
31 de diciembre 2011-2014

6 Este informe ha sido preparado únicamente a efectos del Reglamento de Consob (la
Comisión del Mercado de Valores de Italia) nº 11971/1999, teniendo en cuenta sus
posteriores enmiendas y ampliaciones, para su inclusión en el Folleto de Emisión y no
puede utilizarse, parcialmente o en su totalidad, a ningún otro efecto.

7 No hemos procedido a la actualización de este informe por eventos o circunstancias
producidos con posterioridad a su publicación.

Roma, a 5 de octubre de 2010

KPMG S.p.A.

(Firmado en el original)

Renato Naschi
Director de Auditoría

2

635


INFORME DE LA SOCIEDAD AUDITORA SOBRE EL BALANCE CONSOLIDADO DEL
GRUPPO Enel GREEN POWER A DÍA 31 DE DICIEMBRE DE 2009


Informe de auditoría de los estados financieros consolidados del Grupo
Enel Green Power del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009
preparados únicamente para su inclusión en el Folleto preparado
como parte de la cotización de las acciones ordinarias de Enel Green
Power S.p.A., con arreglo al Reglamento 809/2004/CE


1 Hemos auditado los estados financieros consolidados del Grupo Enel Green Power del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009, que comprenden la cuenta de resultados
consolidada, el estado consolidado de resultado global, el balance consolidado, el estado
de cambios en el patrimonio neto consolidado, el estado de flujos de efectivo consolidado
y las notas explicativas. Los presentes estados financieros consolidados se han preparado
de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la
Unión Europea únicamente para su inclusión en el Folleto preparado como parte de la
cotización de las acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado de
Valores italiano, organizado y gestionado por Borsa Italiana S.p.A., con arreglo al
Reglamento 809/2004/CE. La Dirección de Enel Green Power S.p.A. es responsable de
la preparación de los presentes estados financieros de acuerdo con las Normas
Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea. Nuestra
responsabilidad es expresar una opinión sobre los presentes estados financieros basada en
nuestro trabajo de auditoría.
2 Hemos realizado nuestra auditoría de acuerdo con las normas de auditoría recomendadas
por Consob, la Comisión del Mercado de Valores italiana. Dichas normas exigen que
planifiquemos y efectuemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable
con respecto a si los estados financieros consolidados están exentos de errores
significativos y son, en su conjunto, fiables. Una auditoría implica la realización de
procedimientos para obtener las pruebas de auditoría necesarias con respecto a los
importes e informaciones detallados en los estados financieros. Una auditoría también
incluye la valoración de la adecuación de los principios contables utilizados y de las
estimaciones contables adoptadas por la Dirección. Consideramos que nuestra auditoría
es suficiente para proporcionar una base razonable para emitir nuestra opinión de
auditoría.

636

Apéndices

Informe de auditoría

3 En nuestra opinión, los estados financieros consolidados del Grupo Enel Green Power del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 cumplen las Normas Internacionales de
Información Financiera adoptadas por la Unión Europea. Por tanto, están expuestos de
forma clara y proporcionan una imagen fiel de la posición financiera combinada del
Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2009, los resultados de sus actividades y
los flujos de efectivos del ejercicio cerrado en dicha fecha.

Roma, a 14 de junio de 2010

KPMG S.p.A.


Renato Naschi

2

637


INFORME DE LA SOCIEDAD AUDITORA SOBRE EL BALANCE DE EJERCICIO DE ENEL
GREEN POWER A DÍA 31 DE DICIEMBRE DE 2009


Informe de revisión de la cuenta de resultados consolidada pro forma
del Grupo Enel Green Power S.p.A. del ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2009
Enel Green Power S.p.A..

1 Hemos examinado la cuenta de resultados consolidada pro forma y las notas relacionadas
del Grupo Enel Green Power del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009.

Dicha cuenta de resultados consolidada pro forma ha sido extraída de los estados
financieros consolidados del Grupo Enel Green Power del ejercicio cerrado a 31 de
diciembre de 2009, el paquete de información financiera consolidada del Grupo Endesa
Cogeneraciòn y Renovables para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 preparado
a efectos de su inclusión en los estados financieros consolidados del Grupo Enel a 31 de
diciembre de 2009 y de los ajustes pro forma realizados en los mismos que hemos
examinado.

Hemos auditado los estados financieros consolidados del Grupo Enel Green Power a 31
de diciembre de 2009 y emitido nuestro informe al respecto el 14 de junio de 2010. El
paquete interno de información financiera consolidada del Grupo Endesa Cogeneraciòn y
Renovables a 31 de diciembre de 2009 ha sido auditado por nosotros como parte de la
auditoría de los estados financieros consolidados del Grupo Enel a 31 de diciembre de
2009. Emitimos nuestro informe de auditoría sobre estos últimos estados financieros
consolidados el 9 de abril de 2010.

La información financiera consolidada pro forma se ha preparado de acuerdo con las
hipótesis reveladas en las notas relacionadas, a fin de reflejar de forma retroactiva los
efectos de la adquisición del 60 por ciento del capital social de Endesa Cogeneraciòn y
Renovables SL y los efectos de la recapitalización de 3.700 millones de euros de Enel
Green Power S.p.A. aprobada el 17 de marzo de 2010 (en adelante las “Transacciones”).

2 La cuenta de resultados consolidada pro forma y las notas explicativas del ejercicio
cerrado a 31 de diciembre de 2009 se han preparado con arreglo al Reglamento
809/2004/CE a efectos de su inclusión en el Folleto elaborado de acuerdo con el artículo
94, párrafos 1 y 2, del Decreto Legislativo nº 58 del 24 de febrero de 1998, como parte de
la cotización de las acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado de
Valores italiano, gestionado y organizado por Borsa Italiana S.p.A.

638

Apéndices

Informe de revisión

La cuenta de resultados consolidada pro forma ha sido preparada con el objetivo de
mostrar los efectos, detallados de acuerdo con políticas contables uniformes con las
aplicadas en el pasado y en conformidad con la legislación pertinente, de las
Transacciones en los resultados de explotación del Grupo Enel Green Power como si se
hubiesen producido el 1 de enero de 2009. Si las transacciones se hubiesen producido
realmente en dicha fecha, es posible que el resultado no fuese necesariamente el mismo
que el resultado presentado.

La cuenta de resultados consolidada pro forma es responsabilidad de la Dirección de Enel
Green Power S.p.A.. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre la
razonabilidad de las hipótesis realizadas y el enfoque adoptado por la Dirección al
preparar la presente información financiera consolidada pro forma, así como de la
exactitud de las políticas contables adoptadas.

3 Nuestra revisión se ha realizado de acuerdo con las normas recomendadas por Consob (la
Comisión del Mercado de Valores de Italia) en la Comunicación nº DEM/1061609 del 9
de agosto de 2001 que rige el análisis de la información financiera proforma. Hemos
realizado todos los procedimientos que hemos considerado necesarios a efectos del
presente trabajo.

4 En nuestra opinión, las hipótesis básicas realizadas por la Dirección de Green Power
S.p.A. al preparar la cuenta de resultados consolidada pro forma y las notas relacionadas
para el ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2009 para reflejar, de forma retroactiva, los
efectos de las Transacciones del párrafo 1, son razonables y el enfoque adoptado para
preparar dicha cuenta de resultados se ha aplicado de forma correcta a los efectos de
presentación de información descritos anteriormente. Además, consideramos que las
políticas contables aplicadas para preparar la cuenta de resultados consolidada pro forma
detallada anteriormente son correctas.

Roma, 8 de septiembre de 2010

KPMG S.p.A.


Renato Naschi

2

639


INFORME DE LA SOCIEDAD AUDITORA SOBRE EL BALANCE AGREGADO DEL GRUPPO
ENEL GREEN POWER A DÍA 31 DE DICIEMBRE DE 2008


Informe de auditoría de los estados financieros agregados del Grupo
Enel Green Power del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008
preparados únicamente para su inclusión en el Folleto preparado como
parte de la cotización de las acciones ordinarias de Enel Green Power
S.p.A. en el Mercado de Valores italiano, organizado y gestionado por
Borsa Italiana S.p.A., con arreglo al Reglamento 809/2004/CE


1 Hemos auditado los estados financieros agregados del Grupo Enel Green Power del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008, que comprenden la cuenta de resultados
agregada, el estado agregado de resultado global, el balance agregado, el estado de
cambios en el patrimonio neto agregado, el estado de flujos de efectivo agregado y las
notas explicativas (en adelante “estados financieros agregados”) relativos a la producción
de electricidad del Grupo Enel a partir de fuentes renovables ubicadas en Italia y en el
extranjero. Los presentes estados financieros agregados se han preparado de acuerdo con
las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea
únicamente para su inclusión en el Folleto preparado como parte de la cotización de las
acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado de Valores italiano,
organizado y gestionado por Borsa Italiana S.p.A., con arreglo al Reglamento
809/2004/CE. La Dirección de Enel Green Power S.p.A. es responsable de la preparación
de los presentes estados financieros agregados de acuerdo con las Normas Internacionales
de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea. Nuestra responsabilidad es
expresar una opinión sobre los presentes estados financieros agregados basada en nuestro
trabajo de auditoría.

con respecto a si los estados financieros agregados están exentos de errores significativos
y son, en su conjunto, fiables. Una auditoría implica la realización de procedimientos para
obtener las pruebas de auditoría necesarias con respecto a los importes e informaciones
detallados en los estados financieros. Una auditoría también incluye la valoración de la
adecuación de los principios contables utilizados y de las estimaciones contables
adoptadas por la Dirección. Consideramos que nuestra auditoría es suficiente para
proporcionar una base razonable para emitir nuestra opinión de auditoría.

640

Apéndices


3 En nuestra opinión, los estados financieros agregados del Grupo Enel Green Power del
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2008 cumplen las Normas Internacionales de
Información Financiera adoptadas por la Unión Europea. Por tanto, están expuestos de
forma clara y proporcionan una imagen fiel de la posición financiera combinada del
Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2008, los resultados agregados de sus
actividades y los flujos de efectivos agregados del ejercicio cerrado en dicha fecha.

4 Como se detalla en las notas, los estados financieros agregados presentan los datos
financieros agregados relacionados con la producción de electricidad del Grupo Enel a
partir de fuentes renovables ubicadas en Italia y en el extranjero a 31 de diciembre de
2008. Sin embargo, si el Grupo Enel Green Power hubiera operado como un grupo
independiente, su posición financiera, resultados de las actividades y flujos de efectivo
podrían no ser necesariamente los presentados en los estados financieros agregados.

5 Este informe va dirigido al Consejo de Administración de Enel Green Power S.p.A. y ha
sido preparado únicamente a los efectos establecidos en el párrafo 1. Por tanto, dicho
informe no debe ser revelado a terceros, ni utilizado con fines distintos sin nuestro previo
consentimiento por escrito.

Roma, a 14 de junio de 2010

KPMG S.p.A.


Renato Naschi

2

641


INFORME DE LA SOCIEDAD AUDITORA SOBRE EL BALANCE CONSOLIDADO SEMESTRAL
ABREVIADO DE ENEL GREEN POWER A DÍA 30 DE JUNIO DE 2010


Informe de auditoría de los estados financieros consolidados
semestrales resumidos del Grupo Enel Green Power del periodo de seis
meses cerrado a 30 de junio de 2010 preparados únicamente para su
inclusión en el Folleto preparado come parte de la cotización de las
acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado de
Valores italiano, organizado y gestionado por Borsa Italiana S.p.A.,
con arreglo al Reglamento 809/2004/CE


1 Hemos auditado los estados financieros consolidados semestrales resumidos del Grupo
Enel Green Power del periodo de seis meses cerrado a 30 de junio de 2010, que
comprenden la cuenta de resultados consolidada semestrales, el estado consolidado de
resultado global , el balance consolidado semestral, el estado de cambios en el patrimonio
neto , el estado de flujos de efectivo consolidado semestral y las notas explicativas. Los
presentes estados financieros consolidados semestrales resumidos se han preparado de
acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la
Unión Europea únicamente para su inclusión en el Folleto preparado como parte de la
cotización de las acciones ordinarias de Enel Green Power S.p.A. en el Mercado de
Valores italiano, organizado y gestionado por Borsa Italiana S.p.A., con arreglo al
Reglamento 809/2004/CE. La Dirección de Enel Green Power S.p.A. es responsable de
la preparación de los presentes estados financieros consolidados semestrales resumidos
de acuerdo con la NIC 34 Información financiera intermedia adoptada por la Unión
Europea. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los presentes estados
financieros consolidados semestrales resumidos basada en nuestro trabajo de auditoría.
con respecto a si los estados financieros consolidados semestrales resumidos están
exentos de errores significativos y son, en su conjunto, fiables. Una auditoría implica la
realización de procedimientos para obtener las pruebas de auditoría necesarias con
respecto a los importes e informaciones detallados en los estados financieros. Una
auditoría también incluye la valoración de la adecuación de los principios contables
utilizados y de las estimaciones contables adoptadas por la Dirección. Consideramos que
nuestra auditoría es suficiente para proporcionar una base razonable para emitir nuestra
opinión de auditoría.

642

Apéndices

30 de junio de 2010

Con respecto a las cifras correspondientes a 31 de diciembre de 2009, debe hacerse
referencia a nuestro informe con fecha del 14 de junio de 2010. Las cifras
correspondientes para el periodo de seis meses cerrado a 30 de junio de 2009 no han sido
auditadas por nosotros. Por lo tanto, no hemos expresado una opinión al respecto.
3 En nuestra opinión, los estados financieros consolidados semestrales resumidos del
Grupo Enel Green Power del periodo de seis meses cerrado a 30 de junio de 2010 han
sido preparados, en todos los aspectos significativos, de acuerdo con la NIC 34
Información financiera intermedia adoptada por la Unión Europea.

Roma, a 4 de agosto de 2010

KPMG S.p.A.


Renato Naschi

2

643


644

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