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Informe anual de resultados al 31 de diciembre de 2014
Informe de gestión
Enel Green Power | 6
La estructura del Grupo | 7
Enel Green Power en el mundo | 8
Órganos sociales | 10
Resumen de los acuerdos de la Junta General de Accionistas | 17
Síntesis de los resultados del Grupo | 20
Síntesis de los resultados de la Sociedad matriz | 30
Hechos relevantes de 2014 | 34
Escenario de referencia | 41
El contexto económico energético en 2014 | 44
Los mercados de la energía eléctrica | 48
Cómo actuamos | 69
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera del Grupo | 96
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera de la Sociedad matriz | 107
Tabla de correspondencias entre el patrimonio neto y el resultado de Enel Green Power SpA y los correspondientes datos consolidados | 114
Análisis de los indicadores de sostenibilidad | 115
Resultados económicos y patrimoniales por área de actividad | 126
> Europa | 128
> Latinoamérica | 135
> Norteamérica | 142
Principales riesgos e incertidumbres | 146
Evolución previsible de la gestión | 148
Regulación de las sociedades controladas extranjeras no pertenecientes a la UE | 149
Regulación de las sociedades controladas sujetas a la actividad de dirección y coordinación de otra sociedad | 151
Información sobre las partes relacionadas | 152
Otra información | 154
Estados contables consolidados
Tablas de los Estados contables consolidados | 158
Memoria de los Estados contables | 164
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad | 264
Informes
Informe de la Sociedad de auditoría | 268
Estados contables del ejercicio
Estados contables | 274
Memoria de los Estados contables | 281
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad | 334
Informes
Informe del Comité de Auditoría | 338
Informe de la Sociedad de auditoría | 348
Gobierno corporativo | 352
Anexos
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014 | 356
Índice
Informe de gestión
6 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Enel Green Power, nacida en diciembre de 2008, es la sociedad del Grupo Enel
íntegramente consagrada al desarrollo y la gestión de las actividades de generación de
energía a partir de fuentes renovables, y goza de presencia en 15 países entre Europa,
África y el continente americano, con 3.609 empleados.
Enel Green Power es líder mundial en la generación de energía a partir de fuentes
renovables, con 9.626 MW instalados y 31,8 TWh de producción, que en 2014
llevaron a evitar 22 millones de toneladas de emisiones de CO2.
El parque de producción del Grupo cuenta con 735 plantas en funcionamiento,
24 plantas autorizadas y 27 plantas en construcción en diciembre de 2014, con
una combinación de generación diversificada que incluye las tecnologías eólica, solar,
hidroeléctrica, geotérmica y de biomasa.
Enel Green Power
7
(1) A partir del 24 de abril de 2014, el Grupo adoptó la nueva estructura organizativa siguiente:> Europa, que comprende la Península Ibérica, además de los países incluidos anteriormente en el área Italia y Europa;> Latinoamérica;> Norteamérica.(2) Control conjunto.(3) Enel Green Power CAI Agroenergy, Enel Green Power Calabria, Enel Green Power Finale Emilia, Enel Green Power Partecipazioni Speciali, Enel Green
Power Puglia, Enel Green Power San Gillio, Enel Green Power Strambino Solar, Energia Eolica, Maicor Wind, Taranto Solar, Enel Green Power Solar Ener-gy, PowerCrop (control conjunto).
La estructura del Grupo (1)
EuropaEnel Green Power Romania
Enel Green Power Bulgaria
Enel Green Power Hellas
Enel Green Power España
Enel Green Power South Africa
Enel Green Power Turkey Enerji
Yatirimlari Anonim Şirketi
3SUN (2)
Otras menores en Italia (3)
LatinoaméricaEnel Brasil Participações
Enel Green Power Latin America
Enel Green Power Costa Rica
Enel Green Power Guatemala
Enel Green Power México
Enel Green Power Panama
Enel Green Power El Salvador
Enel Green Power Colombia
Enel Green Power Perú
Enel Green Power Uruguay
Sociedades de
Enel Green Power SpA
NorteaméricaEnel Green Power North America
Enel Green Power North America
Development
8 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Fuentes
Hidroeléctrica
EólicaGeotérmica
Solar Biomasa
Italia[tot. 3.115 MW]
Bulgaria España[tot. 1.710 MW]
Portugal Rumanía[tot. 534 MW]
Grecia[tot. 308 MW]
Sudáfrica Canadá EE. UU.[tot. 1.980 MW]
Guatemala México[tot. 297 MW]
Panamá Costa Rica[tot. 55 MW]
Chile[tot. 507 MW]
Brasil[tot. 376 MW]
122 MW
1.512 MW
761 MW
720 MW
13 MW
72 MW
42 MW
126 MW
43 MW
39 MW
1.615 MW
36 MW
498 MW
88 MW
20 MW
200 MW
10 MW
317 MW
1.563 MW
28 MW
103 MW
163 MW
31 MW
24 MW
53 MW
244 MW
300 MW93 MW
283 MW
136 MW
92 MW
279 MW
Capacidad instaladaHasta 100 MW
De 100 a 1.000 MW
Más de 1.000 MW
Enel Green Power en el mundo
9
Fuentes
Hidroeléctrica
EólicaGeotérmica
Solar Biomasa
Italia[tot. 3.115 MW]
Bulgaria España[tot. 1.710 MW]
Portugal Rumanía[tot. 534 MW]
Grecia[tot. 308 MW]
Sudáfrica Canadá EE. UU.[tot. 1.980 MW]
Guatemala México[tot. 297 MW]
Panamá Costa Rica[tot. 55 MW]
Chile[tot. 507 MW]
Brasil[tot. 376 MW]
122 MW
1.512 MW
761 MW
720 MW
13 MW
72 MW
42 MW
126 MW
43 MW
39 MW
1.615 MW
36 MW
498 MW
88 MW
20 MW
200 MW
10 MW
317 MW
1.563 MW
28 MW
103 MW
163 MW
31 MW
24 MW
53 MW
244 MW
300 MW93 MW
283 MW
136 MW
92 MW
279 MW
Capacidad instaladaHasta 100 MW
De 100 a 1.000 MW
Más de 1.000 MW
10 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Órganos sociales
Presidente
Alberto De Paoli (4)
Presidente
Franco Fontana
Reconta Ernst & Young
Consejo de Administración
Comité de Auditoría
Sociedad de auditoría
Consejero Delegado
Francesco Venturini (5)
Consejeros
Luca AnderliniCarlo AngeliciAndrea BrentanFrancesca GostinelliGiovanni Battista LombardoGiovanni Pietro Malagnino Paola MuratorioLuciana Tarozzi
Auditores titulares
Giuseppe Ascoli Maria Rosaria Leccese
Auditores suplentes
Anna Rosa AdiutoriPietro La ChinaAlessio Temperini
(4) Hasta el 17 de diciembre de 2014, Luigi Ferraris ocupó el puesto de Consejero y Presidente del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA. Tras las dimisiones presentadas por Luigi Ferraris, el Consejo de Administración de la Sociedad, mediante su decisión del 17 de diciembre de 2014, nombró a Alberto De Paoli Consejero en virtud del artículo 2386 del Código Civil italiano, así como Presidente del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA.
(5) Hasta el 22 de mayo de 2014, Francesco Starace ocupó el puesto de Consejero y Consejero Delegado de Enel Green Power SpA. Tras las dimisiones presentadas por Francesco Starace, el Consejo de Administración de la Sociedad, mediante su decisión del 23 de mayo de 2014, nombró a Francesco Venturini Consejero en virtud del artículo 2386 del Código Civil italiano, así como Consejero Delegado de Enel Green Power SpA.
11
Composición de las competencias
Junta de Accionistas
La Junta ordinaria de Accionistas delibera acerca del nombramiento del Consejo de Administración y del Co-
mité de Auditoría de la Sociedad, así como de la sociedad encargada de la auditoría legal de su contabilidad.
Además, aprueba los Estados contables y la distribución de los dividendos. La Junta extraordinaria de Accio-
nistas delibera acerca de las modificaciones de los Estatutos sociales y sobre cualquier otra materia que la ley
atribuya a sus competencias.
Consejo de Administración
El Consejo de Administración goza de los más amplios poderes para la administración ordinaria y extraor-
dinaria de la Sociedad. En concreto, define los objetivos estratégicos de la Sociedad y del Grupo Enel Green
Power y examina y aprueba el Plan Industrial. Además de sus funciones de orientación estratégica, el Consejo
de Administración tiene el cometido de verificar la existencia de los controles necesarios para supervisar la
marcha de Enel Green Power y del Grupo en su conjunto. El Consejo de Administración de Enel Green Power,
en ejercicio desde el 24 de abril de 2013, está compuesto por 10 Consejeros (7 hombres y 3 mujeres), de los
que 6 son independientes.
El Presidente del Consejo de Administración tiene, en virtud de los Estatutos sociales y la legislación aplicable,
los poderes relativos al funcionamiento de la Junta de Accionistas y del Consejo de Administración, así como
la representación legal de la Sociedad y la firma social. Además, verifica la ejecución de las resoluciones alcan-
zadas por el Consejo de Administración.
El Consejero Delegado tiene en virtud de los Estatutos sociales la representación legal de la Sociedad y la firma
social y, con arreglo a las resoluciones del Consejo en vigor, también goza de todos los poderes para la admi-
nistración de la Sociedad, a excepción de los que la ley, los Estatutos sociales o las resoluciones del Consejo de
Administración atribuyen a otras personas u órganos.
El Consejo de Administración ha constituido en su interior tres comités con funciones consultivas, de elabo-
ración de propuestas y de instrucción sobre algunas materias especialmente delicadas, en parte por ser la
fuente de posibles conflictos de interés. Todos los comités están compuestos exclusivamente por Consejeros
independientes.
> El Comité de Control y Riesgos tiene el cometido de apoyar, mediante las correspondientes actividades de
instrucción, las valoraciones y las decisiones del Consejo de Administración acerca del sistema de control
interno y de gestión de riesgos, así como aquellas relativas a la aprobación de los informes de resultados pe-
riódicos. Según lo establecido en el Reglamento organizativo, además, el Comité de Control y Riesgos tiene
atribuida la misión de asistir al Consejo de Administración en la evaluación de la idoneidad del compromiso
dedicado a los aspectos de responsabilidad social corporativa, así como de la integridad y la transparencia
de la información facilitada al respecto a través de los Estados contables del ejercicio o los Estados contables
consolidados.
> El Comité para los Nombramientos y las Remuneraciones tiene el cometido de prestar su asistencia al Con-
sejo de Administración, con funciones consultivas, de elaboración de propuestas y de instrucción, en las
valoraciones y las decisiones relativas a su tamaño y composición, así como a la remuneración de los Conse-
jeros y los Directivos investidos de responsabilidades estratégicas.
12 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
> El Comité de Relaciones con Partes Vinculadas tiene la misión de formular sus pertinentes opiniones sobre
el interés de la Sociedad en la ejecución de operaciones con partes relacionadas, expresando un juicio en
relación con la conveniencia y la corrección sustancial de las correspondientes condiciones.
Comité de Auditoría
El Comité de Auditoría vigila, entre otras cosas, el respeto de la ley y los Estatutos sociales de Enel Green Power,
la idoneidad de la estructura organizativa, el sistema de control interno y el sistema administrativo-contable de
la Sociedad, así como el proceso de información financiera, la auditoría legal de las cuentas y la independencia
de la sociedad encargada de esta. El Comité de Auditoría participa, además, en las reuniones del Consejo de
Administración y presenta un informe anual a la Junta de Accionistas.
Sociedad de auditoría
La auditoría legal de las cuentas de Enel Green Power compete, para los ejercicios de 2011 a 2019, a la Socie-
dad de auditoría Reconta Ernst & Young SpA.
13
Señores Accionistas:
2014 ha sido un año de gran crecimiento para las renovables a nivel mundial: de hecho, las inversiones glo-
bales en energías limpias aumentaron en un 16% con relación al año anterior, ascendiendo el gasto total a
310.000 millones de dólares (6), un importe cinco veces superior al de hace diez años.
Ciertas fuentes internacionales (7) estiman que la capacidad renovable instalada en todo el mundo ha superado
los 1.775 GW, con un avance de unos 130 GW (+8%) en comparación con 2013. Los sectores eólico y solar re-
presentan las tecnologías que contribuyeron en mayor medida al desarrollo de las renovables, al sumar juntas
el 75%, aproximadamente, de la capacidad adicional global. En el sector eólico se han instalado más de 48 GW
de capacidad adicional, de los que 25 GW en Asia, 11 GW en Europa, 7 GW en Norteamérica y unos 6 GW en
el resto del mundo. A día de hoy, la capacidad instalada eólica total alcanza el entorno de los 370 GW.
2014 ha sido un año especialmente positivo también para el sector solar, que se ha apuntado más de 47 GW
de capacidad adicional, de los que 26 GW en Asia, 7 GW en Europa y 8 GW en Norteamérica. La capacidad
instalada acumulada del sector solar habría llegado así en 2014 a la cifra récord de 190 GW aproximados, el
34% más que en 2013.
A pesar de un contexto macroeconómico muy desafiante, la crisis de los consumos y las modificaciones de los
marcos normativos que han caracterizado a ciertas áreas geográficas, las renovables hacen gala de un historial
envidiable, con perspectivas de crecimiento consistentes a escala global.
En este complejo entorno, en el que la competitividad no cesa de agudizarse, el Grupo Enel Green Power ha
confirmado su estrategia de desarrollo al calor de la diversificación tecnológica y geográfica, centrando sus
actividades en los mercados en expansión caracterizados por una óptima disponibilidad de recursos naturales,
elevadas tasas de crecimiento de la demanda de energía y contextos socioeconómicos estables.
Dicha estrategia de desarrollo se ve cimentada por una creciente integración de la sostenibilidad en la visión
estratégica para operar con la innovación por bandera, descartando progresivamente la lógica consistente
en reaccionar a los aspectos críticos a fin de dar una preeminencia cada vez mayor al enfoque proactivo, en-
caminado a identificar las oportunidades de creación de valor compartido entre la empresa y el territorio. En
consonancia con este enfoque, las actividades de desarrollo estuvieron marcadas por el diálogo con las partes
interesadas y por el análisis de las necesidades del territorio, extremos que redundaron en la identificación de
intervenciones eficaces para responder a las necesidades locales, en sinergia con los objetivos empresariales.
También este año hemos cosechado importantes resultados. En el plano operativo, hemos consolidado nues-
tra trayectoria de crecimiento con 1 GW de capacidad nueva, principalmente en el continente americano,
respetando plenamente los compromisos contraídos con los accionistas.
En consecuencia, la capacidad instalada neta del Grupo Enel Green Power al término de 2014 asciende a 9,6
GW, de los cuales 5,7 GW (59,3%) provienen de la energía eólica, 2,6 GW (27,3%) de la hidroeléctrica, 0,8 GW
(8,7%) de la geotérmica, 0,4 GW (4,5%) de la solar y 0,1 GW (0,4%) de la biomasa.
Carta a los accionistas y al resto de las partes interesadas
(6) Bloomberg New Energy Finance, Global Trends in Clean Energy Investment, enero de 2015.(7) Datos de Bloomberg Energy Finance, febrero de 2015.
14 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
La producción neta del Grupo en 2014 fue igual a 31,8 TWh, de los que 13,9 TWh (43,7%) corresponden a
la energía eólica, 11,5 TWh (36,2%) a la hidroeléctrica, 5,9 TWh (18,6%) a la geotérmica, 0,4 TWh (1,3%) a la
solar y 0,1 TWh (0,3%) a la biomasa.
La producción de energía eléctrica registró un incremento global respecto a 2013 de 2,5 TWh (8,5%), en razón,
sobre todo, de la mayor capacidad instalada.
En total, en 2014 la producción de energía generada por Enel Green Power ha llevado a evitar la emisión de
unos 22 millones de toneladas de CO2.
En lo que a la vertiente económica se refiere, en 2014 el Grupo registró unos ingresos iguales a 2.996 millones
de euros, con un aumento del 10,1% con relación a 2013. El crecimiento de los ingresos es igual a 275 millones
de euros, y es atribuible a los efectos derivados del aumento de los ingresos por venta de energía eléctrica,
realizados gracias al incremento de la producción, así como a las ganancias derivadas de la cesión de algunas
participaciones no estratégicas. El margen de explotación bruto fue igual a 1.942 millones de euros y presenta
una mejora de 163 millones de euros (+9,2%) con relación a 2013.
Hechos relevantes de 2014Enel Green Power siguió desplegando su ciclo de desarrollo en los mercados con mayores potencialidades de
crecimiento, aumentando la diversificación hacia países con abundancia de recursos y mitigando aún en ma-
yor medida los riesgos vinculados a la variabilidad natural de la fuente o a los posibles cambios de escenario o
de regulación en los países en los que está presente. Al mismo tiempo, nuestro Grupo no cejó en su empeño
de supervisar la creación de valor en los mercados maduros, utilizando como principal catalizador la búsqueda
de la excelencia operativa.
En particular, en 2014 nuestras actividades se concentraron en el continente americano, donde consagramos
alrededor del 75% de los más de 1.600 millones de euros invertidos en el transcurso del año, equivalentes a
una capacidad adicional global en la zona de unos 930 MW.
En Chile, Enel Green Power completó y conectó a la red 235 MW en total, atribuibles al parque eólico de Taltal
y a tres centrales fotovoltaicas: Chañares, Diego de Almagro y Lalackama; esta última, con 60 MW de capaci-
dad instalada, es a día de hoy la mayor planta fotovoltaica de Enel Green Power. Los cuatro nuevos parques
renovables podrán generar a pleno funcionamiento alrededor de 630 GWh al año. Finalmente, a principios
de noviembre de 2014, Enel Green Power firmó un acuerdo con Endesa Chile para el suministro de energía a
largo plazo. Gracias a esta asociación estratégica, Enel Green Power desarrollará parques eólicos y centrales
fotovoltaicas con una capacidad instalada por un total de más de 300 MW.
En México, Enel Green Power completó y conectó a la red el nuevo parque eólico de Dominica I. Con esta plan-
ta de 100 MW, capaz de generar hasta 260 GWh al año, Enel Green Power alcanza en México una capacidad
instalada total de casi 300 MW, duplicando su capacidad eólica. Además, a finales de diciembre se encontra-
ban en construcción los cerca de 200 MW de las plantas de Dominica II y Sureste, esta última puesta en marcha
en marzo de 2015.
En Brasil, dimos por concluidas las obras de construcción de cinco proyectos eólicos con una capacidad total
de casi 200 MW: Joana (28 MW), Modelo I (31 MW), São Judas (30 MW), Cristal (30 MW) y Fonte dos Ventos
(80 MW). En marzo de 2014, emprendimos las obras para la construcción del nuevo complejo hidroeléctrico
de Apiacás, que presenta una capacidad instalada total que supera los 100 MW. Dichas instalaciones podrán
generar, una vez se pongan en marcha, hasta 490 GWh al año, aproximadamente.
15
Por añadidura, nuestro Grupo se granjeó nuevos proyectos en Brasil, al adjudicarse contratos de suministro
por 458 MW en los dos concursos públicos convocados por el Estado: se trata de dos proyectos en el sector
eólico, Morro do Chapéu y Delfina, por 204 MW globales, y del proyecto fotovoltaico de Ituverava, de 254 MW.
Una vez en funcionamiento, las tres plantas serán capaces de producir aproximadamente 1,4 TWh al año de
energía limpia, dando así respuesta a la gran demanda de energía eléctrica del país, que se estima crecerá a un
ritmo medio anual del 4% hasta 2020 (8).
En Norteamérica, que entre los mercados maduros disfruta de un contexto macroeconómico y un marco nor-
mativo particularmente ventajosos, reforzamos nuestra presencia al poner en marcha los parques eólicos de
Origin y de Buffalo Dunes, de 150 MW y 250 MW, respectivamente.
En Europa, Enel Green Power sigue manteniendo una presencia sólida, en virtud de la cual la estrategia del
Grupo se focaliza sobre todo en la gestión del parque de plantas y en la búsqueda constante de la excelencia
operativa, aprovechando los conocimientos prácticos atesorados por nuestra Función Operación y Manteni-
miento, a efectos de optimizar los costes y mejorar la eficiencia productiva de todas nuestras instalaciones.
Enel Green Power sigue explotando en Italia los nichos de mercado representados por el desarrollo geotér-
mico, como demuestra la puesta en funcionamiento, a finales de diciembre de 2014, de la nueva central geo-
termoeléctrica Bagnore 4, con una capacidad instalada neta de 38 MW, que, a pleno funcionamiento, podrá
producir hasta 310 GWh de energía al año.
En 2014, Enel Green Power amplió su perímetro de presencia a Uruguay y Sudáfrica, dando luz verde a la
construcción del primer parque eólico uruguayo (Melowind), de 50 MW de capacidad, y conectando a la red
eléctrica sudafricana la primera planta fotovoltaica (Upington), con una capacidad instalada total de 10 MW,
además de tener en marcha en dicho país la realización de más de 500 MW de proyectos eólicos y fotovoltai-
cos adjudicados en el concurso convocado por el Gobierno en 2013.
En el transcurso de 2014 se llevaron a buen término relevantes operaciones de carácter estratégico, consi-
guiendo unos resultados económicos e industriales netamente positivos.
Enel Green Power entabló los preparativos para la adquisición del 100% de las acciones de 3SUN, la empresa
conjunta de Enel Green Power, Sharp y STMicroelectronics concebida en 2010 para la fabricación de paneles
fotovoltaicos de lámina delgada multiunión. Esta operación, culminada en marzo de 2015, le permite a Enel
Green Power mantener en el sector fotovoltaico una cadena estratégica integrada verticalmente y promover
la innovación como principal fuente de ventajas competitivas duraderas y sostenibles.
Además, Enel Green Power emprendió un proceso de optimización de la cartera de activos con el fin de liberar
recursos adicionales y poder así destinarlos a inversiones en áreas de mayor crecimiento. En tal contexto se
enmarca la cesión de la controlada Enel Green Power France, toda vez que en el hexágono las perspectivas de
crecimiento seguían sin alcanzar los valores supuestos en un principio. La operación, celebrada a cambio de
una contraprestación del entorno de los 300 millones de euros, generó una plusvalía de cerca de 30 millones
de euros. En Estados Unidos, estamos trabajando en la cesión de una participación minoritaria en un grupo de
plantas diversificadas por tecnología, en razón del creciente interés del mercado por las inversiones caracte-
rizadas por una mayor previsibilidad de la rentabilidad en un escenario de bajos tipos de interés. Los recursos
financieros creados por dicha operación contribuirán al desarrollo adicional en el área.
De diversa índole se revela la cesión de la participación en LaGeo —la empresa conjunta de Enel Green Power
e Inversiones Energéticas SA de Cv para el desarrollo de la geotermia en El Salvador— por una retribución de
(8) Plano decenal de expansão de energia 2023, Ministerio de Minas y Energía de Brasil, septiembre de 2014.
16 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
más de 200 millones de euros y que generó una plusvalía superior a los 100 millones de euros. En efecto, la
presencia del Grupo en el país había visto la luz tras el interés del Gobierno en impulsar el sector geotérmico
gracias al apoyo de socios estratégicos. No obstante, la implementación de la asociación en formas distintas
de las previstas originalmente nos empujó a la decisión de salir del país.
No cabe duda de que las actividades desplegadas y los resultados comunicados en lo que antecede gozan de
una gran importancia, pero todavía más relevante es cómo los hemos alcanzado: con un compromiso conti-
nuo con la seguridad de todos y cada uno de nuestros 3.609 empleados presentes en 15 países, a través de una
atenta gestión de los procesos con repercusiones en el medio ambiente, a efectos de prevenirlas o minimizar-
las, y estableciendo una relación responsable y proactiva con las comunidades en las que operamos. Además,
2014 fue testigo de la definición concreta de todos los elementos constitutivos del modelo Creating Shared
Value, basado en la integración de las herramientas de sostenibilidad dentro de la cadena de valor del Grupo,
realizada mediante la implicación directa de un amplio número de trabajadores de todos los departamentos
empresariales y las áreas geográficas.
Enel Green Power proseguirá en esta dirección también en 2015, velando por la consecución de los objetivos
preestablecidos y manteniendo el enfoque orientado al Creating Shared Value en todas las actividades de
desarrollo, diseño, construcción y funcionamiento de las plantas, en aras de crear un valor compartido para
nuestros accionistas y partes interesadas.
El Consejero Delegado y Director General
Francesco Venturini
17
Resumen de los acuerdos de la Junta General de Accionistas
La Junta ordinaria de Accionistas de Enel Green Power SpA, que se reunió en Roma en convocatoria única del
8 de mayo de 2015 en el Centro de Congresos de Enel en viale Regina Margherita, n.º 125, ha:
1. adoptado las cuentas anuales del ejercicio de Enel Green Power SpA cerrado el 31 de diciembre de 2014,
constatando asimismo los resultados de las cuentas anuales consolidadas del Grupo Enel Green Power,
también a 31 de diciembre de 2014, que se ha cerrado con un resultado neto ordinario del Grupo de 528
millones de euros;
2. adoptado de:
(i) asignar de la siguiente manera el resultado neto del ejercicio 2014 de Enel Green Power SpA, que ascien-
de a 431.037.201 euros:
- al reparto a favor de los Accionistas, en concepto de dividendo, 3,2 céntimos de euro por cada una de
las 5.000.000.000 acciones ordinarias en circulación a 18 de mayo de 2015, fecha prevista para la “ex
dividendo”, por un importe total de 160 millones de euros;
- a las “ganancias a cuenta nueva” el resto del resultado, por un importe total de 271.037.201 euros;
(ii) pagar el dividendo antes mencionado del ejercicio 2014 de 3,2 céntimos de euro por acción ordinaria
—incluidas las posibles retenciones legales— a partir del 20 de mayo de 2015, con fecha de “separación
del cupón” n.º 5 coincidente con el 18 de mayo de 2015 y record date (es decir, fecha de legitimación del
pago de dicho dividendo, de conformidad con el artículo 83 terdecies del Decreto Legislativo n.º 58, de
24 de febrero de 1998, y artículo 2.6.7, apartado 2, del Reglamento de Mercados organizados y gestio-
nados por Borsa Italiana SpA) con fecha de 19 de mayo de 2015;
3. nombrado miembros del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA, de conformidad con el artí-
culo 2386 del Código Civil, a Francesco Venturini, Alberto De Paoli y Ludovica Maria Vittoria Parodi Borgia,
quienes permanecerán en el cargo hasta la expiración del actual Consejo de Administración, es decir, hasta
la fecha de la Junta convocada para aprobar las cuentas anuales del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de
2015, asignando a ellos, pro rata temporis, la misma retribución para el cargo de miembro del Consejo de
Administración establecida por la Junta ordinaria de Accionistas de la Sociedad del 24 de abril de 2013;
4. nombrado Presidente del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA al Consejero Alberto De
Paoli;
5. adoptado de:
(i) autorizar la suscripción de una cobertura D&O también a favor de los Consejeros y Miembros del Comité
de Auditoría de Enel Green Power SpA para hechos relacionados con el desarrollo de su cargo, también
mediante la suscripción de la póliza máster de Enel SpA;
(ii) otorgar al Consejo de Administración y a través del mismo al Presidente o al Consejero Delegado, de
forma solidaria entre ellos, con la facultad de subdelegar, las más amplias facultades para la definición y
suscripción de la póliza D&O antes mencionada;
6. adoptado de:
(i) aprobar el Plan de incentivos a largo plazo para el año 2015 destinado a la dirección del Grupo Enel
Green Power, cuyas características se describen en el documento informativo correspondiente, realizado
de conformidad con el artículo 84 bis, apartado 1, de la Decisión CONSOB n.º 11971, de 14 de mayo de
1999, y puesto a disposición del público en el domicilio social, en el sitio web de la Sociedad (www.enel-
greenpower.com) y en el mecanismo de almacenamiento autorizado “1Info” (www.1info.it);
18 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
(ii) otorgar al Consejo de Administración y a través del mismo al Presidente o al Consejero Delegado, de
forma solidaria entre ellos, con facultad de subdelegar, las más amplias facultades para implementar
el Plan de incentivos a largo plazo para el año 2015, de conformidad con lo indicado en el documento
informativo correspondiente. A estos efectos, el Consejo de Administración podrá, a título enunciativo y
no limitativo, determinar los destinatarios de dicho Plan y aprobar el reglamento de desarrollo del mismo
Plan;
7. deliberado favorablemente sobre la primera sección del Informe sobre la remuneración redactado de con-
formidad con el artículo 123 ter del Decreto Legislativo n.º 58, de 24 de febrero de 1998, y siguientes mo-
dificaciones, y con el artículo 84 quater del Reglamento de Emisores adoptado por la CONSOB mediante
la Decisión n.º 11971/1999, y siguientes modificaciones, que contiene una explicación de la política de
remuneración de los miembros del Consejo de Administración, del Director General y de los Directivos con
responsabilidades estratégicas adoptada por la Sociedad para el ejercicio 2015, así como los procedimien-
tos empleados para adoptar y aplicar la misma.
19
Hidroeléctrica Geotérmica Solar BiomasaEólica
Fuentes
Por fuente Por áreageográfica
CAPACIDAD INSTALADA NETA: 9.626 MW (+813)Datos en MW (variación respecto a 2013)
433 (+184)
2.624 (-)
5.697 (+612)
833 (+38)
39 (+16)Europa (con la Península Ibérica)5.845 (-121)61%
Latinoamérica 1.698 (+534)17%
Norteamérica 2.083 (+400)22%
Por año
20149.62620138.813
20127.938
Por áreageográfica
PLANTILLA EGP: 3.609 (+140)Empleados (variación respecto a 2013)
Plantillade empresascontratistas
6.932
Europa (con la Península Ibérica)2.392 (+11)66,3%
Latinoamérica 875 (+124)24,2%
Norteamérica 342 (+5)9,5%
Por fuentePor áreageográfica
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA: 31,8 TWh (+2,5)Datos en TWh (variación respecto a 2013)
Europa (con la Península Ibérica)20,7 (+0,6)65%
Latinoamérica 4,4 (+0,6)14%
Norteamérica 6,7 (+1,3)21%
0,4 (+0,1)
11,5 (+0,6)
13,9 (+1,8)
5,9 (+0,3)
0,1 (-0,1)
Por año
201431,8
201329,3
201225,0
En construcción976 MW
Autorizadas845 MW
NUEVAS PLANTAS POR FUENTE Potencia en MW (número de plantas)
Por áreageográfica
180 (5)
152 (4)
623 (10)
21 (5)
512 (7)
8 (12)
325 (5)Europa (con la Península Ibérica)
EN CONSTRUCCIÓN190 (9) AUTORIZADAS372 (16)
Latinoamérica
EN CONSTRUCCIÓN586 (14) AUTORIZADAS399 (7)
Norteamérica
EN CONSTRUCCIÓN200 (1) AUTORIZADAS74 (1)
Por fuenteAño de puestaen marcha
CARTERA GLOBAL: 26,0 GWPotencia en GW
5,2
0,5
19,4
0,8
0,1
En 20165,7
A partir de 201617,9
A partir de 20182,4
Gastos de innovación tecnológica16,9millones de euros
Emisiones de CO2evitadas22.037,8miles de toneladas
Síntesis de los resultados del Grupo
Hidroeléctrica Geotérmica Solar BiomasaEólica
Fuentes
Por fuente Por áreageográfica
CAPACIDAD INSTALADA NETA: 9.626 MW (+813)Datos en MW (variación respecto a 2013)
433 (+184)
2.624 (-)
5.697 (+612)
833 (+38)
39 (+16)Europa (con la Península Ibérica)5.845 (-121)61%
Latinoamérica 1.698 (+534)17%
Norteamérica 2.083 (+400)22%
Por año
20149.62620138.813
20127.938
Por áreageográfica
PLANTILLA EGP: 3.609 (+140)Empleados (variación respecto a 2013)
Plantillade empresascontratistas
6.932
Europa (con la Península Ibérica)2.392 (+11)66,3%
Latinoamérica 875 (+124)24,2%
Norteamérica 342 (+5)9,5%
Por fuentePor áreageográfica
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA: 31,8 TWh (+2,5)Datos en TWh (variación respecto a 2013)
Europa (con la Península Ibérica)20,7 (+0,6)65%
Latinoamérica 4,4 (+0,6)14%
Norteamérica 6,7 (+1,3)21%
0,4 (+0,1)
11,5 (+0,6)
13,9 (+1,8)
5,9 (+0,3)
0,1 (-0,1)
Por año
201431,8
201329,3
201225,0
En construcción976 MW
Autorizadas845 MW
NUEVAS PLANTAS POR FUENTE Potencia en MW (número de plantas)
Por áreageográfica
180 (5)
152 (4)
623 (10)
21 (5)
512 (7)
8 (12)
325 (5)Europa (con la Península Ibérica)
EN CONSTRUCCIÓN190 (9) AUTORIZADAS372 (16)
Latinoamérica
EN CONSTRUCCIÓN586 (14) AUTORIZADAS399 (7)
Norteamérica
EN CONSTRUCCIÓN200 (1) AUTORIZADAS74 (1)
Por fuenteAño de puestaen marcha
CARTERA GLOBAL: 26,0 GWPotencia en GW
5,2
0,5
19,4
0,8
0,1
En 20165,7
A partir de 201617,9
A partir de 20182,4
Gastos de innovación tecnológica16,9millones de euros
Emisiones de CO2evitadas22.037,8miles de toneladas
22 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Datos operativos consolidadosNúmero de plantas operativas
a 31.12.2014 a 31.12.2013 2014-2013
Hidroeléctrica 398 398 -
Geotérmica 37 36 1
Eólica 205 207 (2)
Solar 90 70 20
Cogeneración - 15 (15)
Biomasa 5 4 1
Total 735 730 5
- Europa 583 592 (9)
- Latinoamérica 54 42 12
- Norteamérica 98 96 2
Capacidad instalada neta (MW)
2014 2013 2014-2013 2012
Hidroeléctrica 2.624 2.624 - 2.635
Geotérmica 833 795 38 769
Eólica 5.697 5.085 612 4.278
Solar 433 249 184 149
Cogeneración - 37 (37) 63
Biomasa 39 23 16 44
Total 9.626 8.813 813 7.938
La capacidad instalada neta del Grupo a 31 de diciembre de
2014 es igual a 9,6 GW, con un incremento de 0,8 GW (ha-
bida cuenta de los desmantelamientos planificados, equiva-
lentes a 37 MW) con respecto al 31 de diciembre de 2013
(+9,1%), de los que 0,6 GW fueron de capacidad eólica y 0,2
GW de capacidad solar.
Sin contar con los 196 MW de capacidad eólica cedida en
Francia (186 MW a 31 de diciembre de 2013, 196 MW en la
fecha de la cesión), la capacidad instalada neta se ve incre-
mentada, con relación a la finalización de 2013, en 1,0 GW
(+11,4%).
Cabe evidenciar que en la tabla anterior no se incluye la ca-
pacidad instalada relativa a las sociedades valoradas con el
método de puesta en equivalencia. Con referencia al con-
sorcio portugués ENEOP, se señala que el acuerdo entre los
socios contempla la división de los activos entre ellos a la fi-
nalización de las actividades de realización, y por lo tanto se
espera la consolidación de unos 500 MW, presumiblemente
en el segundo trimestre de 2015.
ENA22,0%
EU61,0%
LATAM17,0%
Capacidad instalada neta (MW)
Capacidad instalada neta (MW)
2014 2013 2014-2013 2012
Europa 5.845 5.966 (121) 5.799
Latinoamérica 1.698 1.164 534 900
Norteamérica 2.083 1.683 400 1.239
Total 9.626 8.813 813 7.938
23
El crecimiento registrado en las áreas Latinoamérica y Norte-
américa se desprende sustancialmente de la puesta en fun-
cionamiento de parques eólicos. La disminución constatada
en el área Europa se encuentra vinculada principalmente a
la cesión de capacidad eólica en Francia (186 MW a 31 de
diciembre de 2013, 196 MW en la fecha de la cesión).
Producción de energía (TWh) Capacidad instalada media (MW)
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 11,5 10,9 0,6 2.624 2.629 (5)
Geotérmica 5,9 5,6 0,3 802 772 30
Eólica 13,9 12,1 1,8 5.297 4.712 585
Solar 0,4 0,3 0,1 298 213 85
Cogeneración - 0,2 (0,2) - 37 (37)
Biomasa 0,1 0,2 (0,1) 24 39 (15)
Total 31,8 29,3 2,5 9.045 8.402 643
La producción de energía eléctrica del Grupo ascendió en
2014 a 31,8 TWh, un crecimiento de 2,5 TWh (+8,5%) res-
pecto a 2013.
ENA21,0%
EU65,0%
LATAM14,0%
Producción de energía (TWh)
El crecimiento registrado en 2014 se debe fundamental-
mente al efecto del incremento de la producción eólica (+1,8
TWh), en consonancia con el aumento de la capacidad ins-
talada, de la generación hidroeléctrica (+0,6 TWh), gracias
a la mayor disponibilidad de la fuente, y de la producción
geotérmica (+0,3 TWh), en razón del mejor aprovechamien-
to de las instalaciones y de la mayor capacidad instalada.
Producción de energía (TWh)
2014 2013 2014-2013 2012
Europa 20,7 20,1 0,6 17,4
Latinoamérica 4,4 3,8 0,6 3,7
Norteamérica 6,7 5,4 1,3 3,9
Total 31,8 29,3 2,5 25,0
La producción de energía eléctrica registró un incremento
igual a 2,5 TWh, realizado en Norteamérica (+1,3 TWh),
principalmente por la mayor capacidad eólica y geotérmica,
en Europa (+0,6 TWh), por el crecimiento de la producción
hidroeléctrica en Italia, y en Latinoamérica (+0,6 TWh), so-
bre todo gracias a la mayor disponibilidad de la fuente eóli-
ca en Chile y México.
Factor de carga por tecnología (%)
2014 2013
Hidroeléctrica 49,8 47,4
Geotérmica 84,9 82,5
Eólica 29,9 29,3
Solar 15,6 14,5
Cogeneración - 58,2
Biomasa 54,9 72,8
24 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
El factor de carga medio de 2014 (es decir, la relación entre
la producción efectiva y la teórica) asciende al 40,1% (39,8%
en 2013), gracias a la mejora de los índices hidroeléctrico,
que no es sino el reflejo de la mayor pluviometría registrada
en Italia en 2014 en comparación con 2013, y eólico, debi-
do, sobre todo, a la elevada eficiencia de los nuevos parques
instalados.
En las tablas siguientes se desglosan las plantas aún no ope-
rativas (“en construcción” y “autorizadas”) por tecnología y
área geográfica.
Plantas en construcción
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 152 50 102 4 1 3
Eólica 623 679 (56) 10 13 (3)
Geotérmica - 38 (38) - 2 (2)
Biomasa 21 15 6 5 1 4
Solar 180 36 144 5 1 4
Total 976 818 158 24 18 6
- Europa 190 83 107 9 5 4
- Latinoamérica 586 585 1 14 12 2
- Norteamérica 200 150 50 1 1 -
Las principales plantas en construcción se refieren:
> al sector solar en Sudáfrica (dos proyectos por un total
de 149 MW);
> al sector eólico en Chile (Talinay II 61 MW), en Brasil (Dois
Riachos 30 MW, Damascena-Manicoba 60 MW), en Mé-
xico (Sureste 102 MW y Dominica II 100 MW) y en Norte-
américa (Goodwell 200 MW);
> al sector hidroeléctrico en Brasil (Apiacás 102 MW) y en
Costa Rica (Chucás 50 MW).
Plantas autorizadas
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 8 103 (95) 12 9 3
Eólica 325 - 325 5 - 5
Biomasa - 1 (1) - - -
Solar 512 61 451 7 5 2
Total 845 165 680 24 14 10
- Europa 372 2 370 16 9 7
- Latinoamérica 399 163 236 7 5 2
- Norteamérica 74 - 74 1 - 1
Las principales plantas autorizadas se refieren principal-
mente:
> al sector solar en Chile (Finis Terrae 160 MW, Pampa Nor-
te 79 MW y Carrera Pinto 97 MW) y en Sudáfrica (dos pro-
yectos por un total de 165 MW);
> al sector eólico en Sudáfrica (dos proyectos de 199 MW)
y en Norteamérica (Little Elk 74 MW).
A 31 de diciembre de 2014, el Grupo disponía de una carte-
ra global de proyectos igual a 26,0 GW (de los que 17,5 GW
podían asignarse a la categoría “potencial”, 7,4 GW a la ca-
tegoría “probable” y 1,1 GW a la categoría “muy probable”),
repartiéndose entre 4,0 GW en Europa, 5,1 GW en Nortea-
mérica y 16,9 GW en los mercados emergentes.
En la tabla siguiente se ofrece la distribución de la cartera de
proyectos del Grupo a 31 de diciembre de 2014, desglosada
por tecnología y por COD (fecha de funcionamiento comer-
cial, por sus siglas en inglés).
25
Cartera global (GW)
2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 0,5 0,7 (0,2)
Geotérmica 0,8 0,7 0,1
Eólica 19,4 15,6 3,8
Solar 5,2 3,3 1,9
Biomasa 0,1 0,2 (0,1)
Total 26,0 20,5 5,5
Año de puesta en funcionamiento
≤ 2016 5,7 14,5 (8,8)
> 2016 17,9 4,7 13,2
> 2018 2,4 1,3 1,1
Datos económicos, patrimoniales y financieros consolidados
Reexpresión de los datos económicos y patrimoniales del ejercicio 2013
Los datos comparativos relativos al Estado de situación pa-
trimonial a 31 de diciembre de 2013 y a las Cuentas de re-
sultados de 2013 fueron modificados para tener en cuenta
los efectos derivados de:
> NIIF 11, para el criterio de consolidación de los acuerdos
conjuntos: con arreglo a lo previsto, el único método de
consolidación válido para los acuerdos conjuntos es el de
puesta en equivalencia. En consecuencia, comoquiera
que el Grupo adoptaba con anterioridad el método de
consolidación proporcional, se reexpresaron los datos del
Estado de situación patrimonial presentados en los Esta-
dos contables consolidados a 31 de diciembre de 2013 y
los de las Cuentas de resultados de 2013. La aplicación
de la nueva norma requirió, además, la reexpresión de los
datos operativos (personal, capacidad instalada, produc-
ción y número de plantas operativas) y de ciertos indica-
dores de sostenibilidad;
> NIIF 3, para la contabilización definitiva de combinacio-
nes de negocios (PPA): se procedió a la contabilización
definitiva, acaecida dentro de los plazos previstos, del
valor razonable de los activos y los pasivos adquiridos
y de los pasivos potenciales asumidos mediante las ad-
quisiciones del 100% del capital social de Parque Eólico
Talinay Oriente y Dominica Energía Limpia, operaciones
realizadas en el primer trimestre de 2013;
> tras los cambios en las condiciones de clasificación de los
costes por compra de energía y del impacto económico
de los contratos derivados y sus correspondientes valo-
res razonables, destinados a la aplicación de las mejores
prácticas disponibles en el sector y a favorecer la claridad
de los Estados contables, se procedió a efectuar reclasifi-
caciones en las tablas de las Cuentas de resultados con-
solidadas, el Estado de situación patrimonial consolidado
y el Estado de flujos de efectivo consolidados, con el ob-
jetivo de facilitar el cotejo de los datos.
Para más detalles en relación con las modificaciones efec-
tuadas, se remite a la Nota 4.
26 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Datos económicos consolidadosEn millones de euros
2014 2013 reexpresado (1) 2014-2013
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.996 2.721 275
Margen de explotación bruto 1.942 1.779 163
Resultado operativo 1.021 1.100 (79)
Resultado del ejercicio del Grupo y de terceros (2) 440 598 (158)
Resultado del ejercicio del Grupo 359 528 (169)
Resultado neto del Grupo por acción en circulación al final del ejercicio 0,07 0,11 (0,04)
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.(2) Del que el “Resultado de las actividades interrumpidas” es negativo por 4 millones de euros (positivo por 61 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
En millones de euros 2014 2013 reexpresado
Ingresos (1)
Margen de explotación bruto
Resultado operativo Ingresos (1)
Margen de explotación bruto
Resultado operativo
Europa 2.129 1.464 730 2.001 1.330 820
Latinoamérica 538 202 142 408 203 141
Norteamérica 394 276 149 363 246 139
Eliminaciones y rectificaciones (65) - - (51) - -
Total actividades en curso 2.996 1.942 1.021 2.721 1.779 1.100
Minoristas (2) - (4) (4) 138 69 61
Total 2.996 1.938 1.017 2.859 1.848 1.161
(1) Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable.(2) Actividades interrumpidas.
2014 2013 reexpresado
2.996
2.721
1.942
1.779
1.021
1.110
Ingresos totales Margen de explotación bruto Resultado operativo
2014 2013 reexpresado 2014 2013 reexpresado
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de
los contratos de Commodities contabilizados al valor ra-
zonable ascienden a 2.996 millones de euros y evidencian
un incremento de 275 millones de euros respecto a 2013
reexpresado (+10,1%), como combinación de una mejora
de 243 millones de euros de los otros ingresos (iguales a
360 millones de euros en 2014) y de 32 millones de euros de
los ingresos por venta de energía eléctrica (iguales a 2.636
millones de euros en 2014), habida cuenta de un efecto ne-
gativo de los tipos de cambio igual a 10 millones de euros.
El incremento de los otros ingresos se refiere principalmen-
te a los efectos registrados en el área Europa, derivados del
acuerdo transaccional firmado con INE (sociedad energética
estatal salvadoreña), que conllevó también la cesión de la
participación en LaGeo (123 millones de euros), de la cesión
de la participación en Enel Green Power France (31 millones
de euros) y del apunte de la indemnización prevista en el
acuerdo con Sharp acerca de la compra de la producción de
la fábrica de 3SUN (95 millones de euros), para cuyos deta-
lles se remite a la sección “Hechos relevantes de 2014”.
27
El aumento de los ingresos por venta de energía eléctrica,
incluidos los incentivos, se desprende principalmente del
avance constatado al respecto en Latinoamérica (138 millo-
nes de euros) y en Norteamérica (49 millones de euros), con-
trarrestado por los menores ingresos registrados en Europa
(155 millones de euros), principalmente en la Península Ibé-
rica en razón de los nuevos valores de remuneración conte-
nidos en el Real Decreto ley 9/2013 a efectos del cálculo de
los ingresos por venta de energía en España.
El margen de explotación bruto, igual a 1.942 millones
de euros, presenta un aumento de 163 millones de euros
(+9,2%) en comparación con 2013, y se realizó principal-
mente en Europa (134 millones de euros) y Norteamérica
(30 millones de euros). Dicho resultado tiene en cuenta el
mencionado incremento de los ingresos (275 millones de
euros) y la reducción de los costes, realizada gracias a la
mejor eficiencia operativa en Norteamérica, contrarrestada
en parte por los mayores costes por compra de energía y
combustibles (121 millones de euros), principalmente en
Latinoamérica.
El resultado operativo asciende a 1.021 millones de euros,
una merma de 79 millones de euros (-7,2%) con relación a
los 1.100 millones de euros del ejercicio anterior.
En efecto, el susodicho incremento del margen de explota-
ción bruto fue compensado con creces por el aumento de
las amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (iguales
a 242 millones de euros), en razón, principalmente, de la de-
valuación contabilizada en 2014 sobre el fondo de comercio
y los activos netos de la CGU Enel Green Power Hellas (equi-
valentes a 181 millones de euros) y de las amortizaciones
derivadas de la mayor capacidad instalada en Norteamérica
y Latinoamérica.
Con referencia a la devaluación de la CGU Enel Green Power
Hellas, cabe señalar que la persistencia de las señales de ra-
lentización del crecimiento económico y las disposiciones to-
madas por el Gobierno griego en relación con la revisión del
escenario de incentivos a las energías renovables, llevaron
al Grupo a reconsiderar su plan de crecimiento. Por tanto,
el valor de uso de los activos asociados a la CGU Enel Green
Power Hellas se vio impactado por la contracción prevista de
la estimación de los flujos de ingresos futuros tras la revisión
de los esquemas de incentivos y la consiguiente reducción
de las actividades de desarrollo de proyectos ya adquiridos
en el país; la devaluación acarreó un efecto negativo global
en el resultado neto del Grupo igual a 231 millones de euros
(una vez deducido el efecto fiscal correspondiente, positivo
por 39 millones de euros).
El resultado del ejercicio, incluido el resultado de las activi-
dades interrumpidas (negativo por 4 millones de euros), es
igual a 440 millones de euros, con una disminución de 158
millones de euros (-26,4%) con respecto a los 598 millones
de euros de 2013 reexpresado (incluido el resultado de las
actividades interrumpidas, positivo por 61 millones de eu-
ros). La variación del resultado neto del Grupo, excluido el
resultado de las actividades interrumpidas, resulta negativa
por 104 millones de euros.
Dicha oscilación negativa refleja la caída del resultado ope-
rativo (79 millones de euros), la reducción de la cuota de las
ganancias netas de inversiones contabilizadas con el mé-
todo de puesta en equivalencia (77 millones de euros), en
razón sobre todo de la mencionada devaluación de la CGU
Enel Green Power Hellas (89 millones de euros), y la reduc-
ción de los impuestos del ejercicio (60 millones de euros).
Dicha última disminución, en parte debida a la evolución del
resultado antes de impuestos, revela los efectos de la rebaja
del tipo del denominado “Impuesto Robin Hood” en Italia
(23 millones de euros) y algunos impactos extraordinarios,
como los relativos a la reforma fiscal en la Península Ibérica
y a la declaración de inconstitucionalidad del “Impuesto Ro-
bin Hood”, que conllevaron una rectificación de impuestos
diferidos con una repercusión en las Cuentas de resultados
positiva por 48 millones de euros y negativa por 20 millones
de euros, respectivamente.
El resultado del ejercicio del Grupo es igual a 359 millones
de euros, con un decrecimiento de 169 millones de euros
(-32,0%) con relación a los 528 millones de euros de 2013
reexpresado.
28 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Datos patrimoniales y financieros consolidadosEn millones de euros
2014 2013 reexpresado (1) 2014-2013
Capital invertido neto (2) 14.967 13.587 1.380
Endeudamiento financiero neto 6.038 5.324 714
Patrimonio neto (incluidas cuotas de terceros) 8.929 8.263 666
Patrimonio neto del Grupo por acción en circulación al final del ejercicio 1,57 1,46 0,11
Flujo de efectivo por actividades de explotación 1.033 765 268
Inversiones operativas 1.629 1.247 382
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.(2) Los “Activos netos disponibles para la venta” equivalen a 17 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado (ausentes a 31 de diciembre de 2014).
El capital invertido neto, igual a 14.967 millones de euros
(13.587 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado, para cuyos detalles se remite a la Nota 4 “Reexpre-
sión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”),
presenta una variación de 1.380 millones de euros, debida
principalmente a la variación de los activos inmovilizados
netos (iguales a 1.374 millones de euros).
La fluctuación de los activos inmovilizados netos puede
atribuirse sustancialmente a las inversiones operativas del
ejercicio (1.629 millones de euros, incluidos 30 millones de
euros relativos al proyecto Osage), a la oscilación positiva
de los tipos de cambio (617 millones de euros) y a la varia-
ción del perímetro de consolidación (igual a 113 millones
de euros, incluida la cesión de la participación de control de
Osage), efectos contrarrestados solo en parte por las amor-
tizaciones y pérdidas por deterioro de valor (921 millones
de euros).
El endeudamiento financiero neto, igual a 6.038 millones
de euros, presenta un incremento de 714 millones de euros.
A 31 de diciembre de 2014, la incidencia del endeudamien-
to financiero neto en el patrimonio neto total, la llamada
relación deuda-patrimonio (debt to equity), se sitúa en el
0,7 (0,6 a 31 de diciembre de 2013 reexpresado), mientras
que la relación entre el endeudamiento financiero neto y el
margen de explotación bruto es igual a 3,1 (3,0 a 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado).
Las inversiones operativas de 2014 son iguales a 1.629
millones de euros, lo que representa un incremento de 382
millones de euros en comparación con 2013 reexpresado.
Dichas inversiones se refieren sustancialmente al sector eóli-
co en Latinoamérica (600 millones de euros), Norteamérica
(313 millones de euros) y Europa (74 millones de euros), al
sector geotérmico en Italia (161 millones de euros), al solar
en Chile (198 millones de euros) y en Europa (23 millones de
euros) y al hidroeléctrico en Latinoamérica (111 millones de
euros) e Italia (77 millones de euros).
29
Datos de sostenibilidad Se ofrecen a continuación algunos indicadores que reflejan el compromiso de Enel Green Power en los sectores de la inno-
vación, la sostenibilidad medioambiental, la seguridad laboral, la puesta en valor de las personas y la gestión de los provee-
dores.
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Gastos de innovación (1) 16,9 15,6 1,3
(1) Para representar la gestión del perímetro de actividad del Departamento de Innovación, los datos de 2014 y 2013 incluyen también las actividades desplegadas por otras Unidades, pero coordinadas o administradas directamente por Innovación. Además, se actualizó el valor del CCA (Contribution Agreement). Por tales motivos, el valor de 2013 difiere del publicado en los Estados contables consolidados de 2013.
En miles de toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones de CO2 evitadas 22.037,8 16.464,2 5.573,6
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Grado de cobertura de la ISO 14001 100,0 100,0 -
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Recuperación de residuos 82,5 40,1 42,4
Años
2014 2013 2014-2013
Edad media de los empleados 40 42 (2)
En miles de horas
2014 2013 2014-2013
Horas totales de formación 153,6 94,8 58,8
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Cobertura de la Certificación OHSAS 18001 100,0 100,0 -
En euros
2014 2013 2014-2013
Gastos de seguridad por empleado 16.436 17.252 (816)
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Contratistas y subcontratistas que han recibido formación en materia de salud y seguridad 100,0 100,0 -
Número
2014 2013 2014-2013
Cualificaciones activas 3.627 3.516 111
30 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Síntesis de los resultados de la Sociedad matriz
Datos operativos de la Sociedad matrizCapacidad instalada neta (MW) Número de plantas operativas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 1.512 1.512 - 279 279 -
Geotérmica 761 723 38 34 33 1
Eólica 610 564 46 28 27 1
Solar 91 85 6 31 30 1
Total 2.974 2.884 90 372 369 3
La capacidad instalada neta a 31 de diciembre de 2014 es
igual a 2.974 MW y evidencia un incremento de 90 MW con
relación al 31 de diciembre de 2013 (3%). El incremento se
refiere por 52 MW a la capacidad instalada neta de las plan-
tas adquiridas por Enel Green Power SpA con la fusión de
las sociedades Enel Green Power Cutro Srl (46 MW) y Enel
Green Power Canaro Srl (6 MW) y por 38 MW a la puesta
en funcionamiento de la central geotérmica de Bagnore 4.
Eólica 610
Hidroeléctrica1.512
Geotérmica761
Solar91
31
La producción total de energía eléctrica en 2014 fue igual a 13,9 TWh, con una subida de 1,0 TWh (7%).
Producción de energía (GWh) Capacidad instalada media (MW)
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 7.197 6.559 638 1.512 1.512 -
Geotérmica 5.548 5.301 247 730 723 7
Eólica 1.010 958 52 609 563 46
Solar 112 87 25 91 76 15
Total 13.867 12.905 962 2.942 2.874 68
El aumento de la producción de energía con relación al
ejercicio anterior se desprende, sobre todo, de la mayor
generación hidroeléctrica (+638 GWh) y geotérmica (+247
GWh) y refleja, respectivamente, la mayor disponibilidad de
la fuente y la puesta en marcha de la central geotérmica de
Bagnore 4.
Eólica1.010
Hidroeléctrica7.197
Geotérmica5.548
Solar112
El factor de carga medio (es decir, la relación entre la pro-
ducción anual neta y la producción teóricamente posible en
un año —respecto de un total de 8.760 horas— expresada
como MW nominales) equivale al 53,8% (50,7% en 2013).
El incremento del factor de carga medio con relación a 2013
se debe sobre todo a la mayor pluviometría de 2014.
Factor de carga medio (%)
2014 2013
Hidroeléctrica 54,3 49,5
Geotérmica 86,8 83,7
Eólica 18,9 19,5
Solar 14,0 13,1
32 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Datos económicos, patrimoniales y financieros de la Sociedad matriz
Datos económicos
A continuación se exponen los datos económicos, patrimoniales y financieros a 31 de diciembre de 2014, comparados con
los datos de 2013 reexpresados.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.553 1.296 257
Margen de explotación bruto 1.070 842 228
Resultado operativo 769 502 267
Resultado del ejercicio (1) 431 290 141
(1) Cuyo “Resultado de las actividades interrumpidas” es igual a (4) millones de euros en 2014 y a 71 millones de euros en 2013.
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los
contratos de Commodities contabilizados al valor razo-
nable, iguales a 1.553 millones de euros (1.296 millones de
euros en 2013 reexpresado), se incrementan en 257 millones
de euros (19,83%) en razón del aumento de 260 millones de
euros de los otros ingresos (equivalentes a 374 millones de
euros en 2014 y a 114 millones de euros en 2013 reexpresa-
do) y de la continuidad sustancial de los ingresos por venta
de energía, incluido el efecto de la gestión de los contratos
de Commodities contabilizados al valor razonable y por certi-
ficados verdes (iguales en conjunto a 1.179 millones de euros
en 2014 y a 1.182 millones de euros en 2013 reexpresado).
El aumento de los otros ingresos acoge principalmente, por
valor de 148 millones de euros, los efectos derivados del
acuerdo transaccional firmado con INE (sociedad energéti-
ca estatal salvadoreña), que conllevó también la cesión de la
participación en LaGeo SA de Cv, y por 95 millones de euros la
indemnización prevista en el acuerdo con Sharp acerca de la
compra de la producción de la fábrica de 3SUN Srl, para cuyos
detalles se remite a la sección “Hechos relevantes de 2014”.
Los ingresos por venta de energía eléctrica se mantienen
fundamentalmente sin cambios, toda vez que el incremento
de la energía producida prácticamente compensó la reduc-
ción de los ingresos medios de venta, incluido el efecto de la
gestión de los contratos de Commodities contabilizados al
valor razonable y de los certificados verdes.
El margen de explotación bruto alcanza los 1.070 millones
de euros, registrando un incremento de 228 millones de eu-
ros con relación al ejercicio anterior (842 millones de euros
en 2013 reexpresado), habida cuenta del susodicho aumen-
to de los ingresos de 257 millones de euros, contrarrestado
parcialmente por el aumento de los costes por 29 millones
de euros, derivados en particular de las mayores asignacio-
nes a las provisiones no corrientes (16 millones de euros) y
del acrecentamiento de los costes por compra de energía
(10 millones de euros).
El resultado operativo, igual a 769 millones de euros, se
apunta un avance de 267 millones de euros en comparación
con el ejercicio precedente (502 millones de euros en 2013
reexpresado), frente al citado incremento del margen de ex-
plotación bruto y la reducción del asiento “Amortizaciones y
pérdidas por deterioro de valor” igual a 39 millones de euros
(equivalente a 301 millones de euros en 2014 y a 340 millo-
nes de euros en 2013 reexpresado) derivada esencialmente
de las menores devaluaciones efectuadas en 2014.
El ejercicio 2014 se cierra con un resultado del ejercicio (in-
cluidas las pérdidas de las actividades interrumpidas, igual a
4 millones de euros) igual a 431 millones de euros, lo que su-
pone un aumento de 141 millones de euros en relación con
el año previo (290 millones de euros en 2013 reexpresado,
incluido el resultado de las actividades interrumpidas, igual
a 71 millones de euros).
El incremento del resultado operativo fue contrarrestado
parcialmente, de hecho, por la subida de los impuestos (56
millones de euros) y por la mencionada variación del resulta-
do de las actividades interrumpidas (75 millones de euros).
33
Datos patrimoniales y financieros En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Capital invertido neto 9.640 9.955 (315)
Endeudamiento financiero neto 2.742 3.307 (565)
Patrimonio neto 6.898 6.648 250
Flujo de efectivo por actividades de explotación 413 370 43
Inversiones 295 318 (23)
El capital invertido neto, igual a 9.640 millones de euros
(9.955 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado), presenta una mengua de 315 millones de euros
debida principalmente al decrecimiento de los activos inmo-
vilizados netos (equivalentes a 455 millones de euros), efecto
compensado en parte por el aumento del capital circulante
neto (igual a 139 millones de euros). La variación de los acti-
vos inmovilizados netos se puede atribuir fundamentalmen-
te a la reducción neta del valor de las participaciones (501
millones de euros), en razón, sobre todo, de las operaciones
efectuadas sobre el capital de la sociedad de cartera de par-
ticipaciones extranjeras Enel Green Power International BV y
del valor de las activos financieros no corrientes netos (41 mi-
llones de euros), cuyos efectos fueron compensados en parte
por el incremento apuntado en el asiento inmuebles, plantas
y maquinaria (73 millones de euros).
La variación del capital circulante neto se puede atribuir
principalmente a la reducción de las deudas comerciales (68
millones de euros) y al aumento de las existencias (46 mi-
llones de euros) y de los activos corrientes (57 millones de
euros), efectos contrarrestados en parte por la disminución
de los créditos comerciales (50 millones de euros).
El endeudamiento financiero neto, igual a 2.742 millones
de euros (3.307 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado), constata una merma de 565 millones de eu-
ros, sustancialmente por el efecto de la susodicha operación
en el patrimonio neto de Enel Green Power International BV.
El patrimonio neto, equivalente a 6.898 millones de euros
(6.648 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado), está compuesto por el capital social (1.000 millo-
nes de euros), la reserva legal (200 millones de euros) y las
otras reservas (4.443 millones de euros), así como por las
ganancias a cuenta nueva (824 millones de euros) y por el
resultado registrado del ejercicio (431 millones de euros). La
variación con respecto al ejercicio anterior refleja principal-
mente la contabilización del resultado del ejercicio y la dis-
tribución de los dividendos de 2013 (160 millones de euros).
El flujo de efectivo por actividades de explotación ha ge-
nerado una liquidez de 413 millones de euros, un crecimien-
to de 43 millones de euros (12%) en comparación con 2013
reexpresado (370 millones de euros). Dicha fluctuación es
reflejo de los menores requisitos vinculados a la variación
del capital circulante neto en los dos ejercicios cotejados.
Las inversiones de 2014 son iguales a 295 millones de eu-
ros, lo que representa una disminución de 23 millones de
euros en comparación con el ejercicio anterior, y se refieren
principalmente a la realización y el reacondicionamiento
de plantas de generación geotérmica (164 millones de eu-
ros) e hidroeléctrica (79 millones de euros).
34 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Hechos relevantes de 2014 (9)
Modificación de la estructura organizativa de Enel Green Power
El Consejo de Administración de Enel Green Power aprobó
una reforma de la estructura organizativa del Grupo con el
fin de reflejar las opciones estratégicas efectivamente elegi-
das por Enel Green Power en aras de una mayor eficiencia.
En concreto, a partir del 24 de abril de 2014 se redefinieron
los perímetros del área Italia y Europa, así como del área Pe-
nínsula Ibérica y Latinoamérica, por hallarse ya en disonan-
cia con el desarrollo actual del Grupo Enel Green Power. Más
en concreto:
> la subdivisión Península Ibérica fue absorbida en el ám-
bito geográfico natural del área Italia y Europa (ahora
denominada “Europa”) con el fin de garantizar una ho-
mogeneidad geográfica y de objetivos de negocio;
> el área Península Ibérica y Latinoamérica recibió la nue-
va denominación de área Latinoamérica, zona que sigue
abarcando los países de Centroamérica y Sudamérica,
protagonistas de un fuerte crecimiento en los últimos
años (Brasil, Chile y los países andinos, así como México y
Centroamérica).
Acuerdo de financiación con Banco Santander
Enel Green Power anunció la firma —mediante su controla-
da neerlandesa Enel Green Power International BV, holding
financiero y de participación de las sociedades extranjeras
del Grupo Enel Green Power— de un contrato de financia-
ción de 153 millones de euros con Banco Santander, actuan-
do dicha entidad como prestamista, organizador principal
exclusivo y agente, con la cobertura de la Agencia de Cré-
dito a la Exportación española. El contrato de financiación,
que tendrá una duración de 12 años, está caracterizado por
un tipo de interés en consonancia con las referencias de
mercado y estará respaldado por una garantía de sociedad
matriz emitida por Enel Green Power. La financiación atañe
(9) Cabe señalar que la fecha de referencia corresponde a la fecha del comunicado de prensa.
25febrero
24marzo
35
a inversiones en parques eólicos en México, propiedad de
sociedades controladas por Enel Green Power.
Arranque de las obras para una nueva central hidroeléctrica en Brasil
Enel Green Power anunció el inicio de las obras para la cons-
trucción en Brasil del nuevo complejo hidroeléctrico de Apia-
cás, en el estado de Mato Grosso. Apiacás estará compuesto
por tres plantas en cascada, denominadas “Salto Apiacás”,
“Cabeza de Boi” y “Fazenda”, con una capacidad instalada
total de 102 MW, con 7 turbinas de unos 14,5 MW cada una.
El complejo hidroeléctrico será capaz de generar, una vez en
funcionamiento, hasta cerca de 490 GWh al año, dando así
respuesta a la gran demanda de nueva energía eléctrica del
país, que se estima crecerá a un ritmo medio anual del 4%
hasta 2020. Se prevé que las instalaciones quedarán termi-
nadas y se pondrán en marcha en el transcurso del primer
semestre de 2016, requiriendo su realización una inversión
global de unos 287 millones de dólares estadounidenses, fi-
nanciada mediante recursos del Grupo Enel Green Power. El
proyecto está vinculado a un contrato de adquisición de la
energía producida, que se volcará a la red nacional de trans-
misión, con una duración de treinta años.
Enel Green Power North America alcanza el 75% de participación en el parque eólico de Buffalo Dunes
Enel Green Power North America Inc., una controlada de
Enel Green Power, firmó un acuerdo para adquirir un 26%
adicional de acciones de “clase A” de Buffalo Dunes Wind
Project LLC, sociedad que gestiona las instalaciones eólicas
de 250 MW de Buffalo Dunes, a EFS Buffalo Dunes LLC, una
controlada de GE Capital, por un importe total de unos 60
millones de dólares estadounidenses. La opción de adquisi-
ción de dicha participación complementaria figuraba en el
acuerdo original entre Enel Green Power North America Inc.
y la controlada de GE Capital. La operación se concluyó tras
la obtención de las aprobaciones necesarias de la Comisión
Federal Reguladora de la Energía con fecha del 26 de junio
de 2014. Enel Green Power North America Inc. posee, por lo
tanto, el 75% de las acciones de “clase A” de la sociedad que
gestiona el parque eólico, mientras que la controlada de GE
Capital cuenta con el 25%.
El parque eólico de Buffalo Dunes, que se extiende por los
condados de Finney, Grant y Haskell, en Kansas, se encuen-
tra en funcionamiento desde diciembre de 2013 y fue la
mayor central eólica puesta en marcha en Estados Unidos el
año pasado. La planta requirió una inversión total de unos
370 millones de dólares estadounidenses y se encuentra
amparada por un acuerdo a largo plazo para la adquisición
de la energía producida (PPA, por sus siglas en inglés).
Fusión por absorción de Enel Green Power Canaro y Enel Green Power Cutro por Enel Green Power
Se presentó en el Registro Mercantil de Roma el proyecto de
fusión por absorción de Enel Green Power Canaro Srl y Enel
Green Power Cutro Srl por Enel Green Power, aprobado por
los órganos sociales de dichas sociedades.
La operación permitirá lograr una mayor eficiencia operati-
va y una simplificación de los procesos administrativos, así
como beneficiarse de la consiguiente reducción de los cos-
tes de gestión.
Habida cuenta de que Enel Green Power controla totalmen-
te Enel Green Power Canaro Srl y Enel Green Power Cutro
Srl, la fusión fue aprobada por el Consejo de Administración
de forma simplificada, como se contempla en el artículo
2505 del Código Civil italiano y el artículo 19 de los Estatu-
tos sociales.
Al tratarse de una fusión simplificada, Enel Green Power
no procederá a ampliación alguna de su capital social, ni
asignará —en virtud del artículo 2504 ter del Código Civil
italiano— acciones en sustitución de las participaciones po-
seídas en la sociedad objeto de absorción, que se anularán
sin intercambio de acciones a consecuencia de la fusión.
Igualmente, no se contempla ninguna modificación de los
Estatutos sociales de Enel Green Power.
La escritura de fusión por absorción de Enel Green Power Ca-
naro Srl y Enel Green Power Cutro Srl por Enel Green Power
SpA fue suscrita y presentada en el Registro Mercantil de
Roma con fecha del 25 de noviembre de 2014. Los efectos
reales de la fusión empezaron a producirse el 1 de diciembre
de 2014, mientras que los efectos contables y fiscales se im-
putaron a los estados contables de la sociedad absorbente
con eficacia retroactiva a 1 de enero de 2014.
31marzo
12mayo
12junio
36 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Enel Green Power firma un acuerdo de contribución de capital con un consorcio dirigido por J.P. Morgan para dos parques eólicos en EE. UU.
Enel Green Power North America Inc. (“EGP NA”), controlada
estadounidense de Enel Green Power, firmó un acuerdo de
contribución de capital por valor de unos 400 millones de
dólares estadounidenses con un consorcio dirigido por J.P.
Morgan. Con dicha operación, el consorcio se comprome-
te a financiar el proyecto eólico Origin, con una capacidad
instalada de 150 MW y situado en los condados de Garvin,
Murray y Carter, en Oklahoma, y el de Goodwell, con una
capacidad instalada de 200 MW y ubicado en los condados
de Texas, en Oklahoma, y de Hansford, en Texas.
El consorcio abonará la financiación cuando las instalacio-
nes se pongan en marcha, extremo que se prevé suceda en
el cuarto trimestre de 2014, en lo referente a la planta de
Origin, y durante el cuarto trimestre de 2015, en lo que a la
central de Goodwell se refiere, a condición de que mientras
tanto se hayan cumplido algunas condiciones especificadas
en el acuerdo. Ambos proyectos van asociados a contratos
de venta a largo plazo de la energía producida. En virtud del
acuerdo, el consorcio efectuará una aportación de capital a
EGP NA, igual a un importe total de 400 millones de dólares
estadounidenses, aproximadamente. El consorcio recibirá a
cambio una participación con derecho de voto limitado, que
le permitirá obtener un porcentaje de los beneficios fiscales
de los que los proyectos Origin y Goodwell serán destinata-
rios. Enel Green Power respaldará las obligaciones derivadas
del acuerdo de su controlada estadounidense con una ga-
rantía de sociedad matriz, que no se extenderá al retorno
de la inversión.
Enel Green Power alcanza un acuerdo con Sharp sobre la compra de la producción de la fábrica de 3SUN
Enel Green Power y Sharp Corporation (“Sharp”) alcanzaron
un acuerdo con arreglo al cual Enel Green Power se subro-
ga en las obligaciones de la cuota de compra de Sharp re-
lativa a los paneles fotovoltaicos producidos por la fábrica
de Catania de 3SUN Srl (“3SUN”), la empresa conjunta de
Enel Green Power, Sharp y STMicroelectronics. En virtud del
mismo, Enel Green Power está adquiriendo desde julio pa-
sado toda la producción de 3SUN. El acuerdo contempla,
además, la extinción definitiva de todos los compromisos
incluidos en los acuerdos de empresa conjunta contraídos
por Sharp para efectuar actividades de investigación y todas
las pretensiones de Enel Green Power al respecto.
Este off-take agreement, por su denominación en inglés, es
un contrato en función del que Enel Green Power y Sharp
se habían comprometido a adquirir la totalidad de la pro-
ducción de la fábrica de Catania de 3SUN, que fabrica ac-
tualmente unos 200 MW al año de paneles fotovoltaicos de
lámina delgada multiunión. Se prevé que los paneles pro-
ducidos por la fábrica, diseñados especialmente para resistir
altas temperaturas, serán utilizados por Enel Green Power
para la realización de instalaciones fotovoltaicas en diversas
áreas geográficas, entre las que se encuentran Sudamérica
y Sudáfrica.
La retribución, igual a 95 millones de euros, fue convenida
en el ámbito de las correspondientes negociaciones, en las
que se tuvieron en cuenta las modalidades de ejecución de
los compromisos recíprocos asumidos a través de los acuer-
dos de empresa conjunta susodichos.
Enel Green Power adquiere el control de Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl (ahora Enel Green Power Solar Energy Srl - “EGP SE”)
Como una muestra más del compromiso contraído median-
te el acuerdo del 11 de julio de 2014 con Sharp, el 22 de
julio de 2014 Enel Green Power adquirió la participación
poseída por Sharp en Enel Green Power & Sharp Solar Ener-
gy Srl (ahora Enel Green Power Solar Energy Srl - “EGP SE”),
empresa conjunta consagrada a desarrollar, construir y ges-
tionar plantas fotovoltaicas en el área EMEA, utilizando los
paneles producidos por la fábrica de 3SUN. El precio de ad-
quisición de la participación del 50% y del crédito financiero
de Sharp con EGP SE fue igual, en total, a 30 millones de
euros. El Grupo entabló el proceso de asignación del coste
de adquisición al valor razonable de los activos adquiridos y
de los pasivos y pasivos potenciales asumidos de dicho gru-
po de sociedades mediante dicha participación, recurriendo
también en este caso a un tasador independiente.
11julio
22julio
8julio
37
Enel Green Power llega a un acuerdo con los otros dos socios para la adquisición del control de 3SUN
Enel Green Power llegó a un acuerdo para hacerse con las
participaciones poseídas por los otros socios, Sharp Corpo-
ration y STMicroelectronics, igual cada una a un tercio del
capital social de 3SUN, la empresa conjunta de Enel Green
Power, Sharp y STMicroelectronics.
El precio convenido para la adquisición de las participacio-
nes, del 33% cada una, y de los créditos financieros poseídos
por dichos socios es igual a 1 euro.
El acuerdo con STMicroelectronics contempla el abono por
su parte a Enel Green Power de un importe equivalente a
15 millones de euros, que conlleva la liberación de STMi-
croelectronics de toda obligación asociada a la participación
en la empresa conjunta y para con Enel Green Power.
La eficacia de esta operación, que le permitirá a Enel Green
Power poseer el 100% de 3SUN, queda subordinada a la
aprobación, por parte de las entidades bancarias financie-
ras, de las operaciones de 3SUN y de las autoridades compe-
tentes, llegado el caso. El Grupo entablará por consiguiente
el proceso de asignación del coste de adquisición al valor
razonable de los activos adquiridos y de los pasivos y pasivos
potenciales asumidos en dicha sociedad con dicha partici-
pación, recurriendo también en este caso a un tercero inde-
pendiente.
La operación se concluyó el 6 de marzo de 2015.
La Corte de Casación de París, a favor de Enel Green Power en el caso LaGeo en El Salvador
La Corte de Casación francesa rechazó el recurso presen-
tado en 2013 por Inversiones Energéticas SA de Cv (“INE”)
y por la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa
(“CEL”), contra la sentencia de apelación que había ratifica-
do el laudo del Tribunal de Arbitraje —adoptado conforme
a las reglas de la Cámara de Comercio Internacional (“ICC”,
por sus siglas en inglés)— sobre las inversiones en LaGeo
SA de Cv (“LaGeo”), la empresa conjunta entre Enel Green
Power e INE para el desarrollo de la geotermia en El Salva-
dor. Con este fallo, adquiere firmeza el laudo arbitral emiti-
do en 2011, en el que se reconocía el derecho de Enel Green
Power a incrementar, a través de las inversiones efectuadas,
su cuota de capital en la sociedad salvadoreña LaGeo, me-
diante la suscripción de acciones de nueva emisión de dicha
empresa conjunta, así como el derecho a recibir los benefi-
cios de la sociedad en forma de dividendos.
Puesta en marcha de un nuevo parque eólico en México
Enel Green Power completó y conectó a la red el nuevo par-
que eólico de Dominica I en México.
La planta, situada en el municipio de Charcas y poseída por
Dominica Energía Limpia Srl de Cv, sociedad controlada por
Enel Green Power México Srl de Cv, representa el primer par-
que eólico del estado de San Luis Potosí.
Dominica I, con una capacidad instalada total de 100 MW,
está compuesto de 50 turbinas de 2 MW cada una y es ca-
paz de generar hasta 260 GWh al año.
La realización del parque eólico, en consonancia con los ob-
jetivos de crecimiento plasmados en el Plan Industrial 2014-
2018 de Enel Green Power, requirió una inversión global de
unos 196 millones de dólares estadounidenses, financiada a
través de recursos del Grupo Enel Green Power.
El proyecto está vinculado a dos acuerdos de suministro de
energía a largo plazo (PPA), con un valor global de 485 mi-
llones de dólares estadounidenses, aproximadamente.
Con estas instalaciones, Enel Green Power alcanza en Méxi-
co una capacidad instalada de casi 300 MW, mientras que
son unos 200 los MW en construcción con las plantas de Su-
reste y Dominica II.
En eltranscursode 2014
18septiembre
28octubre
38 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Enel Green Power se adjudica 344 MW de los sectores eólico y fotovoltaico en un concurso público en Brasil
Enel Green Power se adjudicó, a través del concurso público
Leilão de Reserva, el derecho a estipular contratos de sumi-
nistro de energía en Brasil, de 20 años de duración y para un
total de 344 MW de capacidad eólica y fotovoltaica. En con-
creto, con el proyecto “Ituverava”, la Sociedad se adjudicó
254 MW de capacidad fotovoltaica, que constituyen el 24%
del total de los proyectos asignados en el ámbito del primer
concurso público consagrado a la fuente solar en el país.
El proyecto se realizará en el noreste de Brasil, en el estado
de Bahia, en un área caracterizada por una alta irradiación.
Enel Green Power se adjudicó más de 90 MW de capacidad
eólica con el proyecto “Delfina”. Las instalaciones, con un
factor de carga de más del 50%, se erigirán también en el
estado de Bahia, donde la Sociedad ya gestiona 264 MW
de proyectos eólicos, que se adjudicó en concursos públi-
cos celebrados en el pasado. La realización de las dos plan-
tas requiere una inversión global de unos 600 millones de
dólares estadounidenses, de los que cerca de 400 millones
serán para el proyecto fotovoltaico y 200 millones para el
eólico. Las dos plantas serán capaces de generar, una vez en
funcionamiento, hasta cerca de 900 GWh al año de energía
sostenible, dando así respuesta a la gran demanda de nueva
energía eléctrica del país, que se estima crecerá a un ritmo
medio anual del 4% hasta 2020.
Los contratos de suministro que Enel Green Power se adjudi-
có tienen una duración de veinte años y contemplan la ven-
ta de determinados volúmenes de la energía producida por
las dos plantas a la Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica.
Enel Green Power: concluida la construcción de un nuevo parque eólico en EE. UU.
Enel Green Power, a través de su controlada Enel Green
Power North America Inc. (“EGP NA”), culminó las obras
para la realización del nuevo parque eólico de Origin, en los
condados de Carter, Garvin y Murray, en Oklahoma. Dichas
instalaciones recién terminadas, poseídas por Origin Wind
Energy LLC, sociedad controlada por EGP NA tienen una ca-
pacidad instalada de 150 MW, por lo que hacen que la capa-
cidad instalada por EGP NA supere los 2.000 MW.
La realización del nuevo parque eólico exigió una inversión
global de unos 250 millones de dólares estadounidenses. La
planta va asociada a un acuerdo de venta de la energía pro-
ducida, de dos décadas de duración. En julio de 2014, EGP
NA suscribió un acuerdo de contribución de capital con un
consorcio dirigido por J.P. Morgan, asegurándose así la finan-
ciación parcial del proyecto.
Enel Green Power y Endesa Chile firman un contrato para el suministro de energía renovable y la venta de certificados verdes
Enel Green Power firmó, a través de la sociedad controla-
da Enel Green Power Chile Ltda (“Enel Green Power Chile”),
con Empresa Nacional de Electricidad SA (“Endesa Chile”)
un contrato a largo plazo para el suministro de energía y
la venta de certificados verdes, con una duración de unos
20 años, aproximadamente, relativo a dos proyectos eóli-
cos, y de unos 25 años, para tres proyectos fotovoltaicos. El
contrato, que tiene un valor global estimado igual a unos
2.300 millones de dólares estadounidenses, le permitirá a
Enel Green Power Chile desarrollar parques eólicos y foto-
voltaicos con una capacidad instalada total de 307 MW, lo
que supondrá una inversión global de unos 611 millones de
dólares estadounidenses. En Chile, Enel Green Power posee
y gestiona 284 MW de capacidad eólica, hidroeléctrica y so-
lar, a los que se añadirán en los próximos proyectos otros
284 MW más, actualmente en obras. Con los 307 MW aso-
ciados al PPA con Endesa Chile, la Sociedad alcanzará una
capacidad instalada total de 875 MW.
Acuerdo de financiación con Banco Santander por 104 millones de dólares
Enel Green Power, a través de la sociedad controlada al
100% Dominica Energía Limpia Srl de Cv, firmó un contra-
to de financiación por 104 millones de dólares estadouni-
denses con Banco Santander, actuando dicha entidad como
prestamista, organizador principal exclusivo y agente, con
la cobertura de la Agencia de Crédito a la Exportación es-
pañola (“CESCE”). El contrato de financiación, que tendrá
una duración de 15 años, está respaldado por una garantía
de sociedad matriz emitida por la sociedad de control Enel
Green Power y está destinado a apoyar la inversión para el
parque eólico Dominica I de 100 MW, cuyo importe es de
4noviembre
14noviembre
6noviembre
3noviembre
39
alrededor de 196 millones de dólares estadounidenses.
La financiación está caracterizada por un tipo de interés en
consonancia con las referencias del mercado y es la segunda
concedida por Banco Santander al Grupo Enel Green Power
con la cobertura de CESCE en 2014, haciendo crecer el mon-
tante global de estas financiaciones hasta más de 230 millo-
nes de euros.
Enel Green Power se adjudica 114 MW del sector eólico en un concurso público en Brasil
Enel Green Power se adjudicó, en el marco del concurso
público A-5 Brazilian Auction, el derecho a estipular contra-
tos, de veinte años de duración, de suministro de la ener-
gía producida por un nuevo proyecto eólico de 114 MW de
capacidad instalada, con una agrupación de sociedades de
distribución brasileñas.
El parque, “Morro do Chapéu”, se realizará en el estado de
Bahia, al noreste de Brasil, donde la Sociedad gestiona ya
cerca de 400 MW de proyectos eólicos, en ejercicio y en
construcción, y más de 254 MW de proyectos fotovoltaicos
que se adjudicó en el último concurso público Leilão de Re-
serva.
Morro do Chapéu, con una capacidad instalada total de 114
MW y un factor de carga medio de más del 50%, equivalen-
te a unas 4.500 horas de energía producidas al año, estará
en posición de generar anualmente más de 500 GWh, evi-
tando la emisión a la atmósfera de más de 150.000 tone-
ladas de CO2 en dicho período. La realización de Morro do
Chapéu requerirá una inversión global de unos 250 millones
de dólares estadounidenses.
Cesión de la participación en LaGeo
Enel Green Power e Inversiones Energéticas SA de Cv (“INE”),
la sociedad energética estatal salvadoreña, suscribieron
un acuerdo encaminado a la cesión de la participación del
36,2% poseída por Enel Green Power en LaGeo —la empre-
sa conjunta de Enel Green Power e INE para el desarrollo
de la geotermia en El Salvador— a INE, que, con una cuota
igual al 63,8%, ya era accionista mayoritaria de LaGeo. Con
este acuerdo, Enel Green Power cedió a INE toda su partici-
pación en LaGeo por una retribución igual a unos 280 millo-
nes de dólares estadounidenses (alrededor de 224 millones
de euros), dando así por concluida sus actividades en el país.
El valor contable consolidado de la susodicha participación
en la fecha de cesión resultó igual a 100 millones de euros,
por lo que la plusvalía consolidada por dicha venta alcanza
una cifra aproximada de 116 millones de euros, una vez de-
ducido el efecto fiscal (148 millones de euros en los Estados
contables del ejercicio de Enel Green Power SpA).
El acuerdo para la cesión de la participación dimana de las
negociaciones entabladas por Enel Green Power e INE al
amparo del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias
Relativas a Inversiones (CIADI) del Banco Mundial en Wash-
ington D. C., a efectos de firmar un acuerdo ventajoso para
ambas partes y poner fin a una disputa surgida hace ocho
años entre las dos empresas.
La operación de cesión se efectuó en el ámbito de un acuer-
do transaccional suscrito con el Estado de El Salvador en re-
lación con el litigio pendiente en el CIADI.
Cesión de Enel Green Power France
Enel Green Power International BV (“EGPI”), controlada al
100% por Enel Green Power, concluyó la cesión del capital
íntegro de Enel Green Power France Sas (“EGP France”) a Bo-
ralex EnR Sas, controlada indirecta francesa de la sociedad
canadiense Boralex Inc., por una contraprestación total de
298,4 millones de euros, incluido el reembolso de una fi-
nanciación de socios concedida a EGP France y en vigor. Con
esta venta, Enel Green Power efectúa su salida del sector de
las energías renovables en Francia.
La retribución total de 298 millones está sujeta a una re-
visión del precio en consonancia con los procedimientos
estándar para este tipo de transacciones. La remuneración
fue abonada íntegramente al cierre de la operación, con un
impacto positivo en el endeudamiento financiero neto con-
solidado del Grupo Enel Green Power igual a 298 millones
de euros. Una vez deducido el efecto fiscal, la plusvalía de
dicha cesión asciende a 31 millones de euros.
Como ha anunciado recientemente Enel Green Power, la
venta de EGP France forma parte de la estrategia del Grupo
dirigida a optimizar su cartera y aprovechar las oportunida-
des actuales en países con un mayor potencial de desarrollo,
y no cambia los objetivos del Plan Industrial 2014-2018 de
la Sociedad.
18diciembre
1diciembre
12diciembre
40 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Enel Green Power pone en marcha la nueva central geotérmica “Bagnore 4”
Enel Green Power completó y conectó a la red la nueva cen-
tral geotermoeléctrica Bagnore 4, en los municipios de San-
ta Fiora y Arcidosso.
La planta, que, con su perfecta integración medioambiental,
aunó sus prestaciones a las de Bagnore 3, de 20 MW, está
compuesta por dos grupos de 20 MW cada uno, para una
capacidad instalada total de 40 MW, capaz de generar a ple-
no funcionamiento hasta 310 millones de kWh de energía
al año, con un ahorro de 70.000 TEP (toneladas equivalentes
de petróleo).
La realización de la nueva central, que requirió una inversión
total de unos 120 millones de euros, financiados en parte re-
curriendo a los recursos facilitados por el Banco Europeo de
Inversiones —BEI—, responde a los objetivos de crecimiento
establecidos en el Plan Industrial 2014-2018 de Enel Green
Power, que contempla una inversión de cerca de 600 millo-
nes de euros en la geotermia toscana. En las obras trabaja-
ron durante más de un año 130 personas, mientras que, a
pleno rendimiento, la central de Bagnore 4 ocupará a unas
40 personas, entre empleos directos e indirectos.
Puesta en marcha de un nuevo parque eólico en Brasil
Enel Green Power finalizó y conectó a la red la planta de
Fontes dos Ventos, el primer parque eólico en el estado de
Pernambuco, en el noreste de Brasil.
El parque, poseído por la sociedad Parque Eólico Fontes
dos Ventos Ltda, sociedad controlada por Enel Brasil Parti-
cipações Ltda, está compuesto por 34 turbinas con una ca-
pacidad instalada global de 80 MW, y es capaz de generar
unos 320 millones de kWh al año.
La realización del parque eólico, en consonancia con los
objetivos de crecimiento plasmados en el Plan Industrial
2014-2018 de Enel Green Power, requirió una inversión to-
tal de 130 millones de euros, aproximadamente, aportados
parcialmente por una financiación de IFC (International Fi-
nance Corporation), miembro del Grupo del Banco Mundial,
relacionada con la construcción de instalaciones eólicas en
el noreste de Brasil. Fontes dos Ventos proveerá de energía
tanto al mercado regulado como al mercado libre en virtud
de un Power Purchase Agreement (PPA) a largo plazo, que la
Sociedad ganó en el concurso público Brazilian New Energy
de 2011.
30diciembre
22diciembre
41
Escenario de referencia
Enel Green Power y los mercados financieros
2014 2013 reexpresado
Margen de explotación bruto del Grupo por acción (euros) 0,39 0,36
Resultado operativo del Grupo por acción (euros) 0,20 0,22
Resultado neto del Grupo por acción (euros) 0,07 0,11
Dividendo unitario (céntimos de euro) 3,20 3,20
Porcentaje de reparto de dividendos (1) (%) 30 30
Patrimonio neto del Grupo por acción (euros) 1,57 1,46
Precio máximo del año (euros) 2,18 1,84
Precio mínimo del año (euros) 1,68 1,36
Precio medio del mes de diciembre (euros) 1,93 1,75
Capitalización bursátil (2) (millones de euros) 9.640 8.770
Número de acciones a 31 de diciembre (en millones) 5.000 5.000
(1) Calculado sobre el resultado neto del Grupo.(2) Calculada sobre el precio medio del mes de diciembre.
Peso de las acciones de Enel Green Power Corriente (1)
en el índice FTSE-MIB 0,992%
Bloomberg World Energy Alternative Sources 12,09%
(1) Datos actualizados a 31 de enero de 2015.
42 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
2014 vio la luz al calor de una modesta pero gradual recupe-
ración económica, aunque a un ritmo ligeramente inferior al
de finales de 2013, tras ciertas señales de debilidad en algu-
nos países emergentes, como China, donde el creciente en-
deudamiento del sector privado comienza a ser considera-
do un factor de riesgo. Estados Unidos, en cambio, tras una
ralentización inicial, consolidó su crecimiento, sobre todo
a partir del segundo trimestre, en el que registró un incre-
mento interanual del producto interior bruto de más de 4
puntos porcentuales, beneficiándose además de la recupe-
ración de las exportaciones en los meses de abril y mayo. Ha-
cia finales del año, Estados Unidos aceleró con toda nitidez,
incluso superando las previsiones, si bien las expectativas a
corto y medio plazo para la economía mundial siguen es-
tando presididas por la incertidumbre. Persiste la debilidad
en la zona del euro y en Japón, se agudiza la ralentización
del crecimiento en China, aun elevándose a tasas superio-
res al 7%, y frena bruscamente Rusia, sobre la que pesan
las sanciones impuestas por los países occidentales tras el
agravamiento de las tensiones en Europa del Este (Ucrania)
y la fuerte devaluación del rublo. En la zona del euro, la in-
flación presentó una evolución descendente desde princi-
pios de año, incluso sin tener en cuenta los elementos más
volátiles, como la energía y los alimentos. Las proyecciones
más actuales pronostican una inflación baja también en el
próximo bienio. La pronunciada caída del precio del petró-
leo, en curso desde junio, se intensificó adicionalmente en
el último trimestre del año en razón tanto de la ampliación
de la oferta como de la debilidad de la demanda. Los precios
cayeron hasta mínimos de marzo de 2009 (48,8 dólares el
barril de calidad Brent). La importante bajada de estos pre-
cios podría contribuir a sostener el crecimiento, aunque no
está libre de riesgos para la estabilidad financiera de los paí-
ses exportadores. En Europa, la actividad económica, ade-
más de beneficiarse de la reducción del precio del petróleo
y de la aceleración gradual de las transacciones internacio-
nales, cuenta con la orientación expansiva de la política mo-
netaria aplicada por parte del Banco Central Europeo (BCE).
En Italia, el crecimiento económico se atisba a duras penas,
a pesar de algunas alentadoras señales, sobre todo en la pri-
mera parte del año, con una moderada recuperación de la
producción industrial. Las medidas de reducción de la carga
fiscal dispuestas por el Gobierno mediante la ley de estabili-
dad conllevaron un aumento de la renta disponible para las
familias, generando así una leve recuperación del consumo
en el segundo semestre. No obstante, la contribución al cre-
cimiento fue contrarrestada por la caída de las inversiones,
frenadas por las inciertas expectativas de la demanda y las
dificultades del sector de la construcción. La dinámica de la
tasa de ocupación se mantiene débil, ya que el porcenta-
je de desempleados superó a finales de año el umbral del
13%, con casi un 44% de paro juvenil. La recuperación de
la ocupación sigue siendo frágil y las perspectivas de las em-
presas acerca de la evolución de la demanda de trabajo en
los primeros meses de 2015 son aún negativas, a pesar de la
adopción a partir de enero de los incentivos a la contrata-
ción previstos en la ley de estabilidad.
En los primeros seis meses del año, las condiciones de los
mercados financieros internacionales experimentaron una
mejora progresiva. Un catalizador esencial de la buena evo-
lución de las cotizaciones bursátiles y los bonos fue la reduc-
ción de las primas de riesgo, en un contexto de volatilidad
excepcionalmente contenida. Las intervenciones por parte
del BCE y la orientación expansiva de la política monetaria
favorecieron la reducción de dichas primas de riesgo en los
títulos de deuda soberana de los países de la zona del euro
más expuestos a la crisis de deuda. En concreto, el BCE, en
aras de favorecer la circulación del crédito y luchar contra
el encarecimiento del cambio, redujo al mínimo histórico
(0,05%) el tipo de interés sobre las principales operaciones
de refinanciación y aplicó, por primera vez, un tipo de in-
terés negativo a los depósitos de los bancos en el Eurosis-
tema. Por añadidura, en un contexto de baja inflación, de-
venida más adelante deflación, el BCE lanzó un programa
de compra de bonos garantizados, incluidos los estatales.
En septiembre tuvo lugar la primera operación de refinan-
ciación dirigida a un plazo más largo. En el mes de enero
de 2015, el banco central anunció un programa de adqui-
sición de bonos por un valor total de 1,1 billones de euros
hasta finales de septiembre de 2016, o sea, 60.000 millo-
nes de euros al mes. El presidente del BCE confirmó además
el objetivo de la tasa de inflación de algo menos del 2%. En la última parte del año, la volatilidad en los mercados
financieros de la zona del euro se vio acrecentada, habida
cuenta del fuerte recorte del precio del petróleo, que im-
pactó negativamente en las perspectivas de crecimiento
de los países emergentes, y de la convocatoria de eleccio-
nes en Grecia para finales de enero de 2015. El resultado
de dichas elecciones, con la victoria del partido que hizo
de la renegociación de la deuda griega uno de los ejes de
su campaña política, redundó en una agudización de las
preocupaciones acerca de la cohesión de la zona del euro.
En Italia, los mercados financieros también registraron una
mejora en el transcurso de 2014. La rentabilidad de los bo-
nos del tesoro italianos a diez años (BTP, por sus siglas en
43
italiano) tocó en términos nominales su nivel más bajo des-
de 1991, año de su introducción. Italia, como otros países
europeos, se benefició de las intervenciones de respaldo a
la economía del BCE, permitiendo incluso absorber sin unas
repercusiones significativas la rebaja de la calificación de su
deuda realizada por Standard & Poor’s (calificación de BBB a
BBB-) a principios de diciembre.
En lo relativo a los títulos del sector de las empresas de ser-
vicio público, la evolución siguió las mismas dinámicas de
los principales índices europeos, con una fase de crecimien-
to inicial y una deceleración en la segunda parte del año.
El STOXX Europe 600 Utilities cerró 2014 con signo positivo
(+13%), a pesar de la caída registrada en el último trimestre
(-3%) tras la alicaída marcha del precio del petróleo. El buen
comportamiento del sector de las empresas de servicio pú-
blico se vio sostenido por la mejora de las condiciones ma-
croeconómicas en la zona del euro y por el apoyo derivado
de las acomodaticias políticas monetarias. El mercado espa-
ñol se benefició además de la reducción de la incertidum-
bre vinculada a la reforma del mercado eléctrico gracias a
la publicación de los nuevos parámetros de retribución por
parte del Gobierno. En lo que a Enel Green Power se refie-
re, sus títulos hicieron gala de una evolución positiva en los
primeros nueve meses del año (+11%), en consonancia con
los principales mercados europeos. Las dudas políticas en el
ámbito europeo y la ya mencionada evolución de los precios
de las Commodities incidieron en la rentabilidad de las ac-
ciones, que clausuraron el año con una fluctuación negativa
aproximada del -5%. Habida cuenta del dividendo distribui-
do en el mes de mayo, el rendimiento global del título fue
igual al -3,5%.
Para más información, se remite al sitio web institucional
(www.enelgreenpower.com), a la sección Medios e Inverso-
res (http://www.enelgreenpower.com/es-ES/media_inves-
tor), donde podrá consultar datos económicos y financie-
ros, presentaciones, consensos de mercado, los datos más
importantes sobre la masa accionarial, actualizaciones en
tiempo real sobre la evolución de los títulos, información
relativa a la composición de los órganos sociales y el regla-
mento de las Juntas, además de actualizaciones periódicas
sobre los diversos aspectos del gobierno corporativo. Tam-
bién se pueden utilizar los puntos de contacto dedicados
especialmente a los accionistas particulares (número de
teléfono: +390683058721) y a los inversores institucionales
(número de teléfono: +390683059104; [email protected]).
44 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
El contexto económico energético en 2014
Evolución económicaEn 2014 se constató un crecimiento económico dispar entre
las principales áreas geográficas. Entre las economías avan-
zadas, EE. UU. desempeñó la función de locomotora econó-
mica mundial (+2,4% en 2014), mientras que Europa y Ja-
pón hubieron de arrostrar ciertas dificultades para sostener
una recuperación económica que no termina de asentarse.
Los países emergentes sufrieron una fuerte ralentización
con relación a lo demostrado en los últimos años.
En particular, Estados Unidos disfrutó de una sólida recupe-
ración del consumo de los hogares, apuntalado por unos
niveles de paro desconocidos desde antes de la crisis, el
crecimiento de los salarios y el repunte del sector inmobi-
liario (razones que explican el anuncio de la finalización del
programa de estímulo monetario aplicado por la FED). Los
aprietos de las economías maduras se tradujeron asimismo
en la ralentización de la economía nipona, que en 2014 evi-
denció un crecimiento de entorno al 0% del PIB, ya que ni
siquiera el estímulo fiscal —con el consiguiente incremento
del gasto público— arrojó los resultados esperados.
Para la zona del euro, 2014 tocó a su fin con un avance mo-
desto (+0,8%), frenado principalmente por la ralentización
del consumo y la baja inflación. Italia es el único de los paí-
ses del G7 que se apuntó un PIB negativo en 2014 (-0,4%),
el peor además entre los países europeos más endeudados.
España, por el contrario, sigue mostrando importantes se-
ñales de recuperación, con un +1,4% en 2014. En particular,
el país se está beneficiando tanto del repunte del mercado
laboral como del menor coste de la energía, factores que
están sosteniendo la recuperación del consumo privado y la
mejora de la balanza comercial (el incremento de la expor-
tación contó con el apoyo complementario que supuso la
debilidad del euro).
La progresión de las economías emergentes estuvo caracte-
rizada por un paso más pausado con relación al demostrado
el año anterior (el 4,4% frente al 4,7% en 2013). Son diver-
sos los factores que determinaron dicha situación, como el
enfriamiento de las perspectivas de crecimiento de China y
la caída de los precios de las Commodities. En especial, la
ralentización china comportará una menor propensión a las
inversiones en bienes de capital (en las economías emer-
gentes) y una mayor demanda de bienes duraderos (en las
economías avanzadas), con peligrosas repercusiones para
los países emergentes exportadores de materias primas
(Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Indonesia, Perú, Rusia
y Sudáfrica). Para estos últimos, el hundimiento del precio
de las Commodities en 2014, asociado a la ralentización
económica global, contribuyó a frenar el desarrollo del ci-
clo económico, desembocando en un empeoramiento de la
balanza por cuenta corriente y del déficit fiscal, una fuerte
volatilidad en el mercado de divisas, un aumento de la in-
flación y la pérdida de competitividad, sobre todo con re-
lación a los países exportadores manufactureros (situados
en el sudeste asiático en su mayoría). En los últimos años,
se ha asistido a una retirada de las inversiones extranjeras
en los mercados emergentes (FDI —inversiones extranjeras
directas, por sus siglas en inglés— por debajo del 1% del
PIB en 2014, por primera vez en 15 años). Los países más
vulnerables revelaron ser aquellos con una mayor incidencia
de las Commodities en las exportaciones (como Argentina,
Brasil, Colombia, Perú y Rusia) y con una situación de défi-
cit por cuenta corriente (Sudáfrica, Brasil, Indonesia y Perú).
En Latinoamérica, Argentina y Brasil manifestaron mayores
dificultades, con un rendimiento económico en 2014 igual,
respectivamente, al -0,8% y al 0%. La economía argentina
lleva ya algunos años debiendo lidiar con una crisis mone-
taria, una inflación real superior al 30%, la persistente con-
tracción de las exportaciones, un elevado déficit fiscal y la
crisis de la deuda en moneda extranjera, aún pendiente de
resolución. Brasil sigue padeciendo una elevada inflación,
un crecimiento moderado y un consistente déficit fiscal y
por cuenta corriente, factores todos que están poniendo
en un serio peligro la situación de solidez de sus títulos de
deuda soberana. Chile, Colombia y Perú exhibieron señales
de ralentización en 2014, aunque se apuntaron tasas de cre-
cimiento positivas (respectivamente, el +1,7%, el +5,1% y el
+2,6%). Chile se resintió por la menor demanda de China
(su principal socio comercial), la ralentización de las inver-
siones extranjeras directas en el sector minero y los elevados
niveles de inflación (inflación subyacente claramente por
encima del objetivo del 3%). El descenso de las cotizaciones
45
del petróleo representó el principal elemento negativo para
Colombia (la exportación de crudo y productos refinados
suponen el 55% del total), con el consiguiente empeora-
miento del déficit de la balanza por cuenta corriente (>5%
del PIB). En la economía peruana, en 2014 el retroceso de las
inversiones extranjeras y la caída del precio de los metales
(cobre, oro, plata), que representan el 70% del total de las
exportaciones, acarrearon una rebaja de las cotizaciones de
las Commodities.
Aumento anual del PIB en términos reales
%
2014 2013
Italia -0,4 -1,9
España 1,4 -1,2
Portugal 0,8 -1,4
Grecia 1,0 -4,0
Rumanía 2,9 3,5
Brasil -0,1 2,5
Chile 1,8 4,1
Colombia 5,1 4,7
México 2,2 1,4
Perú 2,5 5,8
Canadá 2,4 2,0
EE. UU. 2,4 2,2
Fuente: Institutos Nacionales de Estadística y proceso de datos de ISTAT, INE, EUROSTAT, FMI, OCDE y Global Insight por parte de Enel.
46 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Evolución de los principales indicadores de mercado
Mercado monetario
feb12
sep12
abr13
nov13
may14
dic14
1,60
1,55
1,50
1,45
1,40
1,35
1,30
1,25
1,20
1,15
1,10
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Euro-Dólar Euríbor 3M
Las cotizaciones internacionales de Commodities En 2014, el precio del Brent, igual a 55,8 $/barril a la finali-
zación del año (frente a los 110,8 $/barril de 2013), sufrió
un brusco descenso sin parangón desde la crisis del petróleo
de 2008, por motivos atribuibles sobre todo a movimientos
estructurales de la oferta y la demanda.
Del lado de la demanda, diversos factores, como (i) la ralen-
tización de la economía mundial y (ii) las exigentes restric-
ciones medioambientales frenaron los consumos; mientras
tanto, la oferta estuvo caracterizada por (i) el fuerte desa-
rrollo de la producción no convencional en EE. UU. y Canadá
(petróleo de formaciones compactas) y (ii) la sólida recupe-
ración de la producción libia a lo largo del último año, que
redundaron en la disponibilidad de 2,8 millones de barriles
al día (frente a un crecimiento de la demanda de 0,7 millo-
nes de barriles diarios).
Cabe añadir a lo anterior las ciertas reticencias significadas
en las postrimerías de 2014 por parte de los países de la
OPEP, con Arabia Saudí a la cabeza, a reducir sus niveles de
producción a fin de mantener las cuotas de mercado. Junto
a estos elementos fundamentales, algunos factores finan-
cieros, como la finalización de los programas de expansión
cuantitativa y el consiguiente repunte previsto de los tipos
de interés por parte de la Reserva Federal de EE. UU., hicie-
ron aún más hincapié en las presiones bajistas.
47
Cotización de Commodities
ene12
mar12
may12
jul12
sep12
nov12
ene13
mar13
may13
jul13
sep13
nov13
ene14
mar14
may14
jul14
sep14
nov14
700
600
500
400
300
200
100
0
Gas Zeebrugge (€/TEP) Carbón API2 (€/TEP) Crudo Brent (€/TEP)
La brusca caída de las cotizaciones del Brent afectó al nivel
de los precios del gas y el carbón solo en el último mes del
año. Los precios del carbón llegaron a final de año a los 71,3
$/tonelada, registrando una reducción del 13% con relación
al mismo período de 2013. El empuje de la demanda ener-
gética se está sofocando y en muchos mercados maduros
se entró en territorio negativo por el efecto combinado del
deterioro del ciclo económico, las nuevas medidas de mejo-
ra de la eficiencia, las exigentes políticas medioambientales
y la constante competencia de las energías renovables, des-
embocando así en un sustancial excedente de oferta en el
mercado.
Además, las condiciones estructurales del mercado de fle-
tes, caracterizado asimismo por un exceso de oferta, conlle-
vó solo en el mes de diciembre un recorte de cerca del 50%
de los costes del transporte.
El precio de entrega inmediata del gas natural en la termi-
nal europea de Zeebrugge sufrió una fuerte contracción del
25% en el transcurso del año, pasando de 64,8 peniques/
termia (2013) a 48,4 peniques/termia (2014). En dicha di-
námica pesó la debilidad de los consumos residenciales y
termoeléctricos. En particular, en el sector termoeléctrico,
además de la reducción de la demanda vinculada a la ra-
lentización de la economía y los efectos climáticos, influyó
también el crecimiento de las renovables.
48 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Los mercados de la energía eléctrica
La demanda de energía eléctricaEvolución de la demanda de energía eléctrica
TWh
2014 2013 2014-2013
Italia 309 318 -3,0%
España 243 246 -1,2%
Portugal 49 49 -0,6%
Grecia 46 47 -3,1%
Bulgaria 32 32 -0,1%
Rumanía (1) 50 50 1,3%
Brasil 472 464 1,8%
México 289 279 3,5%
Chile (2) 49 48 2,6%
Colombia 64 61 4,7%
Perú 38 36 6,3%
EE. UU. (3) 3.730 3.692 1,0%
(1) Dato de 2014 estimado. Valores finales disponibles hasta noviembre de 2014.(2) Dato referido al SIC - Sistema Interconectado Central.(3) Deducidas las pérdidas de red.
49
En Europa, los países mediterráneos registran tasas de cre-
cimiento negativas de la demanda eléctrica, sobre todo
a causa de la ralentización de los consumos industriales y
del efecto climático. En concreto, en Italia (-3,0%), España
(-1,2%) y Grecia (-3,1%), el comportamiento negativo del
sector industrial y las incertidumbres de la situación ma-
croeconómica tuvieron un impacto determinante en los ni-
veles de la demanda eléctrica. Continúa el crecimiento de
los países de Latinoamérica, con incrementos sostenidos en
Chile (+2,6%), Colombia (+4,7%) y Perú (+6,3%) y alzas me-
nos pronunciadas en Brasil (+1,8%).
Los precios de la energía eléctricaPrecios de la energía eléctrica
Precio medio del cargo de base en 2014 (euros/MWh)
Variación del precio medio del cargo de base 2014-2013
Precio medio del pico de demanda en 2014 (euros/MWh)
Variación del precio medio del pico de demanda 2014-2013
Italia 52,1 -17,3% 55,7 -16,2%
España 42,1 -4,8% 46,4 -3,5%
Brasil 220,7 140,7% 263,6 36,3%
Chile 179 -12,4% 368,2 -5,8%
Colombia 84,9 19,1% 180,5 7,2%
Evolución de los precios en los principales mercados
En céntimos de euro/kWh
2014 2013 2014-2013
Mercado final (residencial) (1)
Italia 15,4 15,0 2,60%
Portugal 12,7 12,3 3,40%
Rumanía 9,1 8,9 1,90%
España 17,7 17,7 -
Mercado final (industrial) (2)
Italia 10,8 11,2 3,60%
Portugal 10,3 10,1 1,60%
Rumanía 7,5 8,6 -12,60%
España 11,9 11,5 2,70%
(1) Precio semestral antes de impuestos - consumo anual comprendido entre 2.500 kWh y 5.000 kWh.(2) Precio semestral antes de impuestos - consumo anual comprendido entre 500 MWh y 2.000 MWh.Fuente: Eurostat.
Evolución de los precios de venta de energía eléctrica en Italia
I trim. II trim. III trim. IV trim. I trim. II trim. III trim. IV trim.
2014 2013
Bolsa de la energía eléctrica - PUN IPEX (euros/MWh) 52,4 46,5 50,5 58,8 63,8 57,4 65,5 65,1
Usuario doméstico tipo con consumo anual de 2.700 kWh (céntimos de euro/kWh):
- precio bruto antes de impuestos 19,2 19,0 19,0 19,3 19,1 18,9 19,2 19,0
Los precios de venta de la energía eléctrica en Italia eviden-
cian en 2014 un brusco decrecimiento del 17% del precio
medio único nacional en la Bolsa de la energía eléctrica con
relación a 2013.
El precio medio anual (antes de impuestos) para el usuario
doméstico establecido por la Autoridad para la Energía Eléc-
trica, el Gas y el Sistema Hídrico (AEEGSI, por sus siglas en
italiano) se reveló sustancialmente inalterado en 2014 con
relación al año anterior.
50 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
ItaliaProducción y demanda de energía eléctrica en Italia
En millones de kWh
2014 2013 2014-2013
Producción neta:
- termoeléctrica 165.684 183.404 (17.720) -9,7%
- hidroeléctrica 58.067 54.068 3.999 7,4%
- eólica 14.966 14.812 154 1,0%
- geotermoeléctrica 5.541 5.319 222 4,2%
- fotovoltaica 23.299 21.229 2.070 9,8%
Total producción neta 267.557 278.832 (11.275) -4,0%
Importaciones netas 43.703 42.138 1.565 3,7%
Energía entrante en red 311.260 320.970 (9.710) -3,0%
Consumos para bombeos (2.254) (2.495) 241 9,7%
Demanda de energía en la red 309.006 318.475 (9.469) -3,0%
Fuente: datos Terna - Rete Elettrica Nazionale (Informe mensual - final diciembre de 2014).
La demanda de energía en Italia en 2014 se anota una dis-
minución del 3,0% con relación al valor registrado en 2013,
quedando en 309.006 millones de kWh. Esta demanda fue
satisfecha en un 85,9% por la producción neta nacional des-
tinada al consumo (86,8% en 2013) y en el restante 14,1%
por las importaciones netas (13,2% en 2013).
Las importaciones netas de 2014 se apuntan un incremen-
to de 1.565 millones de kWh, en razón, sobre todo, de los
menores precios de venta en los mercados internacionales.
La producción neta en 2014 registra una disminución del
4,0% (11.275 millones de kWh en valor absoluto), eleván-
dose a 267.557 millones de kWh. En concreto, en un con-
texto caracterizado por una menor demanda de energía
eléctrica, el incremento de la producción hidroeléctrica, de
3.999 millones de kWh, debido principalmente a las mejores
condiciones pluviométricas, y el aumento de la generación
a partir de otras fuentes renovables (fotovoltaica por 2.070
millones de kWh, geotermoeléctrica por 222 millones de
kWh y eólica por 154 millones de kWh) en razón de la mayor
capacidad instalada en el país, conllevaron una significativa
disminución de la generación termoeléctrica de 17.720 mi-
llones de kWh.
Con especial referencia a la tendencia sectorial, cabe cons-
tatar cómo en 2014 se ha estimado para la capacidad insta-
lada de fuentes renovables en Italia un aumento de unos 1
GW en comparación con 2013, ascendiendo a unos 51 GW,
como se evidencia en el gráfico siguiente.
2012 2013 2014E
48
5051
Fuente: GSE y Terna. Proceso de datos de BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Aspectos normativos y tarifarios
El marco regulador de apoyo a las energías renovables en
Italia está caracterizado por una multitud de mecanismos
de remuneración.
En lo que atañe a las tecnologías eólica, hidroeléctrica,
geotérmica y de biomasa, el sistema de incentivación con-
templa:
51
> para las plantas puestas en marcha hasta 2012, en virtud
de lo previsto en el Decreto Legislativo italiano 28/2011,
la aplicación del mecanismo de los certificados verdes
(“CV”), títulos negociables expedidos por el Gestor de
los Servicios Energéticos (GSE) en medida proporcional a
la energía producida por una central cuya alimentación
se considere que proviene de fuentes renovables, válido
hasta el año 2015. Para las instalaciones en cuyo poder
obre una licencia y que entraran en funcionamiento an-
tes del 1 de mayo de 2013 (1 de julio de 2013 en el caso
de las plantas alimentadas por residuos biodegradables)
se contempla, en cualquier caso, la posibilidad de acce-
der a los CV con una reducción del 3% al mes a partir de
enero de 2013;
> en el caso de las plantas cuya generación comenzó tras el
1 de enero de 2013, en virtud de lo previsto en el Decreto
Ministerial italiano “FER eléctricas” (6 de julio de 2012),
la aplicación de un mecanismo basado en subastas ho-
landesas o tarifas reguladas, en función de su capacidad
instalada y su tecnología.
Los mecanismos de incentivación susodichos tocarán a su
fin cuando se llegue a un coste indicativo acumulado anual
de los incentivos de 5.800 millones de euros. A 31 de diciem-
bre de 2014, dicho coste acumulado anual es de 5.400 mi-
llones de euros.
Con referencia a la tecnología solar, el sistema de incentiva-
ción prevé:
> para las plantas puestas en funcionamiento antes del 27
de agosto de 2012, son de aplicación, en función de la fe-
cha de arranque de la generación de cada central, las Ta-
rifas de Alimentación I (19 de septiembre de 2005 - 12 de
abril de 2007), II (13 de abril de 2007 - 31 de diciembre de
2010) (10), III (1 de enero de 2011 - 31 de mayo de 2011) y
IV (1 de junio de 2011 - 26 de agosto de 2012), basadas
en un sistema de primas (tarifa de incentivo acumulativa
con respecto al precio zonal horario);
> en lo relativo a las plantas puestas en marcha tras el 27
de agosto de 2012, resulta de aplicación el Decreto Mi-
nisterial italiano “V Tarifa de Alimentación” (5 de julio de
2012), que contempla, entre otras cosas, el paso de un
sistema de primas a otro de tarifa regulada (tarifa global),
al que se puede añadir una tarifa subvencionada por au-
toconsumo.
El mecanismo de incentivación constituido por la V Tarifa de
Alimentación tocó a su fin el 6 de julio de 2013, al alcanzarse
el coste indicativo acumulado anual de los incentivos, igual
a 6.700 millones de euros.
Decreto ley Taglia BolletteCon fecha del 21 de agosto de 2014 entró en vigor el De-
creto ley de 24 de junio de 2014, n.º 91, denominado Ta-
glia Bollette, publicado en el Boletín Oficial italiano de 20 de
agosto de 2014 y convertido con modificaciones por la Ley
de 11 de agosto de 2014, n.º 116. Entre sus disposiciones,
destaca la relativa a la reestructuración de la incentivación
fotovoltaica, según la cual para las instalaciones fotovoltai-
cas de potencia superior a 200 kW se prevén tres opciones
diferentes:
a) reducción progresiva de la tarifa incentivada concedida a
lo largo de 24 años;
b) reestructuración de la tarifa de veinte años de duración,
contemplando un período de disfrute del incentivo redu-
cido en comparación con el actual y un segundo período
de aprovechamiento incrementado en igual medida (los
porcentajes fueron establecidos por el Decreto de 17 de
octubre de 2014 del Ministerio de Desarrollo Económico
de Italia);
c) la reducción fija del:
- 6% para plantas de 200 kW a 500 kW;
- 7% para plantas de 500 kW a 900 kW;
- 8% para plantas con una potencia nominal superior a
900 kW.
El operador pudo declarar su elección hasta el 30 de no-
viembre de 2014 mediante la oportuna comunicación al
GSE; en caso de silencio al respecto, se le aplicó la opción de
la reducción fija (letra c).
La alternativa preseleccionada por Enel Green Power SpA
fue la b), ya que era la de menor impacto en la rentabili-
dad del parque de plantas; aunque cabe añadir que dicha
repercusión no es relevante para Enel Green Power, habida
cuenta de la limitada capacidad solar instalada en Italia.
Cabe evidenciar, por otra parte, que la Sociedad, a través de
la asociación AssoRinnovabili, presentó un recurso ante el
Tribunal Administrativo Regional (TAR) de Lacio a efectos de
obtener la revocación de dicho decreto, al oponerse a la re-
troactividad de las medidas previstas en su articulado.
Además, el decreto dispone otra opción de reducción de los
incentivos, cuya eficacia se encuentra supeditada al dicta-
men positivo del Ministerio de Economía y Finanzas, con-
sistente en la organización de subastas para la asignación
(10) La Ley italiana n.º 129, del 13 de agosto de 2010 (denominada “Salva Alcoa”), prolongó, de hecho, hasta el 30 de junio de 2011 el período de aplicación de la II Tarifa de Alimentación para las plantas instaladas hasta el 31 de diciembre de 2010.
52 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
de resoluciones anticipadas de una parte de los incentivos
futuros, el 80%, como máximo. El techo de recursos necesa-
rios para la implementación de las resoluciones anticipadas,
de al menos 30.000 millones de euros, será puesto a disposi-
ción por un “sujeto financiero primario”, seleccionado por la
AEEGSI. La subasta se adjudicará a los operadores que ofrez-
can las mayores tasas de actualización.
Entre el resto de medidas del texto legal, cabe evidenciar:
> la calificación como recursos esenciales para la seguridad
del sistema eléctrico de las unidades de producción de
energía eléctrica, excluidas las renovables no programa-
bles, de una potencia superior a 50 MW ubicadas en Si-
cilia, hasta la puesta en funcionamiento de la línea eléc-
trica de 380 kV “Sorgente-Rizziconi” entre dicha isla y el
continente; así como, a la espera de una reforma orgáni-
ca del régimen de los desequilibrios, la eliminación de las
macrozonas Sicilia y Cerdeña;
> la introducción de los criterios con arreglo a los cuales el
Ministerio de Desarrollo Económico puede actualizar las
cuotas porcentuales de los importes debidos por la ener-
gía consumida de la red por los SEU (Sistemas Eficientes
de Usuarios) y las RIU (Redes Internas de Usuarios);
> la revisión del régimen de la medición neta, con una ele-
vación del umbral de aplicación a 500 kW para las plantas
alimentadas con fuentes renovables puestas en funcio-
namiento a partir del 1 de enero de 2015;
> la introducción del nombramiento de un comisario ad
acta para la ejecución de los acuerdos aprobados por
el Comité Interministerial en relación con las antiguas
azucareras, en caso de que los correspondientes procedi-
mientos de autorización no se hayan ultimado habiéndo-
se extinguido los plazos legales correspondientes.
DesequilibriosLa Decisión 281/2012/R/efr de la Autoridad para la Ener-
gía Eléctrica, el Gas y el Sistema Hídrico (AEEGSI, por sus
siglas en italiano) había introducido una profunda revisión
del servicio de suministro de la energía eléctrica para las
unidades de producción a partir de fuentes renovables no
programables.
En particular, había extendido, a partir del 1 de enero de
2013, incluso a las plantas existentes, la aplicación de las
tarifas de desequilibrio previstas para las unidades no ha-
bilitadas para las fuentes renovables no programables, de-
ducida una franquicia igual al 20% del programa vinculante
modificado y corregido de volcado durante los 6 primeros
meses y al 10% a partir del 1 de julio de 2013. Con dicha
Decisión, además, se había abolido la prima por la correcta
programación.
Dicha decisión fue recurrida en instancias administrativas,
tanto de primer como de segundo grado, y el correspon-
diente juicio culminó con su anulación.
Tras el pronunciamiento del Consejo de Estado en octubre
de 2014, la AEEGSI publicó la Decisión 522/2014/R/eel, me-
diante la que introdujo un nuevo régimen con vigencia a
partir del 1 de enero de 2015 y que prevé “tramos” diferen-
ciados por fuente que sustituyen el concepto de franquicia,
dentro de los cuales el operador paga una pequeña parte
del desequilibrio total ocasionado en el mercado. Como al-
ternativa, a efectos de aumentar la flexibilidad, los usuarios
del suministro pueden elegir la aplicación de las tarifas de
desequilibrio sin tramos, o sea, adoptando la modalidad en
vigor para las plantas programables no habilitadas.
En la decisión se definió que, en relación con el período com-
prendido entre el 1 de enero de 2013 (fecha de entrada en
vigor de la Decisión 281/2012/R/efr) y el 31 de diciembre de
2014, Terna SpA deberá aplicar las tarifas de desequilibrio,
como se estableció inicialmente en la Decisión 111/2006.
La Decisión 522/2014/R/eel fue objeto de impugnación por
parte de numerosos operadores, incluida Enel Green Power
SpA, que se opuso a la aplicación de la Decisión 111/2006
en los años 2013 y 2014, solicitando la aplicación de las di-
versas decisiones que a su vez se han sucedido en el tiempo
y a las que el operador se ha debido adaptar por fuerza. Se
está a la espera de la vista para tratar el fondo del asunto.
Decreto ley Destinazione Italia y Decreto Ministerial de extensión voluntaria de los incentivosCon fecha del 22 de febrero de 2014 entró en vigor la Ley
n.º 9 de 21 de febrero de 2014, que convirtió con modifi-
caciones el Decreto ley n.º 145 de 23 de diciembre de 2013
(denominado Destinazione Italia).
Entre sus disposiciones, cabe señalar:
> la equiparación de los precios mínimos garantizados
(PMG) al precio zonal, a excepción de la energía volcada
por instalaciones fotovoltaicas de una potencia nominal
de hasta 100 kW y por centrales hidroeléctricas de una
potencia de hasta 500 kW;
> la revisión de las competencias del Estado y las regiones
en materia geotérmica, asignando al Estado la función
de guía y coordinación para el desarrollo del sector;
> la disposición de la extensión voluntaria de los incentivos,
con arreglo a la cual se establece la posibilidad de ampliar
la vida útil bajo incentivos de las instalaciones alimenta-
das a partir de fuentes renovables (salvo la fotovoltaica)
53
a cambio de una reducción de las tarifas percibidas. En
concreto, las plantas que se benefician de los certificados
verdes, tarifas globales o tarifas subvencionadas y cuyo
período de incentivo termina después del 31 de diciem-
bre de 2014 pueden, alternativamente:
a) seguir disfrutando de los incentivos que les competen
durante un período de 10 años a partir de la finaliza-
ción del período de derecho al régimen de incentivo;
las intervenciones de cualquier tipo realizadas en las
mismas instalaciones no gozarán de herramientas de
incentivo adicionales, incluidas la retirada especializa-
da y la medición neta;
b) optar por una reestructuración del incentivo que les
corresponde, minorado en un porcentaje específico
para cada tipo de planta y aplicable durante un pe-
ríodo de incentivación renovado, igual al período que
restase incrementado en 7 años. La disposición no es
de aplicación a todas las plantas CIP 6 y a las nuevas
instalaciones incentivadas al amparo del Decreto Mi-
nisterial de 6 de julio de 2012, excepción hecha de
aquellas que gocen del régimen transitorio contem-
plado en el artículo 30 del Decreto Ministerial FER
(Fuentes de Energía Renovables).
En aplicación de la disposición de extensión voluntaria de
los incentivos se adoptó el Decreto Ministerial de 16 de oc-
tubre de 2014, objeto de impugnación ante el juez de lo
contencioso-administrativo, que desestimó la petición de
suspensión de la eficacia del mismo y señaló la vista del 19
de marzo de 2015 para tratar el fondo del asunto.
AlmacenamientoLa AEEGSI, tras el documento de consulta 613/2013/R/eel,
y a la espera de la terminación por parte del Comité Elec-
trotécnico Italiano (en lo sucesivo, CEI) de la actualización
de las normas CEI 0-16 y CEI 0-21 a efectos de definir los re-
quisitos técnicos necesarios para poder prestar servicios de
red, adoptó la Decisión 574/2014/R/eel “Integración de los
sistemas de acumulación de energía eléctrica en el sistema
eléctrico nacional”, con la que estableció, con ocasión de la
primera aplicación, las condiciones de acceso y de uso de la
red pública en caso de sistemas de acumulación de energía
eléctrica, así como las mediciones posteriores de la energía
eléctrica eventualmente necesarias para la correcta conce-
sión de las herramientas de incentivo o de regímenes comer-
ciales especiales en presencia de sistemas de acumulación.
Con posterioridad, mediante la Decisión 642/2014/R/eel,
la AEEGSI, una vez finalizada por el CEI la actualización de
las normas CEI 0-16 y CEI 0-21, definió ciertas disposiciones
relativas a la instalación y el uso de los sistemas de acumu-
lación, integrando la Decisión 574/2014/R/eel. En concreto,
la decisión precisa que:
> los sistemas de almacenamiento, a tenor de lo indica-
do en las variantes de las normas CEI 0-16 y CEI 0-21, se
tratan como plantas de producción de hecho. La única
excepción es el supuesto en el que entren en funciona-
miento solo en condiciones de emergencia, esto es, al in-
terrumpirse la alimentación de la red eléctrica;
> los proyectos piloto (solicitud de conexión presentada
antes del 21 de noviembre de 2014) no deben respetar
los requisitos técnicos presentes en las variantes de la CEI
0-16 y la CEI 0-21, mientras que todas las demás instala-
ciones habrán de atenerse a lo indicado en dichas varian-
tes (por lo tanto, los proyectos de Enel Green Power están
exentos de las mismas, aunque serán objeto de censo por
parte de la AEEGSI).
“Impuesto Robin Hood”Mediante la sentencia n.º 10/2015, el Tribunal Constitucio-
nal italiano declaró la ilegitimidad constitucional del deno-
minado “Impuesto Robin Hood”, toda vez que:
a) se trata de un impuesto que se aplica a todos los ingresos
de la empresa, y no exclusivamente a los beneficios;
b) es un impuesto estructural, habida cuenta de la ausencia
de una delimitación de su ámbito temporal de aplicación
o de mecanismos adecuados para verificar la persistencia
de las condiciones de las que se desprendió su introduc-
ción;
c) es un impuesto que no garantiza la finalidad de protección
de los consumidores, en consideración del hecho de que la
prohibición de repercusión de los gastos en los precios al
consumo resulta de difícil sujeción a controles eficaces.
El Tribunal, además, precisó que los efectos de la declaración
de ilegitimidad constitucional se materializan a partir del día
siguiente a la publicación de la sentencia en el Boletín Oficial
italiano, en razón de que la eliminación con efecto retroacti-
vo de la medida en cuestión habría acarreado un grave per-
juicio al equilibrio presupuestario del Estado.
En resumen, para la preparación de los presentes Estados
contables:
> los impuestos corrientes del ejercicio 2014 se calcularon
aplicando tanto el IRES (impuesto de sociedades, por sus
siglas en italiano), como el IRES complementario (“Im-
puesto Robin Hood”);
> los impuestos diferidos se calcularon con arreglo al tipo
aplicable en el momento del reintegro previsto (exclu-
yendo el “Impuesto Robin Hood”).
54 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
EspañaProducción y demanda de energía eléctrica en el mercado peninsular
En millones de kWh
2014 2013 2014-2013
Producción neta 253.429 260.331 (6.902) -2,7%
Consumos para bombeos (1) (5.330) (5.958) 628 10,5%
Exportaciones netas (4.704) (8.001) 3.297 41,2%
Demanda de energía en la red 243.395 246.372 (2.977) -1,2%
(1) Incluye el saldo de intercambio con el sistema extrapeninsular.Fuente: datos Red Eléctrica de España (Estadística diaria - final diciembre de 2014). Los volúmenes de 2013 están actualizados a 30 de noviembre de 2014.
La demanda de energía en el mercado peninsular en 2014
se anota una disminución (-1,2%) con relación a 2013, que-
dándose en 243.395 millones de kWh. Dicha demanda fue
satisfecha íntegramente a partir de la producción neta na-
cional destinada al consumo.
Las exportaciones netas en 2014 constatan un incremento
(41,2%) con relación a los valores registrados en el ejercicio
2013; dicha reducción está vinculada esencialmente al efec-
to neto de una disminución de las exportaciones y de un au-
mento de las importaciones, debido a los menores precios
medios de venta en los mercados internacionales.
La producción neta de 2014 arroja una caída del 2,7%
(6.902 millones de kWh), en razón, sustancialmente, de la
menor demanda de energía eléctrica constatada en el mer-
cado peninsular.
Producción y demanda de energía eléctrica en el mercado extrapeninsular
En millones de kWh
2014 2013 2014-2013
Producción neta 13.290 13.441 (151) -1,1%
Importaciones netas 1.298 1.269 29 2,3%
Demanda de energía en la red 14.588 14.710 (122) -0,8%
Fuente: datos Red Eléctrica de España (Estadística diaria - final diciembre de 2014).
La demanda de energía en el mercado extrapeninsular en
2014 se apunta una disminución (-0,8%) con relación al va-
lor registrado en 2013, quedándose en 14.588 millones de
kWh. Dicha demanda fue satisfecha por la producción neta
realizada directamente en el territorio extrapeninsular en
un 91,1% y por las importaciones netas en lo referente al
8,9% restante.
Las importaciones netas en 2014 alcanzaron los 1.298 mi-
llones de kWh y corresponden íntegramente al intercambio
con la Península Ibérica.
La producción neta de 2014 arroja una caída del 1,1% (151
millones de kWh), en razón de la menor demanda de ener-
gía eléctrica en el mercado extrapeninsular.
En España, el sector de las renovables ha registrado en los
últimos años un crecimiento significativo, evidenciando un
incremento de los consumos de energía primaria a partir de
fuentes renovables sobre el total.
El 11 de noviembre de 2011, el Gobierno español aprobó
el nuevo “Plan de Energías Renovables” correspondiente
al período 2011-2020 (“PER 2011-2020”), en el que se es-
tablece el plan de desarrollo para el sector de las energías
renovables. El PER 2011-2020 fija medidas específicas de im-
plementación para la consecución del objetivo instaurado
por la Directiva 2009/28/CE de la Unión Europea del 20%
de consumo total de energía a partir de fuentes renovables
de ahora a 2020, plazo dentro del que el Gobierno prevé, en
concreto, llegar a los 64 GW de capacidad instalada, prin-
cipalmente mediante el desarrollo de los sectores eólico y
solar. El documento contiene objetivos específicos en térmi-
nos de capacidad y producción para cada tecnología:
55
> eólica: 35,7 GW de capacidad hasta 2020;
> hidroeléctrica: 13,9 GW de capacidad hasta 2020;
> geotérmica: 0,05 GW de capacidad hasta 2020;
> solar (fotovoltaica y CSP —energía solar concentrada, por
sus siglas en inglés—): 12 GW de capacidad hasta 2020;
> energía del mar: 0,1 GW de capacidad hasta 2020;
> biomasa (biomasa sólida, residuos y biogás): 1,9 GW de
capacidad hasta 2020.
La capacidad instalada de fuentes renovables se mantuvo
prácticamente estable en 2014 con relación a 2013, alcan-
zando unos 48 GW, como se ilustra en el gráfico siguiente.
2012 2013 2014
48 48 48
Fuente: REE.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Con un enfoque específico en el sector eólico, el mercado
español representa el segundo país europeo (después de
Alemania), con unos 23 GW de capacidad instalada a fecha
de 2014, la mayoría en la región de Castilla y León. La base
instalada eólica permaneció fundamentalmente estable y
representa en 2014 cerca del 48% de la capacidad instalada
renovable total.
2012 2013 2014
23 23 23
Fuente: REE.
Aspectos normativos y tarifarios
El sistema de incentivación español para las fuentes reno-
vables se basaba principalmente en un esquema de tarifas
reguladas y primas. Tanto 2012 como 2013 se caracteriza-
ron por una política energética dirigida principalmente a la
necesidad de resolver el problema del “déficit tarifario”. A tal
efecto, el Real Decreto ley 1/2012 suspendió por una parte
los procedimientos de “preasignación” y, por la otra, supri-
mió los incentivos económicos para las nuevas instalaciones
alimentadas con energías renovables y no admitidas en el
procedimiento antedicho.
La Ley 15/2012 introdujo un impuesto del 7% sobre la ener-
gía eléctrica producida a partir de cualquier tipo de tecnolo-
gía y una tasa del 22% para el uso de aguas para la produc-
ción de energía eléctrica (minorada en un 90% en caso de
instalaciones con una potencia inferior a 50 MW).
En el transcurso de 2013, el Real Decreto ley 2/2013 eliminó
la opción de remuneración basada en el precio de mercado
más la prima, dejando solo la posibilidad de la tarifa regula-
da (precio de la energía incluido) o el precio de mercado sin
prima, y modificó la referencia de la indexación de la tarifa
regulada para las renovables y la cogeneración.
En el ámbito del proceso de reforma del sector eléctrico ini-
ciado en julio de 2013 mediante la adopción del Real De-
creto ley 9/2013, el 6 de junio de 2014 se aprobó el Real
Decreto 413/2014 relativo a la regulación de la producción
a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y
residuos. El Decreto introduce un nuevo plan de remunera-
ción basado en el concepto de la “rentabilidad razonable”,
igual a la evolución de los bonos estatales a diez años, au-
mentada en 300 puntos básicos. Para el primer período re-
gulado, de una duración de seis años a partir de junio de
2013, el retorno de la inversión debería alcanzar el 7,4%
efectivo, antes de impuestos. El nuevo plan prevé una remu-
neración basada en la venta de la energía al precio de mer-
cado, al que se añadirá un importe anual adicional solo en
el caso de que el primero no sea suficiente para garantizar
el nivel de rentabilidad razonable establecido. La eventual
remuneración adicional se calculará con arreglo a los gastos
de explotación y los costes de inversión estándar de una em-
presa eficiente y bien gestionada, y por grupos de instalacio-
nes. Los susodichos parámetros estándar se definieron con
fecha del 20 de junio de 2014 mediante la aprobación de la
Orden Ministerial IET/1045/2014. Con fecha del 8 de julio
de 2014, Enel Green Power presentó un recurso administra-
tivo contra el Real Decreto 413/2014 y la Orden Ministerial
IET/1045/2014. En lo concerniente al recurso contra el pri-
56 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
mero, se depositó la demanda y se está a la espera de las si-
guientes fases del proceso. Con relación al recurso contra la
Orden Ministerial, se solicitó información adicional al Tribu-
nal Supremo y, una vez que se presente dicha información,
empezará a correr el plazo de 20 días hábiles dentro del que
Enel Green Power habrá de presentar sus demandas.
El 5 de agosto de 2014 se publicó la Orden Ministerial
IET/1459/2014, con la que se definieron los parámetros
para la remuneración y el mecanismo de asignación del ré-
gimen de remuneración específico para los nuevos parques
eólicos y centrales fotovoltaicas en los sistemas eléctricos
extrapeninsulares.
PortugalPortugal ha adoptado una estrategia encaminada al de-
sarrollo de las energías renovables, apoyando el sector
mediante medidas financieras y fiscales. Según el Plano
Nacional de Acção para as energias renováveis ao abrigo
da Directiva 2009/28/CE, se prevé llegar a unos 19 GW de
capacidad instalada de ahora a 2020, siendo los sectores
hidroeléctrico y eólico los que aportan mayores contribucio-
nes al crecimiento.
En 2014, Portugal presenta una capacidad instalada total
igual a unos 10 GW, con un crecimiento estimado del 3%,
aproximadamente, en comparación con 2013.
2012 2013 2014E
9,610,2 10,5
Fuente: REN, Enerdata. Proceso de datos de BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
En concreto, el sector eólico resulta ser el que contribuyó
más al aumento de la capacidad renovable instalada en
términos porcentuales, con un peso estimado en 2014 de
aproximadamente el 46% del total.
2012 2013 2014E
4,2 4,7 4,8
Fuente: REN, Enerdata. Proceso de datos de BNEF del año 2014.
Aspectos normativos y tarifarios
A día de hoy, los regímenes tarifarios que se aplican a los
parques eólicos son principalmente dos, y ambos contem-
plan el uso del mecanismo de la tarifa regulada.
En concreto:
> Decreto ley 339-C/2001. El mecanismo de incentivo está
representado por una tarifa regulada sujeta a actualiza-
ciones mensuales y diferenciada según el factor de carga
de la planta (en particular, cuanto mayor es el factor de
carga, menor es el incentivo). Se constata, además, que el
28 de febrero de 2013 se publicó un decreto que prevé
la posibilidad de ampliar de 5 a 7 años la duración de los
incentivos (tras su vencimiento ordinario) a cambio del
pago de 5.000 o 5.800 €/MW para los años entre 2013 y
2020, inclusive.
> Decreto ley 33A/2005. Dicho decreto contempla tam-
bién un mecanismo de incentivo basado en una tarifa re-
gulada, con actualizaciones mensuales. En concreto, las
instalaciones habrán de participar en una subasta holan-
desa a efectos de poder aprovechar los incentivos.
Con fecha del 24 de junio de 2014, a efectos de aumentar
la capacidad de los parques eólicos existentes que reúnen la
57
disponibilidad de la fuente y las condiciones técnicas ade-
cuadas, se publicó el Decreto Ley 94/2014, que regula las
condiciones de volcado a la red de una cantidad de energía
superior a la potencia de conexión y su correspondiente re-
muneración.
Grecia Grecia, en cumplimiento de los objetivos convenidos con la
transposición de la normativa comunitaria, puso el acento
en el desarrollo de la energía producida a partir de fuentes
renovables. Mediante la Ley 3851/2010 Accelerating the de-
velopment of Renewable Energy Sources to deal with clima-
te change and other regulations addressing issues under the
authority of the Ministry of Environment, Energy and Climate
Change, Grecia apunta, de hecho, a incrementar la cuota ac-
tual de energía limpia hasta cerca del 40% de la producción
total de electricidad de ahora a 2020. Se calcula que se po-
drá llegar al objetivo mediante una combinación eficiente
de medidas fiscales, financieras y técnicas, como la revisión
del sistema de las tarifas reguladas, la simplificación de los
procedimientos de concesión de licencias y la reducción de
las barreras para la implementación de proyectos renova-
bles en el ámbito local.
En el Plan de Acción Nacional National Renewable Energy
Action Plan in the scope of Directive 2009/28/EC, destina-
do a la aplicación de la Directiva 2009/28/CE de la Unión
Europea, Grecia estimó que la capacidad instalada total de
fuentes renovables podrá llegar a 13 GW en 2020, gracias
a las mayores contribuciones provenientes de los sectores
eólico y solar.
En los últimos años, Grecia ha registrado un crecimiento de
la capacidad renovable instalada que, según las estimacio-
nes, llegó en 2014 a unos 7 GW, lo que representa un au-
mento del 8% en relación con 2013.
2012 2013 2014
6 7 7
Fuente: Lagie, Enerdata.Nota: se excluyen los bombeos puros.
El sector eólico, en concreto, se apunta una subida bastante
regular a lo largo de todo el período de referencia, eleván-
dose en 2014 a unos 2,0 GW, un incremento igual al 11%,
aproximadamente, en comparación con 2013.
2012 2013 2014
1,7 1,8 2,0
Fuente: Lagie, Enerdata.
Aspectos normativos y tarifarios
En el mecanismo de incentivación griego prevalece el siste-
ma de la tarifa regulada, diferenciado por fuente. Los incen-
tivos se asignan mediante un contrato a largo plazo, de 20
años de duración, para todas las fuentes, a excepción de las
instalaciones fotovoltaicas sobre techo con una potencia in-
ferior a 10 kW, para las que la duración es de 25 años. La Ley
4092/2012, modificada parcialmente en mayo de 2013 por
la Ley 4153/2013, introdujo un impuesto temporal (julio de
2012 - junio de 2014) sobre los ingresos de las plantas exis-
tentes de producción a partir de fuentes renovables (igual
al 10% para todas las tecnologías renovables, salvo el sector
fotovoltaico, gravado con el 37-42% o el 34-40%, en fun-
ción de la COD —fecha de funcionamiento comercial, por
sus siglas en inglés— de las instalaciones).
El 30 de marzo de 2014, el Parlamento griego aprobó la Ley
n.º 4254 —denominada New Deal— con el objetivo de ra-
cionalizar la partida específica relativa a las fuentes renova-
bles. Las principales modificaciones introducidas y en vigor
desde el 1 de abril de 2014 son:
> reducción parcial de los ingresos registrados en 2013 me-
diante la emisión de una nota de crédito (el 10% de los
ingresos de la producción eólica y minihidroeléctrica y el
58 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
35-37,5% de los ingresos de la producción fotovoltaica);
> reducción, a partir del 1 de abril de 2014, de las tarifas
reguladas (FIT, por sus siglas en inglés) vigentes para las
plantas existentes, de aproximadamente el 6% para las
instalaciones eólicas y minihidroeléctricas y de alrededor
del 45% para las plantas fotovoltaicas, con la consiguien-
te eliminación del impuesto a los ingresos brutos (en vi-
gor hasta la expiración de junio de 2014);
> reducción de las FIT para las nuevas plantas que se pon-
gan en marcha después del 1 de abril de 2014;
> eliminación del mecanismo de ajuste de las FIT respecto
al índice de los precios al consumo (fijado con anteriori-
dad en el 25%);
> ampliación en 7 años de la validez de los contratos de
compra de energía, en función de determinadas condi-
ciones (por ej., tarifa fija o cantidad de energía fija).
RumaníaRumanía, a través del mecanismo de los certificados verdes,
ha favorecido en gran medida el desarrollo de las energías
renovables en los últimos años. Con arreglo al “Plan de Ac-
ción Nacional para la Energía Renovable” (“NREP”, por sus
siglas en inglés), encaminado a la aplicación de la Directi-
va 2009/28/CE de la Unión Europea, el Gobierno rumano
contempla alcanzar unos 12,6 GW de capacidad instalada
a partir de fuentes renovables de ahora a 2020, una base
instalada que contribuirá a satisfacer el consumo bruto de
electricidad del país en un 38,2%.
Se estima que Rumanía se anotó un crecimiento del 4%,
aproximadamente, respecto a su capacidad instalada de
fuentes renovables durante 2014, quedando en 11 GW,
como se observa en el gráfico siguiente.
2012 2013 2014E
8,3
10,4 10,9
Fuente: Enerdata, GWEC, EPIA y Transelectrica. Proceso de datos de BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Dicho desarrollo se puede atribuir fundamentalmente a la
tecnología eólica. En el último año, la capacidad instalada
eólica aumentó un 13%, llegando a alrededor de 3 GW en
2014. Dicha capacidad está ubicada sobre todo en la región
de Dobrogea, una zona bañada por el mar Negro y que pre-
senta una morfología geográfica especialmente favorable,
al estar constituida por una llanura escasamente poblada.
2012 2013 2014E
1,8
2,6 2,9
Fuente: Enerdata, GWEC e Transelectrica. Proceso de datos de BNEF del año 2014.
Aspectos normativos y tarifariosEn Rumanía, la principal forma de incentivación para todas
las fuentes renovables es el sistema de los certificados ver-
des (CV), a excepción de las centrales hidroeléctricas con una
potencia superior a los 10 MW, que no acceden a ningún
sistema de incentivos. Los vendedores tienen la obligación
de adquirir cada año una determinada cuota de fuentes
renovables mediante la compra de CV —basándose en los
objetivos anuales establecidos por la ley— en concepto de
cuotas de producción bruta renovable. Las autoridades ru-
manas publican anualmente la cuota obligatoria recalculada
en aras de equilibrar la oferta y la demanda. El valor de los
certificados varía con arreglo a los coeficientes de multipli-
59
cación, diferenciados por fuente. En concreto, 2 CV por cada
MWh de producción a partir de las tecnologías geotérmica,
eólica y de biomasa hasta 2017 (tras el año 2017, 1 CV), 6 CV
por cada MWh de producción fotovoltaica y 3 CV por cada
MWh de producción hidroeléctrica para plantas de nueva
construcción. El precio de los CV queda definido por ley, en
un intervalo entre un valor mínimo y un valor máximo (sue-
lo y techo). En caso de incumplimiento, los vendedores es-
tán sujetos a una penalización. El Decreto de modificación
temporal del mecanismo de los certificados verdes (CV) EGO
57/2013, publicado en el mes de junio y aprobado defini-
tivamente en diciembre de 2013, estableció la suspensión,
durante un período limitado (del 1 de julio de 2013 al 31 de
marzo de 2017), de la comercialización de parte de los certi-
ficados debidos a los productores de renovables (1 CV/MWh
para el sector eólico y el hidroeléctrico de pequeño tamaño
y 2 CV/MWh en el caso del sector fotovoltaico). Los CV rete-
nidos se podrán comercializar gradualmente a partir del 1 de
abril de 2017 (para las fuentes fotovoltaica e hidroeléctrica
de pequeño tamaño) o desde el 1 de enero de 2018 (en el
caso de los parques eólicos), hasta diciembre de 2020.
El 16 de diciembre de 2013 se publicó, además, la Decisión
994/2013, que redujo el número de CV para las nuevas plan-
tas a partir del 1 de enero de 2014. En concreto, 1,5 CV por
cada MWh de producción eólica hasta 2017 (después de ese
año, 0,75 CV), 3 CV por cada MWh de producción fotovol-
taica y 2,3 CV por cada MWh de producción hidroeléctrica.
El 19 de marzo de 2014, el Gobierno rumano redujo al
11,1%, desde el anterior 15%, la cuota de energía produci-
da a partir de fuentes renovables que será objeto de incen-
tivos en el transcurso de 2014.
Con fecha del 11 de junio de 2014, el Gobierno aprobó una
decisión, publicada en el Boletín Oficial el 4 de julio de 2014,
que introduce un mecanismo de exención de la obligación
de compra de los certificados verdes para una serie de gran-
des consumidores de energía eléctrica. La disposición reci-
bió la aprobación de la Comisión Europea el 15 de octubre
de 2014. El sistema de apoyo, con una duración de 10 años
y aplicable a partir del 1 de diciembre de 2014, permitirá
reducir la obligación con una amplitud variable en función
del nivel de consumo y el gasto de energía de cada empresa,
hasta un valor máximo del 85%.
El 12 de diciembre, el Gobierno aprobó la cuota de energía
renovable incentivada para 2015 e igual al 11,9% (en com-
paración con el anterior 16%).
La metodología de tarifa regulada para instalaciones de pe-
queño tamaño se publicó el 14 de julio de 2014.
La ANRE (Autoridad Reguladora de la Energía Rumana, por
sus siglas en rumano) anunció que, a partir del 11 de no-
viembre de 2014, el mercado del día anterior (day ahead
market) funcionará en modo de acoplamiento en Eslova-
quia, la República Checa, Hungría y Rumanía.
Estados UnidosEn Estados Unidos, el uso de las energías renovables cuenta
con el respaldo de medidas específicas en los ámbitos fe-
deral y estatal, y está en continuo desarrollo. El sistema de
los Renewable Portfolio Standards —normativa que requiere
que un porcentaje de electricidad sea producido a partir de
fuentes renovables— se encuentra, en la actualidad, difun-
dido en 29 estados más el Distrito de Columbia.
Según el World Energy Outlook 2014, la capacidad instalada
de fuentes renovables experimentará un acusado incremen-
to, llegando a los 270 GW en 2020 (11). Los mayores factores
de crecimiento se asocian principalmente a los mercados
solar fotovoltaico y eólico.
Estados Unidos, en 2014, dispone de una capacidad instala-
da total estimada igual a 180 GW, un aumento de cerca del
7% en comparación con el año precedente.
2012 2013 2014E
160
168180
Fuente: EIA (hidroeléctrica), IEA (biomasa), AWEA (eólica), Seia, Enerdata (solar), BNEF (geotérmica). Proceso de datos de IEA, BNEF, AWEA y FERC del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
En concreto, el sector eólico resulta ser una fuente renova-
ble de gran importancia para Estados Unidos, ya que repre-
senta más de un tercio de la capacidad instalada total. En
términos de crecimiento absoluto, el sector eólico pasa de
61 GW en 2013 a 66 GW en 2014.
(11) Se incluyen los bombeos puros.
60 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
2012 2013 2014E
59
6166
Fuente: AWEA. Proceso de datos de AWEA del año 2014.
El crecimiento del sector eólico va de la mano de una evo-
lución paralela a nivel geográfico. Según la American Wind
Energy Association (AWEA), en 2014 hay ya 39 estados que
disponen de capacidad instalada eólica. Entre estos, los más
activos en 2014 fueron los estados de Texas, Oklahoma,
Iowa, Washington y Colorado, con más de 2,8 GW instala-
dos en el último trimestre.
Aspectos normativos y tarifarios
El sistema estadounidense contempla un doble nivel de in-
centivación de las fuentes renovables. En concreto:
> en el ámbito federal existen diversas formas de apoyo,
como: incentivos fiscales a la producción y la inversión
(Production Tax Credit e Investment Tax Credit), la amor-
tización acelerada y subvenciones federales. Los Produc-
tion Tax Credits (PTC), el incentivo fiscal a la producción
de energía a partir de fuentes renovables, vencido a la
finalización de 2013, fueron renovados con la Ley de
Prevención de Aumentos Tributarios (Tax Increase Pre-
vention Act) de 20 de diciembre de 2014. Gracias a dicha
prórroga, pudieron calificarse para los PTC los proyectos
elegibles con fecha de “inicio de obras” hasta el 31 de di-
ciembre de 2014. Se esperan directrices adicionales del
Servicio de Impuestos Internos (IRS, por sus siglas en in-
glés) para la definición del concepto de “esfuerzos con-
tinuos” requerido para la cualificación en el primer o el
segundo trimestre de 2015. En cambio, el Investment Tax
Credit (ITC), el incentivo fiscal a las inversiones en ener-
gías renovables, sigue siendo aplicable a las plantas pues-
tas en funcionamiento hasta el 31 de diciembre de 2016;
> a nivel estatal se encuentra en vigor el sistema de los
Renewable Portfolio Standards (RPS), caracterizado por
cuotas obligatorias para las empresas de servicios, con di-
ferentes objetivos según el estado. La mayor parte de los
estados ha adoptado sistemas de certificación negocia-
bles en el mercado, pero en la actualidad no se encuentra
aún activa una plataforma de alcance federal.
El 2 de junio de 2014, la Environmental Protection Agency
(EPA) dio a conocer una propuesta de regulación, aplicable
a las centrales de combustibles fósiles actualmente en fun-
cionamiento, que prevé, de ahora a 2030, una reducción
global de las emisiones de CO2 del 30% con relación a los
niveles de 2005. Para cada estado se establece un objetivo
de reducción específico, para cuya consecución se concede
una amplia flexibilidad en relación con políticas y estrate-
gias. Tras la fase de consulta, la propuesta se encuentra ac-
tualmente en fase de revisión y la EPA prevé su aprobación
definitiva en el tercer trimestre de 2015, a más tardar. En
estas circunstancias, los estados tendrán tiempo hasta junio
de 2016 para presentar a la EPA su plan de consecución del
objetivo.
CanadáCanadá se encuentra entre los principales países del mundo
en términos de capacidad instalada de fuentes renovables,
gracias a la predominante contribución de la tecnología hi-
droeléctrica. El desarrollo de las renovables va acompañado
principalmente de una serie de objetivos voluntarios o vin-
culantes adoptados por algunas provincias (Manitoba, New
Brunswick, Ontario, Quebec y Nueva Escocia). Entre ellas, las
provincias de Quebec y Alberta están también adoptando
regulaciones en lo que concierne a las emisiones de gases
de efecto invernadero.
En 2014, la base instalada de generación a partir de fuentes
renovables creció cerca de 3,5 GW, llegando a unos 90 GW,
de los que el 85% se desprende de la fuente hidroeléctrica.
61
2012 2013 2014E
8386
90
Fuente: Enerdata, GWEC. Proceso de datos de Enerdata y BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
La tecnología que se apuntó el mayor crecimiento durante
2014 fue la eólica, cuya capacidad instalada alcanzó, según
las estimaciones, unos 10 GW. Las provincias con mayor ca-
pacidad eólica adicional instalada a lo largo de 2014 fueron
Quebec, Ontario y Alberta.
2012 2013 2014E
68
10
Fuente: Enerdata, GWEC. Proceso de datos de BNEF del año 2014.
Aspectos normativos y tarifariosEn el ámbito federal, no existen por el momento incentivos
a las energías renovables. No obstante, en septiembre de
2012 se publicaron nuevos reglamentos federales a efectos
de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. En
particular, dichos reglamentos contemplan la aplicación de
estándares de rendimiento a las nuevas plantas de carbón,
que entrarán en vigor a partir de julio de 2015. Dicho esto,
cabe recordar además que a nivel nacional rige ya un objeti-
vo de reducción, de ahora a 2020, de las emisiones de gases
de efecto invernadero del 17% en relación con las conta-
bilizadas en 2005. En términos de producción de energía
a partir de fuentes renovables, se observa, en cambio, que
algunas provincias han fijado objetivos vinculantes o volun-
tarios y que cada una apoya el desarrollo energético de un
modo diferente.
MéxicoRecientemente, el Gobierno mexicano se ha propuesto pro-
mover en mayor medida el desarrollo de un marco normati-
vo de apoyo a las energías renovables. El 3 de junio de 2013,
el Gobierno mexicano publicó la Estrategia Nacional de
Cambio Climático, que establece el objetivo de reducir las
emisiones de gases de efecto invernadero en un 30% has-
ta 2020 y en un 50% hasta 2050 respecto a los valores de
2000, mediante la introducción de las energías renovables
en el mix energético, medidas de eficiencia energética y la
evolución hacia las “ciudades inteligentes”.
2012 2013 2014E
14,2 14,416,2
Fuente: CRE, SENER, CFE. Proceso de datos de CRE, SENER, CFE y BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Se estima que la capacidad instalada renovable registró en
2014 un incremento igual a cerca del 13% en relación con
2013, quedando en unos 16 GW.
La tecnología eólica es la que más contribuyó al crecimiento
global de la capacidad instalada renovable en el último año.
En 2014, como se puede verificar en el gráfico siguiente, se
estima que la base instalada eólica alcanza los 2,3 GW, apro-
ximadamente.
2012 2013 2014E
1,4 1,4
2,3
Fuente: CRE, SENER, CFE. Proceso de datos de BNEF del año 2014.
62 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Aspectos normativos y tarifarios
2014 fue testigo de la progresiva aprobación y publicación
de las leyes y los reglamentos derivados de la importante
reforma energética publicada el 20 de diciembre de 2013
y encaminada a la reestructuración del sector energético y
petrolífero.
En el mes de agosto se publicó la normativa derivada de la
Reforma Energética. En concreto, y con específica referencia
al sector eléctrico, se publicaron:
1. La “Ley de la Industria Eléctrica”, que prevé la introduc-
ción de un mercado competitivo para la generación y la
creación de un operador independiente para la gestión
del mercado, la introducción de un mecanismo de cer-
tificados de energía “limpia” y la definición de las reglas
para el período transitorio precedente a la activación ofi-
cial del mercado mayorista de la energía;
2. la “Ley de Energía Geotérmica”, que sienta un marco re-
glamentario específico para las actividades de explora-
ción y producción de energía a partir de la fuente geotér-
mica, el mecanismo de identificación de las áreas de
futura concesión y los procedimientos para su posterior
asignación;
3. la “Ley de la Comisión Federal de Electricidad”, que se en-
carga de reorganizar la función y la estructura del anti-
guo monopolio público de la energía eléctrica (CFE).
Con fecha del 31 de octubre se publicaron, además, los
correspondientes reglamentos, que incluyen también las
directrices para un mecanismo de certificados de energías
limpias encaminado a la consecución del objetivo del 35%
de generación eléctrica a partir de fuentes no contaminan-
tes de ahora a 2024. La obligación estará en vigor a partir
de 2018 y el pertinente objetivo se establecerá en marzo de
2015, a más tardar.
En vista de la puesta en marcha del mercado mayorista, con
fecha prevista del 1 de enero de 2016, también se creó ofi-
cialmente el operador independiente del mercado (CENACE
—Centro Nacional de Control de la Energía—).
Con referencia a la remuneración de la generación a par-
tir de fuentes renovables, el corpus normativo anterior a la
reforma hacía referencia a la Ley para el Aprovechamiento
de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición
Energética (LAERFTE), promulgada en 2008. En concreto,
los inversores privados participaban con referencia a su ac-
tividad como IPP (Productores Independientes de Energía,
por sus siglas en inglés, —vendiendo toda su capacidad a
la Comisión Federal de Energía a través de mecanismos de
subasta—), autoproveedores (en caso de autoconsumo) y
productores de pequeña escala (con una capacidad insta-
lada menor de 30 MW, que vendían su capacidad mediante
tarifas reguladas por la Comisión Federal de Energía).
En consonancia con lo previsto en el nuevo corpus normativo:
> las plantas operativas en la fecha de inauguración del
mercado y aquellas que cuenten con un contrato de in-
terconexión podrán mantener los esquemas de remune-
ración de los que gozaban antes de la reforma;
> las nuevas plantas y todas aquellas en cuyo poder no
obre aún un contrato de interconexión podrán acceder a
los diversos esquemas de venta introducidos por la refor-
ma (subastas para el suministro de los clientes regulados,
contratos bilaterales con clientes libres y venta de entre-
ga inmediata en el mercado mayorista), que actualmente
están en fase de total definición.
Con especial referencia al desarrollo de centrales geotérmi-
cas, en los primeros meses de 2015 la CFE identificará los
emplazamientos que pretende desarrollar de forma inde-
pendiente y los que se asignarán con posterioridad a inver-
sores privados mediante subastas convocadas específica-
mente a tal efecto (Ronda Cero).
BrasilBrasil representa el país de Latinoamérica con la mayor ca-
pacidad instalada de fuentes renovables. Según el Global
Wind Energy Outlook 2014, la oferta de energía proveniente
de fuentes renovables en Brasil sigue aún muy concentra-
da en el sector hidroeléctrico (cerca del 80% del total), pero
con las tecnologías eólicas y de biomasa en rápido ascenso.
Como figura en el World Energy Outlook 2014, la capacidad
instalada de fuentes renovables en Brasil experimentará un
acusado incremento, llegando a los 137 GW en 2020 (12). En
particular, las mayores contribuciones al crecimiento pro-
(12) Se incluyen los bombeos puros.
63
vendrán de los sectores hidroeléctrico (históricamente, el
más desarrollado) y eólico (que se considera puede aumen-
tar exponencialmente en los próximos años).
Se estimó que la capacidad instalada en 2014 era igual a
113 GW, un incremento del 7% en comparación con el dato
del año anterior.
2012 2013 2014E
102106
113
Fuente: ANEEL, EPE.Nota: se excluyen los bombeos puros.
La capacidad instalada relativa a la fuente eólica alcanza en
2014 unos 5 GW, lo que representa un significativo creci-
miento con relación al año precedente (+70%). Simultánea-
mente, se asiste a un aumento de la contribución de la tec-
nología eólica al total (del 2,7% de 2013 al 4,3% en 2014).
2012 2013 2014E
2,1
2,9
4,9
Fuente: ANEEL, EPE.
Aspectos normativos y tarifarios
El sistema de incentivación de las fuentes renovables en
Brasil vio la luz en 2002, con un sistema de tarifa regulada
(PROINFA), para más adelante adecuarse al sistema de ven-
ta de la energía convencional, mediante mecanismos de
subasta. Las subastas se distinguen entre las destinadas a
plantas nuevas y las reservadas a las centrales ya existentes,
y se pueden clasificar, además, del siguiente modo:
> Leilão Fontes Alternativas, reservadas a las tecnologías re-
novables eólica, biomasa e hidroeléctrica hasta 50 MW;
> Leilão Energia de Reserva, a la que pueden acceder los
proyectos que se vayan a poner en funcionamiento den-
tro de los tres años posteriores a la fecha de celebración
de la subasta. Estos tipos de subastas se convocan nor-
malmente para incrementar el margen de reserva o fo-
mentar el desarrollo de determinadas tecnologías (como
las renovables);
> Leilão de Energia Nova, a la que pueden presentarse to-
dos los proyectos con una fecha prevista de inaugura-
ción superior a los tres años a partir de la subasta. Dichas
subastas se diferencian entre A-3 y A-5 en función de la
obligación del productor de proporcionar la energía asig-
nada después de tres o cinco años.
El mecanismo típico de despliegue de la subasta contempla
dos fases: un primer plazo en el que el organizador de la
subasta fija el precio de salida y los productores pujan me-
diante ofertas a la baja; una segunda etapa en la que los
productores restantes reducen adicionalmente el precio
hasta el momento en que la oferta de energía cubre toda
la demanda objeto de la subasta. A los mejores postores se
les asignan contratos a largo plazo, de duración variable: 15
años para las plantas termoeléctricas alimentadas con bio-
masa, 20 años en el caso de los parques eólicos y 30 años
para las centrales hidroeléctricas.
A lo largo de 2014 se celebraron cuatro subastas, que resul-
taron globalmente en la firma de contratos por más de 8 GW
(de los que un porcentaje superior al 90% corresponde a ca-
pacidad nueva). En particular, el 31 de octubre se celebró la
primera subasta de reserva de ámbito federal, con un lote de
capacidad específico para las instalaciones solares, que des-
embocó en la asignación de 890 MW, aproximadamente.
El 17 de diciembre, el Ministerio de Minas y Energía publi-
có el nuevo plan de expansión del sector (PDE2023 - Plano
Decenal de Expansão de Energia), que incluye importantes
porcentajes de crecimiento previstos para la capacidad re-
novable. Con arreglo al plan presentado, el Gobierno estima
que la capacidad eólica crecerá de media 2 GW al año hasta
2023, mientras que la capacidad solar y de biomasa repre-
sentará, también en 2023, una cuota de cerca del 13% del
total instalado en el país.
El 25 de noviembre de 2014, mediante su Decisión 1832, el or-
ganismo regulador ANEEL modificó la banda de oscilación del
precio de bolsa (PLD), fijando los nuevos límites inferior (~12 €/
MWh) y superior (~151 €/MWh).
64 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
ChileA diferencia de numerosos Estados de Latinoamérica, Chile
no goza de unas abundantes reservas de fuentes fósiles y
ha de proceder a satisfacer la demanda interna de energía
a través de importaciones, principalmente. No obstante,
Chile posee un importante potencial en términos de ener-
gías renovables, en razón de diferentes tecnologías, como la
hidroeléctrica, la eólica, la solar y la geotérmica; a pesar de
ello, según las estimaciones del Global Wind Energy Outlook
2014, estas ascienden a día de hoy a menos del 1% de la
combinación energética.
En 2013, el Senado chileno votó una resolución que aumen-
ta el objetivo de energía producida a partir de renovables
hasta el 20%, porcentaje que se habrá de alcanzar de ahora
a 2025.
Como se puede observar en el siguiente gráfico, en 2014,
Chile presenta una capacidad instalada de fuentes renova-
bles igual a más de 8 GW, lo que representa un aumento del
19% en relación con el dato del año anterior.
2012 2013 2014E
6,87,0
8,3
Fuente: Enerdata, EPIA, CNE. Proceso de datos de CNE del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Aspectos normativos y tarifarios
Chile está caracterizado por un sistema de cuotas obligato-
rias para quien retira la energía para después comercializar-
la con distribuidores o vendedores finales. La ley establece
dos objetivos diferentes en función de la fecha de firma del
contrato de suministro:
> respecto a toda la energía contratada entre el 31 de
agosto de 2007 y el 30 de junio de 2013, se contempla
que se vuelque en el sistema, a partir de 2014, una cuota
igual al 5%, con un aumento del 0,5% anual, a efectos de
alcanzar una cuota igual al 10% de fuentes renovables
de ahora a 2024;
> para todos los contratos firmados a partir del 1 de julio
de 2013, la Ley n.º 20698 de 2013 prevé un objetivo del
20% en 2025, que se habrá de alcanzar progresivamente,
partiendo de una cuota inicial del 6% en 2014.
Todas las fuentes renovables son admisibles para dicha obli-
gación. Con referencia específica a las centrales hidroeléctri-
cas de hasta 40 MW, se prevé un factor de corrección que re-
conoce íntegramente los primeros 20 MW e introduce una
gradación para la cuota entre 20 y 40 MW. El mecanismo
contempla además penalizaciones en caso de no alcanzar
la cuota obligatoria.
En mayo de 2014, la presidenta Michelle Bachelet presentó
la nueva Agenda Energética del país, indicando los principa-
les objetivos del sistema, las etapas del recorrido normativo
y el plan de inversiones que el Gobierno pretende efectuar
en el próximo mandato. Con especial referencia a las reno-
vables, la agenda, además de confirmar el objetivo del 20%
de la energía contratada en 2025, introduce un objetivo adi-
cional en términos de capacidad instalada, previendo que el
45% de la nueva capacidad que se instale durante el perío-
do 2014-2025 corresponda a instalaciones renovables.
ColombiaSegún las estimaciones de Business Monitor International,
durante el período 2015-2019, la generación global colom-
biana aumentará a un ritmo anual medio del 3,6%, alcan-
zando los 81,3 TWh en 2019. Dicho aumento estará guiado
principalmente por el crecimiento anual de la generación
hidroeléctrica, que se estima sea del 4%, mientras que el
65
avance anual medio de la generación a partir de la fuente
térmica de carbón y gas será igual, respectivamente, al 2,7%
y al 2,5%.
Además, Colombia es uno de los pocos países de Latino-
américa que han organizado una bolsa eléctrica. Desde
1995, las compañías eléctricas y los grandes consumidores
pueden negociar a través de contratos bilaterales de me-
dio plazo. El sector eléctrico colombiano comprende una
combinación de operadores públicos y privados, con más
del 45% de la capacidad de generación en las manos de
particulares.
En 2014, Colombia presenta una capacidad instalada total
igual a unos 11 GW, constituida principalmente por insta-
laciones hidroeléctricas, con un crecimiento estimado del
11%, aproximadamente, en comparación con 2013.
2012 2013 2014E
10 10
11
Fuente: UPME.Nota: se excluyen los bombeos puros.
PerúLa generación de energía en Perú, según las estimaciones
de Business Monitor International, crecerá muy rápidamente
entre 2015 y 2023, al hablar los últimos pronósticos de un
crecimiento medio anual del 6,6%, mientras que en el mis-
mo período la demanda se expandirá a un ritmo del 5,4%
cada año.
La producción hidroeléctrica representa aproximadamente
el 54% de la generación total, y parecería destinada a au-
mentar, ya que el incremento de la capacidad hidroeléctrica
se encuentra entre las prioridades de las políticas energéti-
cas del Gobierno.
El desarrollo de proyectos renovables, como de las tecnolo-
gías solar y eólica, a pesar de los retrasos con relación a otros
países vecinos, parece haberse encaminado hacia una fase
de madurez. De hecho, el Gobierno anunció que tenía in-
tención de alcanzar el objetivo del 5% de energía producida
a partir de las fuentes solar y eólica de ahora a 2017.
En 2014, Perú presenta una capacidad instalada de fuentes
renovables igual a 3,5 GW, constituida principalmente por
instalaciones hidroeléctricas, con un crecimiento estimado
del 6%, aproximadamente, en comparación con 2013.
2012 2013 2014E
3 3 3
Fuente: COES, estimaciones de Enel Green Power.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Centroamérica
Aspectos normativos y tarifarios
SIEPAC - Mercado Eléctrico Regional El Mercado Eléctrico Regional (MER), inaugurado oficial-
mente el 1 de junio de 2013 por el organismo regulador re-
gional (CRIE), fue testigo de la finalización de la última sec-
ción de la línea de transmisión SIEPAC el 29 de septiembre.
En el transcurso de la segunda mitad de 2014, la CRIE (Co-
misión Regional de Interconexión Eléctrica) emitió además
una serie de resoluciones a efectos de completar el esque-
ma de regulación regional y concluir el régimen transito-
rio en vigor desde marzo de 2013. La implementación del
programa de reglamentación regional representa el primer
paso para la consolidación de las normas relativas a los in-
tercambios transfronterizos entre los 6 países de Centroa-
mérica (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa
Rica y Panamá).
66 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
PanamáEl Estado de Panamá, aun sin constituir un productor o un
consumidor de energía de primer nivel, mantiene una no-
table importancia para el comercio y el transporte de la
energía gracias al control sobre el Canal de Panamá y el
Oleoducto Transístmico. Dicho esto, la cuota de generación
atribuible a fuentes renovables sigue siendo elevada, gra-
cias, sobre todo, a la significativa capacidad instalada de la
tecnología hidroeléctrica.
Como se constata en el gráfico siguiente, la capacidad insta-
lada en 2014 registra un leve aumento, alcanzando los 1,6
GW, un incremento del 7% aproximado con relación al año
anterior.
2012 2013 2014E
1,5 1,51,6
Fuente: CEPAL, ASEP, Enerdata. Proceso de datos de ASEP del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Aspectos normativos y tarifarios
Las energías renovables acceden al mercado principalmente
mediante subastas públicas gestionadas por distribuidores y
PPA bilaterales negociados en el mercado libre.
El 12 de junio de 2013, en consonancia con su política ener-
gética, encaminada a la diversificación del mix energético,
el Gobierno de Panamá ratificó la Ley n.º 605, que establece
incentivos fiscales para apoyar el desarrollo de la tecnología
solar. Los nuevos incentivos incluyen la exención de los im-
puestos de importación, la introducción de créditos fiscales
y la posibilidad de efectuar amortizaciones aceleradas.
El Presidente de la República promulgó el 31 de marzo de
2014 la Resolución n.º 41, por la que se reconoce a la central
hidroeléctrica Fortuna de Enel Green Power una retribución
de 75 millones de dólares estadounidenses en el período
del 31 de marzo de 2014 al 31 de diciembre de 2016. Este
importe fue concedido tras las limitaciones a la producción
impuestas por el Gobierno a dicha planta, a su vez debidas
a los retrasos en la ampliación de la red de transmisión pa-
nameña.
El 22 de octubre de 2014 se publicó la Resolución AN 7966,
que introdujo la posibilidad de exportar energía a través del
Mercado Eléctrico Regional. La medida les permitirá a los
operadores del mercado soslayar las actuales restricciones
de la red de transmisión del sistema, a la espera de la am-
pliación de la misma, prevista para entre 2016 y 2017.
Costa RicaA día de hoy, Costa Rica se presenta como uno de los países
más interesantes de Centroamérica en términos de capaci-
dad instalada de fuentes renovables, con la predominante
contribución de la tecnología hidroeléctrica. Las tecnologías
renovables desempeñan una función de primer plano tam-
bién en relación con la generación de energía eléctrica, ya
que suponen casi el 85% del total.
Se estima que la capacidad instalada renovable registró en
2014 un incremento igual a cerca del 2% en relación con
2013, quedando en 2,3 GW.
2012 2013 2014E
2,12,2
2,3
Fuente: CEPAL, ICE, Enerdata. Proceso de datos de ICE y BNEF del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
67
Aspectos normativos y tarifarios
Las energías renovables acceden al mercado principalmente
a través de IPP (≤20 MW) con tarifas definidas por el regula-
dor (ARESEP) y subastas públicas BOT —Construcción, Ope-
ración y Transferencia, por sus siglas en inglés— (≤50 MW)
con precios fijos para la estipulación de PPA a largo plazo
con el ICE (Instituto Costarricense de Electricidad).
ARESEP modificó las tarifas para las plantas renovables,
nuevas y existentes, a tenor de los resultados de una serie
de consultas públicas celebradas en noviembre. La actuali-
zación tendrá con seguridad un impacto positivo para las
plantas existentes (hidroeléctricas y eólicas), cuyas tarifas se
vieron aumentadas en un 13%, mientras que se registra un
efectivo negativo para las instalaciones nuevas, a causa de la
reducción del 16% respecto a 2014.
El SalvadorA tenor de las estimaciones del Consejo Nacional de Ener-
gía (CNE), se prevé que la producción de energía a partir de
fuentes renovables en El Salvador pueda llegar en 2015 a los
6.787 GWh, con una nítida predominancia de la tecnología
hidroeléctrica (30%). La capacidad instalada, como se evi-
dencia en el gráfico, permaneció prácticamente constante
durante el trienio analizado, quedándose en 0,8 GW.
2012 2013 2014E
0,8 0,8 0,8
Fuente: CEPAL, SIGET, Enerdata. Proceso de datos de SIGET del año 2014.Nota: se excluyen los bombeos puros.
GuatemalaGuatemala, uno de los países más populosos de Centroa-
mérica, con más de 15 millones de habitantes, presenta una
creciente demanda de energía y un uso considerable de los
recursos renovables (en particular por las tecnologías hi-
droeléctrica y biomasa) en su combinación energética.
En 2014, la base instalada de generación a partir de fuentes
renovables se mantuvo estable en aproximadamente 1,5
GW, de los que cerca del 70% se desprenden de la fuente
hidroeléctrica.
Según la Política Energética 2013-2027, el país estableció
un objetivo de generación a partir de fuentes renovables
igual al 80% en 2027.
2012 2013 2014E
1,5 1,5 1,5
Fuente: Proceso de datos de CEPAL.Nota: se excluyen los bombeos puros.
Aspectos normativos y tarifarios
Las energías renovables acceden al mercado principalmente
mediante subastas públicas gestionadas por distribuidores/
operadores y PPA bilaterales negociados en el mercado li-
bre. Se prevé un régimen de incentivos fiscales, incluido un
período de 10 años de exención del impuesto de socieda-
des y otra exención para la importación de bienes y equipos
para instalaciones renovables.
68 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
SudáfricaSudáfrica presenta una combinación energética muy cen-
trada en el carbón, ya que contribuye, de hecho, en más del
90% a la producción eléctrica nacional.
No obstante, el Gobierno activó un programa de desarrollo
de las energías renovables llamado Renewable Energy In-
dependent Power Producer Programme (REIPPP) coherente
con el Integrated Resource Plan (IRP) 2010-2030, el cual con-
templa un notable incremento de la cuota de renovables en
la combinación energética nacional.
Como se puede observar en el siguiente gráfico, la capa-
cidad renovable avanzó en el último año casi 1,2 GW, co-
rrespondientes a un crecimiento de alrededor del 48% en
comparación con 2013.
2012 2013 2014E
2 34
Fuente: Enerdata. Proceso de datos de Enerdata y BNEF de 2014. Nota: se excluyen los bombeos puros.
Las tecnologías eólica y solar fueron las principales contri-
buidoras de este progreso, al representar juntas el 35% de
la capacidad instalada renovable en 2014 (desde el 3% en
2013).
Aspectos normativos y tarifarios
La República de Sudáfrica, con arreglo a la estrategia ener-
gética a largo plazo definida en el Integrated Resource Plan
2010-2030 y aprobada en mayo de 2011, pretende llegar a
los 17,8 GW de capacidad instalada de fuentes renovables
de ahora a 2030. La principal herramienta para la consecu-
ción de tal objetivo es el Renewable Energy Independent
Power Producer Procurement Programme, un sistema de
concursos basados en subastas emprendido en 2011, que
tiene como objetivo poner en funcionamiento entre 2014 y
2020 unos 7 GW de capacidad renovable nueva (hidroeléc-
trica <40 MW, solar de concentración y fotovoltaica, eólica,
de biomasa, de biogás y de gases de vertedero). Actualmen-
te, se prevén cinco rondas de subastas (bid window), de las
que ya han tenido lugar cuatro. Incluyendo la ronda 4, cuyos
proyectos vencedores se anunciarán en el primer trimestre
de 2015, hasta ahora se han asignado unos 5.000 MW.
Después de una fase clasificatoria previa, en materia de as-
pectos técnicos y financieros, los proyectos clasificados se
seleccionan en función de dos criterios: el precio ofrecido
(70% de ponderación) y el contenido de desarrollo econó-
mico (30% de ponderación). Este último consta de una serie
de parámetros dirigidos al desarrollo económico del país,
como el “contenido local” y la creación de puestos de tra-
bajo para ciudadanos sudafricanos, en particular de color.
Los ganadores gozaron de la posibilidad de firmar un PPA
(contrato de compra de energía, por sus siglas en inglés) de
20 años de duración con la empresa nacional de servicios,
Eskom. Los pagos de Eskom cuentan con la garantía del Go-
bierno.
69
Cómo actuamos
Crear un valor compartidoDesde su constitución, Enel Green Power ha sido testigo de
un rápido crecimiento a lo largo y ancho de un perímetro
geográfico cada vez más internacional, con una focalización
progresiva en los países emergentes y en vías de desarrollo.
Tales extremos han redundado —y seguirán redundando—
en nuevos retos para la sostenibilidad global de las estrate-
gias de crecimiento del Grupo: la eficacia y la eficiencia de
los procesos de desarrollo del negocio, de hecho, dependen
sustancialmente de la forja de relaciones estables y positivas
con los interlocutores clave en los ámbitos nacional, regio-
nal y local, de la capacidad de introducirse de manera prove-
chosa y sinérgica en los territorios en los que se va a operar y
de una extrema atención a la prevención y la gestión de las
repercusiones ocasionadas en el medio ambiente, la seguri-
dad de las personas, las cadenas de suministro y la vida de
la población local.
En consecuencia, a lo largo de todo el ciclo de vida de los
proyectos, desde el desarrollo hasta el funcionamiento,
pasando por la construcción, Enel Green Power se pone el
objetivo de conjugar la consecución de los objetivos indus-
triales con una contribución concreta al desarrollo socioeco-
nómico de los territorios, mediante una perspectiva a largo
plazo e iniciativas pergeñadas en función de los requisitos y
las potencialidades de cada contexto de referencia.
Para sostener este objetivo y garantizar que toda la organi-
zación esté orientada a materializarlo, en 2013 Enel Green
Power definió, con la implicación de todos los departamen-
tos empresariales, un modelo de sostenibilidad orientado al
Creating Shared Value, que actúa a dos niveles: por un lado,
se identificaron los ámbitos de intervención potencialmente
sinérgicos con las estrategias y los objetivos de Enel Green
Power, en los que la empresa puede contribuir a crear un va-
lor ponderable para los contextos de referencia, que repre-
senten los escenarios elegidos para centrar los esfuerzos de
planificación y realización de intervenciones en el territorio;
por el otro, se definieron herramientas concretas para el res-
paldo de la planificación, la implementación y la supervisión
de dichas intervenciones.
70 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
En particular, el enfoque seleccionado consiste en integrar
los instrumentos para la activación de oportunidades de va-
lor compartido en el seno de la cadena de generación de
valor de Enel Green Power, que se articula en las tres fases
en que operan las tres Funciones Operativas: Desarrollo de
Negocio (identificación y desarrollo de las oportunidades de
inversión), Ingeniería y Construcción (diseño y construcción
de las plantas) y Operaciones y Mantenimiento (funciona-
miento y mantenimiento durante toda la vida útil de las ins-
talaciones). Para cada fase del proceso se localizaron las he-
rramientas operativas encaminadas a integrar la perspectiva
de la sostenibilidad en las actividades de las Funciones, y a
favorecer una lógica de previsión y proactividad en la iden-
tificación de oportunidades de valor compartido. Del mis-
mo modo, se diseñaron instrumentos específicos para las
Funciones de Personal (como Compras, Salud, Seguridad,
Medio Ambiente y Calidad y Auditoría), que apoyan a las
Funciones Operativas a lo largo del proceso.
Por lo tanto, en la fase de Desarrollo de Negocio, los aná-
lisis técnicos dirigidos a valorar el potencial de los diversos
emplazamientos van de la mano de estudios del contexto
económico, social, cultural y ambiental y del análisis de las
principales partes interesadas implicadas y sus necesidades,
en aras de atesorar unos exhaustivos conocimientos acer-
ca de las condiciones que pueden influir en la elección de
inversión. La creación de relaciones estables y constructivas
con las partes interesadas, en los ámbitos nacional, regional
y local, constituye un elemento imprescindible en esta eta-
pa: sin duda, el diálogo abierto y la puesta en común trans-
parente de los objetivos de entrada o expansión en un terri-
torio son fundamentales para mitigar los riesgos vinculados
a la falta de aceptación de las obras, que pueden dimanar
de un conocimiento y una comprensión limitados de lo que
está pasando y de las oportunidades que la presencia de
Enel Green Power puede brindar también a la comunidad.
Con arreglo al entendimiento de las peculiaridades de las
áreas en la que se pretende operar, recabado mediante la
escucha activa de las necesidades y las expectativas y el es-
tudio del contexto, el Departamento de Desarrollo de Nego-
cio, junto con todas las demás Funciones, identifica formas
de intervención en el territorio susceptibles de responder a
los requisitos locales efectivos, sin por ello dejar de actuar en
sinergia con los objetivos empresariales. Estas soluciones se
planifican e introducen en el proyecto de inversión, a efec-
tos de asegurar la asignación de los recursos necesarios y
la puesta en marcha de los procesos a medio y largo plazo
que permitirán activarlas ya en las fases más avanzadas del
proyecto.
Con arreglo a dicha planificación, una vez en la fase de desa-
rrollo, los equipos de diseño definen el proyecto de la planta
que se construirá tras obtener todas las licencias y superar
todos los trámites administrativos. En lo que al diseño se
refiere, Enel Green Power persigue la continua mejora de
las técnicas y la identificación de soluciones siempre de van-
guardia, que aúnen la mayor eficiencia (operativa y econó-
mica) con la reducción tangible del impacto ocasionado por
las plantas. Estas soluciones, que se desarrollan en centros
de excelencia separados por tecnología y unidades dedica-
das (como Diseño para la Seguridad, Diseño para el Medio
Ambiente y Diseño para los Costes), se convierten luego en
prácticas consolidadas, contribuyendo así a mejorar progre-
sivamente los estándares internos.
Una vez concluido el diseño de la planta y tras haber obteni-
do todos los permisos necesarios, se pone en marcha la fase
de construcción, que representa el momento en que la pre-
sencia de Enel Green Power en el territorio se torna “visible”
y en la que se generan las repercusiones más perceptibles
para las comunidades. Por consiguiente, en esta fase son
elementos fundamentales la previsión de exigentes están-
dares y criterios de comportamiento medioambiental para
mitigar el impacto de la construcción en el entorno —que
se habrán de comunicar igualmente a los proveedores y los
contratistas— y un enfoque transparente de la comunica-
ción con las comunidades locales en lo que a los efectos de
las obras se refiere, así como en materia de medidas de mi-
tigación de los mismos. Una expresión de dicho enfoque es
el proyecto “Obra sostenible”, que se está implementando
progresivamente en un número cada vez mayor de obras,
tanto de nueva construcción como en relación con opera-
ciones de mantenimiento extraordinarias de plantas ya en
ejercicio.
Comoquiera que una gran parte de las soluciones que
pueden identificarse requiere, para su aplicación, la impli-
cación de proveedores y contratistas externos, tanto en la
construcción como en la posterior fase de funcionamiento,
un catalizador fundamental proviene del Departamento de
Compras, a través del cual las especificaciones elaboradas
por las funciones competentes se traducen en cláusulas y re-
quisitos contractuales, exigiéndose además a dichos socios
externos la adhesión a los criterios de conducta que Enel
Green Power adopta en el ejercicio de sus propias activida-
des. En aras de favorecer la adopción de comportamientos
en consonancia con las reglas y los principios empresariales
por parte de empleados, proveedores y contratistas, en las
obras y en las instalaciones en funcionamiento se llevan a
cabo acciones de sensibilización y difusión de los estánda-
res, tanto en materia medioambiental como en lo que a la
salud, la seguridad y la ética se refiere.
71
Al término de la construcción, la planta es “entregada” a
Operaciones y Mantenimiento, que toma el testigo y se ocu-
pa de su gestión y mantenimiento a lo largo de toda su vida
útil, consolidando así la presencia de Enel Green Power en el
territorio durante 20-30 años. En esta fase son prioritarias la
búsqueda de la eficiencia operativa, a través de la comparti-
ción de mejores prácticas, proyectos de perfeccionamiento y
soluciones vanguardistas para la supervisión del rendimien-
to y la evaluación del estado de las plantas, y de la eficiencia
medioambiental, en consonancia con los planes de gestión
y mitigación de los impactos definidos para cada emplaza-
miento y actualizados periódicamente.
La puesta en marcha representa también el momento en
que pueden cristalizar las mayores oportunidades de cre-
cimiento socioeconómico para las comunidades locales, a
través de las palancas que suponen el empleo directo de
personal o la implicación de las empresas locales como con-
tratistas encargados de las actividades de funcionamiento y
mantenimiento. En Italia, por ejemplo, en las áreas geotér-
micas de Larderello, Enel Green Power ha contribuido en los
últimos años a la incubación de algunas empresas especia-
lizadas locales, acompañándolas además en su crecimiento
gracias a la transferencia de conocimientos y el control de
la calidad de los productos fabricados. Otra forma de cola-
boración sinérgica es el uso del vapor no utilizable para la
producción de energía eléctrica para la calefacción urbana y
la alimentación de invernaderos e instalaciones de elabora-
ción del sector alimentario, con efectos positivos en el des-
pliegue de las correspondientes cadenas de suministro.
A fin de identificar todas las oportunidades de desarrollo
socioeconómico para las comunidades locales, el modelo
Creating Shared Value contempla que las potencialidades
de crecimiento de los particulares y las empresas en este
ámbito se analicen ya desde la fase de diseño del proyecto,
de modo que se puedan activar con tiempo recorridos de
desarrollo de las competencias, que, a su vez, creen las con-
diciones óptimas para contar, cuando la planta se ponga en
funcionamiento, con una reserva de personal y de suminis-
tros en el mercado local a partir de la que abastecerse. Ade-
más, también durante la fase de funcionamiento, se cuida
de la salud y la cercanía de los lazos con las comunidades
de referencia a través de acciones de implicación, sensibili-
zación y “educación” sobre las renovables, dirigidas a dar a
conocer cada vez más la empresa, las plantas y todo lo que
se esté acometiendo en el territorio.
Con la finalidad de que el proceso de negocio esté orienta-
do a la identificación y la planificación de oportunidades de
creación de valor compartido ya desde las primeras fases,
resultan cruciales una estrecha colaboración entre todas las
funciones, el intercambio recíproco de retornos acerca de la
eficacia del proceso y el apoyo de herramientas que favorez-
can la difusión transversal de conocimientos entre las diver-
sas etapas de la cadena de valor. Por tal motivo, el modelo
Creating Shared Value contempla instrumentos destinados
a vigilar la evolución, a lo largo de toda la vida del proyecto,
de los indicadores clave sobre las acciones realizadas y los
rendimientos cosechados en el ámbito de la sostenibilidad,
y a transferir de una Función a otra, a lo largo de la cadena
de valor, el patrimonio de conocimientos progresivamente
atesorado.
Finalmente, presiden todo el proceso los principios de ética,
transparencia, lucha contra la corrupción, respeto de los de-
rechos humanos y protección de la seguridad, que conno-
tan desde siempre la manera de actuar de Enel Green Power
y que imbuyen las políticas y los criterios de conducta váli-
dos para todo el Grupo Enel.
Gobierno y ética
Principios de comportamiento
Enel Green Power basa su modo de actuar en ciertos prin-
cipios éticos fundamentales que representan el eje de la
cultura empresarial y el estándar de comportamiento re-
querido a todos los colaboradores. Dichos principios se en-
cuentran sancionados en algunos documentos establecidos
en todo el ámbito del Grupo Enel, que Enel Green Power
acogió y adoptó ya desde su creación:
> el Código Ético identifica los principios de “deontología
empresarial” y los correspondientes criterios de com-
portamiento que el Grupo hace suyos, exigiendo su
cumplimiento a todos los empleados con el fin de pre-
venir el riesgo de conductas contrarias a la ética. Entre
los principios fundamentales podemos mencionar la
lucha contra la corrupción, la corrección en el mercado
y la abstención de comportamientos desleales, la trans-
parencia en las relaciones institucionales, la protección
del medio ambiente y la tutela de la seguridad de los
trabajadores;
72 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
> el Modelo de organización y gestión en virtud del Decre-
to Legislativo italiano 231/2001 (que en 2014 fue objeto
de revisión a efectos de acoger los nuevos supuestos de
delito previstos por la evolución de la legislación) integra
las reglas de comportamiento contenidas en el Código
Ético y está encaminado a prevenir el riesgo de comisión
de una serie de delitos especificados en dicho decreto,
como los de corrupción (incluida la corrupción privada
a partir de 2013). Los principios recogidos en el Modelo
se extienden a las sociedades controladas del Grupo en
el extranjero mediante la adopción de líneas directrices
internas;
> el Plan de Tolerancia Cero a la Corrupción, adoptado en
2006, tiene el objetivo prioritario de buscar y promover
acciones encaminadas al desarrollo de una cultura de la
legalidad, a través de actividades educativas y la respon-
sabilización del personal del Grupo. Por tanto, el Plan TCC
(por sus siglas en italiano) no ha hecho sino reforzar el
compromiso en la lucha contra la corrupción ya contraí-
do mediante el Código Ético y el Modelo 231, asignan-
do responsabilidades precisas para la supervisión de los
riesgos de corrupción y para la correcta gestión de cada
caso bajo sospecha. El documento, además de ratificar
la necesidad de respetar los principios de honestidad,
transparencia y corrección en el desarrollo de las activida-
des laborales, formula medidas específicas de obligada
adopción en las relaciones con los socios, las sociedades
controladas, los proveedores y los asesores;
> la Política de Derechos Humanos, adoptada en 2013, pro-
fundiza en los compromisos ya sancionados por los otros
principios y códigos de comportamiento en materia de
prácticas laborales y relaciones con las comunidades y la
sociedad.
En particular, en lo que concierne a la prevención, la eva-
luación y la verificación de los riesgos de corrupción, pesa
sobre todas las estructuras organizativas la responsabilidad
de implementar un proceso de gestión del riesgo eficaz
para las partes que entren dentro de sus competencias, me-
diante la preparación de sistemas de control y supervisión
adecuados. Tal obligación va acompañada por la actividad
periódica de evaluación de riesgos realizada por la Función
Auditoría, que tiene la finalidad de identificar y valorar los
riesgos, inherentes y residuales, asociados a los procesos de
negocio. Dicha actividad de análisis y supervisión del ries-
go de corrupción, bajo el paraguas del proceso general de
evaluación de riesgos del Grupo, está encaminada también
a preparar el plan de Auditoría en pos de concentrar sus co-
rrespondientes actividades en los procesos de mayor riesgo.
Gestión de las notificaciones
Las partes interesadas de Enel Green Power pueden notifi-
car a la empresa, mediante diversos canales (por ejemplo, a
través de un buzón de correo específico), cualquier informa-
ción acerca de presuntas violaciones, conductas y prácticas
disconformes con los principios y las reglas de comporta-
miento sancionados por el Código Ético y el Modelo Orga-
nizativo 231/2001. La Función de Auditoría de Enel Green
Power, con el apoyo de los departamentos empresariales in-
teresados, analizará las notificaciones y efectuará las pesqui-
sas necesarias para verificar la comisión de las infracciones
notificadas en concreto, también a efectos de identificar po-
sibles carencias en procesos internos e implementar accio-
nes correctivas para redundar en una mayor idoneidad del
sistema de control interno. La gestión de las notificaciones
se enmarca en un sistema que asegura la confidencialidad
de la identidad del informante.
Respecto de cada notificación recibida, se preparará un
documento de síntesis que describirá su objeto, los análisis
efectuados, los resultados de las actividades y las posibles
acciones emprendidas o por emprender a consecuencia de
la notificación. En los casos de mayor relevancia se prevé la
implicación del Comité de Control y Riesgos de Enel Green
Power.
Formación ética
Enel Green Power imparte cursos específicos en aras de
asegurar la difusión y la correcta comprensión de los con-
tenidos fundamentales de las herramientas normativas del
Grupo por parte de sus empleados. En concreto, los cursos
relativos a los principios expresados por el Código Ético y las
temáticas derivadas del Modelo 231 se facilitan en el ámbi-
to de las iniciativas y las campañas de formación lanzadas
por el Grupo Enel y prevén, recurriendo a una plataforma en
línea, una participación obligatoria y cuestionarios de com-
prensión con la finalidad de desarrollar un conocimiento
bien asentado de los contenidos correspondientes.
Además de las iniciativas de formación ad hoc, destinadas a
sectores profesionales específicos, las cuestiones del Código
Ético, del Modelo 231, del Plan Tolerancia Cero a la Corrup-
ción y de la Política de Derechos Humanos se mencionan
también en los recorridos de formación institucional dedi-
cados a las nuevas contrataciones.
73
Impulso hacia la innovación En 2014, Enel Green Power destinó a la innovación para el
desarrollo y la experimentación operativa de nuevas tec-
nologías unos 16,9 millones de euros, de los que la cuarta
parte se dedicó a la investigación a medio y largo plazo. A lo
largo del quinquenio 2015-2019, se prevé consignar a estas
actividades cerca de 100 millones de euros.
La innovación representa una de las piedras angulares para
buscar el crecimiento sostenible del Grupo.
En el transcurso del año, los esfuerzos se concentraron en
torno a tres directrices:
> la mejora del rendimiento en todas las tecnologías en
las que Enel Green Power está presente tradicionalmen-
te, potenciando su disponibilidad, en parte mediante la
combinación de varias tecnologías de generación y el
empleo de sistemas de acumulación electroquímica;
> la integración de las renovables en entornos urbanos,
incorporando el empleo de los recursos renovables en
espacios modificados por la mano del hombre, gracias
al uso de instalaciones de reducidas dimensiones y de
escaso impacto visual, como vanguardistas generadores
eólicos y sistemas solares termodinámicos de pequeño
tamaño, así como a la integración arquitectónica;
> el uso de nuevas fuentes renovables, experimentando
con sistemas capaces de utilizar recursos renovables aún
no aprovechados, con un especial enfoque en la energía
del mar.
Asociaciones y colaboraciones
Enel Green Power considera que la innovación es una cons-
tante apertura a la novedad, la comparación y la experimen-
tación. Cimentándose en esta lógica de innovación abier-
ta, se dirige al mundo académico, a entidades industriales
consolidadas y a nuevas empresas que puedan contribuir
a superar los retos tecnológicos afrontados por Enel Green
Power mediante la puesta en común de las ideas y las tecno-
logías propias, así como, en la medida de lo posible, a través
de formatos de inversión conjunta, integrando siempre en
dicho recorrido la aportación y la experiencia de las otras
sociedades del Grupo Enel.
En particular, hay activas colaboraciones con entidades in-
dustriales, instituciones y centros de investigaciones exter-
nos al Grupo Enel.
Por ejemplo, en octubre de 2014, Enel Green Power fue se-
leccionada, de la mano de la sociedad francesa DCNS, por la
organización chilena CORFO (Corporación de Fomento de
la Producción) para crear un Centro Internacional de Exce-
lencia para las energías marinas en el país (Marine Energy
Research and Innovation Centre —MERIC—). El proyecto,
con una duración de 8 años, contempla una contribución
de unos 20 millones de dólares estadounidenses, aportados
tanto en forma de capital como en concepto de financia-
ción, provenientes en un 65% de CORFO, con la finalidad
de desarrollar actividades de investigación y desarrollo en el
ámbito de las tecnologías que aprovechan la energía mari-
na, en particular teniendo en cuenta las condiciones natura-
les específicas del océano Pacífico en Chile. El centro contará
con el respaldo de la organización para el desarrollo chilena
Fundación Chile, la Fundación INRIA Chile, los institutos de
investigación de la Pontificia Universidad Católica de Chile y
de la Universidad Austral de Chile y las sociedades del Gru-
po Enel Chilectra y Endesa Chile. El MERIC hará las veces de
nodo central para la innovación en materia de energía mari-
na en Chile y a escala global.
Sin desviar la atención del sector de la energía marina, re-
viste una especial relevancia el acuerdo con 40South Energy
que permitió poner en funcionamiento mar adentro fren-
te a Punta Righini, en Toscana (Italia), la máquina marítima
denominada R115. En la actualidad están en curso de eva-
luación también otros dispositivos marítimos desarrollados
asimismo por 40South Energy.
En lo que al almacenamiento de la energía se refiere, Enel
Green Power abordó en Italia el proyecto Active RES into
the grid, suscribiendo acuerdos de asociación con líderes
internacionales a fin de someter a ensayo las tecnologías
de acumulación electroquímica desarrolladas por estos en
nuestras instalaciones. En particular, se prevé la instalación
e integración de tres sistemas de acumulación en dos par-
ques eólicos y en una planta fotovoltaica conectados a la
red de media tensión, habiéndose completado ya en 2014
esta última actividad. El objetivo del proyecto no es otro que
verificar experimentalmente funciones de gestión avanzada
de la energía, a efectos de minimizar la intermitencia y maxi-
mizar el uso de las conexiones existentes. Por añadidura, a
lo largo del año se instaló en la localidad chilena de Olla-
güe un sistema de acumulación electroquímica integrado
74 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
con una planta de generación autónoma que combina las
tecnologías fotovoltaica y eólica, con un generador diésel
de apoyo. En este caso, el sistema podrá surtir a la localidad
de energía eléctrica sin interrupciones, logrando al mismo
tiempo cubrir alrededor del 85% de la demanda de la po-
blación mediante la producción a partir de fuentes renova-
bles. En lo concerniente a la tecnología eólica, prosigue la
colaboración con el estudio de ingeniería Milan, a efectos
del desarrollo y la certificación del aerogenerador “Genoa”,
diseñado por el arquitecto Renzo Piano.
En el ámbito solar, la asociación tecnológica con Innova So-
lar Energy, sociedad activa en el sector termodinámico y so-
lar y especializada en sistemas de concentración, ha alcan-
zado un estadio de madurez. De hecho, se instalaron con
éxito las máquinas Trinum en Italia, Chile y Brasil. Se trata
de sistemas solares termodinámicos de cogeneración y de
concentración de pequeño tamaño (potencia eléctrica igual
a 1 kW y térmica equivalente a 3 kW).
En agosto de 2014 se firmó el Acuerdo de Cooperación para
la Investigación y el Desarrollo (CRADA, por sus siglas en in-
glés) con los principales laboratorios de investigación nacio-
nales estadounidenses sobre las energías renovables y la efi-
ciencia energética, NREL (Laboratorio Nacional de Energías
Renovables) e INL (Laboratorio Nacional de Idaho), bajo la
supervisión de la GTO (Oficina de Tecnologías Geotérmicas),
todos dependientes del Departamento de Energía de dicho
país. Las miras están dirigidas a explorar el potencial de la
innovadora planta híbrida de Stillwater, en Nevada (EE. UU),
propiedad de Enel Green Power.
En el transcurso del año, se consolidó la relación entablada
en 2012 con el TIS - Innovation Park y la Secretaría de Inno-
vación de la provincia autónoma de Bolzano, en Italia, enca-
minada a fomentar el desarrollo, el ensayo y la difusión de
tecnologías innovadoras, como las biomasas y la minieólica,
en todo el territorio. En concreto, se inició la fase de pruebas
del sistema Trinum en Italia.
Continuó asimismo la colaboración con el Best Program (Bu-
siness Exchange and Student Training) de Fullbright, progra-
ma auspiciado por la Embajada de Estados Unidos en Roma
y dirigido a jóvenes investigadores en diversos campos,
como la energía y las tecnologías verdes.
Por último, cabe señalar la colaboración con ItaliaCamp,
asociación italiana creada por un grupo de jóvenes de entre
25 y 35 años con el objetivo de promover la innovación, fa-
voreciendo la colaboración entre las universidades italianas
e internacionales con instituciones y empresas italianas.
Enel Green Power participa en numerosos proyectos en-
tablados en sinergia con otras sociedades del Grupo Enel,
dirigidos a sacar el máximo provecho a los conocimientos
prácticos empresariales. Entre los ejemplos de las activida-
des en curso podemos destacar:
> Corporate venturing: es el caso de Enel Lab, una iniciativa
en la que toman parte todas las principales sociedades
del Grupo y propuesta para el emprendimiento juvenil,
con una función de inversor y promotor de la excelen-
cia, seleccionando y apoyando las mejores empresas ita-
lianas de nueva creación. A lo largo del año, Enel Green
Power participó activamente en esta acción, brindando
su respaldo a la sociedad I-EM, una de las ganadoras de
la primera edición del concurso Enel Lab, que ofrece so-
luciones TIC para la gestión de la generación distribuida,
la eficiencia energética y las redes inteligentes. Además,
I-EM desarrolló soluciones profesionales para el pronós-
tico del tiempo y la previsión de la capacidad de produc-
ción dedicadas a las empresas que gestionan plantas de
energías renovables, para su mejor integración en la red.
> Investigación y Desarrollo: Enel Green Power prestó su
colaboración para la gestión de proyectos estratégicos a
medio y largo plazo de interés para el Grupo, con una re-
percusión directa e importante en las actividades de Enel
Green Power, desde el estudio de nuevas tecnologías,
como las DSSC (células solares sensibilizadas por coloran-
te, por sus siglas en inglés) y el LSC (concentrador solar
luminiscente, por sus siglas en inglés), hasta la investiga-
ción de soluciones innovadoras en materia de seguridad
personal e informática.
En el transcurso de 2014, el Departamento de Innovación
de Enel Green Power recibió y analizó unos 100 proyectos
innovadores a través del canal de Scouting, al que llegan
propuestas tanto de fuentes internas del Grupo Enel como
de otros autores. En consonancia con el enfoque de inno-
vación abierta, Enel Green Power sigue estando disponible
para la contribución de todos y pretende instaurar procedi-
mientos que permitan aumentar cada vez más la capacidad
de escucha a cualquiera que desee participar activamente
en la construcción de un futuro sostenible. A tal efecto, en
2014 se perfeccionaron las funciones de la plataforma de
trabajo colectivo, a la que se puede acceder en el sitio web
de Enel Green Power, para permitirles a todos los interesa-
dos compartir ideas y propuestas innovadoras.
Durante el año, Enel Green Power recibió numerosos reco-
nocimientos a sus actividades de innovación por parte de
diversas e importantes organizaciones nacionales e interna-
75
cionales, en el ámbito de concursos encaminados a premiar
y alentar proyectos e ideas innovadoras inherentes a las di-
rectrices de progreso de Enel Green Power. En tal sentido se
cita como ejemplo el Zayed Future Energy Prize, ideado por
los Emiratos Árabes Unidos, que representa uno de los ga-
lardones más importantes a nivel mundial y distingue la ca-
pacidad de innovar en el ámbito de las energías renovables
y la sostenibilidad: el Grupo fue incluido entre los finalistas
de la categoría “Gran Corporación”, junto a First Solar, Ikea y
Panasonic. Además, Enel Green Power se adjudicó el primer
puesto en la categoría “Industria” del galardón Good Energy
Award 2014, convocado por Bernoni Grant Thornton, y el
primer lugar asimismo en la categoría “Empresas industria-
les o comerciales y agricultores” en el European Solar Prize
promovido por EUROSOLAR (Asociación Europea por las
Energías Renovables). En ambos casos, el éxito cosechado
dimana del fructífero acuerdo de colaboración entre Enel
Green Power y 40South Energy en el campo de la energía
marina.
Enfoque integrado a la salud, la seguridad y el medio ambienteEl Grupo Enel Green Power se propone afrontar con una
perspectiva sistémica y en un marco de mejora continua la
gestión de la seguridad, la salud y los aspectos medioam-
bientales, tanto en sus propias acciones directas como en
las indirectas.
En virtud de este compromiso, el Grupo se dotó de un Sis-
tema de Gestión Integrado de Salud, Seguridad y Medio
Ambiente conforme con las normas internacionales BS OH-
SAS 18001:2007 y UNI EN ISO 14001:2004. Dicho sistema
de gestión se adoptó en todo el perímetro organizativo y
geográfico y está certificado, de acuerdo con las susodichas
normas, con un grado de cobertura del 100%.
El Sistema de Gestión Integrado persigue los objetivos si-
guientes:
> integrar las problemáticas de la salud y la seguridad en
el trabajo y de la protección del medio ambiente en las
actividades cotidianas de administración y toma de de-
cisiones;
> adoptar tecnologías y procesos que ofrezcan una mejora
continua de las condiciones de salud y seguridad en el
trabajo, así como de las condiciones ambientales internas
y externas;
> realizar cuanto sea necesario para la eliminación de los
riesgos para la salud y la seguridad en el trabajo, que
puedan desembocar en incidentes o accidentes para las
personas, así como para evitar o reducir la contaminación
mediante la prevención de los incidentes, el control de
los materiales empleados y los residuos generados y el
respeto de los procedimientos operativos establecidos;
> desarrollar, mediante unos programas adecuados de in-
formación, formación y entrenamiento, las capacidades
del personal empleado en las diversas actividades labora-
les, tanto en condiciones normales como en situaciones
de peligro y emergencia, a fin de mejorar su conciencia-
ción sobre su papel y sus capacidades en relación con la
prevención de los riesgos inherentes a la salud y la se-
guridad, pero también acerca de la consecución de los
objetivos y los resultados relacionados con los aspectos
medioambientales;
> promover y apoyar un diálogo abierto con los ciudada-
nos, los organismos y las Administraciones acerca de las
repercusiones que las actividades del Grupo tienen en las
colectividades y el medio ambiente, a efectos de fomen-
tar operaciones de protección y de valorización para la
salvaguardia y la mejora de la salud y la seguridad inter-
nas y externas.
La Función Salud, Seguridad, Medio Ambiente y Calidad
opera a través de un referente en el ámbito de la Sociedad
matriz, que se ocupa de definir directrices, políticas y proce-
dimientos y de coordinar las actividades de forma centraliza-
da, y de Direcciones de Salud, Seguridad, Medio Ambiente y
Calidad responsables, en las diversas áreas geográficas, de la
implementación de los programas y las iniciativas, así como
de la supervisión del rendimiento en todo el perímetro.
En particular, las actividades de la Función Salud, Seguridad,
Medio Ambiente y Calidad se centran en 10 objetivos, con
validez trienal y actualizados cada año, que fueron definidos
en 2012 con la implicación de los países y en consonancia
con los objetivos del Grupo Enel.
Se señalan a continuación los 10 objetivos mencionados.
76 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Objetivos Líneas de acción
1. Aplicación y mantenimiento de un sistema de gestión integrado en materia de salud, seguridad y medio ambiente
• Mantenimiento de las certificaciones ISO 14001:2004 y OSHAS 18001:2007• Extensión de las certificaciones a nuevos proyectos
2. Integración óptima de las plantas en el territorio, protegiendo la biodiversidad
• Iniciativas en áreas protegidas
• Campañas/acciones de vigilancia
• Mitigación del impacto visual
3. Reducción del impacto ambiental mediante la aplicación de las BAT (mejores técnicas disponibles, por sus siglas en inglés)
• Evaluación del impacto ambiental causado por la construcción de plantas o reformas de importancia
• Uso preferente de sustancias no contaminantes
• Identificación de componentes con amianto y PCB para la valoración de intervenciones de retirada o saneamiento
4. Generación con bajas emisiones - Liderazgo en las renovables
• Sistemas de control y supervisión
• Ampliación del parque de generación a partir de fuentes renovables
5. Uso eficiente de los recursos hídricos y las materias primas
• Control del consumo de materias primas
• Eficiencia de las plantas (uso de componentes o procesos de mayor rendimiento, reducción del consumo de los servicios auxiliares)
6. Gestión óptima de los residuos y los efluentes
• Gestión más eficiente del agua
• Reciclaje interno del agua para uso industrial
• Protección, supervisión y saneamiento de la calidad de las aguas superficiales, el suelo y el subsuelo en las zonas aledañas a las plantas y las obras
• Disminución de la producción de residuos
• Aumento del porcentaje de recuperación de residuos
• Selección cualificada de los proveedores de servicios de eliminación de residuos
• Utilización de sistemas informáticos para la trazabilidad de los residuos
7. Comunicación interna y externa • Iniciativas externas: comunicación con los analistas; publicación de contenidos en materia de Salud, Seguridad y Medio Ambiente en los Estados contables consolidados; sitio web; declaraciones medioambientales para los emplazamientos registrados en el EMAS; participación en índices de sostenibilidad
• Implicación interna
8. Formación y concienciación • Iniciativas y programas de formación
9. Contratistas • Uso de criterios de cualificación y elección de los proveedores basados en las prestaciones en materia de seguridad y medio ambiente
• Intervenciones de sensibilización
• Intervenciones organizativas y procedimentales
10. Seguridad • Prevención de accidentes
• Mejoras de diseño
• Intervenciones procedimentales
77
Salud y seguridad en el trabajo
En 2014, el esfuerzo económico global destinado a las acti-
vidades de salud y seguridad fue de 59,1 millones de euros,
correspondiente a un gasto por empleado de 16.436 euros.
A lo largo de 2014 no se produjeron accidentes graves o
mortales entre el personal de Enel Green Power, aunque
acaecieron 2 accidentes graves (13) entre los empleados de
empresas contratistas.
Habida cuenta de dichas circunstancias, la consecución del
objetivo “Cero Accidentes” —que Enel Green Power com-
parte con todo el Grupo Enel— sigue gozando de total prio-
ridad. Por lo tanto, también en 2015, seguirán teniendo una
especial relevancia las actividades en el ámbito de la evalua-
ción de los riesgos, su prevención y su supervisión, así como
los programas de sensibilización al personal del Grupo y las
empresas contratistas.
Evaluación, gestión y verificación
Las Direcciones de Salud, Seguridad, Medio Ambiente y
Calidad locales abordan la evaluación de los riesgos para
la seguridad y la salud de los trabajadores en cada planta y
actividad, examinando y valorando los peligros que pueden
manifestarse y sus eventuales repercusiones en las infraes-
tructuras y las personas (incluidos los proveedores, los con-
tratistas y los visitantes).
El análisis de dichos riesgos permite identificar medidas de
prevención, establecer los equipos de protección (también a
nivel individual) que hay que utilizar, definir las prioridades
de intervención y programar las medidas necesarias para ga-
rantizar la mejora de los niveles de seguridad en el tiempo.
En el ámbito de la prevención, un importante avance fue el
lanzamiento, en 2014, del proyecto Design to Safety, que tie-
ne el objetivo de mejorar el grado de seguridad en las fases
de construcción y funcionamiento a partir del mismo dise-
(13) Por “accidentes graves” se entienden aquellos accidentes con un primer pronóstico superior a 30 días naturales de baja laboral.
78 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
ño de las características estructurales de la obra o la planta.
La implicación y la participación activa de la Función Salud,
Seguridad, Medio Ambiente y Calidad durante la fase de in-
geniería garantiza que el diseño de la planta responda a las
exigencias de seguridad, mientras que la puesta en común
de las “lecciones aprendidas” en las obras y las instalaciones
ya en funcionamiento favorece la difusión de una “cultura
de la seguridad” entre los ingenieros de proyecto.
Además, en 2014 se inauguró el proyecto Safety & Environ-
ment in Procurement, que contempla la distribución de un
cuestionario para la evaluación del rendimiento en materia
de salud, seguridad y medio ambiente entre las empresas
contratistas invitadas a las licitaciones. Solo las empresas
que demuestren unos correctos niveles de rendimiento
serán admitidas en la fase de adjudicación (ver también el
apartado “Gestión de los proveedores”).
La verificación de la correcta aplicación del Sistema de
Gestión Integrado de la Calidad, la Seguridad y el Medio
Ambiente en el ámbito del Grupo y la idoneidad de las ac-
ciones de las Direcciones locales para aspectos concretos
se realiza a través de un plan de auditorías internas esta-
blecido con carácter trienal, en el que participan todas las
plantas y las unidades productivas de Enel Green Power.
Las Direcciones locales individuales preparan además pla-
nes de auditorías internas con cadencia anual, relativos a
requisitos específicos.
Puesta en común de la información y las mejores prácticas
Los accidentes y sus correspondientes causas, registrados a
través del sistema de notificaciones, son objeto de una cons-
tante actividad de análisis y estudio a partir de la cual se es-
tablecen iniciativas de prevención y puesta en común de la
información y las mejores prácticas.
Desde un prisma de sinergia entre las diversas áreas y a efec-
tos de compartir información y posibles soluciones comu-
nes, a todos los niveles se difunden informes detallados en
los que se describen los accidentes y las situaciones que pre-
sentan elementos críticos en términos de seguridad. Dicha
difusión atañe igualmente a los contratistas y los subcon-
tratistas que ejercen sus funciones en las obras y las instala-
ciones: de hecho, se organizan reuniones regulares, tanto a
nivel central como en cada una de las unidades operativas
individuales, en las que se ilustran los estándares de seguri-
dad inherentes a los diversos tipos de actividades y tecno-
logías y las mejores prácticas en los ámbitos del Grupo Enel
Green Power y el Grupo Enel.
A modo de apuntalamiento de las prácticas ya en vigor, en
2014 se activó la nueva intranet HSE Knowledge Portal, que
permite compartir documentos, información y noticias a to-
dos los niveles y en todas las áreas en que operamos. Dicho
portal permite, en efecto, difundir de la manera más eficaz
posible los informes, potenciando la difusión de informa-
ción y buenas prácticas y reforzando las posibles sinergias
para la aplicación de medidas preventivas y correctivas simi-
lares tras eventos acaecidos en áreas distintas.
A efectos de ponderar la eficacia de las iniciativas de preven-
ción se definen, por otra parte, indicadores de rendimiento
clave (KPI, por sus siglas en inglés) leading o upstream, que
reflejan las actividades de prevención que se espera gene-
ren un efecto de reducción de los accidentes (por ejemplo,
el número de observaciones One Safety en el período, pla-
nes de mejora identificados en los Personalized One Safe-
ty, etc.), y se vigila la evolución de los KPI definidos como
downstream (por ejemplo, el número de cuasiaccidentes
en un período determinado, el índice de frecuencia de los
accidentes, etc.), que miden los resultados obtenidos como
fruto de una iniciativa.
Formación y sensibilización
En consonancia con el objetivo “Cero Accidentes”, compar-
tido con el Grupo Enel, Enel Green Power considera que la
formación constituye una herramienta fundamental de pre-
vención y el catalizador perfecto para la promoción de una
cultura de la seguridad en todos los ámbitos.
Con arreglo a este principio, cada año el Grupo diseña y ac-
tiva numerosos programas e iniciativas de sensibilización
dirigidos tanto a sus propios empleados como a los traba-
jadores de las empresas contratistas, a fin de promover la
adopción de comportamientos seguros con carácter trans-
versal a todas las actividades empresariales.
En particular, en 2014 encontró continuación el compro-
miso de Enel Green Power con el programa One Safety del
Grupo Enel, que prevé un proceso estructurado y sistemáti-
co de observación de los comportamientos en el trabajo del
personal y de los contratistas a través de listas de verifica-
ción diferenciadas por tecnología, con la meta de consolidar
los comportamientos correctos y corregir los de riesgo. La
79
puesta en común con los trabajadores internos y externos
de los motivos y los resultados de las observaciones en un
clima “no punitivo”, sino constructivo, representa uno de los
puntos fuertes del programa, que, a lo largo de los años, ha
sabido instaurar un ambiente de colaboración y favorecer la
concienciación a todos los niveles sobre los riesgos laborales
y cómo prevenirlos.
El programa One Safety ha derivado —en los diversos em-
plazamientos de producción y construcción— en los proyec-
tos Personalized One Safety, que prevé la organización de
talleres periódicos, en los que, a través del uso de un vídeo
emocional y un debate guiado y estructurado, se llega a la
definición de planes de acción compartidos, y One Safety
Contractor, que contempla la implicación de las empresas
contratistas en el proceso de observación de los comporta-
mientos de su personal en el lugar de trabajo.
Estas iniciativas “sobre el terreno” cuentan con el respaldo
de los programas de formación de la Safety Academy, con-
sagrada a la familia profesional de la seguridad, destinados
a divulgar competencias técnicas, de índole motivacional y
de comunicación, y acrecentar el grado de concienciación
sobre las características individuales que pueden influir en
los comportamientos, a efectos de desarrollar una conducta
proactiva y autorizada con relación a la función cubierta.
Para los licenciados recién contratados se organizan reco-
rridos formativos y actividades desglosadas con arreglo a
la Función de pertenencia: para los nuevos colaboradores
de las Funciones técnicas y operativas se prevé el programa
“Seis meses de seguridad”, que los encauza durante su pri-
mer semestre de actividad en un recorrido formativo sobre
la seguridad, con períodos de prácticas junto al personal del
departamento de prevención y protección, mientras que
para las Funciones de Personal existe la iniciativa análoga
Involve yourself in Safety.
Por último, a lo largo de 2014 se le dio un especial relieve
a la formación sobre los riesgos emergentes, como la con-
ducción segura (mediante cursos de conducción práctica en
circuito), el estrés relacionado con el trabajo (a través de un
plan de formación personalizado para directivos, respon-
sables, gestores del personal y empleados) y el tema de la
“Salud en los países de riesgo”, por medio de reuniones for-
mativas dedicadas a los “viajeros frecuentes”.
Cultura de la seguridad en todos los ámbitos
Con el fin de difundir y compartir la cultura de la seguridad
no solo entre los trabajadores inmersos en actividades ope-
rativas, sino entre todos los empleados del Grupo y todos
los sujetos que entran en contacto con Enel Green Power, se
realizan numerosas iniciativas internas y externas de puesta
en común de los objetivos y los mensajes clave sobre la se-
guridad.
En el ámbito del Grupo se celebra cada año la International
Health and Safety Week, en virtud de la cual se mantienen
en todo el mundo encuentros temáticos, eventos que impli-
can a los trabajadores y sus familias, reuniones con los con-
tratistas e iniciativas de sensibilización a todos los niveles.
La seguridad tiene una relevancia preeminente también en
los encuentros de Cascade, el proceso en cadena anual de
implicación interna para la compartición de los objetivos es-
tratégicos desde la cúspide empresarial hasta las unidades
operativas, en los que se difunden mensajes en materia de
seguridad y se ponen en común las mejores prácticas del
Grupo.
A escala de las unidades operativas, se organizan reunio-
nes periódicas, en las que se analiza y debate sobre el ren-
dimiento obtenido y las tendencias de los indicadores de
salud y seguridad, con miras a una mejora continua. Con
las Rondas de Seguridad (Safety Walks), inspecciones de las
plantas de Enel Green Power que cuentan con la implicación
de los directivos de los diversos niveles organizativos, se re-
fuerza el compromiso con la promoción de la cultura de la
seguridad a través de la vigilancia individual y el control de
los comportamientos de los colaboradores y el estado de los
equipos y las instalaciones.
Finalmente, se mantienen encuentros con los representan-
tes de los trabajadores y las organizaciones sindicales para
compartir las temáticas generales y las prácticas de salud y
seguridad.
80 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Medio Ambiente
Gestión medioambiental a lo largo de la cadena de valorLa evaluación de los impactos medioambientales y de su
relevancia, así como la definición de las medidas de preven-
ción y mitigación que se han de aplicar, es desplegada por
cada Dirección local y —en consonancia con la Política em-
presarial de Salud, Seguridad y Medio Ambiente— se fun-
damenta en intervenciones distintivas en todas las fases del
proceso de desarrollo, construcción y gestión de las plantas.
En la etapa de desarrollo de los nuevos proyectos de infraes-
tructuras, se analizan los posibles efectos de las futuras ins-
talaciones sobre el medio ambiente mediante los estudios
de impacto ambiental, exigidos en el marco de los trámites
para la obtención de las pertinentes autorizaciones y efec-
tuados conforme a las normativas en vigor en los diversos
países. Dichos estudios permiten identificar y aplicar medi-
das de mitigación ya desde la fase de diseño o valorar con
tiempo y en colaboración con las autoridades locales las
eventuales medidas de compensación.
2014 fue también testigo de la puesta en marcha de un gru-
po de trabajo interfuncional Design to Environment & En-
vironmental Plan for Construction, encaminado a garantizar
la aplicación de las medidas de protección medioambiental
en las fases de desarrollo y obtención de permisos de los
proyectos. El proyecto incluyó la preparación de plantillas
de síntesis que recogen de modo sistemático todas las re-
comendaciones medioambientales derivadas de las autori-
zaciones recibidas, los acuerdos bilaterales eventualmente
suscritos, las normas legales o las políticas empresariales, a
efectos de facilitarles a los proyectistas y los constructores
una herramienta codificada y exhaustiva con todas las pres-
cripciones de conformidad ambiental para la fase de cons-
trucción. La recopilación estructurada de dicha información
se aplicó a seis proyectos piloto de distintas tecnologías, en
cuyo ámbito se expresaron, en las instrucciones operativas
de diseño, los aspectos medioambientales significativos vin-
culados a la realización de los diversos tipos de plantas.
Otras medidas de prevención se identificaron mediante ac-
ciones de índole estratégica, como, por ejemplo, los requi-
sitos de abastecimiento verde en algunos grupos de mer-
cancías, los criterios medioambientales selectivos en fase de
licitación, los estándares medioambientales definidos por
Enel Green Power y reflejados en los contratos con empresas
contratistas (ver también el apartado “Gestión de los provee-
dores”) y las elecciones de aprovisionamiento “de cadena de
suministro corta” que caracterizan la generación de energía
a partir de biomasa. En este último contexto, Enel Green
Power planifica el suministro de materias primas minimizan-
do la repercusión medioambiental del transporte y garanti-
zando al mismo tiempo a los proveedores locales el acceso a
una nueva fuente de ingresos, estable y a largo plazo.
En la fase de construcción, que constituye la actividad con
el mayor impacto sobre el entorno, el compromiso de Enel
Green Power cristaliza en la identificación del mayor nú-
mero posible de operaciones para prevenir y mitigar las re-
percusiones originadas por las obras, colaborando con las
empresas contratistas que operan en las mismas. Con tal
objetivo se implementó un Plan de prevención y mitigación
de los impactos medioambientales, que define medidas
de protección del medio ambiente en aspectos como, en-
tre otros, las emisiones atmosféricas, los residuos, los ver-
tidos y la contaminación acústica, facilitándoles a la par a
los contratistas unos claros criterios de gestión. El objetivo
del plan es establecer mecanismos de supervisión y control
de las prestaciones medioambientales dentro de las obras,
a través de los cuales desarrollar programas de mejora en
colaboración con proveedores y contratistas, acciones de
formación y sensibilización y mecanismos de coordinación
cada vez más eficaces.
Por otra parte, en el año 2014, en el marco de la definición
de las herramientas operativas utilizadas para apoyar la di-
fusión del enfoque de creación de valor compartido que
caracteriza el modelo de sostenibilidad empresarial, se per-
geñó un modelo de “Obra sostenible”, que comprendió la
elaboración de un catálogo de acciones encaminadas a la
reducción y la mitigación de los impactos medioambienta-
les de las obras, en una lógica de potenciación de la eficien-
cia ambiental, minimización de las repercusiones y maxi-
mización de las consecuencias positivas de las obras en el
territorio.
El catálogo, inspirado en la norma UNI 1277 - Sostenibili-
dad en la construcción, prevé medidas de protección de la
naturaleza, uso racional de los recursos y salvaguardia del
bienestar, la higiene y la salud de las personas, desglosadas
específicamente para cada una de las tres fases del ciclo de
vida de las obras (fase productiva externa, fase productiva
sobre el terreno y fase funcional). Entre las acciones iden-
81
tificadas, se prevén el empleo de materiales no nocivos, la
maximización del reciclaje, la reducción de las emisiones de
contaminantes, la tutela y la valorización de la diversidad
biológica, la mitigación del impacto paisajístico, la recupe-
ración del agua, el papel y la madera, la protección de las
fuentes de ruido e iniciativas de ocio para el territorio. Tras la
implementación de una primera acción piloto en la central
hidroeléctrica de San Pellegrino (Bérgamo, Italia), el proyec-
to se encuentra en la actualidad activo en 3 obras, de las
cuales 2 están en Italia y 1 en México (ver el apartado “Las
obras sostenibles de San Pellegrino (Bérgamo, Italia)”).
La atención a la gestión de las repercusiones medioam-
bientes también goza de una gran importancia durante la
fase operativa de las plantas, mediante el Sistema de Ges-
tión Medioambiental en vigor en todas las instalaciones del
Grupo. En este ámbito, se definen programas de mejora en
los que se identifican las intervenciones específicas para la
gestión y la mitigación de todos los impactos significativos,
desde la contención y la reducción de las emisiones a la at-
mósfera hasta la gestión de los residuos, desde la protección
de los recursos hídricos hasta la respuesta ante emergencias
medioambientales.
Construida a principios del siglo XX, la central hidroeléctrica de San Pelle-
grino fue sometida, entre febrero y agosto de 2014, a una intervención
de mantenimiento extraordinario que contempló diversas operaciones de
adaptación tecnológica y medioambiental.
Al emprender las actividades, Enel Green Power aplicó, por primera vez
en Italia, un modelo de obra innovador y compatible ecológicamente: en
efecto, se puso a punto una serie de acciones encaminadas a asegurar la
sostenibilidad de dichas actividades, como, por ejemplo, la conversión de
la maquinaria para que pudiera emplear aceite lubricante biodegradable
y el empleo de pinturas y pavimentos respetuosos con la naturaleza (con
materiales provenientes de la zona) para la reforma de los edificios. Las
obras previeron también la contención de las áreas ocupadas por los edi-
ficios, el incremento del porcentaje de superficie drenante vegetal en las
zonas de aparcamiento y una marcada atención al reciclaje de los residuos
producidos.
Las emisiones de dióxido de carbono vinculadas al funcionamiento de
la maquinaria de obra, los vehículos y los equipos, por un total de 180
toneladas de CO2, fueron además compensadas a través de un proceso
de “neutralización” del CO2 que prevé contrarrestar dichas emisiones me-
diante la participación en proyectos de Clean Development Mechanisms
(uno de los “mecanismos flexibles” para la reducción de las emisiones
contemplados en el Protocolo de Kyoto), realizados en países en vías de
desarrollo.
Las reformas se implementaron de la mano de otras intervenciones dirigi-
das a crear un valor tangible para la comunidad local. Un ejemplo de tal
enfoque está representado por el acuerdo —estipulado con la Adminis-
tración municipal— en virtud del cual Enel Green Power se comprometió
a ceder a la Escuela secundaria de San Pellegrino Terme una central foto-
voltaica de 15,5 kWp para la producción de energía renovable, capaz de
satisfacer la demanda del instituto de enseñanza y permitir la afectación
de los fondos ahorrados a proyectos sociales. Una eficaz difusión de la
información sobre los beneficios de la obra para los ciudadanos fue otros
de los hitos del proyecto. Finalmente, se consagró una especial atención
a la creación de empleo: de hecho, en las obras trabajaron 26 empresas
locales por un total de más de 28.800 horas.
Las obras sostenibles de San Pellegrino (Bérgamo, Italia)
82 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Un instrumento para identificar las oportunidades de mejora
en materia medioambiental y los aspectos de acción priori-
taria es la metodología MAPEC (cartografía de cumplimien-
to medioambiental, por su acrónimo en inglés), que permite
trazar un plano con las principales áreas de desarrollo de la
administración ambiental, aplicada desde 2013 a todo el
perímetro de Enel Green Power. Dicha metodología permite
identificar, analizar y cartografiar los posibles riesgos asocia-
dos a la administración de las temáticas medioambientales
con relación a la estrategia, la reputación y los recursos eco-
nómicos del Grupo y a la misma naturaleza a través de:
> la evaluación del riesgo inherente, o sea, de la probabili-
dad de suceso de un evento crítico y su correspondiente
impacto, en el supuesto de ausencia de las actividades de
control dirigidas a mitigarlo;
> la ponderación del grado de control, entendido como
una medida de la eficacia de las actividades de gestión
y control implementadas específicamente para adminis-
trar o mitigar el riesgo en el presente;
> el cálculo del riesgo residual identificado, aplicando al
riesgo inherente una reducción determinada por el nivel
de control y, por lo tanto, que debe considerarse repre-
sentativo de la exposición al riesgo.
Así, se valoran las situaciones críticas y las oportunidades de
mejora, en consonancia con las estrategias empresariales.
Impactos medioambientales significativos
Las repercusiones medioambientales más significativas de
las actividades de Enel Green Power varían en función del
tipo de instalaciones y de la tecnología empleada:
> los parques eólicos trastocan el paisaje y acarrean un im-
pacto visual, pudiendo interferir asimismo con las trayec-
torias de vuelo de la fauna aviar;
> las centrales hidroeléctricas, que extraen agua de ríos o
lagos a veces incluso a kilómetros de distancia, provocan
variaciones del caudal que pueden influir en la vida de la
fauna acuática;
> en lo que a la geotermia se refiere, además de las modi-
ficaciones en el paisaje, los impactos medioambientales
más relevantes son las emisiones atmosféricas, las emisio-
nes de olores y el ruido;
> el uso de paneles fotovoltaicos no acarrea riesgos ni re-
percusiones para la salud y el medio ambiente. El único
aspecto digno de consideración atañe al impacto pai-
sajístico y al uso de terrenos que podrían destinarse a
otras labores;
> en las plantas de biomasa, las repercusiones medioam-
bientales están vinculadas, sobre todo, a las emisiones y
al abastecimiento.
A dichos impactos específicos se añaden algunas conse-
cuencias transversales, como los consumos energéticos, la
producción de residuos, los consumos hídricos y la conta-
minación acústica derivada de la maquinaria de generación
presente en las instalaciones de las centrales. Para cada una
de las repercusiones ocasionadas, Enel Green Power prepa-
ra estrategias de prevención y proyectos y actividades de
mitigación específicos.
Los consumos energéticos están vinculados —con carác-
ter transversal en relación con las diversas tecnologías— a
la alimentación de las plantas de generación, mediante las
que se produce la energía que se introduce en el mercado.
Por lo tanto, la estrategia de reducción de los consumos de
energía contempla inversiones destinadas a aumentar la
eficiencia de las actividades, desde la producción hasta la
distribución, mediante operaciones de modernización de
las instalaciones, proyectos de optimización de las obras de
mantenimiento y acciones de mejora de la eficiencia de los
procesos, en aras de maximizar la eficiencia operativa.
Enel Green Power promueve, además, proyectos de ahorro
energético en los edificios e iniciativas dirigidas específica-
mente a los empleados. Algunos ejemplos en este sentido
son, a nivel del Grupo, la adopción de una política de ges-
tión de los viajes destinada a reducir los desplazamientos a
través de un mayor uso de las tecnologías de teleconferen-
cia y del teletrabajo y, en países como Italia, Brasil y Guate-
mala, ciertas medidas concretas relativas a la sustitución de
las lámparas tradicionales por aquellas dotadas de la tecno-
logía LED en las oficinas, servicios experimentales de uso de
coches compartidos y recorridos de sensibilización para los
empleados acerca del consumo responsable de la energía.
La producción de residuos responde esencialmente al man-
tenimiento ordinario y extraordinario de las plantas y las
obras. La acción de Enel Green Power en este ámbito se
concentra en la reducción de los residuos producidos, la co-
rrecta gestión de los almacenes, la separación entre residuos
peligrosos y no peligrosos y la preparación de zonas con el
pertinente equipamiento, elegidas teniendo en cuenta, en-
tre otros factores, su escaso impacto visual. Además, hay
implementadas acciones preventivas encaminadas a evitar
las fugas de líquidos y las emisiones de polvos y vapores no-
civos, así como medidas dirigidas a maximizar el porcentaje
de residuos recuperables.
83
Además, Enel Green Power se compromete a controlar todo
el proceso de gestión de los residuos, incluidos los de terce-
ros, a fin de garantizar su trazabilidad. En dicho contexto,
en Italia Enel Green Power firmó un acuerdo con Green Ne-
bula, proveedor de servicios en la nube para la gestión de
las autorizaciones para la recuperación y la eliminación de
los residuos, con miras a poder supervisar los permisos de
todos los proveedores. La gestión de los residuos es uno de
los aspectos vigilados constantemente también a través de
auditorías internas y externas y visitas sobre el terreno.
En la vertiente de la contaminación acústica, particular-
mente significativa para los parques eólicos y las centrales
hidroeléctricas, el correcto emplazamiento de las instala-
ciones, ubicadas a distancia de los núcleos habitados, con-
tribuye a minorar la importancia de las emisiones sonoras
al exterior. Las eventuales intervenciones de mitigación del
impacto acústico se realizaron, cuando se reveló necesario, a
partir de un análisis pormenorizado de la situación existen-
te, a través de registros fonométricos específicos y seguidos
de propuestas de insonorización y la realización de previsio-
nes acerca de los resultados de las operaciones de “sanea-
miento acústico” propuestas.
En el campo de las emisiones, Enel Green Power, además de
controlar continuamente la normativa en materia de gases
de efecto invernadero y haberse adherido en 2014 al mer-
cado voluntario de reducción de emisiones, aplica diversas
herramientas de supervisión y mitigación específicas, en
función del tipo de emisión y de la planta afectada:
> de las centrales de biomasa, geotérmicas y de cogene-
ración proviene la práctica totalidad de las emisiones
de CO2 producidas por el Grupo, excepción hecha de las
emisiones relacionadas con las perforaciones geotérmi-
cas, los grupos electrógenos instalados y la actividad de
gestión inmobiliaria y de los servicios en la mayoría de las
instalaciones;
> las plantas de biomasa generan, además, emisiones sóli-
das, como partículas e hidrocarburos no quemados. Las
emisiones de partículas son, en general, las más relevan-
tes, mientras que respecto a los demás contaminantes,
los niveles dependen del tipo de combustible utilizado,
de la planta concreta y del modo en que se quema la bio-
masa;
> en las instalaciones geotérmicas son objeto de medidas
específicas asimismo las emisiones de sulfuro de hidró-
geno (H2S), por la elevada sensibilidad olfativa que el ser
humano manifiesta al respecto, incluso con niveles de
no toxicidad, y el mercurio (Hg), en razón de su elevada
movilidad. En este campo, Enel Green Power patentó un
sistema de reducción denominado AMIS (reducción del
mercurio y el sulfuro de hidrógeno, por sus siglas en ita-
liano), instalado a partir de 2003 en 28 de las 33 plantas
geotérmicas. Para 2015 se prevé la finalización de la ins-
talación en todas las plantas geotérmicas;
> en la totalidad de las centrales, Enel Green Power actúa
con miras a minimizar las emisiones de SF6 por medio de
la instalación de interruptores sin hexafluoruro de azufre
en los equipos eléctricos de alta y media tensión, y para
disminuir las emisiones de sustancias perjudiciales para la
capa de ozono (clorofluorocarburos, hidroclorofluorocar-
buros, halones y metilbromuro).
Los consumos de agua industrial están vinculados sobre
todo a las plantas de producción a partir de biomasa, de
cogeneración con biogás y, en una menor medida, a las
centrales geotermoeléctricas. Enel Green Power pone en
práctica una estrategia de gestión integrada de los recur-
sos hídricos fundada en el uso eficiente de los recursos y la
preservación de la calidad del agua dentro de los procesos,
el tratamiento y la minimización de los efluentes, el atento
control de las pérdidas, la gestión responsable de los cauda-
les fluviales y la gestión integrada de las cuencas a través de
la medición de la calidad de las aguas. Llegado el caso, se
dispone la aplicación de medidas correctivas para la mejo-
ra de las condiciones físicas y ecológicas de las cuencas, de
conformidad con los requisitos precisos del territorio en el
que se enmarca la planta.
Además, el Grupo está invirtiendo cada vez más en la re-
ducción del consumo de agua en los procesos productivos,
sobre todo durante la fase de diseño de las plantas: en Italia,
por ejemplo, se encuentra en construcción una nueva cen-
tral de biomasa, “Finale Emilia”, que dispondrá de sistemas
de condensación de aire en lugar de torres de refrigeración
húmedas, principal fuente del consumo hídrico.
Por último, Enel Green Power abordó en Italia un proyecto
que contempla la aplicación a las plantas de un sistema de
tratamiento de los lodos de perforación en circuito cerrado,
que, a través de un proceso de centrifugación y filtración de
los mismos, permite la recuperación del agua en el proceso
de producción, con importantes ventajas también en térmi-
nos de ahorro energético y de reducción de los residuos y las
emisiones relacionadas con su transporte (se estiman evita-
das unas 80 toneladas de emisiones de CO2).
La protección de las especies en peligro y la conservación de
la biodiversidad se encuentran, finalmente, entre los prin-
cipales objetivos de la política medioambiental del Grupo
Enel, que definió un Plan Estratégico de Grupo sobre esta
temática. En particular, en lo relativo a los parques eólicos y
las plantas fotovoltaicas e hidroeléctricas, la biodiversidad
84 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
se cuenta entre los factores fundamentales de evaluación y
mitigación:
> en los parques eólicos, se efectúan censos y acciones de
supervisión previas sobre la fauna aviar y los murciélagos,
a efectos de valorar las características específicas del em-
plazamiento y estimar la compatibilidad de la planta en
relación con la presencia de especies protegidas o rutas
migratorias. Dichas observaciones, en las zonas de mayor
sensibilidad, se prolongan hasta la fase de funcionamien-
to de las instalaciones;
> para las centrales fotovoltaicas, la herramienta esencial
de prevención es el correcto emplazamiento de las insta-
laciones, por ejemplo en espacios degradados (canteras y
vertederos abandonados, zonas contaminadas, etc.);
> en las plantas hidroeléctricas, Enel Green Power imple-
menta un cuidadoso diseño de las obras y adopta mo-
dalidades específicas de vigilancia o funcionamiento. En
especial, en la medida de lo posible, se realizan canales y
conductos de alimentación y desagüe enterrados (como
protección de la fauna terrestre y anfibia) y se efectúan
obras de protección sobre los canales de alimentación.
El impacto sobre la biodiversidad se mitiga, además, me-
diante la realización de escaleras o ascensores de subida
para los peces y el desembalse en el río del caudal eco-
lógico mínimo. La realización de las plantas viene prece-
dida, llegado el caso, por la supervisión de la calidad de
las aguas y por la evaluación del estado ecológico del río.
A efectos de impulsar aún más sus acciones en materia de
biodiversidad, Enel Green Power fomenta numerosos pro-
yectos en Italia y en el extranjero destinados al apoyo y la
conservación de los ecosistemas y los hábitats naturales de
las zonas en que opera, no solo como actor industrial, sino
también en calidad de sujeto activo en la vida social, cultural
y ambiental del territorio (pueden consultarse más detalles
en la dirección de Internet www.enelgreenpower.com/es-
ES/sustainability/csv/environment/biodiversity/).
Nuestras personas
Organización
La estructura organizativa de Enel Green Power se articula en:
> Funciones Operativas (Desarrollo de Negocio, Inge-
niería y Construcción y Operaciones y Mantenimiento),
consagradas al desarrollo, la construcción, la puesta en
marcha y el mantenimiento de las plantas;
> Áreas de Negocio, responsables de los mercados locales,
que despliegan y mantienen las relaciones con las partes
interesadas y las instituciones, garantizan el equilibrio
económico-financiero y gestionan las actividades
vinculadas a la generación de energía en las zonas bajo
sus competencias;
> Funciones de Personal y Servicios, encaminadas a ga-
rantizar la gestión de los procesos centrales de gobierno
y los servicios de apoyo al negocio.
A lo largo de 2014 se efectuó una revaluación de la estructu-
ra organizativa con el fin de optimizar la operatividad de las
diversas Funciones, equilibrando las sinergias, habida cuen-
ta también del crecimiento de las dimensiones del Grupo, su
diversidad y su complejidad geográfica.
Concretamente, la Función Gestión de Riesgos fue integrada
en el seno de la Función Administración, Finanzas y Control
y las actividades asociadas a la sostenibilidad y la innovación
confluyeron dentro de la nueva Función Innovación y Soste-
nibilidad, con las miras puestas en maximizar la integración
del desarrollo sostenible en la cadena de valor, promover el
uso racional de los recursos y difundir modalidades de impli-
cación de la comunidad coherentes con el modelo Creating
Shared Value empresarial.
En la vertiente de las Funciones Operativas, la Función De-
sarrollo de Negocio fue objeto de un desglose adicional con
la constitución de las áreas África y Oriente Medio y Asia-
Pacífico.
Con respecto a las Áreas de Negocio, las principales modifi-
caciones concernieron a la redefinición de su perímetro; en
concreto, se constituyó el área Europa, asignándole en su
interior la subdivisión Península Ibérica, que fue desgajada
del área Latinoamérica (antigua área Península Ibérica y La-
tinoamérica).
Además, se estableció el país Sudáfrica, cuya responsabili-
dad se atribuyó al área Europa.
Por otra parte, a finales de año, el Grupo llevó a buen térmi-
no la cesión de los activos en Francia.
Tras todas estas modificaciones, a 31 de diciembre de 2014
la plantilla total del Grupo asciende a 3.609 empleados, el
4,0% más en comparación con 2013, de los que 1.972 radi-
can en Italia y 1.637 en el perímetro extranjero.
85
Norteamérica9,5%
Europa66,3%
Latinoamérica24,2%
Plantilla por área geográfica
Por último, en 2014 se efectuó una reorganización de las fa-
milias profesionales Seguridad, Medio Ambiente y Calidad,
Personal y Organización, Operaciones y Mantenimiento y
Desarrollo de Negocio, encaminada a completar la integra-
ción entre Funciones centrales y Áreas de Negocio.
Los cambios expuestos contaron con el respaldo de proyec-
tos organizativos específicos, como Global Professional Sys-
tem, que desde 2012 trabaja en la creación de catálogos de
las profesiones dirigidos a marcar un lenguaje común para
gestionar y alinear los procesos internos de selección, valo-
ración, desarrollo, formación y movilidad.
Por añadidura, en el transcurso de 2014 se perseveró en
la aplicación de la estrategia organizativa “Organización
Transnacional”, dirigida a identificar cambios en la organiza-
ción que respalden las actividades de negocio y, así, conse-
guir una mayor flexibilidad estructural, en consonancia con
la naturaleza multinacional del Grupo.
En este nuevo contexto, los programas de movilidad inter-
nacional de los empleados siguen siendo uno de los ejes
prioritarios del Grupo. Tras definir en 2013 los criterios de
gestión y las especificaciones de la movilidad internacional
y de la selección del personal, en 2014 Enel Green Power ex-
perimentó un aumento del número de empleados en régi-
men de movilidad internacional de larga duración, al pasar
de 57 a 71.
Desarrollo y formación
A lo largo de 2014, Enel Green Power ratificó su compromi-
so con el desarrollo personal.
Se brindó una gran atención a las actividades de captación
y selección, orientadas a valorar a los candidatos no solo
con referencia a sus competencias técnicas y especializadas,
sino concediendo también importancia a sus características
personales y a las posibles consecuencias de su introducción
en aras del desarrollo y la consecuencia de los objetivos de
rendimiento de las diversas áreas organizativas.
La formación de los recursos internos se erigió como otro
ámbito de acción clave. No por casualidad a lo largo de
2014 se impartieron más de 153.000 horas de formación,
o sea, un total de 42,6 horas de formación por empleado,
centradas en el refuerzo de las competencias lingüísticas y
técnicas, el desarrollo de habilidades teóricas y prácticas y
la promoción de la salud y la seguridad. Sobre este último
aspecto se le concedió una especial relevancia a los recorri-
dos destinados a los empleados recién contratados, con la
organización de programas como Involve yourself in Safety,
en el que se prevé una introducción a la temática de la inte-
gración de la seguridad en el seno del negocio y la elabora-
ción por los participantes de un plan de acciones dedicado
a los oficinistas.
A efectos de potenciar la formación sobre las competencias
distintivas para directivos y profesionales, Enel Green Power
diseñó y realizó numerosos programas personalizados a
partir de los requisitos de las Funciones de Personal, las Fun-
ciones Operativas y las Áreas de Negocio. Entre los ejemplos,
podemos citar:
> para las Funciones de Personal, el programa Bridging
the Gap dirigido a las personas de la Función Compras
en todos los países y encaminado a mejorar los flujos de
comunicación y la integración de las actividades entre las
diversas áreas;
> para la Función Desarrollo de Negocio, el proyecto inter-
nacional BD Planners empowerment: Bringing value from
strategy to projects development, encaminado al refuer-
zo del papel y las competencias técnicas y administrativas
de los proyectistas;
> para la Función Ingeniería y Construcción, el proyecto
internacional Think to Plan, para la potenciación de las
competencias de planificación y negociación de los pro-
yectistas, la iniciativa Execution Culture, centrada en la
difusión de las herramientas de gestión de proyectos, y
el evento internacional Team building E&C Wind Design,
enfocado a dilucidar el contexto organizativo, los obje-
tivos y los escenarios de desarrollo de la Unidad Diseño
Eólico;
> para la Función Operaciones y Mantenimiento, el taller
internacional Improving together!, encaminado a facili-
tar la puesta en común de la visión global de la Unidad
de Eficiencia Operativa Eólica y proporcionar modelos e
instrumentos de gestión de los cambios, y el proyecto
Green Car, pensado para los responsables de las unida-
des territoriales italianas en aras de favorecer el desa-
86 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
rrollo de las capacidades de liderazgo y de gestión de
equipos;
> en lo que al área Europa se refiere, la iniciativa EGP Eu-
rope: Creating a story of challenges and integration, para
impulsar la colaboración entre los empleados del área y
redundar en una mejor integración de los nuevos países.
Enel Green Power garantiza asimismo a sus empleados la
oportunidad de acceder a recorridos de acompañamiento
en los momentos más delicados de su vida laboral, como la
contratación y el cambio de puesto. Algunos ejemplos de
dichos programas son el proyecto Junior Enel Training, para
el personal recién contratado, y el curso Training for New
Supervisors, destinado a los empleados que —por primera
vez— son llamados a asumir responsabilidades de gestión
de otros recursos humanos y que facilita herramientas para
la potenciación de las capacidades de gestión de los equi-
pos.
En 2014 se prestó también una extraordinaria atención
a la temática de los sistemas de evaluación. De hecho, se
adoptó un instrumento global que empareja la valoración
objetiva de los resultados alcanzados respecto a las metas
preestablecidas (Objective Performance Review - OPR) con
la evaluación de la alineación con el modelo de liderazgo
empresarial (Behaviour Performance Review - BPR). Median-
te este subproceso, los responsables individuales evalúan a
sus colaboradores directos y, a su vez, son evaluados a través
de un sistema de valoración integral. El programa implicó
a unas 115 personas, con repercusión en el sistema de re-
muneración variable para los colaboradores para los que se
hubiera previsto un sistema de gestión por objetivos.
En el transcurso del año, además, se implementó un progra-
ma de desarrollo dedicado al grupo de recursos considera-
dos “de alto potencial” (high potential). En efecto, se asignó
a los participantes un mentor de entre los directivos de Enel
Green Power, con el objetivo específico de facilitar la difu-
sión de una cultura empresarial orientada a los resultados,
la responsabilidad y el cambio.
En los países del Área de Negocio Latinoamérica, en con-
creto en Brasil, México y Chile, se lanzaron diversas iniciati-
vas de escucha de los empleados. En Brasil, por ejemplo, se
realizó una encuesta dirigida a medir la percepción de los
empleados sobre la calidad del ambiente de trabajo y sobre
las modalidades de gestión del personal, para obtener un
indicador global de bienestar. Con arreglo a los resultados
recabados, Enel Green Power Brasil fue incluida en la lista
de los 150 mejores empleadores del país. Dichas iniciativas
de escucha constituyeron la ocasión para valorar la eficacia
de las políticas y los procedimientos internos y para dar res-
puesta a los empleados sobre aquellas cuestiones más rele-
vantes para los mismos.
Finalmente, Enel Green Power dedicó un importante es-
fuerzo en 2014 a la implementación de ciertas iniciativas
de diversidad de género, como, por ejemplo, “Madres en
Equilibrio”. El proyecto —activado también para 2015—
está encaminado a favorecer la reinserción en la empresa
de las empleadas que hayan dado a luz, como a través de
una reformulación del plan de desarrollo personal, desde un
prisma de capacitación, puesta en común de experiencias
entre compañeras de trabajo y apoyo a la conciliación entre
la vida privada y la carrera profesional.
Relaciones industrialesAl amparo de los convenios internacionales, las legislacio-
nes nacionales y los acuerdos bilaterales suscritos a nivel del
Grupo Enel (como el Global Framework Agreement firmado
en 2013), Enel Green Power reconoce el derecho de sus em-
pleados a constituir o participar en organizaciones sindica-
les para la protección de sus intereses, y a ser representados
por organismos sindicales u otras formas de representación.
El Grupo reconoce además el derecho de negociación para
la estipulación de un convenio colectivo, según lo previsto
en la legislación aplicable en los países en los que opera
y, en caso de decisiones empresariales con repercusiones
sobre el personal, como modificaciones organizativas, por
ejemplo escisiones, adquisiciones o cesiones de activos, pro-
cede a informar con tiempo a las organizaciones sindicales a
efectos de gestionar con la antelación necesaria los posibles
efectos del cambio en las relaciones laborales.
De acuerdo con estos principios, en 2014 Enel Green Power
suscribió nuevos convenios colectivos o renegoció las con-
diciones de aquellos vigentes en países como México, Ru-
manía, Brasil e Italia, a través de acuerdos que, a menudo,
granjearon a los empleados mejores condiciones que las
contempladas en las normativas vigentes y, al mismo tiem-
po, redundaron en una optimización de las modalidades de
organización del trabajo y la producción.
Incluso en las situaciones más complejas, como la cesión de
Enel Green Power France y la gestión de la plantilla en Italia,
el Grupo promovió un enfoque de consulta y diálogo conti-
nuos con los representantes sindicales y los trabajadores, lo
que permitió una gestión responsable.
En materia de lucha contra la discriminación y respeto de los
derechos humanos, en consonancia con lo dispuesto por los
principales convenios de la Organización Internacional del
87
Trabajo, Enel Green Power excluye cualquier forma de dis-
criminación política, religiosa, racial, étnica, lingüística, de
sexo, de edad o de orientación sexual, así como cualquier
marginación social o basada en convicciones personales o
una participación sindical.
Además, el Grupo se compromete a no emplear a personas
de una edad inferior a aquella establecida para entrar en el
mercado laboral por la normativa aplicable en cada lugar, y
a no instaurar o mantener relaciones con proveedores que
empleen a menores de edad o censurados por parte de los
organismos internacionales.
En este último ámbito es particularmente significativo
el Programa Ombudsman —activo en Brasil y en curso de
activación en Uruguay—, que tiene el objetivo de garanti-
zarles a todos los trabajadores de las empresas contratistas
que operan en el país la posibilidad de notificar los posibles
problemas relativos a la relación con sus empleadores o al
respeto de su dignidad. Una vez concluido su diseño, ahora
se está trabajando en el plano de la comunicación que su-
pondrá el inicio práctico de la iniciativa.
Gestión de los proveedoresEnel Green Power, para la realización de sus actividades y
la gestión de las relaciones con sus proveedores, se remi-
te a los principios plasmados en el Código Ético, el Plan de
Tolerancia Cero a la Corrupción, el Modelo Organizativo y
de Gestión 231/2001 y la Política de Derechos Humanos. El
Grupo proporciona una información precisa sobre los prin-
cipios y las normas internas que rigen el comportamiento
empresarial y espera que sus proveedores se imbuyan de los
mismos valores en la administración de las actividades y las
interacciones con sus respectivos interlocutores. Asimismo,
se prevén criterios de sostenibilidad específicos en el ámbi-
to de los procedimientos de cualificación, las elecciones de
aprovisionamiento, las cláusulas contractuales y los procedi-
mientos de control del comportamiento de los proveedores.
El sistema de cualificación requiere la atenta evaluación de
las empresas que pretenden participar en los procedimien-
tos de aprovisionamiento con arreglo a la presentación de
una serie de documentos (autocertificaciones acerca de la
posesión de los requisitos generales, estados financieros,
certificados, etc.) y la adhesión a los principios expresados
en el Código Ético, la Política de Derechos Humanos, el Plan
de Tolerancia Cero a la Corrupción y el Modelo Organizativo
y de Gestión 231/2001, con especial hincapié en la ausencia
de conflictos de intereses, incluso potenciales.
Otros importantes requerimientos en el proceso de cua-
lificación son también el respeto del medio ambiente y la
protección de la salud y la seguridad de los empleados. En
particular, para las categorías de mercancías con impacto
medioambiental, se exige la implementación de un Siste-
ma de Gestión Medioambiental conforme a la norma ISO
14001. Dicha exigencia se extenderá gradualmente a todos
los departamentos pertinentes.
Con respecto a los suministros sujetos a licitación, Enel
Green Power introdujo una metodología de evaluación del
rendimiento de las empresas contratistas en el ámbito de la
seguridad y el medio ambiente basada en la distribución, de
manera preliminar, de un cuestionario centrado en la capa-
cidad de gestión y la evolución del historial de accidentes de
las empresas, así como en posteriores entrevistas de profun-
dización y verificación de todo lo declarado en dicho cues-
tionario (proyecto Safety & Environment in Procurement).
En función de las respuestas facilitadas, se seleccionan los
proveedores que se admitirán en las fases sucesivas de la
licitación, mientras que las empresas que no demuestren
los requisitos mínimos quedarán excluidas. Por añadidura,
siempre con carácter preliminar, se remite el documento
HSE Requirements, que contiene los requisitos y las indica-
ciones definidos por Enel Green Power en materia de salud,
seguridad y medio ambiente, que pasan a formar una parte
integrante del contrato y se deben respetar durante todas
las fases de las obras. Los contratistas y los subcontratistas
utilizan dicha información para elaborar la pertinente do-
cumentación, evaluar los costes de las medidas de salud y
seguridad, mantener el emplazamiento de las obras segu-
ro y limpio y promover las mejores prácticas en la gestión
medioambiental.
Finalmente, respecto de todos los grupos de mercancías de
las obras objeto de contratas, los proveedores se evalúan en
relación con su índice de seguridad, que considera en parti-
cular su estructura organizativa destinada al respeto de las
normas aplicables y su vigilancia.
En lo que a las elecciones de abastecimiento se refiere, Enel
Green Power adoptó un Plan de Abastecimiento Verde, que
establece requisitos medioambientales para algunas cate-
88 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
gorías de mercancías, previendo la adquisición de aquellos
productos y servicios más respetuosos con la naturaleza.
Esta atención por la protección del medio ambiente se re-
fleja asimismo en las elecciones previas al acometimiento
de sus propias actividades, por ejemplo evitando el uso de
paneles fotovoltaicos con sustancias tóxicas, como el teloru-
ro de cadmio, y en las posteriores, ya que se ha previsto en
los propios procesos internos la respuesta a la problemática
planteada por la eliminación de los paneles fotovoltaicos
tras el final de su vida útil. En 2014, en el perímetro de Ita-
lia, las adjudicaciones y contratas “verdes” suponen más del
45% del total.
Las cláusulas contractuales representan otro instrumento
fundamental para promover la sostenibilidad en la cadena
de suministro. Las cláusulas aplicadas incluyen:
> la cláusula Global Compact, que obliga al proveedor a ad-
herirse a los principios del Pacto Mundial en materia de
derechos humanos, trabajo, protección medioambiental
y lucha contra la corrupción, así como a orientar cada una
de sus actividades, ya sean realizadas por personal propio
o por subcontratistas, a su respeto;
> la cláusula anticorrupción, que exige el proveedor cono-
cer los compromisos asumidos por Enel en materia de lu-
cha contra la corrupción y comprometerse a no recurrir a
ninguna promesa, oferta o solicitud de pago ilícito en la
ejecución del contrato en interés de Enel o en beneficio
de sus empleados, so pena de la posibilidad para el Gru-
po de rescindirlo o solicitar una indemnización por los
daños y perjuicios ocasionados;
> las cláusulas contractuales en materia de respeto de los
derechos humanos, incluidas en todas las contratas (in-
cluidas las de servicios), que contemplan la prohibición
del trabajo de menores de edad y el trabajo forzado, la
libertad de sindicación y asociación, la prohibición de la
discriminación y el respeto de las obligaciones de seguri-
dad y protección medioambiental por parte de los pro-
veedores;
> para los contratos estipulados en Italia, la referencia al
Protocolo de Legalidad, que obliga al proveedor a respe-
tar las disposiciones del protocolo marco alcanzado por
Enel con el Ministerio del Interior italiano contra las infil-
traciones de la delincuencia organizada y para la protec-
ción de la legalidad;
> las cláusulas contractuales que versan sobre la salud y se-
guridad de los trabajadores y que prevén “sanciones por
la vulneración de la normativa en materia de protección
de la salud y la seguridad en los lugares de trabajo”. En
relación con cada incumplimiento del contratista al res-
pecto, el Grupo Enel tiene la potestad de comunicarle y, a
continuación, imponerle una sanción pecuniaria cuyo im-
porte dependerá de la gravedad de la violación. En el su-
puesto de que las infracciones cometidas desemboquen
en accidentes de trabajo o, en cualquier caso, ocasionen
daños personales, el Grupo Enel se reserva, a su exclusivo
juicio, la posibilidad de aplicar sanciones más estrictas.
Con el fin de verificar el respeto por parte de los proveedo-
res y los contratistas de sus obligaciones ético-sociales espe-
cíficas, el Grupo se reserva la facultad de efectuar controles
en sus unidades productivas y sedes operativas, así como
en las instalaciones en las que se despliegue el trabajo o el
servicio. Dichos controles son efectuados por las Funciones
Operativas, con el apoyo de la Función Auditoría.
Además, se aplica un sistema de medición de las prestacio-
nes de los proveedores y de la calidad de los productos ad-
quiridos (Vendor Rating), en relación con todas las empresas
que operan con Enel Green Power en determinadas catego-
rías de mercancías. El sistema arroja una puntuación global
sobre el rendimiento del proveedor en términos de calidad
del producto/servicio/obra bajo su responsabilidad y de las
condiciones de suministro en el lapso temporal preestable-
cido. Para elaborar el indicador se evalúan la calidad de los
bienes/obras/servicios proporcionados, la puntualidad, los
aspectos relativos a la protección de la seguridad y el medio
ambiente y la corrección en la fase precontractual y ejecu-
tiva, con especial referencia a las medidas instauradas a fin
de prevenir la corrupción y la vulneración de los derechos
humanos.
89
Relación responsable con las comunidadesEn sus relaciones con las comunidades, Enel Green Power
actúa con miras a la forja de vínculos a largo plazo imbuidos
de transparencia y a la creación de beneficios tangibles para
los territorios y la propia empresa, dentro de un espíritu de
creación de valor compartido.
Por consiguiente, en todos los países en que Enel Green
Power está presente, la interacción continua con las partes
interesadas constituye un catalizador de la estrategia de
crecimiento y desarrollo empresarial: a través de iniciativas
de escucha dirigidas a los afectados por cada proyecto o
planta, el Grupo identifica las necesidades locales para, así,
poder trazar medidas concretas, destinadas tanto a antici-
par y resolver las cuestiones potencialmente conflictivas,
antes incluso de que se materialicen, como a contribuir al
desarrollo socioeconómico a largo plazo de la comunidad
y a la conservación del patrimonio natural, a través de ini-
ciativas pergeñadas en función de las potencialidades y las
necesidades del territorio.
Constituyen ejemplos de este planteamiento el programa
EGP listens to you en México —comités locales, en los que
participan la empresa, las instituciones locales y las comu-
nidades, que efectúan entrevistas y encuestas en la zona
para recabar peticiones y propuestas que servirán para se-
leccionar los proyectos susceptibles de realización en el te-
rritorio—, el plan de cooperación firmado para su extensión
durante veinte años en Guatemala con las comunidades que
residen en las cercanías de la central de Palo Viejo y los gru-
pos de trabajo constituidos en Costa Rica en aras de iden-
tificar y poner a punto planes de desarrollo conjuntos cuya
implementación será supervisada por la misma comunidad.
Otros ejemplos son el plan de implicación instaurado en el
área del parque eólico de Karistos (Grecia) —que contempló
la realización de una encuesta y algunas entrevistas dirigidas
a recoger las percepciones de los habitantes de la zona acer-
ca de las inversiones eólicas, así como sus expectativas res-
pecto al Grupo y sus necesidades en las esferas social, econó-
mica, educativa y medioambiental— y, en Brasil, el proyecto
Mobile Ombudsman, que facilita a las comunidades aisladas
residentes en las proximidades de las instalaciones un canal
exclusivo para comunicarse con Enel Green Power.
La introducción de Enel Green Power en Sudáfrica representó en 2013
un importante campo de aplicación del modelo Creating Shared Value ya
desde sus primeros elementos. Sudáfrica, de hecho, es un país “maduro” si
se consideran los aspectos de sostenibilidad en los procesos de licitación,
con especial referencia a la inclusión social, la capacitación y la creación de
oportunidades para la población.
Enel Green Power aplicó su modelo de Creating Shared Value a partir del
análisis del contexto social, económico y medioambiental, primero en el
ámbito del país y después a escala regional y local. La intersección entre las
temáticas más relevantes para el territorio y aquellas con mayor influencia
en las estrategias del Grupo condujeron a identificar los ámbitos en que
focalizar las intervenciones en beneficio de las comunidades afectadas
por los proyectos. Dicho análisis le permitió al equipo definir proyectos y
acciones capaces de crear un beneficio concreto para las comunidades, en
consonancia con los objetivos empresariales en el área.
Creating Shared Value en Sudáfrica
90 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
91
Se presta una especial atención al respeto y la protección de
los derechos de las poblaciones indígenas que viven en las
zonas afectadas por los proyectos y las actividades del Gru-
po, con las que se instauran procesos de consulta conformes
a la legislación nacional y a las normas internacionales más
exigentes en la materia, como el Convenio 169 de la Orga-
nización Internacional del Trabajo.
La identificación de las prioridades del territorio a partir de
la escucha y el análisis de las necesidades se ve reforzada
asimismo por herramientas de trabajo específicas, definidas
en el ámbito del modelo empresarial Creating Shared Value.
En Grecia, por ejemplo, simultáneamente a la redacción del
plan de creación de valor compartido para la planta de Ka-
fireas, se abordó un análisis material a escala local que per-
mitió identificar los aspectos más importantes para las par-
tes interesadas y para Enel Green Power, orientando así las
acciones a dichos ámbitos. En España, Portugal, Chile, Perú
y Colombia, en cambio, se llevan adelante junto a entidades
locales especializadas estudios dirigidos a poner en eviden-
cia y vigilar en el tiempo los principales requisitos socioeco-
nómicos del territorio.
Dentro del proceso de análisis de las necesidades, construc-
ción de las relaciones con la comunidad y vigilancia de los
proyectos, también desempeña una importante función la
colaboración con las ONG, las fundaciones, las empresas,
los trabajadores y los directivos locales. Dichos actores —al
conocer a fondo el territorio— están en posición de presen-
tarse desde el primer momento en calidad de socios creíbles
y fiables, y representan, por ende, unos intermediarios in-
dispensables para contribuir a cimentar un diálogo positivo
con las comunidades.
Finalmente, la correcta implementación de los planes perió-
dicos, la supervisión de las acciones y la actualización de los
proyectos en curso en función de la evolución natural de las
exigencias de las comunidades son prioritarias en todos los
países con presencia de Enel Green Power.
Principales proyectos e iniciativas
Enel Green Power proyecta, implementa y supervisa inicia-
tivas en los campos del acceso a la energía, el desarrollo lo-
cal y el apoyo a la comunidad, dando preferencia en dichos
ámbitos a las intervenciones sistémicas que aporten nuevas
herramientas de acción a las poblaciones implicadas y facili-
ten así unos cambios duraderos. En conjunto, en 2014 Enel
Green Power destinó más de 4,5 millones de euros a proyec-
tos e iniciativas dirigidos a las comunidades de referencia, la
mayor parte empleados en programas de desarrollo a me-
dio y largo plazo.
Este enfoque se sustancia, en primer lugar, en la realización
de proyectos transversales sobre los temas vinculados a la
actividad principal de la empresa, como el acceso a la ener-
gía. Por ejemplo, la asociación con la ONG indígena Bare-
foot College, en el marco del programa general del Grupo
Enel Enabling Electricity, constituye una muestra de creación
de desarrollo concreta y ponderable, que se prolonga desde
2012. El proyecto implicó en total a 39 mujeres semianalfa-
betas provenientes de pueblos aislados, pobres y sin acceso
a la electricidad de Perú, Chile, Guatemala, México, Colom-
bia, El Salvador, Brasil, Ecuador y Panamá. Estas mujeres pa-
saron un período de seis meses en el norte de la India, en el
Barefoot College, para aprender a instalar y realizar el man-
tenimiento de pequeñas instalaciones fotovoltaicas —con-
virtiéndose, así, en técnicos solares—, para a continuación
volver a su lugar de origen y llevar, gracias a los kits fotovol-
taicos facilitados por Enel Green Power, luz, desarrollo y tra-
bajo a sus territorios de proveniencia. Desde su lanzamiento
en 2012, el proyecto ha implicado a 41 comunidades con la
colaboración de 10 ONG locales, repercutiendo sobre más
de 19.000 personas que se han beneficiado de las labores
de electrificación promovidas por el proyecto.
Sin desplazarnos de la temática del acceso a la energía, en
2014 Enel Green Power desarrolló una nueva planta híbrida
(fotovoltaica, minieólica y de cogeneración) que garantizará
a los habitantes de la comunidad aislada de Ollagüe (Chile)
energía eléctrica limpia y continua. El proyecto —realizado
con la colaboración de la Universidad de Chile y el apoyo
de la Administración local— contempló la introducción de
diversas soluciones innovadoras para responder a las limi-
taciones estructurales de la zona en términos de altitud (la
localidad se encuentra a 3.600 metros) y fluctuaciones de
la temperatura. Una vez completada, la planta se cederá al
municipio de Ollagüe: dos de los “ingenieros solares” forma-
dos a través del proyecto “Barefoot College” se ocuparán del
mantenimiento básico, mientras que Enel Green Power se
92 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
(14) Larvas de hormiga que constituyen un alimento muy apreciado en el país.
encargará de optimizar su rendimiento y experimentar nue-
vas soluciones que integren otras tecnologías renovables y
la acumulación de energía.
Además, Enel Green Power promueve —a menudo con el
apoyo de ONG locales— el desarrollo socioeconómico en
aquellos países en los que está presente mediante proyec-
tos específicos diseñados en función de las potencialidades
y las peculiaridades del territorio, que versan sobre aspectos
como la creación de empleo, la promoción del emprendi-
miento, la transferencia de competencias a la población y el
desarrollo de las infraestructuras.
Algunos ejemplos en estos ámbitos están constituidos por
el programa “Una Mano para la Vida” en México, para la
promoción, en parte mediante el lanzamiento de un sitio
web específico, de las actividades de la artesanía local basa-
das en la reutilización de los desechos de ciertos productos
típicos de la zona de San Luis Potosí (en particular, del cac-
tus, el agave y los escamoles (14)) y, en Chile, por el proyecto
de desarrollo agrícola de siete comunidades indígenas ma-
puches residentes en el área de la central hidroeléctrica de
Pullinque, implementado desde 2008 en colaboración con
la ONG Agraria.
El enfoque del Grupo hacia el desarrollo económico y em-
presarial del territorio encuentra otro perfecto ejemplo en
la reforma de la economía pesquera local en la región de
San Juan de Marcona (Nazca, Perú), donde se están reali-
zando intervenciones de formación sobre la seguridad y
los primeros auxilios en las actividades relacionadas con la
pesca y se están incorporando las nuevas tecnologías en la
cadena productiva de los pescadores de algas, sin dejar de
lado la oportuna capacitación para su gestión. Con relación
a las actividades ya realizadas, se encuentra en curso la su-
pervisión de los indicadores de rendimiento que servirán de
base para determinar el valor generado para la comunidad,
utilizando como índice de referencia el retorno social de
la inversión. La actividad objeto de evaluación atañe a los
cursos sobre la seguridad en la pesca en apnea, cuyos be-
neficios se ponderarán no solo en términos de disminución
de enfermedades permanentes o fallecimientos evitados,
sino también de valor generado en forma de los servicios de
primeros auxilios prestados a la población por parte de los
pescadores instruidos.
Otro ejemplo significativo es el conjunto de intervencio-
nes que se planificaron en el área de Apiacás, la central hi-
droeléctrica en construcción en la región de Mato Grosso
(Brasil). Dichas operaciones comprenden la construcción de
un vivero para la conservación y la recuperación del ecosis-
tema local, el reciclaje de la leña derivada de las obras de
deforestación para construir estructuras de servicios a la co-
munidad, cursos de alfabetización y formación profesional
para incrementar las oportunidades de acceso al mercado
laboral y otras acciones de aprendizaje en el ámbito de la
gestión de los terrenos y el desarrollo de las infraestructu-
ras. La identificación de estas intervenciones fue fruto de un
análisis sistemático de los requisitos de la comunidad, por
un lado, y de la evaluación de los beneficios directos para
el proyecto, por el otro. Por ejemplo, la construcción del vi-
vero aportará a la comunidad el beneficio de disponer de
un banco de semillas autóctonas con las que poder mante-
ner el ecosistema amazónico y, al mismo tiempo, permitirá
el desarrollo de plantas que estarán listas para su siembra
simultáneamente a las obras de construcción, pudiendo así
utilizarse para la reforestación de la zona y asegurando un
control directo de su calidad y las consecuencias del proceso
por parte de la empresa.
En el norte de Chile, finalmente, en el parque eólico de Va-
lle de los Vientos, se desplegó un programa que incluyó,
por una parte, la reutilización de los palés de transporte de
los componentes de las instalaciones, que de lo contrario
se habrían desechado, para la construcción de una sala de
exposición en el Centro de Interpretación del Desierto, y,
por la otra, la implicación de tres habitantes de Toconce, lo-
calidad situada en las cercanías de la planta, en un progra-
ma formativo de dos meses de duración sobre carpintería
ecológica. De este modo, al mismo tiempo se redujeron los
residuos producidos durante la construcción y se crearon
competencias profesionales que se podrán repercutir en
otros contextos.
En la vertiente del apoyo a las comunidades, Enel Green
Power se comprometió en diversos programas de promo-
ción de la educación, de ayuda a las familias en dificultades
y de apoyo de iniciativas socioculturales y recreativas en el
territorio. Entre los proyectos más significativos realizados
en este ámbito —además de los diversos programas de be-
cas de estudios en países como Chile, Guatemala, Costa Rica
y Panamá— se distinguen el programa “E2@MIT”, una aso-
ciación entre Enel Green Power North America y el Instituto
Tecnológico de Massachussets para la organización de una
escuela de verano para estudiantes de secundaria centrada
en las energías renovables, y el proyecto “Ubuntu”, que, en
Sudáfrica, promueve la educación a través de un apoyo con-
tinuo a los niños, tanto con relación a los gastos escolares
93
como en lo que a los aspectos sanitarios y de asistencia a las
familias se refiere.
Encontramos asimismo numerosas iniciativas encaminadas
a fomentar la cultura de las energías renovables, la eficien-
cia energética y un uso racional de la energía. En diversos
países, por ejemplo, cada año se celebra Play Energy, evento
promovido por el Grupo Enel y dirigido a las escuelas prima-
rias y secundarias que introduce a estudiantes, familiares y
docentes en un recorrido educativo y lúdico centrado en las
diversas cuestiones relacionadas con la energía mediante
acciones didácticas, visitas guiadas a las centrales, concursos
y actividades temáticas. Dirigido a los hijos de los empleados
tenemos, en cambio, el concurso We are energy, encamina-
do también a dar a conocer los aspectos de la energía, los
recursos y la sostenibilidad, que en 2014 gozó de la partici-
pación de 274 jóvenes de 16 países.
Cada año, además, Enel Green Power, a través de iniciativas
como “Centrales Abiertas” y “Naturaleza y Territorio”, abre
sus instalaciones a visitas guiadas destinadas a enseñar el
funcionamiento de las diversas tecnologías; en 2014, gra-
cias a dicha iniciativa, más de 255.000 personas pudieron
conocer de primera mano las plantas de Enel Green Power.
Por último, el Grupo fomenta diversas iniciativas encami-
nadas a respaldar la investigación científica, la promoción
de la cultura y la puesta en valor del territorio. En este sen-
tido algunos ejemplos son el proyecto “Tras las huellas de
los glaciares” —estudio multidisciplinar sobre los efectos del
cambio climático en los glaciares, realizado en forma de ex-
pediciones a los grandes glaciares de Alaska, el Cáucaso y
el Karakórum y posteriores comparaciones fotográficas— y
el programa cultural The Hidden Treasures of Rome para el
estudio, la conservación y la puesta en valor del patrimonio
artístico de los Museos Capitolinos (en colaboración con al-
gunas universidades estadounidenses). Enel Green Power
colabora, por añadidura, con ciertas universidades italianas,
contribuyendo a la oferta didáctica de másteres universita-
rios con intervenciones sobre los temas de la elaboración de
informes, la sostenibilidad y la creación de valor compartido,
y apoya a los estudiantes universitarios en la culminación de
sus tesis de licenciatura sobre estas materias.
94 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Los principales proyectos de 2014
APOYOA LAS COMUNIDADES
Educación
Becas para estudiantes sobresalientes que necesitan apoyo económico para proseguir con sus estudios de grado primario, secundario y universitarioCosta Rica | Guatemala | Panamá | Chile
Campaña de seguridad vialBrasil
Centrales Abiertas: visitas guiadas a las centrales de Enel Green PowerPortugal | Italia | Francia
Colaboración con el municipio de Torres Vedras para la producción de seis vídeos sobre la eficiencia energéticaPortugal
E2@MIT: acuerdo con el MIT de Boston para el apoyo a la organización de una escuela de verano para estudiantes de secundaria en materia de energías renovablesEE. UU.
Organización de seminarios sobre el cambio climático en instituciones educativas del área de Doñana junto a la Fundación Doñana 21España
Organización de visitas escolares a las plantas del GrupoEspaña
Proyectos educativos en materia de energías renovables en las diversas sedes de Enel Green PowerBrasil
Programa de apoyo a la correcta alimentación en las escuelasCosta Rica
PlayEnergy: concurso destinado a escuelas primarias y secundarias que implica a estudiantes, familias y docentes en un recorrido educativo-lúdico acerca de temáticas centradas en la energíaItalia | Grecia | Brasil | Chile | PanamáGuatemala | Costa Rica
Say No to bullying!: campamento para jóvenes focalizado sobre el problema del acosoCosta Rica | Guatemala | Panamá
Ubuntu: programa de apoyo integrado a la formación en términos de gastos escolares, sanidad y ayuda a las familiasSudáfrica
We are Energy: concurso dirigido a los hijos de los empleados sobre las temáticas de la energía, el ahorro de recursos y la sostenibilidadItalia | Grecia | Francia | EspañaPortugal | Bulgaria | Brasil | UruguayChile | El Salvador | México | PanamáGuatemala | Costa Rica | EE. UU. | Canadá
Promoción de la cultura
The Hidden Treasures of Rome: asociación con algunas universidades estadounidenses para el estudio y la conservación del patrimonio artístico de los Museos CapitolinosEE. UU.
El tesoro de la cultura: apoyo al festival del reisado, celebración tradicional localBrasil
Apoyo a las familias
Family Day: jornada de socialización entre los empleados y sus familias en las plantas del GrupoRumanía | España
Programa Energo: apoyo a grupos sociales desfavorecidosGrecia
BIODIVERSIDAD
Puesta en valor del territorio, por ejemplo, a través del acondicionamiento de senderos para la observación de la flora y la fauna locales, integrados con las plantas del Grupo
España | Italia
Smithsonian Agreement: colaboración con el Instituto Smithsonian en aras de la investigación científica sobre la fauna y la flora tropicales en la reserva de Fortuna
Panamá
Tras las huellas de los glaciares: proyecto multidisciplinar sobre los efectos del cambio climático en los mayores glaciares montañosos de la Tierra
Italia
Apoyo al estudio de los osos pardos en la región de Castilla y León, conducido por la Fundación Oso PardoEspaña
95
ACCESOA LA ELECTRICIDAD
Promover el desarrollo de competencias técnicas en el sector energético
Barefoot College: programa que implica a mujeres provenientes de comunidades aisladas para ense-ñarles a instalar y realizar el mante-nimiento de pequeñas instalaciones fotovoltaicas, conjugando así la electrificación rural, la capacitación de las mujeres y la mejora de las competencias Chile | Guatemala | México | Panamá | Perú Brasil | El Salvador | Ecuador | Colombia
DESARROLLO SOCIOECONÓMICO DE LAS COMUNIDADES
Apoyo a las actividades empresariales en la comunidad
Actividades dirigidas a promover la implicación de los proveedores locales en las operaciones de mantenimiento de las plantas, como a través de licitacionesRumanía
Conjunto de intervenciones destinadas a favorecer el desarrollo socioeconómico de la zona de Apiacás en los sectores agrícola, medioambiental y educativoBrasil
Pullinque development program: programa desarrollado para siete comunidades mapuches en las cercanías de la planta de Pullinque, que incluye un plan de desarrollo agrícola y veterinario y becas para los estudiantes localesChile
Reforma de la economía pesquera local: programa de formación sobre pesca segura y actividades de apoyo a la cadena productiva del sector en San Juan de MarconaPerú
Una Mano para la Vida: proyecto encaminado al apoyo y la promoción —con la creación de un “mercado virtual” en Internet— de las actividades artesanales locales basadas en la reutilización de los desechos de ciertos productos típicos del área de San Luis PotosíMéxico
Desarrollo de infraestructuras
Diversas intervenciones de modernización de las escuelas para las comunidades residentes en las proximidades de las centrales hidroeléctricas de Enel Green PowerGuatemala
Desarrollo de una innovadora planta híbrida (solar-eólica y de cogene-ración) para garantizar la energía eléctrica a la comunidad aislada de Ollagüe, a 3.600 metros de altitudChile
Instalación de paneles fotovoltaicos y puntos informativos sobre las energías renovables dentro del zoo de Birmingham (Alabama)EE. UU.
Construcción de un acueducto y potenciación de la red vial en la zona de las obras de Chucás Costa Rica
Fomento del empleo
Jardín hidropónico: programa que ofrece a las madres solteras un trabajo a tiempo parcial en el sector de la agricultura hidropónica y la venta de las hortalizas cultivadasCosta Rica
Proyecto de apoyo a la acuicultura en la comunidad de Chiriquí, realizado en parte con la ayuda de algunos empleados del Grupo voluntariosPanamá
Transferencia de competencias y desarrollo de las capacidades de la población local
Colaboración con los institutos locales de formación profesional para el uso de las plantas del Grupo como instalaciones docentes en materia de tecnologías renovables
España | Portugal
Curso de carpintería ecológica para construir muebles reutilizando los palés de transporte de la planta de Valle de los VientosChile
Ifarhu Cooperation Agreement: acuerdo de cooperación con el Insti-tución para la Formación y Aprove-chamiento de Recursos Humanos (IFARHU) para facilitar becas a es-tudiantes de etnias Chiriquí e Indio pertenecientes a familias con bajos ingresos, encaminadas también a la integración en Enel Green PowerPanamá
Mobile Ombudsman: apertura de un canal interactivo y exclusivo que permite a las comunidades aisladas, residentes en las proximidades de las plantas, comunicar y presentar eventuales reclamacionesBrasil
Programa de vacunación y formación veterinaria para tres comunidades residentes en el desierto de AtacamaChile
Proyecto para la electrificación residencial de la comunidad de GualacaPanamá
96 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera del Grupo
Definición de los indicadores de rendimiento A continuación se facilitan, en consonancia con la reco-
mendación CESR/05-178b, publicada el 3 de noviembre de
2005, los criterios utilizados para la elaboración de dichos
indicadores:
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contra-
tos de Commodities contabilizados al valor razonable: deter-
minados como suma de los “Ingresos” y de las “Ganancias/
(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabiliza-
dos al valor razonable”.
Margen de explotación bruto: representa un indicador del
resultado de explotación y se calcula sumando al “Resultado
operativo” las “Amortizaciones y pérdidas por deterioro de
valor”, deducida la cuota capitalizada.
Activos inmovilizados netos: definidos como la diferencia
entre “Activos no corrientes” y “Pasivos no corrientes”, exclu-
yendo:
> los “Activos por impuestos anticipados”;
> los “Créditos financieros a largo plazo” incluidos en el
asiento “Activos financieros no corrientes”;
> las “Financiaciones a largo plazo”;
> la “Indemnización por fin de contrato y otras prestacio-
nes a empleados”;
> las “Provisiones no corrientes”;
> los “Pasivos por impuestos diferidos”.
97
Capital circulante neto: definido como la diferencia entre
“Activos corrientes” y “Pasivos corrientes”, excluyendo:
> los “Títulos” y otras partidas de los “Otros créditos financie-
ros” incluidos en el asiento “Activos financieros corrientes”;
> el “Efectivo y otros activos equivalentes”;
> las “Financiaciones a corto plazo” y las “Cuotas corrientes
de las financiaciones a largo plazo”.
Activos netos disponibles para la venta: definidos como la
suma matemática de los “Activos disponibles para la
venta” y de los “Pasivos disponibles para la venta”.
Capital invertido neto: definido como la suma matemática
de los “Activos inmovilizados netos” y del “Capital circulan-
te neto”, de las provisiones no incluidas anteriormente, de
los “Activos por impuestos anticipados” y de los “Pasivos por
impuestos diferidos”, así como de los “Activos netos disponi-
bles para la venta”.
Endeudamiento financiero neto: representa un indicador
de la estructura financiera y viene determinado por las “Fi-
nanciaciones a largo plazo”, las cuotas corrientes referidas a
ellas, las “Financiaciones a corto plazo”, sin contar el “Efec-
tivo y otros activos equivalentes” y los “Activos financieros
corrientes” y “no corrientes” no incluidos anteriormente
para la definición de los otros indicadores de rendimiento
patrimonial.
Más en general, el endeudamiento financiero del Grupo Enel
Green Power se ha determinado con arreglo a lo previsto en
el apartado 127 de las recomendaciones CESR/05-054b, de
aplicación del Reglamento 809/2004/CE, y en consonancia
con las disposiciones CONSOB del 26 de julio de 2007 para
la definición de la posición financiera neta, una vez deduci-
dos los créditos financieros y los títulos no corrientes.
Definición de algunos indicadores de sostenibilidadEn lo concerniente a los indicadores de sostenibilidad, se
ofrecen las rúbricas consideradas de mayor relevancia a
efectos de supervisar la marcha del Grupo con relación a los
principales ámbitos de la ética empresarial y la sostenibili-
dad medioambiental y social.
A continuación se facilitan los criterios utilizados para la ela-
boración de las estimaciones relativas a los indicadores:
Emisiones de CO2 evitadas: se calculan multiplicando la
producción de energía eléctrica obtenida de cada fuente
renovable por la emisión específica media de CO2 de la ge-
neración termoeléctrica fósil de las plantas del Grupo Enel
presentes en los diversos ámbitos territoriales (en ausencia
de dichas instalaciones, se toma como referencia la emisión
específica media nacional extraída de la base de datos Ener-
data —http://services.enerdata.eu—). Las emisiones evita-
das totales se calculan como la suma de las emisiones evita-
das en los diversos ámbitos territoriales.
Plantilla de empresas contratistas: el dato se calcula a partir
de las horas trabajadas por los empleados de las empresas
contratistas dentro de las áreas pertenecientes a Enel Green
Power, convertidas en FTE (Full Time Equivalent —personal
equivalente a tiempo completo—) con arreglo a factores de
conversión basados en la media de horas trabajadas en el
país.
Días trabajados por empleados de contratistas y subcontratis-
tas: el dato se calcula a partir de las horas trabajadas por los
empleados de las empresas contratistas dentro de las áreas
pertenecientes a Enel Green Power, convertidas en días con
arreglo a la media de horas hábiles diarias.
98 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Principales variaciones del área de consolidaciónEn los dos ejercicios analizados, el área de consolidación sufrió algunas modificaciones en razón de las siguientes operacio-
nes principales.
Ejercicio 2013
> Adquisición, con fecha del 22 de marzo de 2013, del
100% de Parque Eólico Talinay Oriente, sociedad eólica
chilena;
> adquisición, con fecha del 26 de marzo de 2013, del 50%
de PowerCrop, sociedad activa en el sector de la biomasa
en Italia;
> cesión, con fecha del 8 de abril de 2013, del 51% de
Buffalo Dunes Wind Project, sociedad eólica estadouni-
dense;
> adquisición, con fecha del 22 de mayo de 2013, me-
diante el ejercicio de las correspondientes opciones, de
una cuota adicional del 26% de las sociedades eólicas
estadounidenses Chisholm View LLC y Prairie Rose LLC,
valoradas con el método de puesta en equivalencia en
función de la participación accionarial poseída con ante-
rioridad (49%). En consecuencia, a partir de dicha fecha,
las sociedades se consolidaron con el método de integra-
ción total;
> cesión, con fecha del 1 de julio de 2013, de la participa-
ción de Enel.si Srl, sociedad controlada íntegramente, a
Enel Energia SpA. Tras la cesión, Enel.si fue desconsolida-
da a partir del 1 de julio de 2013 y los resultados econó-
micos obtenidos por la misma hasta la fecha de cesión,
como la plusvalía realizada por la cesión de las participa-
ciones en su capital social, se anotaron como actividades
interrumpidas;
> adquisición, con fecha del 8 de noviembre de 2013, de la
sociedad Origin Wind Energy LLC, titular de un proyecto
de desarrollo eólico en Estados Unidos;
> adquisición, en el mes de diciembre de 2013, del 100%
de 8 sociedades titulares de otros tantos proyectos de de-
sarrollo eólico en Estados Unidos;
> adquisiciones menores de 2013 relativas a la participa-
ción de control en la sociedad francesa La Vallier (fusio-
nada con anterioridad en Enel Green Power France), en
la sociedad mexicana Dominica y en la sociedad italiana
Enel Green Power Finale Emilia.
A partir del cuarto trimestre de 2013, de acuerdo con los re-
quisitos previstos por la NIIF 5 para la clasificación de los acti-
vos y los pasivos destinados a su cesión, se procedió a clasifi-
car en los asientos correspondientes del Estado de situación
patrimonial los activos y los pasivos relativos a las participadas
portuguesas activas en el sector de la cogeneración y el valor
de la participación en la sociedad francesa WP France 3 (cedi-
das a lo largo del primer trimestre de 2014).
Ejercicio 2014
> Adquisición, con fecha del 12 de mayo de 2014, de una
cuota adicional del 26% en el capital de Buffalo Dunes
Wind Project, valorada con el método de puesta en equi-
valencia con arreglo a la participación accionarial poseí-
da con anterioridad (49%). En consecuencia, a partir de
dicha fecha, la sociedad se consolidó con el método de
integración total;
> adquisición, en el transcurso del segundo trimestre de
2014, del 100% de la sociedad Aurora Distributed So-
lar, empresa dedicada al desarrollo de plantas solares en
Norteamérica;
> cesión en el primer semestre de 2014 de algunas parti-
cipadas portuguesas activas en el sector de la cogenera-
ción;
> adquisición, con fecha del 22 de julio de 2014, de la cuo-
ta restante de la participación poseída por Sharp en Enel
Green Power & Sharp Solar Energy Srl (ahora Enel Green
Power Solar Energy Srl - “EGP SE”), empresa conjunta va-
lorada anteriormente aplicando el método de puesta en
equivalencia. En consecuencia, a partir de dicha fecha, la
sociedad se consolidó con el método de integración total;
> adquisición, en el segundo semestre de 2014, de una
cuota del 50% de la sociedad Osage Wind LLC, titular de
un proyecto de desarrollo eólico de 150 MW. La socie-
dad, poseída en régimen de control conjunto, se valora
aplicando el método de puesta en equivalencia;
> adquisición, en el transcurso del cuarto trimestre de
2014, del 100% de 6 sociedades titulares de otros tantos
proyectos de desarrollo eólico en Estados Unidos;
99
> cesión, con fecha del 12 de diciembre de 2014, de la to-
talidad de la participación en LaGeo (36,2%), sociedad
valorada con el método de la participación, a Inversiones
Energéticas SA de Cv, ya accionista mayoritaria de la so-
ciedad;
> cesión, con fecha del 18 de diciembre de 2014, de la par-
ticipación de Enel Green Power France Sas, sociedad con-
trolada íntegramente, a Boralex EnR Sas.
Resultados económicos del GrupoA continuación se exponen las Cuentas de resultados clasificadas de 2014, comparadas con los datos reexpresados de 2013.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.996 2.721 275
Total costes 1.054 942 112
MARGEN DE EXPLOTACIÓN BRUTO 1.942 1.779 163
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 921 679 242
RESULTADO OPERATIVO 1.021 1.100 (79)
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados (21) (27) 6
Otros ingresos/(gastos) financieros netos (236) (233) (3)
Cuota de ganancias/(pérdidas) de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia (56) 21 (77)
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 708 861 (153)
Impuestos 264 324 (60)
Resultado de las actividades en curso 444 537 (93)
Resultado de las actividades interrumpidas (1) (4) 61 (65)
RESULTADO DEL EJERCICIO 440 598 (158)
- Cuota atribuible al Grupo 359 528 (169)
- Participaciones minoritarias 81 70 11
(1) El resultado de las actividades interrumpidas es atribuible íntegramente al Grupo.
IngresosEn millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos relacionados con la venta de energía 1.761 1.729 32
Ingresos de certificados verdes 428 402 26
Ingresos de otras formas de incentivos 371 452 (81)
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 76 21 55
Ingresos por venta de energía eléctrica, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.636 2.604 32
Otros ingresos y ganancias 360 117 243
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.996 2.721 275
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de
los contratos de Commodities contabilizados al valor ra-
zonable ascienden a 2.996 millones de euros y evidencian
un incremento de 275 millones de euros respecto a 2013
reexpresado (+10,1%), como combinación de la mejora
de 243 millones de euros de los otros ingresos y ganancias
100 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
(iguales a 360 millones de euros en 2014) y del avance de
32 millones de euros de los ingresos por venta de energía
eléctrica (iguales a 2.636 millones de euros en 2014), habida
cuenta de un efecto negativo de los tipos de cambio igual a
10 millones de euros.
Los ingresos por venta de energía eléctrica se apuntan un
incremento, desprendido principalmente del avance cons-
tatado al respecto en Latinoamérica (137 millones de eu-
ros), en particular en Brasil, Chile y Panamá, y en Norteamé-
rica (25 millones de euros), contrarrestado en parte por los
menores ingresos registrados en Europa (130 millones de
euros). Dicha variación se constató en especial en Italia, en
razón de una caída de los ingresos medios de venta y un
incremento de la energía producida, y en la Península Ibéri-
ca, en razón del cambio normativo introducido mediante el
Real Decreto 9/2013.
Los ingresos de certificados verdes, iguales a 428 millones
de euros, registran un incremento de 26 millones de euros
con relación al ejercicio 2013 reexpresado, atribuible ínte-
gramente al área Europa, en razón de la mayor producción
incentivada y la evolución decreciente del precio en bolsa
en Italia, que conllevó el consiguiente incremento de los in-
centivos.
Los ingresos de otras formas de incentivos, equivalentes
a 371 millones de euros, registran una disminución de 81
millones de euros con relación a 2013, atribuible principal-
mente a la Península Ibérica (96 millones de euros), en razón
de la mencionada modificación normativa, cuyos efectos se
vieron compensados parcialmente por el aumento de los
ingresos provenientes de asociaciones tributarias en Norte-
américa (20 millones de euros).
Los otros ingresos y ganancias, que experimentan un avan-
ce de 243 millones de euros, se refieren principalmente a
los efectos derivados del acuerdo transaccional firmado con
INE (sociedad energética estatal salvadoreña), que conllevó
también la cesión de la participación en LaGeo (123 millo-
nes de euros), de la cesión de la participación en Enel Green
Power France (31 millones de euros) y del apunte de la in-
demnización prevista en el acuerdo con Sharp acerca de la
compra de la producción de la fábrica de 3SUN (95 millo-
nes de euros), ya comentados en los “Hechos relevantes de
2014”.
CostesEn millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Energía 291 178 113
Personal 256 242 14
Servicios y otros bienes 489 480 9
Otros gastos de explotación 149 136 13
Costes capitalizados (131) (94) (37)
Total 1.054 942 112
Los costes, iguales a 1.054 millones de euros, presentan un
incremento de 112 millones de euros con relación a 2013
reexpresado (+11,9%).
Los costes por energía se apuntan una subida de 113 mi-
llones de euros (+63,5%) con relación a 2013 reexpresado
(178 millones de euros), principalmente imputable al incre-
mento de los costes por compra de energía en Latinoamé-
rica (121 millones de euros) y en Rumanía (12 millones de
euros), compensado en parte por la reducción de los costes
por compra de combustibles consiguiente al desmantela-
miento total de la cogeneración en la Península Ibérica (28
millones de euros).
El incremento de los costes por compra de energía se obser-
vó principalmente en Brasil (102 millones de euros), a causa
de retrasos en la realización de la interconexión, en Chile (12
millones de euros), en Rumanía (12 millones de euros) y en
Panamá (7 millones de euros), en razón de la menor pluvio-
metría.
El aumento de los costes de personal (14 millones de euros,
+5,8%) está relacionado sobre todo con el incremento de
los costes ordinarios de personal, en consonancia con la ma-
yor composición media.
101
El aumento de los otros gastos de explotación (13 millones
de euros, +9,6%), responde fundamentalmente a las mayo-
res asignaciones a las provisiones no corrientes.
Los costes capitalizados, iguales a 131 millones de euros, re-
gistran un incremento de 37 millones de euros con relación
al ejercicio anterior (+39,4%), referible esencialmente al cos-
te de los empleados encargados del diseño y la realización
de las plantas, de conformidad con las mayores inversiones
realizadas (+382 millones de euros en comparación con
2013 reexpresado).
El margen de explotación bruto, igual a 1.942 millones
de euros, presenta un aumento de 163 millones de euros
(+9,2%) en comparación con 2013 reexpresado, y se realizó
principalmente en Europa (134 millones de euros) y Nortea-
mérica (30 millones de euros).
El área Europa registró un margen de explotación bruto
igual 1.464 millones de euros, una mejora de 134 millones
de euros con respecto a 2013 reexpresado (cuando fue
igual a 1.330 millones de euros), habida cuenta del aumen-
to de los otros ingresos (igual a 269 millones de euros) y una
reducción de los costes (equivalente a 6 millones de euros),
contrarrestados parcialmente por la reducción de los ingre-
sos por venta de energía eléctrica (iguales a 155 millones
de euros).
El área Latinoamérica fue testigo de un margen de explo-
tación bruto igual a 202 millones de euros, en consonancia
con el ejercicio anterior (203 millones de euros en 2013), te-
niendo en cuenta el efecto positivo de los tipos de cambio
de 1 millón de euros.
El incremento de los ingresos (igual a 130 millones de eu-
ros) fue de hecho contrarrestado por el incremento de los
costes por compra de energía (equivalente a 121 millones
de euros), principalmente en Brasil, a causa de retrasos en la
realización de la interconexión resueltos en el cuarto trimes-
tre de 2014, en Chile y en Panamá.
El área Norteamérica se apuntó un margen de explotación
bruto igual a 276 millones de euros, lo que supone un avan-
ce de 30 millones de euros en comparación con el ejercicio
previo (246 millones de euros), atribuible al mencionado in-
cremento de los ingresos y a la sustancial invariabilidad de
los costes lograda, a pesar del crecimiento de la capacidad
instalada media (+26%), gracias a la mejor eficiencia ope-
rativa.
Otros asientos de las Cuentas de resultados
Las amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor,
iguales a 921 millones de euros, registran un incremento de
242 millones de euros con relación al ejercicio precedente
(+35,6%). Este se puede imputar principalmente a la deva-
luación contabilizada en 2014 sobre el fondo de comercio
y los activos netos de la CGU Enel Green Power Hellas (181
millones de euros), así como al inicio del proceso de amorti-
zación de la nueva capacidad instalada.
Ingresos/(Gastos) financieros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos financieros de contratos derivados 7 6 1
Gastos financieros de contratos derivados (28) (33) 5
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados (21) (27) 6
Otros ingresos financieros 108 74 34
Otros gastos financieros (344) (307) (37)
Otros ingresos/(gastos) financieros netos (236) (233) (3)
Los ingresos/(gastos) financieros netos de contratos
derivados, iguales a 21 millones de euros, se reducen en 6
millones de euros con relación al ejercicio anterior (-22,2%),
principalmente por el efecto de los menores gastos en de-
rivados de trading estipulados como cobertura del riesgo
vinculado a los tipos de cambio.
102 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Los otros ingresos/(gastos) financieros netos, iguales a
236 millones de euros una vez deducida la cuota capitaliza-
da, se incrementan en 3 millones de euros en relación con el
ejercicio precedente (+1,3%).
La cuota de ganancias de inversiones contabilizadas con
el método de puesta en equivalencia, negativa por 56 mi-
llones de euros, evidencia una caída de 77 millones de euros
en comparación con el ejercicio previo, habida cuenta de las
devaluaciones consiguientes a la mencionada prueba de
deterioro a las asociadas griegas (89 millones de euros) y de
los menores resultados de algunas sociedades asociadas en
la Península Ibérica (9 millones de euros), compensada par-
cialmente por las menores pérdidas de la empresa conjunta
3SUN (30 millones de euros) registradas en 2014.
Los impuestos, iguales a 264 millones de euros, registran un
decrecimiento de 60 millones de euros con relación al ejer-
cicio precedente (-18,5%). Dicha disminución, en consonan-
cia con la evolución del resultado antes de impuestos, acoge
los efectos de la rebaja del tipo del denominado “Impuesto
Robin Hood” en Italia (23 millones de euros) y algunos im-
pactos extraordinarios, como los relativos a la reforma fiscal
en la Península Ibérica y a la declaración de inconstitucio-
nalidad del “Impuesto Robin Hood”, que conllevaron una
rectificación de impuestos diferidos con una repercusión en
las Cuentas de resultados positiva por 48 millones de euros y
negativa por 20 millones de euros, respectivamente.
Resultado de las actividades interrumpidas - (4) millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable - 70 (70)
Total costes - 69 (69)
MARGEN DE EXPLOTACIÓN BRUTO - 1 (1)
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor - 8 (8)
Resultado operativo - (7) 7
Resultado del ejercicio excluidas las plusvalías - (7) 7
Plusvalías/(Minusvalías) por la cesión de activos (4) 68 (72)
Resultado de las actividades interrumpidas (4) 61 (65)
Los costes registrados en 2014 se refieren a la actualización de la estimación de la compensación debida a Enel Energia,
como se contempla en el contrato de cesión de las participaciones de la sociedad Enel.si.
Resultado del ejercicio - 440 millones de eurosEl resultado del ejercicio, incluido el resultado de las activi-
dades interrumpidas (negativo por 4 millones de euros), es
igual a 440 millones de euros, con una disminución de 158
millones de euros (-26,4%) con respecto a los 598 millones
de euros de 2013 reexpresado (incluido el resultado de las
actividades interrumpidas, positivo por 61 millones de euros).
103
Análisis de la estructura patrimonial del GrupoA continuación se expone el Estado de situación patrimonial clasificado a 31 de diciembre de 2014, comparado con los
datos a 31 de diciembre de 2013 reexpresado.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Inmuebles, plantas y maquinaria 13.329 11.703 1.626
Activos intangibles 1.378 1.312 66
Fondo de comercio 871 875 (4)
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 323 570 (247)
Otros activos/(pasivos) financieros no corrientes netos (86) 2 (88)
Otros activos/(pasivos) no corrientes netos (34) (55) 21
Total activos inmovilizados netos 15.781 14.407 1.374
Existencias 184 89 95
Créditos comerciales 440 355 85
Deudas comerciales (888) (741) (147)
Créditos/(Deudas) tributarios netos 104 128 (24)
Otros activos/(pasivos) financieros corrientes netos (70) (89) 19
Otros activos/(pasivos) corrientes netos (12) (34) 22
Total capital circulante neto (242) (292) 50
Capital invertido bruto 15.539 14.115 1.424
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (43) (47) 4
Provisiones no corrientes (150) (130) (20)
Impuestos diferidos netos (379) (376) (3)
Total provisiones varias (572) (553) (19)
Activos clasificados como disponibles para la venta y pasivos incluidos en un grupo enajenable clasificado como disponible para la venta - 25 (25)
Capital invertido neto 14.967 13.587 1.380
Patrimonio neto total 8.929 8.263 666
Endeudamiento financiero neto 6.038 5.324 714
Cabe evidenciar que con ocasión de pruebas de deterioro
sobre el fondo de comercio, a 31 de diciembre de 2014 se
registró una pérdida por deterioro de valor relativa a la CGU
Enel Green Power Hellas (cuyos flujos y valores contables se
refieren tanto a proyectos operativos como a otros en fase
de desarrollo, como la iniciativa denominada Elica II, apun-
tada entre las inversiones contabilizadas con el método de
puesta en equivalencia), por lo que la dirección procedió en
primera instancia a reducir a cero el fondo de comercio, por
un importe igual a 33 millones de euros, para, a continua-
ción, devaluar los otros activos de la CGU en proporción al
valor contable de cada uno de ellos.
En particular, dichas devaluaciones se reflejaron en los in-
movilizados tangibles (91 millones de euros) e intangibles
(57 millones de euros) y en el asiento de las inversiones con-
tabilizadas con el método de puesta en equivalencia (89
millones de euros), registrando su correspondiente efecto
fiscal, igual a 39 millones de euros.
Los inmuebles, plantas y maquinaria, iguales a 13.329 millo-
nes de euros, presentan un incremento de 1.626 millones
de euros con relación al 31 de diciembre de 2013 reexpresa-
do, que puede atribuirse sustancialmente a las inversiones
del ejercicio (equivalentes a 1.580 millones de euros, inclui-
dos 30 millones de euros relativos al proyecto Osage), a las
amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (iguales a
726 millones de euros), incluidos los efectos ya menciona-
dos y derivados del deterioro, a la oscilación positiva de los
tipos de cambio (por 518 millones de euros), a la variación
del perímetro de consolidación (igual a 198 millones de eu-
ros, incluida la cesión de la participación de control de Osa-
ge), y a la capitalización de los gastos financieros (igual a 59
millones de euros).
Las inversiones operativas se refieren sustancialmente al
sector eólico en Latinoamérica (600 millones de euros), Nor-
teamérica (313 millones de euros) y Europa (74 millones de
104 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
euros), al sector geotérmico en Italia (161 millones de eu-
ros), al solar en Chile (198 millones de euros) y en Europa (23
millones de euros) y al hidroeléctrico en Latinoamérica (111
millones de euros) e Italia (77 millones de euros).
La variación del perímetro de consolidación se refiere funda-
mentalmente a la consolidación total de la sociedad titular
del proyecto estadounidense Buffalo Dunes (334 millones
de euros), valorada anteriormente con el método de puesta
en equivalencia, y a la adquisición del control en las socieda-
des del grupo Enel Green Power Solar Energy (102 millones
de euros), efectos compensados en parte por la cesión de la
controlada francesa Enel Green Power France (230 millones
de euros) y de la participación de control de la sociedad es-
tadounidense Osage (30 millones de euros).
Los activos intangibles, iguales a 1.378 millones de euros,
presentan un incremento de 66 millones de euros con res-
pecto al 31 de diciembre de 2013 reexpresado, debido prin-
cipalmente a los efectos de la determinación de los valores
razonables de los activos adquiridos y los pasivos asumidos
en algunos proyectos de Norteamérica (62 millones de eu-
ros), Sudáfrica (31 millones de euros) y Chile (21 millones
de euros), a las inversiones del ejercicio (iguales a 49 millo-
nes de euros), a los efectos positivos de los tipos de cambio
(iguales a 40 millones de euros) y a la variación del perímetro
de consolidación tras el control de Enel Green Power Solar
Energy y de un proyecto solar en Norteamérica (27 millones
de euros). Dichos efectos fueron compensados en parte por
las amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (iguales
a 143 millones de euros), incluidos los mencionados efectos
derivados del deterioro.
El fondo de comercio, igual a 871 millones de euros, presen-
ta una disminución de 4 millones de euros con relación al
31 de diciembre de 2013 reexpresado, atribuible esencial-
mente al efecto positivo de los tipos de cambio (igual a 51
millones de euros), compensado en parte por la variación
del perímetro de consolidación por la cesión de la controla-
da francesa Enel Green Power France (igual a 29 millones de
euros) y por la antedicha devaluación de la CGU Hellas (33
millones de euros).
Las inversiones contabilizadas con el método de puesta en
equivalencia, iguales a 323 millones de euros, presentan
una merma equivalente a 247 millones de euros en compa-
ración con el 31 de diciembre de 2013 reexpresado, deriva-
da principalmente de la cesión de la participación en LaGeo
(100 millones de euros) y en Tirme (21 millones de euros), la
consolidación total de Buffalo Dunes (igual a 77 millones de
euros) y la distribución de dividendos de algunas asociadas
de Enel Green Power España (14 millones de euros). Única-
mente una parte de dichos efectos fue compensada por la
adquisición del proyecto Osage (30 millones de euros) y las
ampliaciones de capital efectuadas en Norteamérica, Grecia
e Italia (22 millones de euros).
El capital circulante neto, negativo por 242 millones de eu-
ros a 31 de diciembre de 2014 (negativo por 292 millones
de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado), pone de
manifiesto una disminución de 50 millones de euros, debida
principalmente a:
> el incremento de las existencias (95 millones de euros) en
almacén en razón de la compra de turbinas destinadas a
proyectos en Norteamérica (49 millones de euros) y de
paneles fotovoltaicos por instalar (45 millones de euros);
> el aumento de las deudas comerciales netas (62 millones
de euros), por el efecto de las mayores inversiones opera-
tivas acometidas en el ejercicio;
> el incremento de los otros activos/(pasivos) corrientes ne-
tos (22 millones de euros), principalmente en razón de
la cuota aún por cobrar de la retribución prevista por el
acuerdo con Sharp comentado en los hechos relevantes
(35 millones de euros).
Las provisiones varias atestiguan un incremento neto de
19 millones de euros, derivado fundamentalmente del au-
mento de las “Provisiones no corrientes” de las controladas
en Norteamérica y Chile.
Los activos netos disponibles para la venta a 31 de di-
ciembre de 2013 acogían los activos netos relativos a las
plantas de cogeneración portuguesas de la controlada Enel
Green Power España (iguales a 13 millones de euros) y del
parque eólico francés de la controlada Enel Green Power
France (por valor de 12 millones de euros), que fueron cedi-
dos en el mes de enero de 2014.
El capital invertido neto a 31 de diciembre de 2014 es igual
a 14.967 millones de euros y está cubierto por el patrimonio
neto del Grupo y de terceros por 8.929 millones de euros y
por el endeudamiento financiero neto por 6.038 millones de
euros. Este último presenta una incidencia en el patrimonio
neto del 0,7 (0,6 a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
105
Análisis de la estructura financiera del Grupo
Endeudamiento financiero netoEn millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Endeudamiento a largo plazo
Financiaciones bancarias 2.711 2.113 598
Deudas con otras entidades financieras 869 603 266
Deudas con partes relacionadas 2.455 2.480 (25)
Endeudamiento a largo plazo 6.035 5.196 839
Créditos financieros a largo plazo (425) (334) (91)
Endeudamiento neto a largo plazo 5.610 4.862 748
Cuota a corto plazo de las financiaciones bancarias a largo plazo 193 126 67
Usos de líneas de crédito renovables 2 3 (1)
Otras financiaciones a corto plazo de entidades bancarias 11 20 (9)
Endeudamiento bancario a corto plazo 206 149 57
Deudas con otras entidades financieras y partes relacionadas (cuota a corto plazo) 130 86 44
Otras deudas financieras a corto plazo y con partes relacionadas 852 798 54
Endeudamiento a corto plazo con otras entidades financieras y partes relacionadas 982 884 98
Otros créditos financieros a corto plazo (285) (231) (54)
Efectivo en bancos y títulos a corto plazo (475) (340) (135)
Efectivo y créditos financieros a corto plazo (760) (571) (189)
Endeudamiento neto a corto plazo 428 462 (34)
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO 6.038 5.324 714
Endeudamiento financiero “Activos netos disponibles para la venta” - (9) 9
El endeudamiento financiero neto, igual a 6.038 millo-
nes de euros, evidencia un incremento de 714 millones de
euros (+13,4%), a pesar del crecimiento de las inversiones
y del efecto negativo de los tipos de cambio, por valor de
196 millones de euros. Dicha oscilación se produjo en razón
de un incremento de 748 millones de euros del endeuda-
miento neto a largo plazo (+15,4%) y de una disminución
de 34 millones de euros del endeudamiento neto a corto
plazo (-7,4%).
Con relación al endeudamiento neto a largo plazo, el au-
mento de las financiaciones bancarias (598 millones de eu-
ros) es atribuible, sobre todo, a la celebración de contratos
de financiación encaminados a la cobertura de la demanda
generada por la realización de los proyectos en Brasil, Chile
y México (igual a 704 millones de euros), mientras que el
de las deudas con otras entidades financieras (266 millones
de euros) refleja principalmente la inclusión en el perímetro
de consolidación de la asociación tributaria de la sociedad
Buffalo Dunes Wind Project, contabilizada anteriormente
con el método de puesta en equivalencia (181 millones de
euros) y las asociaciones tributarias del nuevo proyecto Ori-
gin (129 millones de euros). El incremento de los créditos
financieros a largo plazo refleja el aumento de los créditos a
las sociedades asociadas de Enel Green Power España (igua-
les a 88 millones de euros).
Con referencia al endeudamiento neto a corto plazo, el in-
cremento de los otros créditos financieros a corto plazo (54
millones de euros) es causado sobre todo por el aumento de
los depósitos en la cuenta corriente intersocietaria en vigor
con la sociedad financiera neerlandesa del Grupo Enel (55
millones de euros), parcialmente contrarrestado por dismi-
nuciones de relevancia menor de otros activos líquidos.
106 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Flujos financieros En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio (1) 337 314 23
Flujo de efectivo por actividades de explotación 1.033 765 268
- del que actividades interrumpidas - 5 (5)
Flujo de efectivo por actividades de inversión (1.137) (1.209) 72
- del que actividades interrumpidas - 85 (85)
Flujo de efectivo por actividades de financiación 85 472 (387)
- del que actividades interrumpidas - 7 (7)
Efecto de las diferencias de cambio sobre el efectivo y otros activos equivalentes 17 (5) 22
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 335 337 (2)
(1) De los que el efectivo de los “Activos disponibles para la venta” es igual a 10 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.
El flujo de efectivo por actividades de explotación de
2014 muestra un resultado positivo de 1.033 millones de
euros, lo que supone un crecimiento de 268 millones de eu-
ros respecto al ejercicio anterior (positivo por 765 millones
de euros), frente a una demanda vinculada al capital circu-
lante neto por valor de 687 millones de euros (una reduc-
ción de 299 millones de euros con respecto a 2013 reexpre-
sado) y un margen de explotación bruto, que no incluye los
elementos no pecuniarios, por valor de 1.720 millones de
euros (una merma de 31 millones de euros con relación a
2013 reexpresado).
El flujo de efectivo por actividades de inversión de 2014
es igual a 1.137 millones de euros, lo que representa un
retroceso de 72 millones de euros si lo comparamos con el
ejercicio anterior (cuando fue igual a 1.209 millones de eu-
ros). El mayor flujo de efectivo empleado en las inversiones
operativas (366 millones de euros) y en la adquisición de
ciertos proyectos en Norteamérica fue, en efecto, compen-
sado con creces por la liquidez derivada de la cesión de la
sociedad francesa Enel Green Power France (299 millones
de euros) y de la participación en LaGeo (224 millones de
euros).
Cabe señalar que en el transcurso del primer semestre de
2014 se percibieron unas subvenciones en Grecia de 10 mi-
llones de euros, reclasificadas como reducción de las inver-
siones operativas.
El flujo de efectivo por actividades de financiación de
2014 es igual a 85 millones de euros, lo que representa un
retroceso de 387 millones de euros si lo comparamos con el
ejercicio anterior (cuando fue igual a 472 millones de euros).
El efecto combinado de los diversos flujos financieros de
2014 redundó en un decrecimiento del efectivo inicial de 2
millones de euros, excluido el efecto positivo de los tipos de
cambio, igual a 17 millones de euros.
107
Síntesis de la gestión y de la evolución económica y financiera de la Sociedad matriz
Resultados económicos de la Sociedad matrizA continuación se exponen las Cuentas de resultados clasificadas de 2014, comparadas con los datos de 2013 reexpresados.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Total ingresos 1.479 1.274 205
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 74 22 52
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.553 1.296 257
Total costes (483) (454) (29)
Margen de explotación bruto 1.070 842 228
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (301) (340) 39
Resultado operativo 769 502 267
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados (17) (10) (7)
Otros ingresos/(gastos) financieros netos (96) (108) 12
Ganancias de inversiones 39 39 -
Resultado antes de impuestos 695 423 272
Impuestos (260) (204) (56)
Resultado de las actividades destinadas a continuar 435 219 216
Ganancias/(Pérdidas) de las actividades operativas interrumpidas (4) 71 (75)
Resultado del ejercicio 431 290 141
108 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
IngresosEn millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos relacionados con la venta de energía 741 845 (104)
Ingresos de certificados verdes y otras formas de incentivos 364 315 49
Ganancias netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 74 22 52
Ingresos por venta de energía eléctrica, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.179 1.182 (3)
Otros ingresos y ganancias 374 114 260
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.553 1.296 257
Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de
los contratos de Commodities contabilizados al valor ra-
zonable, iguales en total a 1.553 millones de euros (1.296
millones de euros en 2013 reexpresado), se incrementan
en 257 millones de euros en consonancia con el aumento
de 260 millones de euros de los otros ingresos y ganancias
(iguales a 374 millones de euros en 2014 y a 114 millones
de euros en 2013 reexpresado), contrarrestado en parte por
la disminución de 3 millones de euros de los ingresos por
venta de energía (equivalentes a 1.179 millones de euros en
2014 e iguales a 1.182 millones de euros en 2013 reexpre-
sado).
Los otros ingresos y ganancias fueron iguales en total a 374
millones de euros en 2014 (114 millones de euros en 2013
reexpresado) y acogen la plusvalía realizada por la cesión de
la participación en LaGeo SA de Cv (148 millones de euros)
y la indemnización prevista en el acuerdo con Sharp acerca
de la compra de la producción de la fábrica de 3SUN Srl (95
millones de euros), aspectos ya objeto de comentario en el
apartado “Hechos relevantes de 2014”.
La práctica invariabilidad de los ingresos relacionados con
la venta de energía refleja un incremento de los ingresos de
certificados verdes y otras formas de incentivos (49 millones
de euros) y una reducción de los ingresos por venta de ener-
gía, a pesar del aumento de la producción, en razón de los
menores ingresos medios.
Cabe constatar, en particular, que los ingresos de certificados
verdes y otras formas de incentivos, iguales a 364 millones de
euros, suben 49 millones de euros respecto al ejercicio an-
terior principalmente en razón de los mayores ingresos de
certificados verdes, realizados gracias a la mayor producción
incentivada y a unos precios medios más elevados, y de los
mayores ingresos de la Tarifa de Alimentación.
CostesEn millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Energía 37 27 10
Costes de personal 147 141 6
Servicios, bienes y otros gastos de explotación 327 315 12
Costes capitalizados (28) (29) 1
Total 483 454 29
Los costes, iguales a 483 millones de euros en 2014 y a 454
millones de euros en 2013 reexpresado, se incrementan en
29 millones de euros, principalmente en razón del aumen-
to de las asignaciones netas a provisiones no corrientes (16
millones de euros) y de los costes por compra de energía
(10 millones de euros) y de personal (6 millones de euros),
efectos neutralizados parcialmente por la reducción de los
costes por servicios y otros bienes (12 millones de euros).
El margen de explotación bruto alcanza los 1.070 millones
de euros (842 millones de euros en 2013 reexpresado), una
mejora de 228 millones de euros en relación con el ejercicio
anterior.
109
Otros asientos de las Cuentas de resultados
Las amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor,
iguales a 301 millones de euros (340 millones de euros en
2013 reexpresado) se reducen en 39 millones de euros en
razón de las menores devaluaciones realizadas en 2014,
por un total de 60 millones de euros, efecto compensado
parcialmente por el crecimiento de las amortizaciones de
los activos tangibles, por un valor global de 19 millones de
euros.
Los gastos financieros netos de contratos derivados se
incrementan en 7 millones de euros sobre todo debido a los
mayores gastos en contratos derivados de trading y no de
cobertura NIC.
Los gastos financieros netos se reducen en 12 millones de
euros tras el apunte de unas mayores ganancias financieras
por 21 millones de euros, relativas a diferencias positivas de
los tipos de cambio y a intereses activos devengados, con-
trarrestadas en parte por los mayores gastos financieros, por
9 millones de euros.
Los impuestos, iguales a 260 millones de euros (204 millo-
nes de euros en 2013 reexpresado), acogen sustancialmen-
te los impuestos corrientes por 247 millones de euros (212
millones de euros en 2013 reexpresado) y los impuestos
diferidos por 11 millones de euros (1 millón de euros de im-
puestos anticipados en 2013 reexpresado).
Resultado de las actividades interrumpidasEl asiento, igual a 4 millones de euros, se refiere a la actua-
lización del precio prevista en el contrato de cesión a Enel
Energia SpA de la totalidad del capital de Enel.si Srl, antes
poseída íntegramente por Enel Green Power SpA. Dicha
operación, llevada a cabo en el mes de julio de 2013, con-
llevó una plusvalía igual a 72 millones de euros, que se re-
flejó en el “Resultado de las actividades interrumpidas” de
las Cuentas de resultados de los Estados contables de 2013,
excluido el correspondiente efecto fiscal (1 millón de euros).
Resultado del ejercicioEl ejercicio 2014 se cierra con un resultado del ejercicio (in-
cluidas las pérdidas de las actividades interrumpidas, igual a
4 millones de euros) igual a 431 millones de euros, lo que su-
pone un aumento de 141 millones de euros en relación con
el año previo (290 millones de euros en 2013 reexpresado,
incluido el resultado de las actividades interrumpidas, igual
a 71 millones de euros).
110 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Análisis de la estructura patrimonial de la Sociedad matrizA continuación se expone el Estado de situación patrimonial clasificado a 31 de diciembre de 2014, comparado con los
datos a 31 de diciembre de 2013 reexpresado.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Activos inmovilizados netos
Inmuebles, plantas y maquinaria 4.847 4.774 73
Activos intangibles 28 20 8
Fondo de comercio 6 6 -
Participaciones 4.593 5.094 (501)
Activos/(Pasivos) financieros no corrientes netos - derivados (50) (9) (41)
Otros activos/(pasivos) no corrientes netos (45) (51) 6
Total activos inmovilizados netos 9.379 9.834 (455)
Capital circulante neto
Existencias 89 43 46
Créditos comerciales 358 408 (50)
Créditos/(Deudas) tributarios netos (20) (38) 18
Activos/(Pasivos) financieros corrientes netos - derivados 5 (2) 7
Otros activos/(pasivos) financieros corrientes netos (29) (29) -
Deudas comerciales (247) (315) 68
Otros activos/(pasivos) corrientes netos 94 44 50
Total capital circulante neto 250 111 139
Capital invertido bruto 9.629 9.945 (316)
Provisiones varias
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (39) (44) 5
Provisiones no corrientes (incluida la cuota corriente) (77) (80) 3
Impuestos diferidos netos 127 134 (7)
Total provisiones varias 11 10 1
Capital invertido neto 9.640 9.955 (315)
Patrimonio neto 6.898 6.648 250
Endeudamiento financiero neto 2.742 3.307 (565)
Los activos inmovilizados netos evidencian una dismi-
nución de 455 millones de euros con relación al 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado, en razón esencialmente de
la reducción neta del valor de la participación en Enel Green
Power International BV, que retrocede 430 millones de eu-
ros, tras la ya mencionada operación de reestructuración fi-
nanciera de las sociedades norteamericanas.
Además, el asiento fluctúa por los fenómenos indicados a
continuación:
> el incremento de los inmuebles, plantas y maquinaria de
73 millones de euros, fundamentalmente por el efecto
del saldo neto entre las inversiones (279 millones de eu-
ros), la variación del perímetro en razón de la fusión de
las sociedades controladas Enel Green Power Canaro Srl
y Enel Green Power Cutro Srl (por un valor global de 82
millones de euros), las amortizaciones (280 millones de
euros) y las pérdidas por deterioro de valor y los otros
movimientos (que suman en total 8 millones de euros);
> el aumento de los pasivos financieros no corrientes netos -
derivados de 41 millones de euros, por la contabilización
al valor razonable de los derivados de cash flow hedge
de cobertura de las operaciones sobre los tipos de interés
del endeudamiento a largo plazo y de tipo variable;
> la reducción de las participaciones en 70 millones de eu-
ros tras la fusión por absorción de las sociedades Enel
Green Power Cutro Srl y Enel Green Power Canaro Srl.
111
El capital circulante neto, positivo por 250 millones de eu-
ros, evidencia un incremento de 139 millones de euros en
comparación con el 31 de diciembre de 2013 reexpresado
(cuando fue positivo por 111 millones de euros). Dicha evo-
lución refleja, sobre todo:
> el avance de 50 millones de euros de los otros activos
corrientes netos, principalmente por los créditos a Sharp
Corporation por la cuota restante prevista en el acuerdo
con Sharp sobre la compra de la producción de la fábrica
de 3SUN Srl (35 millones de euros), los mayores créditos
por certificados verdes acumulados pero aún no acre-
ditados en la partida de títulos (11 millones de euros) y
el apunte de un crédito a la sociedad energética estatal
salvadoreña Inversiones Energéticas SA de Cv (INE), en el
ámbito de la cesión de la participación de LaGeo SA de Cv
(5 millones de euros);
> el incremento de 46 millones de euros de las existencias,
sustancialmente por los paneles fotovoltaicos adquiri-
dos a la sociedad 3SUN Srl tras el susodicho acuerdo con
Sharp Corporation;
> la reducción de 50 millones de euros de los créditos co-
merciales, debida sobre todo al cobro por parte de las so-
ciedades controladas extranjeras de créditos por tasas de
gestión (30 millones de euros) y a la fusión de las socie-
dades Enel Green Power Canaro Srl y Enel Green Power
Cutro Srl (equivalente en total a 21 millones de euros);
> la disminución de 18 millones de euros de las deudas
tributarias netas, principalmente por el incremento de la
deuda por IRES con Enel SpA (27 millones de euros), con-
trarrestado parcialmente por la variación de la posición
del IVA con Enel SpA en el ámbito del procedimiento del
IVA del Grupo (de crédito por 7 millones de euros a 31 de
diciembre de 2014 y de débito por 35 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> la reducción de 68 millones de euros de las deudas co-
merciales, debida fundamentalmente al pago de deudas
con partes relacionadas.
Las provisiones varias, iguales a 11 millones de euros, ex-
perimentan un incremento de 1 millón de euros en com-
paración con el ejercicio anterior (10 millones de euros),
habida cuenta, sobre todo, de la anotación de menores im-
puestos diferidos netos (7 millones de euros), compensados
por el aumento de la indemnización por fin de contrato y
otras prestaciones a empleados (5 millones de euros) y las
mayores provisiones no corrientes (3 millones de euros).
El capital invertido neto, igual a 9.640 millones de euros
(9.955 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado), está financiado por activos propios por 6.898 mi-
llones de euros (6.648 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013 reexpresado) y por el endeudamiento financiero
neto por 2.742 millones de euros (3.307 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado).
El endeudamiento financiero neto, igual a 2.742 millones
de euros (3.307 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado), evidencia una disminución de 565 millones
de euros por el efecto de las mayores financiaciones con-
cedidas a las sociedades del Grupo (733 millones de euros),
principalmente por la operación de reestructuración de las
sociedades norteamericanas, y de la variación de la posición
en la cuenta corriente intersocietaria mantenida con Enel
SpA (278 millones de euros); dichas repercusiones se vieron
contrarrestadas en parte por la financiación concedida por
Enel Finance International NV (500 millones de euros).
El patrimonio neto, equivalente a 6.898 millones de euros,
está compuesto por el capital social (1.000 millones de eu-
ros), la reserva legal (200 millones de euros) y las otras re-
servas (4.443 millones de euros), así como por las ganancias
a cuenta nueva (824 millones de euros) y por el resultado
registrado del ejercicio (431 millones de euros). La variación
con respecto al ejercicio anterior refleja principalmente la
contabilización del resultado del ejercicio y la distribución
de los dividendos de 2013 (160 millones de euros).
112 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Análisis de la estructura financiera de la Sociedad matriz
Endeudamiento financiero neto
El endeudamiento financiero neto presenta la siguiente composición.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Financiaciones bancarias 756 800 (44)
Deudas con partes relacionadas 1.200 1.200 -
Endeudamiento a largo plazo 1.956 2.000 (44)
Créditos financieros a largo plazo (27) (21) (6)
Endeudamiento neto a largo plazo 1.929 1.979 (50)
Cuotas corrientes de las financiaciones a medio/largo plazo 55 45 10
Endeudamiento bancario a corto plazo 55 45 10
Otras deudas financieras a corto plazo 1.568 1.341 227
Endeudamiento con otras entidades financieras a corto plazo 1.568 1.341 227
Otros créditos financieros a corto plazo (791) (49) (742)
Efectivo en bancos y títulos a corto plazo (19) (9) (10)
Efectivo y créditos financieros a corto plazo (810) (58) (752)
Endeudamiento neto a corto plazo 813 1.328 (515)
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO 2.742 3.307 (565)
El endeudamiento financiero neto, igual a 2.742 millo-
nes de euros (3.307 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013 reexpresado), evidencia una reducción de 565 mi-
llones de euros, frente a un incremento de 227 millones de
euros de las otras deudas financieras a corto plazo con el
Grupo Enel y un crecimiento de 742 millones de euros de los
otros créditos financieros a corto plazo, principalmente tras
la reestructuración financiera de la controlada Enel Green
Power North America.
113
Flujos financieros En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio 9 8 1
Flujo de efectivo por actividades de explotación 413 370 43
Flujo de efectivo por actividades de inversión (302) (765) 463
Flujo de efectivo por actividades de financiación (101) 396 (497)
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 19 9 10
El flujo de efectivo por actividades de explotación gene-
ró una liquidez de 413 millones de euros, un crecimiento de
43 millones de euros (12%) en comparación con 2013 reex-
presado (370 millones de euros). Dicha fluctuación es reflejo
de los menores requisitos vinculados a la variación del capi-
tal circulante neto en los dos ejercicios cotejados.
El flujo de efectivo por actividades de inversión acaparó
una liquidez de 302 millones de euros, una disminución de
463 millones de euros en comparación con 2013 reexpresa-
do (765 millones de euros).
El flujo de efectivo fue empleado en inversiones/reembol-
sos en participaciones por 241 millones de euros (594 mi-
llones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado) y
en inmuebles, plantas y maquinaria por 269 millones de
euros (294 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 re-
expresado) y fue compensado en parte por el ingreso de la
retribución por la cesión de la participación en LaGeo (224
millones de euros).
El flujo de efectivo por actividades de financiación aca-
paró una liquidez de 101 millones de euros, una subida de
497 millones de euros en comparación con 2013 reexpresa-
do (396 millones de euros).
114 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Tabla de correspondencias entre el patrimonio neto y el resultado de Enel Green Power SpA y los correspondientes datos consolidados
En virtud de la comunicación CONSOB n.º DEM/6064293 del 28 de julio de 2006, se incluye a continuación la tabla de
correspondencias entre el resultado del ejercicio y el patrimonio neto del Grupo con los valores análogos de los Estados
contables del ejercicio de la Sociedad matriz.
En millones de euros Cuentas de resultados Patrimonio neto
20142013
reexpresado a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado
Estados contables del ejercicio de Enel Green Power 431 290 6.898 6.648
Valor contable y ajustes de valor de las inversiones consolidadas y de las contabilizadas con el método de puesta en equivalencia (56) 21 (8.877) (9.650)
Patrimonio neto y resultado del ejercicio (determinados con arreglo a principios homogéneos) de las empresas y grupos consolidados y de los contabilizados con el método de puesta en equivalencia, una vez deducidas las cuotas de accionistas externos 121 282 9.159 9.676
Dividendos internos del Grupo (113) (55) - -
Diferencias de consolidación a nivel de consolidado del Grupo (24) (10) 655 616
Total Grupo 359 528 7.835 7.290
Total terceros 81 70 1.094 973
ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS 440 598 8.929 8.263
115
Análisis de los indicadores de sostenibilidad
Gobierno y éticaEl Consejo de Administración de Enel Green Power está
compuesto por 10 Consejeros, de los cuales 3 son mujeres.
Con los nuevos nombramientos para los cargos de Conseje-
ro Delegado y Presidente del Consejo de Administración, el
número de Consejeros con una edad inferior a los 50 años
pasó de 1 a 3. Los Consejeros independientes en virtud del
Código de Conducta de las sociedades cotizadas son 6.
Número
2014 2013 2014-2013
Número de Consejeros, por sexo 10 10 -
Hombres 7 7 -
Mujeres 3 3 -
Número
2014 2013 2014-2013
Número de Consejeros, por edad 10 10 -
Inf. a 30 - - -
De 30 a 50 3 1 2
Sup. a 50 7 9 (2)
Número
2014 2013 2014-2013
Consejeros independientes 6 6 -
Número
2014 2013 2014-2013
Otros mandatos de los Consejeros 1 1 -
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Presencia media de los Consejeros en las reuniones del Consejo de Administración 95,6 89,3 6,3
En materia de vigilancia de la aplicación del Código Ético,
en 2014 Enel Green Power recibió seis notificaciones de
presuntas violaciones de dicho instrumento. Con arreglo a
las verificaciones efectuadas por la Función Auditoría con el
apoyo de las funciones empresariales afectadas, se corrobo-
raron dos infracciones, vinculadas a comportamientos que
redundaron en menoscabo de los intereses de empleados
de la empresa.
Número
2014 2013 2014-2013
Notificaciones recibidas de presuntas violaciones del Código Ético, por tipología de partes interesadas 6 4 2
Partes interesadas internas 2 - 2
Partes interesadas externas 2 1 1
Anónimas 2 3 (1)
116 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Número
2014 2013 2014-2013
Notificaciones recibidas de presuntas violaciones del Código Ético, por situación 6 4 2
Notificaciones recibidas en curso de evaluación - - -
Notificaciones recibidas cuya verificación no arrojó ninguna violación 4 4 -
Notificaciones recibidas cuya verificación arrojó una violación 2 - 2
Número
2014 2013 2014-2013
Notificaciones recibidas de presuntas violaciones del Código Ético, por parte interesada perjudicada efectiva o potencialmente 6 4 2
Accionista 1 - 1
Financiador - - -
Cliente - - -
Empleado 2 1 1
Colectividad 1 2 (1)
Proveedores 2 1 1
Número
2014 2013 2014-2013
Violaciones verificadas del Código Ético, por parte interesada perjudicada 2 - 2
Accionista - - -
Financiador - - -
Cliente - - -
Empleado 2 - 2
Colectividad - - -
Proveedores - - -
Número
2014 2013 2014-2013
Violaciones verificadas del Código Ético, relativas a supuestos de: 2 - 2
Corrupción - - -
Acoso - - -
Discriminación: - - -
- por el género 1 - 1
- por una discapacidad - - -
Uso indebido de medios o herramientas empresariales - - -
Derechos humanos (especificar el tipo) - - -
Otros motivos 1 - 1
Finalmente, en 2014 el número total de acciones legales
pendientes en las que está implicada Enel Green Power
pasó a ser de 659, desde las 952 de 2013. La mayor dismi-
nución se registró en el número de procedimientos en los
que Enel Green Power es la parte actora, en razón de la re-
nuncia a más de 300 juicios surgidos en 2013 en Grecia. En
particular, las sociedades griegas habían entablado diversos
juicios encaminados a obtener la nulidad de ciertas reten-
ciones efectuadas como exacción fiscal por el Estado griego,
y el consiguiente reembolso de los importes deducidos. La
sentencia del Consejo de Estado declaró la legitimidad de
lo requerido por el Estado griego y, por lo tanto, Enel Green
Power tomó la decisión de renunciar a todas las demandas
interpuestas.
117
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Acciones legales pendientes, por área 659 952 (293)
Europa 479 831 (352)
Latinoamérica 174 116 58
Norteamérica 6 5 1
Número
2014 2013 2014-2013
Acciones legales pendientes por comportamientos desleales y contrarios a la competencia 22 4 18
Número
2014 2013 2014-2013
Acciones legales pendientes en materia medioambiental 37 47 (10)
Número
2014 2013 2014-2013
Acciones legales pendientes relativas a la cadena de suministro 25 17 8
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Total de nuevos litigios 153 475 (322)
Impulso hacia la innovaciónEn 2014, los gastos de innovación tecnológica, destinados
al desarrollo y la experimentación operativa de tecnologías
innovadoras en los campos de la mejora del rendimiento
de las tecnologías ya en uso, la experimentación de nuevas
tecnologías y la integración de las renovables en entornos
urbanos, ascendieron a 16,9 millones de euros entre costes
e inversiones.
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Gastos de innovación por tecnología (1) 16,9 15,6 1,3
Hidroeléctrica - 0,2 (0,2)
Geotérmica 7,7 4,6 3,1
Tecnología eólica 0,6 1,9 (1,3)
Biomasas y parte biodegradable de los residuos 0,01 0,08 (0,07)
Tecnología fotovoltaica 3,3 5,2 (1,9)
Marina 0,1 - 0,1
Almacenamiento 3,0 0,2 2,8
Otros costes 2,2 3,4 (1,2)
(1) Para representar la gestión del perímetro de actividad del Departamento de Innovación, los datos de 2014 y 2013 incluyen también las actividades desplegadas por otras Unidades, pero coordinadas o administradas directamente por Innovación. Además, se actualizó el valor del CCA (Contribution Agreement). Por tales motivos, el valor de 2013 difiere del publicado en los Estados contables consolidados de 2013.
Número 2014 2013 2014-2013
Número de asociaciones de innovación suscritas 14 6 8
118 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
En 2014, Enel Green Power gestionó 36 proyectos, de los que 13 son atribuibles a iniciativas a largo plazo. A lo largo del año
se iniciaron 7 proyectos, 3 de los cuales atañen al sector del almacenamiento.
Número
2014 2013 2014-2013
Número de proyectos analizados por Scouting y Selección 95 128 (33)
Hidroeléctrica 26 19 7
Geotérmica 2 8 (6)
Tecnología eólica 16 11 5
Biomasas y parte biodegradable de los residuos 4 5 (1)
Tecnología fotovoltaica 28 32 (4)
Otras tecnologías 35 53 (18)
Número
2014 2013 2014-2013
Número de proyectos lanzados y gestionados por la Función Innovación 36 35 1
Número
2014 2013 2014-2013
Personal de Innovación 11 10 1
Enfoque integrado a la salud, la seguridad y el medio ambiente
Salud y seguridad en el trabajo
El compromiso de Enel Green Power con la protección de la
salud y la seguridad del personal de la empresa y de las em-
presas contratistas se reflejó en 2014 en unos gastos totales
de seguridad de 59,1 millones de euros.
Dicho desembolso abarca actividades de formación e in-
formación, comunicación, vigilancia sanitaria, adquisición y
gestión de los equipos de protección individual, instalacio-
nes médicas, estudios e investigaciones.
Se dedicó una especial atención a la formación en materia
de salud y seguridad, que en 2014 ascendió a 52.237 horas
en total.
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Cobertura de la Certificación OHSAS 18001 100,0 100,0 -
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Gastos de seguridad totales 59,1 59,8 (0,7)
En euros
2014 2013 2014-2013
Gastos de seguridad por empleado 16.436 17.252 (816)
119
Número
2014 2013 2014-2013
Horas de formación sobre salud y seguridad impartidas a los empleados 52.237 41.370 10.867
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Contratistas y subcontratistas que han recibido formación en materia de salud y seguridad 100,0 100,0 -
En el transcurso del año no acaecieron accidentes graves o
mortales entre el personal de Enel Green Power, mientras
que los accidentes leves se redujeron sensiblemente, tanto
en términos de número (pasando de 7 a 3) como de dura-
ción: los días de baja por accidente pasaron, en efecto, de
302 a 48 en 2014. Estos resultados se reflejaron positiva-
mente tanto en el índice de accidentes (Lost-Time Injuries
Frequency Rate, LTIFR) como en el índice de días de baja por
accidentes (Lost Day Rate, LDR).
Por el contrario, se tuvo constancia de dos accidentes gra-
ves de empleados de empresas contratistas. Tal extremo
acarreó el incremento del índice de días de baja por acci-
dentes, mientras que el índice LTIFR permaneció igual a 0,15
en razón del sensible aumento de personal externo que en
2014 trabajó en las instalaciones de Enel Green Power (ver
el apartado “Gestión de los proveedores”).
Los días de baja por accidentes de empleados registraron
una caída significativa con relación a 2013.
Número
2014 2013 2014-2013
Accidentes laborales de empleados 3 7 (4)
de los que graves (1) - - -
de los que mortales - - -
(1) Por “accidentes graves” se entienden aquellos accidentes con un primer pronóstico superior a 30 días naturales de baja laboral.
Número
2014 2013 2014-2013
Accidentes laborales de empleados de empresas contratistas 11 8 3
de los que graves (1) 2 - 2
de los que mortales - - -
(1) Por “accidentes graves” se entienden aquellos accidentes con un primer pronóstico superior a 30 días naturales de baja laboral.
Índice
2014 2013 2014-2013
Índice de accidentes (Lost-Time Injuries Frequency Rate, LTIFR)
Empleados 0,09 0,21 (0,12)
Empleados de empresas contratistas 0,15 0,15 -
Empleados y empleados de empresas contratistas 0,13 0,17 (0,04)
Índice
2014 2013 2014-2013
Índice de días de baja por accidentes (Lost Day Rate, LDR)
Empleados 1,40 9,27 (7,87)
Empleados de empresas contratistas 4,05 2,36 1,69
Empleados y empleados de empresas contratistas 3,18 5,24 (2,06)
Número
2014 2013 2014-2013
Días de baja por accidentes de empleados 48 302 (254)
120 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Medio Ambiente
En 2014, Enel Green Power mantuvo un constante compro-
miso en el ámbito de la integración de la gestión medioam-
biental en el seno de las actividades del Grupo a través de la
certificación UNI EN ISO 14001, extendida a todo el períme-
tro geográfico y organizativo.
En lo que a la certificación EMAS (Eco Management and
Audit Scheme) se refiere, el dato se revela en consonancia
con 2013, ya que solo se valoró el mantenimiento de la cer-
tificación en el perímetro geotérmico italiano.
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Grado de cobertura de la ISO 14001 100,0 100,0 -
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Grado de cobertura de registro en el EMAS 8,0 8,0 -
Los residuos producidos en total aumentaron en general a
causa del incremento del número de plantas en funciona-
miento en 2014 (unos 700 MW instalados más).
El porcentaje de residuos recuperados se duplicó con creces,
gracias a la creciente sensibilización al respecto, que redun-
dó en un mayor control en las diversas instalaciones de Enel
Green Power.
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Residuos generados 84.293,1 40.408,5 43.884,6
Residuos peligrosos 12.282,6 7.758,1 4.524,5
Recuperación (incluida la recuperación de energía) 10.984,5 1.107,3 9.877,2
Eliminación 1.298,1 6.650,8 (5.352,7)
Residuos no peligrosos 72.010,5 32.650,4 39.360,1
Recuperación (incluida la recuperación de energía) 58.467,5 15.082,7 43.384,8
Eliminación 13.450,5 17.567,7 (4.117,2)
Porcentaje
2014 2013 2014-2013
Recuperación de residuos 82,4 40,1 42,3
Las emisiones de CO2 evitadas constituyen un indicador de
los beneficios medioambientales derivados de la combina-
ción de los recursos utilizados en los procesos productivos y
de la eficiencia que reviste las fases que van desde su empleo
hasta sus usos finales. Se indican aquí las emisiones de CO2
evitadas gracias al recurso a la producción de electricidad a
partir de fuentes renovables en lugar de la producción ter-
moeléctrica fósil que de lo contrario hubiera sido necesaria.
En 2014 las emisiones evitadas aumentaron en un 33,9%.
En miles de toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones de CO2 evitadas 22.037,8 16.464,2 5.573,6
Hidroeléctrica 8.536,6 5.817,9 2.718,7
Geotérmica 3.254,5 2.816,1 438,4
Tecnología eólica 9.921,4 7.570,7 2.350,7
Biomasas y parte biodegradable de los residuos 74,0 70,1 3,9
Tecnología fotovoltaica 251,3 189,4 61,9
121
Las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas
con el consumo de combustibles para las plantas de produc-
ción de cogeneración y biomasa se recortaron en 2014 en
comparación con 2013 en razón de la venta de todo el par-
que de cogeneración de Enel Green Power.
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones netas de gases de efecto invernadero 1.021 100.975 (99.954)
g/kWh equivalentes netos
2014 2013 2014-2013
Emisiones específicas de gases de efecto invernadero 8,8 194,2 (185,4)
Con relación al NOx, del cotejo con el dato del año anterior
se desprende un incremento de las emisiones específicas: en
efecto, en 2013, algunas plantas del parque termoeléctrico
en las que Enel Green Power poseía una participación mino-
ritaria no se consideraron para el cálculo del indicador.
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones netas de NOx 488 436 52
g/kWh equivalentes netos
2014 2013 2014-2013
Emisiones específicas netas de NOx 4,2 0,8 3,4
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones de SO2 1,1 22,2 (21,1)
g/kWh
2014 2013 2014-2013
Emisiones específicas netas de SO2 0,01 0,05 (0,04)
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones netas de polvos 0,8 27,3 (26,5)
Las emisiones de sulfuro de hidrógeno (H2S), típicas de la
producción geotérmica, evidenciaron en cambio una dismi-
nución del 9,2% con relación a 2013, a pesar del aumento
de la producción. Dicho efecto es el resultado de la progre-
siva difusión del sistema de reducción de emisiones paten-
tado por Enel Green Power, denominado AMIS (reducción
del mercurio y el sulfuro de hidrógeno, por sus siglas en ita-
liano), cuya instalación dio comienzo en 2003. A lo largo de
2015 se completará la instalación del sistema AMIS en todas
las centrales geotérmicas del Grupo.
En toneladas
2014 2013 2014-2013
Emisiones de H2S 7.366 8.110 (744)
g/kWh
2014 2013 2014-2013
Emisiones específicas netas de H2S provenientes de la producción geotérmica 1,2 1,5 (0,3)
122 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Las emisiones de gas SF6 experimentaron una contracción
del 42,2% gracias a una serie de intervenciones específicas:
desde el punto de vista de las infraestructuras, para las nue-
vas plantas se adquirieron interruptores de nueva genera-
ción con sistemas automáticos de detección de la presión del
gas, con transmisión remota y sistema integrado de bloqueo
de fugas, mientras que los equipos obsoletos se sustituyeron
por sistemas sin SF6. En lo que a la vertiente de la gestión se
refiere, Enel Green Power se dotó de procedimientos y pro-
gramas de control periódico de las fugas, gestión controlada
para la reducción de las emisiones durante el restablecimien-
to de la presión y correcta recuperación del gas.
Toneladas equivalentes de CO2
2014 2013 2014-2013
Emisiones de SF6 1.204,8 2.085,4 (880,5)
La cantidad de agua extraída de fuentes no escasas ascien-
de a 37.900 metros cúbicos, registrando una disminución
del 1,8% con relación a 2013. Dicha variación se debe a la
venta de algunas plantas de cogeneración y la optimización
del proceso de recuperación del agua en ciertas centrales
de biomasa.
En miles de metros cúbicos
2014 2013 2014-2013
Extracciones de agua 37,9 38,6 (0,7)
aguas superficiales (humedales, lagos, ríos) - - -
aguas subterráneas (de pozo) 36,3 38,5 (2,2)
aguas de acueductos 1,6 0,1 1,5
Además del compromiso con la prevención, mediante inver-
siones para el mantenimiento de las plantas y la formación
y el adiestramiento del personal, Enel Green Power puso en
práctica acciones dirigidas a mejorar la capacidad de res-
puesta y gestión de las emergencias causadas por vertidos
accidentales de aceite/combustibles derivados de las activi-
dades, tanto de construcción como de funcionamiento. Tal
extremo se tradujo en una nítida disminución de los vertidos
significativos, que se apuntan una caída del 56,3% en com-
paración con 2013.
Número
2014 2013 2014-2013
Vertidos significativos 21 48 (27)
Nuestras personasLas personas del Grupo Enel Green Power a la finalización
de 2014 son 3.609, un 4% más respecto a 2013. El creci-
miento se produjo con una especial fuerza en el área Lati-
noamérica (+16,5%), en línea con el desarrollo del negocio,
que experimentó también en 2014 una concentración de
las inversiones en los países emergentes.
El análisis de la movilidad del personal en el transcurso de
2014 evidencia, por otra parte, los efectos de los cambios
organizativos y de las variaciones del perímetro de conso-
lidación.
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Plantilla por área geográfica 3.609 3.469 140
Europa 2.392 2.381 11
Latinoamérica 875 751 124
Norteamérica 342 337 5
123
Número
Composición inicial a 31.12.2013 reexpresado Contrataciones Bajas
Traslados en el Grupo Enel
Variación del perímetro
Composición final a 31.12.2014
Europa 2.381 259 (232) 48 (64) 2.392
Latinoamérica 751 222 (98) - - 875
Norteamérica 337 63 (58) - - 342
Total 3.469 544 (388) 48 (64) 3.609
Porcentaje
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Índice de rotación 13,5 11,5 2,0
Número
2014 2013 2014-2013
Empleados en régimen de movilidad internacional 71 57 14
Las mujeres constituyen el 19,5% del personal de Enel Green Power, un 7,8% más con relación a 2013, y las mujeres en
puestos ejecutivos y directivos suponen el 24,5% del total.
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Empleados por sexo
Hombres 2.904 2.815 89
Mujeres 705 654 51
Porcentaje
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Empleados por sexo
Hombres 80,5 81,1 (0,7)
Mujeres 19,5 18,9 0,7
Porcentaje
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Incidencia de las mujeres en puestos ejecutivos y directivos con relación al total 24,5 22,5 2,0
Años
2014 2013 2014-2013
Edad media 40 42 (2)
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Plantilla por tramos de edad
Inf. a 30 668 569 99
De 30 a 50 2.036 1.947 89
Sup. a 50 905 953 (48)
124 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Porcentaje
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Plantilla por tramos de edad
Inf. a 30 18,5 16,4 2,1
De 30 a 50 56,4 56,1 0,3
Sup. a 50 25,1 27,5 (2,4)
En el ámbito de las políticas de desarrollo del personal, en
2014 se registró un notable aumento en las horas totales
de formación impartidas con relación a 2013, con el consi-
guiente incremento de la formación per cápita, que alcanza
las 42,6 horas anuales.
En miles de horas
2014 2013 2014-2013
Horas totales de formación 153,1 94,8 58,3
En horas per cápita
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Horas de formación por empleado 42,6 27,7 14,9
Gestión de los proveedoresEn 2014 hubo 3.627 proveedores cualificados, un aumento
del 3,2% con relación a 2013. El dato no hace sino reflejar el
compromiso de Enel Green Power con la generalización pro-
gresiva del sistema de cualificación entre un número cada
vez mayor de categorías de mercancías.
Número
2014 2013 2014-2013
Cualificaciones activas (1) 3.627 3.516 111
(1) Enel Green Power utiliza el sistema de cualificación de Enel SpA.
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Proveedores con los que se estipuló un nuevo contrato en el año 7.595 7.381 214
Las compras de combustibles se apuntan un significativo
aumento en relación con 2013, en especial en lo concer-
niente a las adquisiciones de biomasa leñosa en Italia. La
disminución de las compras de gas se debe, en cambio, a la
venta de las plantas de cogeneración en Portugal.
El incremento de las adquisiciones vinculadas a bienes y ser-
vicios refleja el crecimiento de la envergadura del Grupo y la
ampliación del perímetro de actividad.
125
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Compras de combustibles 31,9 14,9 17,0
Gas 0,0004 12,1 (12,1)
Aceite 1,7 2,3 (0,6)
Carbón/Biomasa 30,2 0,5 29,7
Servicios - - -
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Adquisición de bienes y servicios 2.498,3 1.725,6 772,7
Suministros 887,0 826,7 60,3
Obras 728,4 378,1 350,3
Servicios 882,9 520,8 362,1
Número
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Proveedores extranjeros con contratos >1 millón de euros 30 25 5
Proveedores locales (1) con contratos >1 millón de euros 182 138 44
(1) Por “proveedores locales” se entienden los proveedores con domicilio social en el país en que se emitió el contrato de suministro.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Gasto con proveedores extranjeros con contratos >1 millón de euros 336,2 78,0 258,2
Gasto con proveedores locales (1) con contratos >1 millón de euros 1.862,5 1.385,2 477,3
(1) Por “proveedores locales” se entienden los proveedores con domicilio social en el país en que se emitió el contrato de suministro.
El aumento del gasto en contratas encontró reflejo asimis-
mo en el notable incremento del personal externo que,
en 2014, operó dentro de las instalaciones de Enel Green
Power y en los días empleados globalmente por los contra-
tistas en las actividades de construcción, funcionamiento y
mantenimiento (+32,2%).
FTE
2014 2013 2014-2013
Plantilla de empresas contratistas 6.932 5.292 1.640
Número
2014 2013 2014-2013
Días trabajados por empleados de contratistas y subcontratistas 1.819.621 1.375.985 443.636
en actividades de construcción 1.324.106 903.684 420.422
en actividades operativas 148.655 143.819 4.836
en actividades de mantenimiento 346.860 328.482 18.378
126 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Resultados económicos y patrimoniales por área de actividad
Cabe señalar que a partir del 24 de abril de 2014, el Grupo
adoptó la nueva estructura organizativa siguiente:
> Europa, que comprende la Península Ibérica, además de
los países incluidos anteriormente en el área Italia y Eu-
ropa;
> Latinoamérica;
> Norteamérica.
Los criterios para identificar los sectores de actividad en los
que opera el Grupo se inspiran, entre otras cosas, en las mo-
dalidades a través de las cuales se revisan periódicamente, al
nivel de decisión operativo más alto, los resultados del Gru-
po con el fin de adoptar decisiones en cuanto a los recursos
que se deben asignar a cada sector y a efectos de valorar
dichos resultados.
En particular, en las tablas siguientes se identifican los sec-
tores operativos en los que trabaja el Grupo tanto en Italia
como en el extranjero y los indicadores empleados por la di-
rección del Grupo en los respectivos procesos de análisis de
los resultados de los sectores en el ejercicio 2014 y en el ejer-
cicio 2013 reexpresado tras su clasificación con arreglo a la
nueva estructura organizativa, como se estipula en la NIIF 8.
Respecto de cada uno de los susodichos sectores, se ofre-
ce en la presente sección la información prevista en la Re-
comendación de la CONSOB de 18 de julio de 2013, n.º
0061493, destinada a los operadores del segmento de las
energías renovables.
127
Resultados por área de actividad 2014
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
EuropaLatinoa-
mérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.064 538 394 - 2.996 2.996
Ingresos intersectoriales 65 - - (65) - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.129 538 394 (65) 2.996 - 2.996
Margen de explotación bruto 1.464 202 276 1.942 (4) 1.938
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 734 60 127 - 921 - 921
Resultado operativo 730 142 149 - 1.021 (4) 1.017
Inversiones 395 926 308 - 1.629 - 1.629
2013 reexpresado
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
EuropaLatinoa-
mérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.950 408 363 - 2.721 138 2.859
Ingresos intersectoriales 51 - - (51) - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.001 408 363 (51) 2.721 138 2.859
Margen de explotación bruto 1.330 203 246 - 1.779 69 1.848
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 510 62 107 - 679 8 687
Resultado operativo 820 141 139 - 1.100 61 1.161
Inversiones (1) 436 608 203 - 1.247 - 1.247
(1) Valor a 31 de diciembre de 2013, una vez deducidas las subvenciones percibidas en Grecia por plantas cuya construcción no se ha emprendido aún.
Variación
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
EuropaLatinoa-
mérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 114 130 31 - 275 (138) 137
Ingresos intersectoriales 14 - - (14) - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 128 130 31 (14) 275 (138) 137
Margen de explotación bruto 134 (1) 30 - 163 (73) 90
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 224 (2) 20 - 242 (8) 234
Resultado operativo (90) 1 10 - (79) (65) (144)
Inversiones (41) 318 105 - 382 - 382
128 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Europa
Datos operativos
Capacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 1.575 1.575 - 302 302 -
Geotérmica 761 723 38 34 33 1
Eólica 3.201 3.387 (186) 159 172 (13)
Solar 269 221 48 83 67 16
Cogeneración - 37 (37) - 15 (15)
Biomasa 39 23 16 5 3 2
Total 5.845 5.966 (121) 583 592 (9)
- Italia 3.115 3.057 58 407 397 10
- Península Ibérica 1.836 1.857 (21) 110 126 (16)
- Rumanía 534 534 - 13 13 -
- Grecia 308 290 18 50 42 8
- Francia - 186 (186) - 12 (12)
- Sudáfrica 10 - 10 1 - 1
- Bulgaria 42 42 - 2 2 -
La capacidad instalada neta evidencia una reducción de
121 MW, atribuible principalmente a la cesión de la capaci-
dad eólica en Francia (186 MW a 31 de diciembre de 2013,
196 MW en la fecha de cesión) y al desmantelamiento de
algunas participadas portuguesas activas en el sector de la
cogeneración (37 MW), efectos compensados en parte por
la mayor capacidad solar derivada de la adquisición del con-
trol en la sociedad Enel Green Power Solar Energy (48 MW).
Si se deducen los efectos mencionados, la capacidad insta-
lada neta registra un incremento de 54 MW, sobre todo en
razón del incremento de la capacidad geotérmica (38 MW)
en Italia y de la biomasa (16 MW) en España.
Cabe evidenciar que en la tabla anterior no se incluye la ca-
pacidad instalada relativa a las sociedades valoradas con el
método de puesta en equivalencia. Con referencia al con-
sorcio portugués ENEOP, se señala que el acuerdo entre los
socios contempla la división de los activos entre ellos. A la
finalización de las actividades de realización, por lo tanto, se
espera la consolidación de unos 500 MW, presumiblemente
en el segundo trimestre de 2015.
Producción de energía (GWh) Capacidad instalada media (MW)
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 7.352 6.753 599 1.574 1.582 (8)
Geotérmica 5.547 5.301 246 730 724 6
Eólica 7.349 7.527 (178) 3.377 3.363 14
Solar 306 226 80 242 186 56
Cogeneración - 191 (191) - 37 (37)
Biomasa 116 114 2 24 23 1
Total 20.670 20.112 558 5.947 5.915 32
- Italia 14.108 13.226 882 3.070 3.049 21
- Península Ibérica 4.359 4.792 (433) 1.821 1.848 (27)
- Rumanía 1.268 1.081 187 534 510 24
- Grecia 497 565 (68) 299 287 12
- Francia 347 362 (15) 176 179 (3)
- Sudáfrica 8 - 8 5 - 5
- Bulgaria 83 86 (3) 42 42 -
129
La producción de energía en 2014 se anotó un incremento
en todas las tecnologías, a excepción del sector eólico y el
de la cogeneración, este último tras el desmantelamiento
completo de sus correspondientes instalaciones (191 GWh).
El avance de la producción realizado en los sectores hi-
droeléctrico (599 GWh) y geotérmico (246 GWh), a igual-
dad de capacidad instalada, refleja la mayor pluviometría
registrada en Italia y el mejor rendimiento de las plantas.
El aumento de la producción solar en Italia (45 GWh) y Ru-
manía (25 GWh) responde a la mayor capacidad instalada.
La producción conseguida a partir de la fuente eólica regis-
tró, en cambio, una reducción en la Península Ibérica (219
GWh), Grecia (74 GWh) e Italia (29 GWh) a causa de la me-
nor disponibilidad del recurso, efecto compensado en parte
por el crecimiento atestiguado en Rumanía (162 GWh) tras
la operatividad plena de las instalaciones.
Plantas aún no operativas
Plantas en construcción
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Geotérmica - 38 (38) - 2 (2)
Eólica 20 30 (10) 2 2 -
Solar 149 - 149 2 - 2
Biomasa 21 15 6 5 1 4
Total 190 83 107 9 5 4
- Italia 41 65 (24) 7 4 3
- Francia - 18 (18) - 1 (1)
- Sudáfrica 149 - 149 2 - 2
Las principales plantas en construcción en Italia atañen a
los sectores eólico, hidroeléctrico y de biomasa (principal-
mente, los proyectos de biomasa Finale Emilia, de 15 MW, y
Cornia 2, de 5 MW, y los proyectos eólicos San Vito dei Nor-
manni, de 12 MW, y Barile Venosa, de 8 MW).
En Europa, las principales plantas en construcción atañen al
sector solar en Sudáfrica (dos proyectos, por un total de 149
MW).
Plantas autorizadas
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 8 1 7 12 6 6
Eólica 199 - 199 2 - 2
Solar 165 - 165 2 3 (1)
Biomasa - 1 (1) - - -
Total 372 2 370 16 9 7
- Italia 8 2 6 12 9 3
- Sudáfrica 364 - 364 4 - 4
Las principales plantas autorizadas en Italia hacen referen-
cia a proyectos hidroeléctricos de reacondicionamiento. En
Sudáfrica, las principales plantas autorizadas se hallan en los
sectores eólico y solar (dos proyectos eólicos por un total de
199 MW y dos proyectos solares de 165 MW en total).
130 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Resultados económicos y patrimoniales
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.064 1.950 114
Ingresos intersectoriales 65 51 14
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.129 2.001 128
Margen de explotación bruto 1.464 1.330 134
Resultado operativo 730 820 (90)
Empleados al final del período (n.º) 2.392 2.381 11
Inversiones operativas (1) 395 436 (41)
(1) Valor a 31 de diciembre de 2013, una vez deducidas las subvenciones percibidas en Grecia por plantas cuya construcción no se ha emprendido aún.
Los ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión
de los contratos de Commodities contabilizados al valor
razonable, iguales a 2.064 millones de euros, evidencian un
incremento de 114 millones de euros con relación a 2013
reexpresado (5,9%), en razón del incremento de los otros in-
gresos (269 millones de euros), que compensó con creces la
reducción de los ingresos relacionados con la venta de ener-
gía (155 millones de euros), principalmente en la Península
Ibérica por el efecto de los nuevos valores de remuneración
contenidos en el Real Decreto ley 9/2013 a efectos de deter-
minar los ingresos por venta de energía en España.
El aumento de los otros ingresos (269 millones de euros) se
refiere principalmente a los efectos derivados del acuerdo
transaccional firmado con INE (sociedad energética estatal
salvadoreña), que conllevó también la cesión de la partici-
pación en LaGeo (123 millones de euros), de la cesión de
la participación en Enel Green Power France (31 millones
de euros) y del apunte de la indemnización prevista en el
acuerdo con Sharp acerca de la compra de la producción de
la fábrica de 3SUN (95 millones de euros).
El margen de explotación bruto, igual a 1.464 millones de
euros, se anota un avance de 134 millones de euros en com-
paración con 2013 reexpresado (10,1%), en consonancia
con la evolución de los ingresos y en razón de la disminución
de los costes por compra de combustible (28 millones de eu-
ros) tras el desmantelamiento total de la cogeneración y ha-
bida cuenta del impuesto sobre la producción de energía a
partir de fuentes renovables en España y Grecia, consiguien-
te a la reducción de los ingresos por energía (17 millones de
euros), compensado parcialmente por el incremento de los
costes por compra de energía en Rumanía (12 millones de
euros) y de los otros costes en Italia (23 millones de euros).
El resultado operativo, igual a 730 millones de euros, deja
de manifiesto un decrecimiento de 90 millones de euros res-
pecto a 2013 reexpresado (-11,0%), a tenor del susodicho
aumento del margen de explotación bruto y de la contabi-
lización del efecto de la pérdida por deterioro de valor rela-
tiva a la CGU Enel Green Power Hellas, registrada con oca-
sión de la prueba de deterioro realizada sobre el fondo de
comercio a 31 de diciembre de 2014 e igual a 181 millones
de euros, con un impacto global en el resultado neto de 231
millones de euros.
131
Empleados al final del ejercicio
Número
2014 2013 2014-2013
Europa 2.392 2.381 11
Italia 1.972 1.927 45
Francia - 54 (54)
Grecia 88 79 9
Rumanía 62 58 4
Sudáfrica 30 - 30
Bulgaria 7 7 -
España 201 202 (1)
Portugal 27 51 (24)
Países Bajos 5 3 2
En el área Europa se constató en 2014 un crecimiento neto
global de 11 empleados con respecto a 2013 (+0,5%), en
especial en Italia y Sudáfrica, contrarrestado en parte por la
reducción del personal tras la cesión de las sociedades fran-
cesas.
Inversiones Las inversiones de 2014 ascienden a 395 millones de euros
(436 millones de euros en 2013 reexpresado), de los cuales
312 millones de euros se destinaron a Italia (323 millones de
euros en 2013 reexpresado) y 83 millones de euros al resto
de Europa (113 millones en 2013 reexpresado).
Las inversiones realizadas en Italia se refieren principal-
mente a centrales geotérmicas por 161 millones de euros
(174 millones de euros en 2013 reexpresado), hidroeléc-
tricas por 77 millones de euros (57 millones de euros en
2013 reexpresado) y de biomasa por valor de 30 millones
de euros (3 millones de euros en 2013 reexpresado).
En el resto de Europa, las inversiones atañen principalmente
a la realización de parques eólicos en Francia por 27 millo-
nes de euros (15 millones de euros en 2013 reexpresado), en
la Península Ibérica por 14 millones de euros (35 millones de
euros en 2013 reexpresado), en Sudáfrica por 8 millones de
euros (ausentes en 2013 reexpresado) y en Rumanía por 7
millones de euros (29 millones de euros en 2013 reexpresa-
do), además de centrales solares en Sudáfrica, por un impor-
te de 14 millones de euros (ausentes en 2013 reexpresado).
Datos operativos de la Sociedad matriz
Capacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Número de plantas
Tecnología 2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 1.512 1.512 - 279 279 -
Geotérmica 761 723 38 34 33 1
Eólica 610 564 46 28 27 1
Solar 91 85 6 31 30 1
Total 2.974 2.884 90 372 369 3
El parque de instalaciones de Enel Green Power SpA está
compuesto por 372 plantas instaladas (369 plantas a 31 de
diciembre de 2013), con un total de 2.974 MW (2.884 MW a
31 de diciembre de 2013).
La ampliación de la capacidad instalada en relación con el
ejercicio anterior refleja la realización de la nueva central
geotérmica de Bagnore 4 (38 MW) y la adquisición del par-
que eólico de la sociedad Enel Green Power Cutro Srl (46
MW) y de las instalaciones solares de la sociedad Enel Green
Power Canaro Srl (6 MW), fusionadas por absorción en Enel
Green Power SpA con fecha de vigencia el 1 de diciembre
de 2014.
132 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Tecnología hidroeléctrica Enel Green Power SpA, entre plantas gestionadas directa-
mente y plantas en concesión, posee en Italia 279 plantas
hidroeléctricas con una potencia total de 1.512 MW, y reali-
za un importante esfuerzo profesional para garantizar la se-
guridad y el mantenimiento de las obras civiles y mecánicas
que componen las instalaciones.
A 31 de diciembre de 2014, Enel Green Power SpA dispone
de 50 plantas hidroeléctricas en funcionamiento con cali-
ficación “IAFR” (planta alimentada por fuentes renovables,
por sus siglas en italiano) o en vías de obtenerla del Gestor
de los Servicios Energéticos (GSE) tras las intervenciones de
nuevas realizaciones, reactivaciones, potenciación y reacon-
dicionamiento y, por lo tanto, enmarcadas en el sistema de
incentivación de los certificados verdes (en virtud del Decre-
to Legislativo italiano 28/2011 y sus sucesivas modificacio-
nes y complementos), y de una planta en curso de califica-
ción para el acceso a las nuevas modalidades de incentivo
de la producción de energía eléctrica en instalaciones ali-
mentadas con fuentes renovables (Decreto Ministerial ita-
liano de 6 de julio de 2012).
Tecnología geotérmica Enel Green Power SpA gestiona 34 plantas geotermoeléctri-
cas en el Valle de Cecina y en el monte Amiata (Toscana) con
una potencia total de 761 MW, con cerca de 61 instalacio-
nes de calefacción urbana, calor geotérmico para 28,6 hec-
táreas de invernaderos y una producción eléctrica de más
de 5.000 millones de kWh anuales, equivalentes al consumo
medio de cerca de 2,5 millones de familias italianas.
Hay 22 plantas hidroeléctricas en funcionamiento con ca-
lificación “IAFR” del GSE tras las intervenciones de nuevas
realizaciones, reactivaciones, potenciación y reacondicio-
namiento y, por lo tanto, enmarcadas en el sistema de in-
centivación de los certificados verdes (en virtud del Decreto
Legislativo italiano 28/2011 y sus sucesivas modificaciones
y complementos), y de dos plantas en curso de calificación
para el acceso a las nuevas modalidades de incentivo de la
producción de energía eléctrica en instalaciones alimenta-
das con fuentes renovables (Decreto Ministerial italiano de
6 de julio de 2012).
Tecnología eólica Enel Green Power SpA gestiona, a 31 de diciembre de 2014,
28 centrales eólicas con una potencia total de 610 MW.
Todos los parques eólicos en funcionamiento tienen la cali-
ficación “IAFR” del GSE y, por tanto, pueden optar al sistema
de incentivación de los certificados verdes contemplado en
el Decreto Legislativo italiano 28/2011 y sus sucesivas modi-
ficaciones e complementos.
SolarEnel Green Power SpA gestiona 31 centrales fotovoltaicas,
con una capacidad instalada total de 91 MW.
La mayor parte de las centrales fotovoltaicas se pueden aco-
ger al régimen de tarifas de incentivo (“Tarifa de Alimenta-
ción”).
Producción neta (TWh) Capacidad instalada media (MW)
Tecnología 2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 7.197 6.559 638 1.512 1.512 -
Geotérmica 5.548 5.301 247 730 723 7
Eólica 1.010 958 52 609 563 46
Solar 112 87 25 91 76 15
Total 13.867 12.905 962 2.942 2.874 68
En total, se registra un incremento de la producción del
7,5%, en razón, principalmente, de la mayor generación hi-
droeléctrica y geotérmica, que aumentan, respectivamente,
un 9,7% y un 4,7%, realizada gracias a la mejor disponibili-
dad de las fuentes.
Con referencia a la producción de energía eólica, cabe cons-
tatar un incremento del 5,4%, debido a la ya mencionada
absorción de la sociedad Enel Green Power Cutro Srl (pro-
ducción neta igual a 86 GWh), contrarrestado en parte por
la menor disponibilidad de la fuente eólica.
El aumento de la producción solar, igual al 28,4%, se debe
al mejor rendimiento de las instalaciones y a la susodicha
absorción de la sociedad Enel Green Power Canaro Srl (pro-
ducción neta igual a 7 GWh).
133
Plantas aún no operativas
Plantas en construcción Plantas autorizadas
MW Número de plantas MW Número de plantas
Tecnología 2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Eólica 20 12 8 2 1 1 - - - - - -
Biomasa 6 - 6 3 - 3 - 1 (1) - 3 (3)
Hidroeléctrica - - - 3 - 3 7 1 6 12 6 6
Geotérmica - 38 (38) - 2 (2) - - - - - -
Total 26 50 (24) 8 3 5 7 1 6 12 9 3
Las plantas en construcción hacen referencia, sobre todo, a los proyectos eólicos San Vito dei Normanni, de 12 MW, y Barile
Venosa, de 8 MW, y al proyecto de biomasa Cornia 2, de 5 MW.
Inversiones de la Sociedad matriz
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Plantas de producción:
- geotérmicas 164 178 (14)
- hidroeléctricas 79 59 20
- eólicas 15 18 (3)
- biomasa 6 - 6
- solares 5 37 (32)
Otras inversiones operativas 10 14 (4)
Total 279 306 (27)
Las inversiones, incluidos los gastos financieros capitaliza-
dos, iguales a 10 millones de euros en 2014 (13 millones
de euros en 2013), correspondientes a las centrales geotér-
micas concernieron principalmente a la construcción de la
nueva planta Bagnore 4, puesta en funcionamiento a finales
de 2014 (38 MW), y a las actividades relativas al proyecto
de reorganización de la zona de Piancastagnaio, ya aborda-
das en 2012 en forma de operaciones de índole minera y
relacionadas con las instalaciones, encaminadas a la recu-
peración de las potencialidades productivas de las centrales
geotérmicas presentes en dicha área. Se prosiguieron, ade-
más, las actividades relativas al proyecto Recupero Vapore,
que prevé la perforación de nuevos pozos geotérmicos o el
reacondicionamiento de los existentes, destinadas a la re-
cuperación de vapor para conseguir la plena productividad
de las centrales geotérmicas existentes, influenciadas por la
pendiente natural del campo geotérmico.
Las inversiones en 2014 incluyen también las actividades de
mantenimiento de las plantas ya en funcionamiento, entre
las que cabe señalar la instalación de nuevos sistemas AMIS
y la adquisición de un nuevo equipo de perforación.
Las intervenciones relativas a las plantas hidroeléctricas
concernieron principalmente a las actividades de renova-
ción de las centrales de San Pellegrino, Mura y San Pietro
d’Orzio (Lombardía), Castel Giubileo, San Savino y Vadocu-
sano (Lacio), Villa Potenza y Carassai (Marcas), Bognanco
y Alpignano (Piamonte), Arson, Caerano y Castelviero (Vé-
neto), Bolognano (Abruzos), Coscile II (Calabria), Ponte An-
nibale (Campania), al reacondicionamiento de la presa de
Riolunato (Toscana) y al mantenimiento de las plantas ya en
funcionamiento.
Las inversiones relativas a las plantas solares se refieren prin-
cipalmente a las actividades de terminación de las plantas
de Serre Persano, Interporto y Capriati (Campania), Catania,
Rosolini y Barrafranca (Sicilia), Casoli (Abruzos) y Sesto Cam-
pano (Molise).
Las inversiones concernientes a los parques eólicos respon-
den sobre todo a la terminación de ciertas obras en las plan-
tas ya operativas de Portoscuso en Cerdeña, Potenza Pietra-
galla en Basilicata y Cutro en Calabria y la continuación de
las actividades de realización de la planta de San Vito dei
Normanni en Apulia.
134 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
El capital destinado a las centrales de biomasa se refiere
esencialmente a la potenciación de la central geotérmica
toscana Cornia 2 con biomasa y a la culminación de las plan-
tas de Mongiana y San Nicola da Crissa en Calabria.
En total, en 2014, gracias a las inversiones en las centrales de
producción, se registró un aumento de la capacidad produc-
tiva igual a 38,2 MW (38 MW de instalaciones geotérmicas y
0,2 MW de centrales hidroeléctricas).
Las inversiones en plantas de producción ascienden a 269
millones de euros (292 millones de euros en 2013) y se ex-
ponen, desglosadas por finalidad, en la tabla siguiente.
En millones de euros
2014 2013 2014-2013
Inversiones por finalidad
Renovación (1) 61 96 (35)
Mantenimiento (2) 128 104 24
Nuevas plantas 80 92 (12)
Total 269 292 (23)
(1) Por renovación se entiende la transformación de las plantas existentes. (2) Se entiende por mantenimiento la mejora, la modernización y el eventual desarrollo de las plantas existentes, así como las intervenciones relacionadas con temas de
seguridad, medio ambiente u otras obligaciones legales y prescripciones de órganos de vigilancia.
Hechos relevantes del año corriente (15)
Como complemento de los eventos ya comunicados en “Hechos relevantes”, se señalan a continuación algunos eventos
significativos adicionales acaecidos en el área Europa.
Enel Green Power y SECI presentan el proyecto PowerCrop de Russi en Confindustria Ravenna20 de marzo de 2014 – Enel Green Power y SECI Energia pre-
sentaron el nuevo proyecto de realización de la central de
biomasa de PowerCrop, sita en el municipio de Russi.
La central de Russi, que ve la luz en el área industrial ocupa-
da previamente por la azucarera Eridania, prevé una inver-
sión de 126 millones de euros y la creación de más de 300
nuevos puestos de trabajo entre los empleados directos y los
de las empresas de servicios auxiliares, a los que se añaden
200 personas que trabajarán en la fase de obras. La plan-
ta de biomasa, con una potencia instalada de 30 MW, será
alimentada con virutas de madera virgen proveniente de la
cadena de suministro, cuya demanda será de unas 270.000
toneladas al año. La planta de biogás, con una potencia de
1 MW, será alimentada con 18.000 toneladas al año de en-
silado de maíz y 26.000 toneladas al año de excrementos
porcinos provenientes de las granjas cercanas, evitando su
desecho en el medio ambiente.
Enel Green Power: puesta en funcionamiento de la primera planta fotovoltaica en Sudáfrica21 de mayo de 2014 – Enel Green Power conectó a la red
eléctrica sudafricana la primera planta fotovoltaica en la ciu-
dad de Upington, perteneciente al municipio local de Khara
Hais, en la Provincia Septentrional del Cabo.
Con una capacidad instalada total de 10 MW, la nueva plan-
ta podrá producir a pleno funcionamiento hasta unos 20
millones de kWh al año, que corresponden a la demanda
anual de mil familias sudafricanas, aproximadamente.
La energía “limpia” producida por la planta de Upington
permitirá evitar la emisión a la atmósfera de unas 10.000
toneladas de CO2 al año.
Reestructuración financiera de las controladas norteamericanas (16)
17 de diciembre de 2014 – El Consejo de Administración
de Enel Green Power dio su visto bueno a la operación de
reestructuración financiera de las sociedades norteamerica-
nas Enel Green Power North America Inc. (“EGP NA”) y Enel
(15) Cabe señalar que la fecha de referencia corresponde a la fecha del comunicado de prensa.(16) Se señala que la fecha de referencia corresponde a la fecha del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA.
135
Green Power North America Development Inc. (“EGP NAD”),
directa e íntegramente controladas por Enel Green Power
International BV (“EGPI BV”) e indirectamente por la Socie-
dad, con el fin de optimizar el apalancamiento financiero
del grupo norteamericano.
Dicha operación se realizó convirtiendo parte del patrimo-
nio neto de las dos sociedades norteamericanas en deuda,
utilizando principalmente la línea de financiación a corto
plazo concedida por Enel Green Power SpA (a través de la
estipulación de dos contratos de financiación a EGP NA y
EGP NAD por un total de 535 millones de euros).
En concreto, esta operación conllevó:
> el reembolso, por parte de las sociedades norteamerica-
nas a la sociedad de control EGPI BV, de reservas de pa-
trimonio neto por importe de 652 millones de euros y la
simultánea reducción del valor de las participaciones de
la segunda en las dos primeras;
> el reembolso por parte de EGPI BV a la sociedad de con-
trol Enel Green Power SpA de reservas de patrimonio
neto y la simultánea reducción del valor de la participa-
ción de la segunda en la primera, equivalente a 652 mi-
llones de euros.
Latinoamérica
Datos operativos
Capacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 732 732 - 33 33 -
Eólica 830 432 398 17 8 9
Solar 136 - 136 4 1 3
Total 1.698 1.164 534 54 42 12
- Panamá 300 300 - 1 1 -
- México 297 197 100 7 6 1
- Guatemala 163 163 - 5 5 -
- Chile 507 272 235 8 4 4
- Brasil 376 177 199 30 23 7
- Costa Rica 55 55 - 3 3 -
La capacidad instalada neta registra un crecimiento igual a
534 MW y se refiere esencialmente a la capacidad eólica en
Brasil (198 MW, correspondientes sobre todo al primer tri-
mestre de 2014), en Chile (99 MW) y en México (100 MW
en el tercer trimestre de 2014). El aumento de la capacidad
instalada neta solar se puede imputar íntegramente a Chile
(136 MW).
136 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Producción de energía (GWh) Capacidad instalada media (MW)
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 3.188 3.108 80 732 732 -
Eólica 1.238 718 520 430 241 189
Solar 28 - 28 27 - 27
Total 4.454 3.826 628 1.189 973 216
- Panamá 1.125 1.220 (95) 300 300 -
- México 845 650 195 230 197 33
- Guatemala 719 665 54 164 164 -
- Chile 955 623 332 324 164 160
- Brasil 595 501 94 116 93 23
- Costa Rica 215 167 48 55 55 -
La producción de energía de 2014 presenta un incremento
atribuible fundamentalmente a la mayor producción eólica
en Chile, México y Brasil e hidroeléctrica en México, Gua-
temala y Costa Rica, efectos que compensaron de sobra la
merma en la producción hidroeléctrica en Panamá.
Plantas aún no operativas
Plantas en construcción
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 152 50 102 4 1 3
Eólica 403 499 (96) 7 10 (3)
Solar 31 36 (5) 3 1 2
Total 586 585 1 14 12 2
- Chile 79 135 (56) 2 2 -
- México 202 202 - 2 2 -
- Costa Rica 50 50 - 1 1 -
- Brasil 193 198 (5) 7 7 -
- Panamá 12 - 12 1 - 1
- Uruguay 50 - 50 1 - 1
Las principales plantas en construcción se encuentran en
Brasil, en los sectores eólico (Dois Riachos 30 MW y Damas-
cena-Manicoba 60 MW) e hidroeléctrico (Apiacás 102 MW),
en Chile en los sectores eólico (Talinay II 61 MW) y solar (La-
lackama II 18 MW), en Costa Rica en el sector hidroeléctrico
(Chucás 50 MW), en México en el eólico (Sureste 102 MW y
Dominica II 100 MW), en el sector solar de Panamá (Chiriqui
12 MW) y en Uruguay en la tecnología eólica (Melowind 50
MW).
Plantas autorizadas
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica - 102 (102) - 3 (3)
Eólica 52 - 52 2 - 2
Solar 347 61 286 5 2 3
Total 399 163 236 7 5 2
- Chile 360 60 300 4 1 3
- Brasil 39 103 (64) 3 4 (1)
Las principales plantas autorizadas están presentes en Brasil
en el sector eólico (Esperança 28 MW) y en el solar (Pernam-
buco 11 MW), y en Chile en los sectores eólico (Los Buenos
Aires 24 MW) y solar (Finis Terrae 160 MW, Carrera Pinto 97
MW y Pampa Norte 79 MW).
137
Resultados económicos y patrimoniales
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 538 408 130
Ingresos intersectoriales - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 538 408 130
Margen de explotación bruto 202 203 (1)
Resultado operativo 142 141 1
Empleados al final del período (n.º) 875 751 124
Inversiones operativas 926 608 318
Los ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión
de los contratos de Commodities contabilizados al valor
razonable, iguales a 538 millones de euros, se incrementan
en 130 millones de euros (habida cuenta del efecto negati-
vo de los tipos de cambio, de 10 millones de euros), en razón
principalmente de un aumento de los ingresos relacionados
con la venta de energía (137 millones de euros), sobre todo
en Brasil (66 millones de euros), en Chile (34 millones de eu-
ros) y en Panamá (24 millones de euros).
El margen de explotación bruto, igual a 202 millones de
euros, se halla en consonancia con el ejercicio anterior (203
millones de euros en 2013 reexpresado), teniendo en cuen-
ta el efecto positivo de los tipos de cambio de 1 millón de
euros.
El antedicho incremento de los ingresos (130 millones de
euros) fue de hecho contrarrestado por el incremento de los
costes por compra de energía (equivalente a 121 millones
de euros), principalmente en Brasil, a causa de retrasos en la
realización de la interconexión resueltos en el cuarto trimes-
tre de 2014, en Chile y en Panamá.
Se deja constancia de que, en el transcurso del primer tri-
mestre de 2014, se firmó un acuerdo con el Gobierno pa-
nameño destinado a compensar los efectos negativos vin-
culados a la no producción de energía, y su consiguiente
adquisición, desde el 1 de marzo de 2014. Dicho acuerdo
no cubre la recuperación del menor margen realizado en el
ejercicio 2013 y en los primeros dos meses de 2014.
El resultado operativo, equivalente a 142 millones de eu-
ros, están fundamentalmente en consonancia con relación
al 31 de diciembre de 2013 reexpresado (cuando fue igual a
141 millones de euros). El incremento de las amortizaciones
imputable a la mayor capacidad instalada en Chile, Brasil y
México fue de hecho compensado de sobra por los meno-
res ajustes de valor de algunos proyectos específicos, sobre
todo en Nicaragua, registrados en el transcurso de 2013
reexpresado.
Empleados al final del ejercicio
Número
2014 2013 2014-2013
Latinoamérica 875 751 124
Brasil 269 227 42
Chile 178 127 51
Colombia 3 3 -
Perú 7 4 3
Costa Rica 78 80 (2)
El Salvador 1 4 (3)
Guatemala 117 116 1
México 121 98 23
Uruguay 5 - 5
Panamá 96 92 4
138 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
El área Latinoamérica experimentó un aumento global en
su plantilla de 124 trabajadores, lo que supone un 16,5%.
Dicho efecto se debió, en particular, al significativo creci-
miento constatado en México, Chile y Brasil, en consonancia
con el progreso de las actividades en dichos países.
InversionesLas inversiones de 2014 ascienden a 926 millones de euros
(608 millones de euros en 2013 reexpresado) y se refieren
principalmente a la realización de parques eólicos en Méxi-
co por 242 millones de euros (80 millones de euros en 2013
reexpresado), en Brasil por valor de 165 millones de euros
(308 millones de euros en 2013 reexpresado) y en Chile por
un importe de 165 millones de euros (149 millones de euros
en 2013 reexpresado), así como de centrales solares en Chi-
le por 198 millones de euros (9 millones de euros en 2013
reexpresado) y centrales hidroeléctricas en Brasil por 55 mi-
llones de euros (20 millones de euros en 2013 reexpresado)
y en Costa Rica por 48 millones de euros (16 millones de eu-
ros en 2013 reexpresado).
Eventos relevantes (17) Como complemento de los eventos ya comunicados en “Hechos relevantes”, se señalan a continuación algunos eventos
significativos adicionales acaecidos en el área Latinoamérica.
Enel Green Power se adjudica contratos plurianuales de suministro de energía en Brasil2 de enero de 2014 – Enel Green Power se adjudicó con-
tratos plurianuales de suministro de energía en Brasil, en
el ámbito del concurso público Pernambuco’s Solar Tender,
con dos proyectos fotovoltaicos que tendrán una capacidad
total de 11 MW. Las dos plantas serán contiguas y se ubica-
rán en el estado de Pernambuco, en el noreste de Brasil. A
pleno funcionamiento, las dos instalaciones podrán llegar a
generar más de 17 GWh al año.
Enel Green Power firma con BBVA un acuerdo de financiación en Chile7 de enero de 2014 – Enel Green Power, a través de su so-
ciedad controlada Enel Green Power Chile Ltda, concluyó
con Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Chile un contrato de
financiación de 150 millones de dólares estadounidenses
destinado a la cobertura parcial del programa de inversio-
nes previsto para los próximos años en el país. El contrato
de financiación, que tendrá una duración de 5 años, fue
abonado hasta 100 millones de dólares estadounidenses en
el mes de diciembre de 2013 y, en lo que respecta al impor-
te restante, se percibió en febrero de 2014. Se caracteriza
por un tipo de interés en consonancia con las referencias de
mercado y está respaldado por una garantía de sociedad
matriz emitida por la sociedad de control Enel Green Power.
Enel Green Power firma con BBVA un acuerdo de financiación en México7 de enero de 2014 – Enel Green Power, a través de la con-
trolada Enel Green Power México Srl de Cv, concluyó con
Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Bancomer un contrato de
financiación de 150 millones de dólares estadounidenses,
destinado a la cobertura parcial de las inversiones en el país.
El contrato de financiación, abonado en 2013 y que tendrá
una duración de 5 años, está caracterizado por un tipo de
interés en consonancia con las referencias de mercado y
está respaldado por una garantía de sociedad matriz emiti-
da por la sociedad de control Enel Green Power.
Completado el primer parque eólico en Brasil 17 de febrero de 2014 – Enel Green Power finalizó la cons-
trucción de su primer parque eólico en Brasil, en Bahia, en
la localidad de Morro do Chapéu. Primavera, nombre que
ha recibido la nueva planta, está compuesta por 13 turbinas
eólicas de 2,3 MW cada una, con una capacidad instalada
global de 30 MW, capaz de generar más de 145 millones de
kWh al año.
(17) Cabe señalar que la fecha de referencia corresponde a la fecha del comunicado de prensa.
139
Completado el segundo parque eólico en Brasil5 de marzo de 2014 – Enel Green Power finalizó la construc-
ción del segundo parque eólico del complejo Cristal, en Bra-
sil, en Bahia, en la localidad de Morro do Chapéu. São Judas,
nombre que ha recibido la nueva planta, está compuesta
por 13 turbinas eólicas de 2,3 MW cada una, con una capa-
cidad instalada global de 30 MW, capaz de generar más de
145 millones de kWh al año.
Iniciadas las obras para una innovadora planta en Chile1 de abril de 2014 – Enel Green Power puso en marcha las
obras para la construcción de una innovadora planta en
Chile, en Ollagüe, cerca de la frontera con Bolivia. Combina
las tecnologías fotovoltaica, minieólica y de cogeneración,
para la producción mixta de energía eléctrica y agua calien-
te para la escuela del pueblo. La potencia instalada será de
232 kW, con una capacidad productiva igual a unos 460
MWh al año, el equivalente al consumo de 150 familias. Las
instalaciones serán de tipo autónomo, o sea, no conecta-
das a la red eléctrica nacional, y comprenderán un sistema
de acumulación electroquímica de 520 kWh, capaz de dar
respuesta a todas las necesidades técnicas de la red, garan-
tizando a los habitantes de la zona el suministro eléctrico
las 24 horas del día.
Enel Green Power completa el parque eólico de Cristal en Brasil9 de abril de 2014 – Enel Green Power finalizó la construc-
ción de las terceras y últimas instalaciones del complejo eó-
lico Cristal, sito en la localidad de Morro do Chapéu, en el
estado brasileño de Bahia.
La nueva planta, Cristal, que da nombre a todo el complejo
eólico, está compuesta por 13 turbinas de 2,3 MW cada una,
con una capacidad instalada global de 30 MW, capaz de ge-
nerar más de 145 millones de kWh al año.
El complejo de Cristal alcanza así su capacidad instalada glo-
bal, igual a 90 MW, capaz de generar más de 400 millones
de kWh al año. La realización de este complejo eólico ha su-
puesto una inversión total de unos 165 millones de euros.
Con este nuevo parque eólico, Enel Green Power alcanza
en Brasil una capacidad instalada superior a 260 MW, de los
que más de 90 MW son hidroeléctricos.
Enel Green Power e IFC firman un acuerdo de financiación de 200 millones de dólares para el desarrollo de las renovables en Brasil15 de mayo de 2014 – Enel Green Power, a través de su con-
trolada brasileña Enel Brasil Participações Ltda, holding de
las sociedades brasileñas del Grupo Enel Green Power, e IFC,
miembro del Grupo del Banco Mundial, firmaron un acuer-
140 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
do de financiación de 200 millones de dólares estadouni-
denses. La financiación está asociada a la construcción de
más de 300 MW eólicos en los estados de Bahia, Pernambu-
co y Rio Grande do Norte, situados al noreste de Brasil.
La financiación de IFC, que tendrá una duración de 10 años,
está caracterizada por un tipo de interés en consonancia con
las referencias de mercado y contará con el respaldo de una
garantía de sociedad matriz emitida por Enel Green Power.
Enel Green Power inicia las obras para la construcción de dos plantas fotovoltaicas en Chile 20 de mayo de 2014 – Enel Green Power puso en marcha
las obras para la construcción de dos centrales fotovoltaicas,
Lalackama y Chañares, situadas en el norte de Chile.
Las instalaciones de Lalackama, con 60 MW de capacidad
instalada, podrán generar a pleno rendimiento hasta 160
GWh al año. La inversión total para la construcción del nue-
vo parque es de unos 110 millones de dólares estadouni-
denses.
La planta Chañares, con una capacidad de 40 MW, podrá
generar a plena marcha hasta 94 GWh cada año. La inver-
sión total para la construcción del nuevo parque es de unos
70 millones de dólares estadounidenses. Ambos proyectos
van asociados a sendos contratos de venta de energía para
el suministro de clientes regulados.
Enel Green Power comienza la construcción de su primer parque eólico en Uruguay28 de julio de 2014 – Enel Green Power emprendió la cons-
trucción de su primer parque eólico en Uruguay, llamado
Melowind y situado en la zona de Cerro Largo, a unos 320
kilómetros de la capital, Montevideo.
Con 50 MW de capacidad instalada, el parque eólico, una
vez completado, podrá producir más de 200 millones de
kWh al año, evitando la emisión a la atmósfera de más de
62.000 toneladas de CO2. Melowind estará caracterizado
por un factor de carga de más del 47%, equivalente a más
de 4.100 horas de generación al año. Para la realización del
nuevo parque eólico se prevé una inversión de unos 98 mi-
llones de dólares estadounidenses. La electricidad produ-
cida por la nueva planta se venderá a UTE (Administración
Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas), la compañía
estatal de transmisión, distribución y venta de la energía
eléctrica en el país, gracias a un contrato de compra de ener-
gía de veinte años de duración, ya firmado.
Enel Green Power pone en marcha la construcción del parque eólico Talinay Poniente en Chile 16 de septiembre de 2014 – Enel Green Power inició las
obras para la construcción del nuevo parque eólico de Tali-
nay Poniente, que estará compuesto de 32 turbinas eólicas,
para una capacidad instalada total de 61 MW. Una vez en
funcionamiento, este parque eólico podrá generar hasta
160 GWh al año, equivalentes a la demanda de consumo de
unas 60.000 familias chilenas, ahorrando así la emisión a la
atmósfera de más de 130.000 toneladas de CO2. La puesta
en funcionamiento se contempla para el primer semestre de
2015. La inversión total para la construcción del nuevo par-
que es de unos 140 millones de dólares estadounidenses.
El proyecto va asociado a un contrato de venta de energía
para el suministro de clientes regulados. Dicha licitación,
realizada para el SIC (Sistema Interconectado Central) por
26 empresas de distribución, se adjudicó en el mes de no-
viembre de 2013. La energía producida se volcará a la red de
transmisión de dicho SIC. La planta está situada en la región
de Coquimbo, frente al parque de Talinay Oriente (90 MW),
ya operativo desde el año pasado.
Iniciadas las obras para un nuevo parque fotovoltaico en Chile16 de octubre de 2014 – Enel Green Power inició las obras
para la construcción de Lalackama II, su cuarta central foto-
voltaica en Chile.
Con una capacidad instalada de 19 MW, una vez realizadas
y puestas en funcionamiento, las instalaciones de Lalacka-
ma II podrán generar más de 50 GWh al año, equivalentes
a la demanda de consumo de unas 30.000 familias chilenas,
ahorrando así la emisión a la atmósfera de más de 30.000
toneladas de CO2.
El proyecto se realizará en el municipio de Taltal, en la región
de Antofagasta, a unos 950 kilómetros al norte de Santiago
de Chile, y abarcará una zona de unas 40 hectáreas. Dichas
instalaciones constituyen la expansión del proyecto Lalacka-
ma, actualmente en fase de conclusión, y conducirán a una
capacidad global de unos 79 MW.
La inversión total para la construcción del nuevo parque es
de unos 32 millones de dólares estadounidenses.
La planta va asociada a un contrato de venta de la energía
producida, para su suministro a clientes particulares.
141
Enel Green Power y DCNS, juntos en pos del primer centro de investigación sobre la energía marina en Chile 29 de octubre de 2014 – Enel Green Power y DCNS fueron
seleccionados por la organización para el desarrollo econó-
mico del Gobierno chileno, CORFO (Corporación de Fomen-
to de la Producción), para crear un innovador centro global
de excelencia para el desarrollo de la energía marina, de-
nominado Marine Energy Research and Innovation Centre
(MERIC).
El centro contará con un respaldo económico de unos 20
millones de dólares estadounidenses, que constituirán una
contribución aportada tanto en efectivo como en forma de
financiación. El 65% de la misma llegará de CORFO. La acti-
vidad de investigación y desarrollo de MERIC se concentrará
en las principales fuentes de energía marina, como la ma-
reomotriz y la undimotriz.
Enel Green Power y DCNS sumarán al proyecto MERIC gra-
cias a sus puntos fuertes. Enel Green Power es el líder mun-
dial en el sector de las energías renovables y ofrecerá el
punto de vista del usuario final, sacando a la luz los factores
más importantes para la instalación, la gestión y el mante-
nimiento de instalaciones marinas, a efectos de garantizar
unos proyectos seguros, sostenibles y rentables. DCNS es un
importante protagonista de los sistemas de energía mari-
na, con un historial significativo y competencias técnicas en
materia de mareas, olas, el viento en mar abierto y la con-
versión de la energía térmica, además de haber atesorado
experiencia en la metodología y la gestión de proyectos in-
dustriales navales. El proyecto MERIC contará asimismo con
el apoyo de los recursos y las competencias proporcionados
por la organización para el desarrollo chilena Fundación
Chile, por la Fundación INRIA Chile, por los institutos de in-
vestigación de la Pontificia Universidad Católica de Chile y
de la Universidad Austral de Chile y por las filiales del Grupo
Enel, Chilectra y Endesa Chile.
A partir de 2019, MERIC tendrá una infraestructura consoli-
dada y una experiencia susceptibles de prestar sus servicios
a la industria local e internacional que desee poner a prueba
sus tecnologías marinas en el medio oceánico chileno.
Enel Green Power pone en marcha su mayor parque eólico en Chile4 de diciembre de 2014 – Enel Green Power completó y co-
nectó a la red Taltal, su mayor parque eólico en Chile. Situa-
do en el distrito homónimo de la región de Antofagasta, la
planta de Taltal está compuesta de 33 turbinas eólicas de 3
MW cada una, con una capacidad instalada total de 99 MW.
Las instalaciones pueden generar hasta 300 GWh al año,
equivalentes a la demanda de consumo de unas 170.000
familias chilenas, ahorrando así la emisión a la atmósfera de
más de 200.000 toneladas de CO2.
La inversión total para la construcción del nuevo parque fue
de unos 190 millones de dólares estadounidenses. El pro-
yecto va asociado a un contrato de compra, de veinte años
de duración, de la energía producida por la planta (PPA, por
sus siglas en inglés), que se volcará a la red de transmisión
de la región central chilena (SIC).
Enel Green Power e Itaú Unibanco firman un acuerdo de financiación de 100 millones de dólares para el desarrollo de las renovables en Brasil11 de diciembre de 2014 – Enel Green Power, a través de su
controlada brasileña Enel Brasil Participações Ltda (“Enel
Brasil”), y la entidad bancaria brasileña Itaú Unibanco SA
(“Itaú”) firmaron un acuerdo de financiación con una du-
ración de 10 años y un importe de más de 260 millones de
reales brasileños (unos 100 millones de dólares estadouni-
denses). La financiación de Itaú fue organizada por Inter-
national Finance Corporation (IFC) y cubrirá parte de las
inversiones para la construcción de más de 260 MW de ca-
pacidad eólica en los estados de Bahia, Pernambuco y Rio
Grande do Norte, situados al noreste de Brasil. Esta opera-
ción se suma al acuerdo de financiación de 200 millones
de dólares estadounidenses, indexado al real brasileño, ce-
lebrado con IFC en mayo de 2014, también como respaldo
del desarrollo eólico de Enel Green Power en las mismas
zonas. La financiación presenta las mismas condiciones
que las del acuerdo susodicho con IFC y está caracterizada
por un tipo de interés en consonancia con las referencias
de mercado.
Tres nuevos parques eólicos en Chile29 de diciembre de 2014 – En Chile, Enel Green Power com-
pletó y conectó a la red los parques fotovoltaicos Lalackama
y Chañares, cuyas obras dieron comienzo en el primer se-
mestre de 2014.
Las instalaciones, situadas en las regiones de Antofagasta y
Atacama, con una capacidad instalada global de 136 MW,
requirieron una inversión global de 240 millones de dólares
estadounidenses, aproximadamente.
Enel Green Power puso asimismo en funcionamiento otros
4 MW más con la planta de Diego de Almagro. La central
cuenta con una capacidad instalada total de 36 MW y está
142 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
compuesta de unos 225.000 módulos, en su mayoría de
“lámina delgada”, provenientes de la fábrica de Catania de
Enel Green Power. El parque puede generar hasta 80 GWh
al año, equivalentes a la demanda de consumo de unas
45.000 familias chilenas, ahorrando así la emisión a la at-
mósfera de más de 50.000 toneladas de CO2. La construc-
ción de estas instalaciones supuso una inversión global de
unos 60 millones de dólares estadounidenses.
Norteamérica
Datos operativos
Capacidad instalada neta y producción neta de energía
Capacidad instalada neta (MW) Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 317 317 - 63 63 -
Eólica 1.666 1.266 400 29 27 2
Geotérmica 72 72 - 3 3 -
Biomasa - - - - 1 (1)
Solar 28 28 - 3 2 1
Total 2.083 1.683 400 98 96 2
La capacidad instalada neta se anota un crecimiento de 400
MW con relación al 31 de diciembre de 2013 y se refiere,
sobre todo, a la adquisición del control de los parques eó-
licos de la sociedad Buffalo Dunes Wind Project (250 MW),
acaecida en el segundo trimestre de 2014, y a la puesta en
marcha de la planta Origin (150 MW), efectuada en el tercer
trimestre de 2014.
Producción de energía (GWh) Capacidad instalada media (MW)
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Hidroeléctrica 912 1.060 (148) 318 315 3
Eólica 5.309 3.842 1.467 1.490 1.108 382
Geotérmica 407 280 127 72 48 24
Biomasa - 133 (133) - 16 (16)
Solar 46 45 1 29 27 2
Total 6.674 5.360 1.314 1.909 1.514 395
La producción de energía de 2014 presenta un incremento
atribuible fundamentalmente a la mayor producción eóli-
ca, en razón de la mencionada adquisición del control de la
sociedad Buffalo Dunes Wind Project (659 GWh), así como
de las sociedades Chisholm View Wind Project (351 GWh) y
Prairie Rose (330 GWh), estas últimas dos a partir del segun-
do trimestre de 2013, y a la mayor producción geotérmica
tras la puesta en funcionamiento de la planta de Cove Fort
en el tercer trimestre de 2013 (126 GWh).
Plantas aún no operativas
Plantas en construcción
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Eólica 200 150 50 1 1 -
Total 200 150 50 1 1 -
143
Las principales instalaciones en construcción en el sector eólico son las de Goodwell (200 MW).
Plantas autorizadas
MW Número de plantas
2014 2013 2014-2013 2014 2013 2014-2013
Eólica 74 - 74 1 - 1
Total 74 - 74 1 - 1
La principal planta autorizada en el sector eólico es Little Elk (74 MW).
Resultados económicos y patrimoniales
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 394 363 31
Ingresos intersectoriales - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 394 363 31
Margen de explotación bruto 276 246 30
Resultado operativo 149 139 10
Empleados al final del período (n.º) 342 337 5
Inversiones operativas 308 203 105
Los ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión
de los contratos de Commodities contabilizados al valor
razonable, iguales a 394 millones de euros, se incrementan
en 31 millones de euros respecto a 2013 reexpresado (363
millones de euros), sobre todo por los mayores ingresos por
venta de energía eléctrica (25 millones de euros) y por aso-
ciaciones tributarias (20 millones de euros), de conformidad
con el incremento de la producción, y por el descenso en los
otros ingresos (18 millones de euros), que en 2013 acogie-
ron elementos no recurrentes.
El margen de explotación bruto, igual a 276 millones de
euros, se anota un avance de 30 millones de euros en com-
paración con el ejercicio previo (246 millones de euros),
atribuible al mencionado incremento de los ingresos y a la
sustancial invariabilidad de los costes lograda, a pesar del
crecimiento de la capacidad instalada media (+26%), gra-
cias a la mejor eficiencia operativa.
El resultado operativo, igual a 149 millones de euros, evi-
dencia una mejora de 10 millones de euros con relación a
2013 reexpresado (igual a 139 millones de euros), por el
efecto del incremento del margen de explotación bruto y
de las mayores amortizaciones (24 millones de euros), atri-
buibles a la mayor capacidad instalada.
Empleados al final del ejercicio
Número
2014 2013 2014-2013
Norteamérica 342 337 5
EE. UU. 342 337 5
InversionesLas inversiones de 2014 equivalen a 308 millones de euros
(202 millones de euros en 2013 reexpresado) y se refieren
sustancialmente a la construcción de parques eólicos, por
313 millones de euros (131 millones de euros en 2013 reex-
presado). Cabe señalar que en 2014 se percibieron unas
subvenciones de 26 millones de euros, reclasificadas como
reducción de las inversiones operativas.
144 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Eventos relevantes (18) Como complemento de los eventos ya comunicados en “Hechos relevantes”, se señalan a continuación algunos eventos
significativos adicionales acaecidos en el área Norteamérica.
Iniciadas las obras para una innovadora planta en EE. UU.1 de abril de 2014 – Enel Green Power puso en marcha las
obras para la construcción de una planta solar termodiná-
mica, que acompañará a la actual central geotérmica de
Stillwater, en el estado de Nevada, ya combinada con unas
instalaciones fotovoltaicas de 26 MW. Se trata de la prime-
ra planta híbrida del mundo capaz de aunar la capacidad
de generación continua de la geotermia de media entalpía
con ciclo binario a la energía solar termodinámica. La planta
geotérmica de Stillwater, con una capacidad neta instalada
global de 33 MW, será complementada con una central so-
lar termodinámica de 17 MW. La planta termodinámica será
capaz de generar alrededor de 3 millones de kWh al año,
que se sumarán a la producción de las actuales instalaciones
híbridas existentes. La energía producida se suministrará a
NV Energy al amparo del existente contrato de compra de
energía (PPA, por sus siglas en inglés), con una duración to-
tal de 20 años.
Enel Green Power rubrica el primer “Acuerdo de Cooperación para la Investigación y el Desarrollo” en EE. UU. para la planta híbrida de Stillwater4 de agosto de 2014 – Enel Green Power, National Re-
newable Energy Laboratory (NREL) e Idaho National Labo-
ratory (INL), bajo la supervisión de la Oficina de Tecnologías
Geotérmicas (GTO, por sus siglas en inglés) del Departamen-
to de Energía de EE. UU., firmaron un “Acuerdo de Coopera-
ción para la Investigación y el Desarrollo” (CRADA, por sus
siglas en inglés), en aras de explorar el potencial de la inno-
vadora planta híbrida de Stillwater, en Fallon, Nevada.
Los 2 MW de la planta de concentración solar (CSP, por sus
siglas en inglés) de Stillwater están actualmente en cons-
trucción y, a la finalización de las obras, funcionarán junto a
los 33 MW de la central geotérmica ya existente e integrada
con un parque fotovoltaico de 26 MW. Se trata de la prime-
ra planta híbrida del mundo capaz de aunar en el mismo
emplazamiento la capacidad de generación continua de la
geotermia de media entalpía con ciclo binario a la energía
solar fotovoltaica y termodinámica.
(18) Cabe señalar que la fecha de referencia corresponde a la fecha del comunicado de prensa.
145
146 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Principales riesgos e incertidumbres
Riesgos de precio y de mercadoPor la naturaleza de su propio negocio, el Grupo está ex-
puesto a las variaciones de los precios de mercado de la
energía eléctrica, así como a las modificaciones del marco
regulador de referencia.
Para mitigar la exposición al riesgo de precio, el Grupo ha
desarrollado una estrategia de estabilización de los már-
genes que prevé el recurso a la contratación anticipada de
la energía producida, mediante contratos a largo, medio y
corto plazo, según las prácticas comerciales utilizadas en los
distintos países en los que el Grupo opera. Además, se ha
dotado de políticas y procedimientos formales que rigen las
actividades de venta de energía en los diversos mercados
en los que el Grupo interviene, así como la medición del
riesgo de Commodities residual, la definición de un límite
de riesgo máximo aceptable y la realización de operaciones
de cobertura recurriendo a contratos derivados. El Grupo
está expuesto solo de modo marginal a las variaciones de
los precios de los combustibles.
Con respecto al riesgo de variaciones imprevistas de las
normas de funcionamiento de los sectores regulados que
puedan incidir en el valor de la producción, el Grupo opera
manteniendo relaciones constantes con los organismos de
gobierno y de regulación locales y adoptando un enfoque
de transparencia, colaboración y proactividad en el plantea-
miento y la eliminación de las fuentes de inestabilidad del
conjunto normativo.
147
Riesgos de volumenLos volúmenes de producción están sujetos a variabilidad,
tanto debido a la variabilidad natural de las fuentes de pro-
ducción como a la eventual indisponibilidad de las plantas.
La diversificación tecnológica y geográfica del parque de
producción del Grupo permite mitigar la variabilidad na-
tural en la disponibilidad de las fuentes hidroeléctrica, eó-
lica y solar, que, como ya se sabe, oscila en función de las
condiciones climatológicas de los lugares en los que se en-
cuentran las plantas. Una cuota significativa de producción
a partir de la fuente geotérmica, no sujeta a la variabilidad
climatológica, contribuye a mitigar el riesgo de volumen.
El riesgo relacionado con las posibles disfunciones de las
plantas, o con sucesos accidentales adversos que temporal-
mente comprometan su funcionalidad, se mitiga recurrien-
do a unas mejores estrategias de prevención y protección,
entre ellas las técnicas de mantenimiento preventivas y pre-
dictivas, así como a las mejores prácticas internacionales. El
riesgo residual se gestiona mediante contratos específicos
de seguros, para la cobertura de un amplio espectro de ries-
gos operativos, incluidas las posibles pérdidas económicas
por falta de producción.
Riesgos financierosEl Grupo está expuesto al riesgo de cambio derivado de los
flujos de efectivo vinculados a la venta de energía en los
mercados internacionales, de los flujos de efectivo corres-
pondientes a inversiones o a otras partidas en moneda ex-
tranjera y, de manera marginal, al endeudamiento denomi-
nado en moneda distinta a la de la cuenta de los respectivos
países.
Para reducir el riesgo de cambio que se deriva de las expo-
siciones mencionadas, el Grupo utiliza contratos derivados
(en concreto, contratos a plazo), además de llevar a cabo
una política para equilibrar los flujos de efectivo en entrada
y en salida correspondientes a los activos y pasivos en mo-
neda extranjera.
La exposición al riesgo del tipo de interés para el Grupo se
desprende de la cuota de endeudamiento financiero expre-
sado en tipo variable. La política de gestión puesta en vigor
por el Grupo está dirigida al doble objetivo de contener el
coste de la deuda y controlar al mismo tiempo su variabili-
dad. Concretamente, con el objetivo de reducir el aumento
del endeudamiento sujeto a la fluctuación de los tipos de
interés, el Grupo recurre a instrumentos derivados (interest
rate swap específicamente).
148 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Evolución previsible de la gestión
A lo largo de 2014, Enel Green Power confirmó su posición
de liderazgo en el sector de las energías renovables y alcan-
zó los objetivos estratégicos contraídos con el mercado fi-
nanciero, a pesar de las tensiones arrostradas en los diversos
mercados y los cambios regulatorios en algunos países.
2015 será un año repleto de retos para el Grupo, llamado a
atajar la contracción de los precios en los principales mer-
cados europeos y las medidas económicas desfavorables
adoptadas por los Gobiernos para luchar contra la persis-
tencia de la crisis. Enel Green Power ha trazado un plan es-
tratégico caracterizado por un crecimiento de la capacidad
instalada, sobre todo en los países emergentes, caracteriza-
dos por abundantes recursos renovables y un elevado creci-
miento económico, mediante una combinación equilibrada
de tecnologías.
Las inversiones del Grupo se dirigirán al crecimiento en aque-
llos mercados que ofrezcan estabilidad en el sistema norma-
tivo, con iniciativas encaminadas a redundar en una mayor
diversificación geográfica y a maximizar el valor creado.
Al alimón del objetivo del crecimiento, el Grupo sigue perse-
verando en la acción de racionalización de los gastos de ex-
plotación mediante una gestión directa y eficiente del par-
que de instalaciones, la optimización de la disponibilidad y
la búsqueda de economías de escala, en especial en lo que
al abastecimiento se refiere.
Desde la perspectiva de optimización de la cartera y en aras
de aprovechar las oportunidades que ofrecen en estos mo-
mentos algunos mercados, Enel Green Power está valorando,
con la asistencia prestada por asesores financieros, el interés y
la conveniencia de la cesión de una participación minoritaria
en una cartera de ciertas centrales norteamericanas.
Además, el Grupo mantendrá su compromiso en el sector de
la investigación y el desarrollo de tecnologías innovadoras,
bajo una atenta gestión de las temáticas de la sostenibilidad
y el diálogo con las comunidades locales y, en general, con
todas las partes interesadas (empleados, proveedores, ana-
listas, inversores, instituciones, etc.), prestando asimismo la
máxima atención a las problemáticas medioambientales y a
la seguridad.
149
Regulación de las sociedades controladas extranjeras no pertenecientes a la UESe certifica que en la fecha de la aprobación por parte del
Consejo de Administración de los Estados contables de Enel
Green Power SpA relativos al ejercicio 2014 —es decir, el 12
de marzo de 2015— continúan dándose en el ámbito del
Grupo Enel Green Power las “condiciones previstas para la
cotización de las acciones de sociedades de control de socie-
dades constituidas y reguladas por las leyes de Estados no
pertenecientes a la Unión Europea” (en aras de una mayor
brevedad, en lo sucesivo “sociedades controladas extranje-
ras no pertenecientes a la UE”), estipuladas por la CONSOB
en el artículo 36 del Reglamento de Mercados (aprobado
mediante la Decisión n.º 16191 de 29 de octubre de 2007 y
sus sucesivas modificaciones).
Concretamente, se señala al respecto que:
A) en aplicación de los parámetros de importancia signifi-
cativa en lo que respecta a la consolidación, introducidos
en el artículo 36, apartado 2, del Reglamento de Merca-
dos de la CONSOB, han sido identificadas en el ámbito
del Grupo Enel Green Power 52 sociedades controladas
extranjeras no pertenecientes a la UE a las que resulta
aplicable la regulación en cuestión, con arreglo a los da-
tos de los Estados contables consolidados del Grupo Enel
Green Power a 31 de diciembre de 2013.
Se trata, concretamente, de las sociedades siguientes: 1)
Enel Green Power North America Inc. (EE. UU.); 2) Enel
Kansas LLC (EE. UU.); 3) Enel Green Power Chile Ltda (an-
tes Enel Latin America Ltda) (Chile); 4) Enel Fortuna SA
(Panamá); 5) Enel Brasil Participações Ltda (Brasil); 6) Es-
sex Company (EE. UU.); 7) Renovables de Guatemala SA
(Guatemala); 8) Enel Geothermal LLC (EE. UU.); 9) Smoky
Hills Wind Project II LLC (EE. UU.); 10) Empresa Eléctrica
Panguipulli SA (Chile); 11) Enel Green Power Canada Inc.
(Canadá); 12) Enel Nevkan Inc. (EE. UU.); 13) Enel Texkan
Inc. (EE. UU.); 14) Texkan Wind LLC (EE. UU.); 15) Nevkan
Renewables LLC (EE. UU.); 16) Enel Stillwater LLC (EE. UU.);
17) Enel Cove Fort LLC (EE. UU.); 18) Proveedora de Elec-
tricidad de Occidente Srl de Cv (México); 19) Smoky Hills
Wind Farm LLC (EE. UU.); 20) Hydro Development Group
Inc. (EE. UU.); 21) Geotérmica del Norte SA (Chile); 22)
Snyder Wind Farm LLC (EE. UU.); 23) Enel Salt Wells LLC
(EE. UU.); 24) Generadora de Occidente Ltda (Guatema-
la); 25) Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de
Cv (México); 26) Primavera Energia SA (Brasil); 27) Rocky
Caney Wind LLC (EE. UU.); 28) Caney River Wind Project
LLC (EE. UU.); 29) Rocky Ridge Wind Project LLC (EE. UU.);
30) Stipa Nayaá SA de Cv (México); 31) Enel Green Power
Panama SA (antes Enel Panama SA) (Panamá); 32) Enel
Green Power Costa Rica (antes Enel de Costa Rica SA)
(Costa Rica); 33) Enel Green Power México Srl de Cv (an-
tes Impulsora Nacional de Electricidad Srl de Cv) (México);
34) Enel Green Power Latin America Ltda (antes Energía
Alerce Ltda) (Chile); 35) PH Chucas SA (Costa Rica); 36)
EGP Stillwater Solar LLC (EE. UU.); 37) Chisholm View
Wind Project LLC (EE. UU.); 38) Prairie Rose Wind LLC
(EE. UU.); 39) Enel Green Power North America Develop-
ment LLC (EE. UU.); 40) Parque Eólico Talinay Oriente SA
(Chile); 41) Parque Eólico Valle de los Vientos SA (Chile);
42) Castle Rock Ridge Limited Partnership (EE. UU.); 43)
Parque Eólico Taltal SA (Chile); 44) EGPNA Development
Holdings LLC (EE. UU.); 45) Enel Green Power Primavera
Eólica SA (Brasil); 46) Enel Green Power Emiliana Eólica
SA (Brasil); 47) Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eó-
lica SA (Brasil); 48) Enel Green Power São Judas Eólica SA
(Brasil); 49) Enel Green Power Cristal Eólica SA (Brasil); 50)
Enel Green Power Joana Eólica SA (Brasil); 51) Enel Green
Power Pau Ferro Eólica SA (Brasil); 52) Boott Hydropower
Inc. (EE. UU.);
B) el Estado de situación patrimonial y las Cuentas de re-
sultados de los Estados contables de 2014 de todas las
sociedades anteriormente citadas, los cuales se incluyen
en el paquete de informes utilizado para la redacción de
los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green
Power, serán puestos a disposición del público por parte
de Enel Green Power SpA (según lo previsto en el artículo
36, apartado 1, letra a) del Reglamento de Mercados de
la CONSOB) al menos 15 días antes de la fecha prevista
para la celebración de la Junta ordinaria anual —que será
convocada para la aprobación de los Estados contables
150 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
del ejercicio 2014 de Enel Green Power SpA—, simultá-
neamente a las tablas recapitulativas de los datos esen-
ciales de los últimos estados contables de la mayoría de
las sociedades controladas y asociadas (en cumplimiento
de lo dispuesto en el artículo 77, apartado 2 bis, del Re-
glamento de Emisores de la CONSOB aprobado median-
te la Decisión n.º 11971 de 14 de mayo de 1999 y sus
sucesivas modificaciones);
C) los estatutos, la composición y los poderes de los órganos
sociales de todas las sociedades anteriormente citadas
han sido obtenidos por parte de Enel Green Power SpA y
están a disposición de la CONSOB, en versión actualizada,
en caso de que por parte de esta última fuese emitida
una solicitud de exhibición para su examen (según lo ex-
puesto en el artículo 36, apartado 1, letra b) del Regla-
mento de Mercados de la CONSOB);
D) Enel Green Power SpA ha verificado que todas las socie-
dades anteriormente indicadas:
(i) suministran al auditor de la Sociedad matriz Enel
Green Power SpA los datos necesarios para que este
efectúe las actividades de control de las cuentas anua-
les e intermedias de la propia Enel Green Power SpA
(según lo previsto en el artículo 36, apartado 1, letra c),
punto i) del Reglamento de Mercados de la CONSOB);
(ii) disponen de un sistema administrativo y contable
idóneo para comunicar con regularidad a la dirección
y al auditor de la Sociedad matriz Enel Green Power
SpA los datos económicos, patrimoniales y financieros
necesarios para redactar los Estados contables conso-
lidados del Grupo Enel Green Power (según lo previsto
en el artículo 36, apartado 1, letra c), punto ii) del Re-
glamento de Mercados de la CONSOB).
151
Regulación de las sociedades controladas sujetas a la actividad de dirección y coordinación de otra sociedadSe certifica que Enel Green Power SpA satisface las condicio-
nes requeridas para la cotización de acciones de sociedades
controladas sujetas a las actividades de dirección y coordi-
nación de otra sociedad cotizada, como se establece en el
artículo 37, apartado 1, del Reglamento de Mercados (apro-
bado mediante la Decisión n.º 16191 de 29 de octubre de
2007 y sus sucesivas modificaciones).
Concretamente, se señala al respecto que Enel Green Power
SpA, en su calidad de sociedad controlada sujeta a la activi-
dad de dirección y coordinación de otra sociedad:
> ha cumplido y cumple regularmente con las obligaciones
de publicidad contempladas en el artículo 2497 bis del
Código Civil italiano;
> tiene capacidad de negociación autónoma en sus rela-
ciones con sus clientes y proveedores;
> mantiene actualmente con Enel SpA una relación de te-
sorería centralizada que responde a los intereses sociales,
ya que garantiza una mayor capacidad de planificación,
control y cobertura de las necesidades financieras y, por
tanto, supone una optimización de la gestión de la liqui-
dez y le permite, además, lograr condiciones competitivas
de servicio, al beneficiarse de la experiencia especializada
y consolidada de la sociedad de control en la prestación
de dichos servicios y de una eficaz capacidad de acceso al
sistema bancario y financiero;
> dispone de un Comité de Control y Riesgos, de un Comité
de Relaciones con Partes Vinculadas y de un Comité para
los Nombramientos y las Remuneraciones, compuestos
exclusivamente por Consejeros independientes (como se
definen en dicho artículo 37 del Reglamento de Merca-
dos). Enel Green Power SpA, en su calidad de sociedad
controlada sujeta a la actividad de dirección y coordina-
ción de otra sociedad italiana con acciones cotizadas en
un mercado regulado, dispone además de un Consejo de
Administración compuesto en su mayoría de Consejeros
independientes (con arreglo a su definición en el artículo
37 del Reglamento de Mercados).
152 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Información sobre las partes relacionadasEn el ámbito de las reglas de gobierno corporativo de las
que se ha dotado el Grupo Enel Green Power, descritas con
detalle en el Informe sobre el gobierno corporativo y la es-
tructura de la propiedad, publicado en el sitio web de la
Sociedad (www.enelgreenpower.com), se han previsto las
condiciones para garantizar que las operaciones con partes
relacionadas se efectúen en función de criterios de correc-
ción tanto de fondo como de forma.
En el transcurso del mes de diciembre de 2010, el Conse-
jo de Administración de Enel Green Power SpA aprobó un
procedimiento que regula la aprobación y la ejecución de
las operaciones con partes relacionadas puestas en marcha
por Enel Green Power SpA, directamente o bien a través de
sociedades controladas. Este procedimiento (disponible en
la dirección http://www.enelgreenpower.com/es-ES/com-
pany/governance/related_parties/) determina una serie de
reglas encaminadas a asegurar la transparencia y la correc-
ción, tanto en el fondo como en la forma, de las operaciones
con partes relacionadas y se adoptó en virtud de lo dispues-
to en el artículo 2391 bis del Código Civil italiano y de la re-
gulación de aplicación dictada por la CONSOB.
Concretamente, a lo largo de 2014, las operaciones con las
partes relacionadas se han referido a varias actividades es-
pecíficas, entre las cuales se hallan:
> la gestión del riesgo generado por la variación de los ti-
pos de interés y los tipos de cambio;
> el suministro de prestaciones profesionales y servicios;
> la gestión de servicios comunes;
> la compraventa de energía;
> la compraventa de certificados verdes y de eficiencia
energética.
A las operaciones arriba descritas es necesario añadir el ejer-
cicio de la opción del “Consolidado Fiscal Nacional” con la
sociedad de control Enel SpA.
Con arreglo a la normativa contenida en la Ley italiana TUIR
(DPR 917/1986, artículos 117 y siguientes), relativa al régi-
men fiscal de imposición de Grupo denominado “Consolida-
do Fiscal Nacional”, se informa de que para las Sociedades
Enel Green Power SpA y Enel Green Power Partecipazioni
Speciali Srl, el susodicho régimen sigue en vigor, toda vez
que estas lo renovaron, respectivamente, para los períodos
2013-2015 y 2012-2014.
Se deja constancia de que en el transcurso de 2014 se apro-
baron algunas operaciones calificadas de ordinarias de gran
relevancia, acometidas directamente por Enel Green Power
SpA o a través de una sociedad controlada por esta y con-
cluidas según unas condiciones equivalentes a las del mer-
cado o estándar.
Dichas operaciones entran dentro de los supuestos de exen-
ción expuestos en el artículo 13, apartado 3, letra c) del
“Reglamento referente a disposiciones en materia de ope-
raciones con partes relacionadas”, adoptado por la CONSOB
mediante la Decisión n.º 17221 de 12 de marzo de 2010 y
sus sucesivas modificaciones (“Reglamento de Partes Rela-
cionadas”), y en el procedimiento al respecto adoptado por
Enel Green Power SpA en aplicación de dicho reglamento.
De este modo, no están, por lo tanto, sujetas a las obligacio-
nes de publicación previstas para las operaciones con partes
relacionadas de mayor importancia en el artículo 5, aparta-
dos del 1 al 7, del Reglamento de Partes Relacionadas. En
cualquier caso, dichas operaciones fueron objeto de una co-
municación específica a la CONSOB, según lo previsto en el
susodicho artículo 13, apartado 3, letra c).
A continuación se resumen las principales características de
dichas operaciones.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Trade SpA.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto de la operación: tres contratos marco relativos a la
compraventa de energía eléctrica en los años 2015, 2016 y
2017, realizada a través de contratos bilaterales físicos, así
como tres contratos marco por diferencias a dos vías con-
cernientes a la cobertura financiera recíproca del riesgo de
fluctuación del precio de mercado de la energía eléctrica
durante los mismos ejercicios, efectuada mediante contra-
tos bilaterales financieros.
Importe de la operación: valor máximo global para los años
153
2015, 2016 y 2017, con relación a las dos categorías men-
cionadas, de 1.400 millones de euros y de 1.830 millones de
euros.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: contrato de financia-
ción a largo plazo (Loan Facility Agreement) por un importe
igual a 500 millones de euros. Las condiciones del contra-
to de financiación se encuentran en consonancia con las
condiciones obtenibles en el mercado de crédito con las
mejores entidades financieras existentes. Al respecto, cabe
señalar que el período de empleo de los fondos se agotó
sin que estos fueran solicitados por Enel Green Power SpA;
en cualquier caso, esta sufragó los gastos vinculados a su
disponibilidad durante el susodicho período de posible uso.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: contrato de financia-
ción a corto plazo (Intercompany Revolving Facility Agree-
ment) por un importe igual a 500 millones de euros. Las
condiciones del contrato de financiación se encuentran en
consonancia con las condiciones obtenibles en el mercado
de crédito con las mejores entidades financieras existentes.
Parte de la operación: Enel Green Power Chile Ltda, sociedad
controlada íntegramente por Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto de la operación: venta a Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA, en el período que va del 1 de junio de 2015 al
1 de diciembre de 2041, de energía eléctrica producida por
plantas de nueva construcción en el período de referencia,
así como de certificados verdes vinculados a la cantidad de
energía eléctrica producida por dichas instalaciones.
Importe de la operación: retribución global estimada en
2.300 millones de dólares estadounidenses.
Parte de la operación: Enel Green Power International BV,
sociedad controlada íntegramente por Enel Green Power
SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: renovación de un con-
trato de financiación a corto plazo de 1.200 millones de
euros. Las condiciones de renovación están en consonancia
con las condiciones disponibles en el mercado de crédito
con entidades bancarias para contratos de igual importe y
duración.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: renovación de un con-
trato de financiación a corto plazo de 500 millones de eu-
ros. Las condiciones de renovación del contrato están en
consonancia con las condiciones disponibles en el mercado
de crédito con entidades bancarias para contratos de igual
importe y duración.
154 INFORME ANUAL DE RESULTADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 INFORME DE GESTIÓN
Otra información
Acciones propias y acciones de la sociedad de controlA lo largo del ejercicio 2014 no se llevaron a cabo ni directa ni indirectamente operaciones sobre acciones propias o sobre
acciones de la sociedad de control.
Por lo tanto, a 31 de diciembre de 2014, la Sociedad no posee acciones propias ni acciones de la sociedad de control.
Hechos importantes acaecidos tras el cierre del ejercicioLos hechos relevantes acaecidos con posterioridad al cierre del ejercicio se ilustran en un capítulo aparte, en el marco de los
Estados contables consolidados (Nota 51).
Uso de instrumentos financierosRespecto a la información inherente al uso de instrumentos financieros, a la política de la Sociedad en materia de gestión del
riesgo y a la exposición al riesgo de precio, de crédito, de liquidez y de variación de los flujos financieros, se remite a la Nota
“Gestión de riesgos” de los Estados contables consolidados (Nota 46).
Actividades de dirección y coordinaciónLa Sociedad está sujeta a la actividad de dirección y coordinación de Enel SpA. Los datos relativos a los últimos Estados con-
tables aprobados por la sociedad de control Enel SpA se incluyen en el apartado “Actividades de dirección y coordinación”
de los Estados contables del ejercicio, con arreglo a lo estipulado por el artículo 2497 bis del Código Civil italiano.
155
Operaciones atípicas o inusualesEn virtud de la Comunicación CONSOB de 28 de julio de 2006, la Sociedad no ha abordado operaciones atípicas o inusuales.
Al respecto, se definen como tales aquellas operaciones que por su significatividad o relevancia, índole de las contrapartes,
objeto de la transacción, modalidades de determinación del precio de transferencia o plazos del evento puedan dar lugar a
dudas sobre la corrección o la integridad de la información, los conflictos de interés, la protección del patrimonio empresa-
rial o el respeto de los intereses de los accionistas minoritarios.
Aprobación de los Estados contablesLa Junta para la aprobación de los Estados contables, tal y como se dispone en el artículo 8.2 de los Estatutos Sociales de Enel
Green Power SpA, es convocada en el plazo de 180 días a partir del cierre del ejercicio social. El recurso a dicho plazo, per-
mitido por el artículo 2364, apartado 2, del Código Civil italiano, y no al ordinario de 120 días a partir del cierre del ejercicio
social, responde a la circunstancia de que la Sociedad está obligada a redactar los Estados contables consolidados.
estados contables consolidados
158 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Tablas de los Estados contables consolidados
Cuentas de resultados consolidadas
En millones de euros Notas
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado (1)
de los que conpartes relacionadas
Ingresos y ganancias
Ingresos por ventas y servicios 7 2.148 867 2.212 933
Otros ingresos y ganancias 8 772 353 488 299
[Subtotal] 2.920 2.700
Costes
Compras de energía y otros combustibles 9 291 39 178 28
Servicios y otros bienes 10 489 139 480 150
Costes de personal 11 256 242
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 12 921 679
Otros gastos de explotación 13 149 136 4
Costes por trabajos internos capitalizados (131) (94)
[Subtotal] 1.975 1.621
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 14 76 77 21 22
Resultado operativo 1.021 1.100
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados 15 (21) (19) (27) (20)
Otros ingresos/(gastos) financieros netos 16 (236) (174) (233) (149)
Cuota de ganancias/(pérdidas) de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 17 (56) 21
Resultado antes de impuestos 708 861
Impuestos 18 264 324
Resultado de las actividades en curso 444 537
Resultado de las actividades interrumpidas (2) 34.2 (4) 61
Resultado del ejercicio 440 598
Cuota atribuible al Grupo 359 528
Participaciones minoritarias 81 70
Beneficio por acción: básico y diluido (en euros) 19 0,07 0,11
Resultado de las actividades en curso: básico y diluido (en euros) 0,07 0,10
Resultados de las actividades interrumpidas: básico y diluido (en euros) - 0,01
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.(2) El resultado de las actividades interrumpidas es atribuible íntegramente al Grupo.
159
estados consolidados del resultado global correspondiente al ejercicio
En millones de euros Notas
2014 2013 reexpresado (1)
Resultado del ejercicio 440 598
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales
Actualización de los pasivos por planes de prestaciones definidas (3) (3)
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales que no se reclasificarán posteriormente en las ganancias/(pérdidas) del ejercicio (a) (3) (3)
Ganancias/(Pérdidas) en derivados de cobertura cash flow hedge (41) 42
Cuota de ganancias/(pérdidas) apuntada en el patrimonio neto de sociedades con-tabilizadas con el método de puesta en equivalencia (6) 3
Ganancias/(Pérdidas) por diferencias de cambio 421 (218)
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales que se reclasificarán posteriormente en las ganancias/(pérdidas) del ejercicio (b) 374 (173)
Ganancias/(Pérdidas) del ejercicio imputadas directamente a patrimonio neto (excluido el efecto fiscal) (a+b) 35 371 (176)
Resultado global obtenido en el ejercicio 811 422
- Cuota atribuible al Grupo 693 350
- Participaciones minoritarias 118 72
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.
160 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
estado de situación patrimonial consolidado
En millones de euros Notas
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
a 01.01.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
ACTIVOS
Activos no corrientes
Inmuebles, plantas y maquinaria 20 13.329 11.703 28 10.704 26
Activos intangibles 21 1.378 1.312 1.328
Fondo de comercio 22 871 875 885
Activos por impuestos anticipados 23 326 313 308
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 24 323 570 586
Derivados 25 7 2 13 7 7
Otros activos financieros no corrientes 26 428 418 357 332 328 22
Otros activos no corrientes 27 158 3 126 3 65
[Total] 16.820 15.269 14.211
Activos corrientes
Existencias 28 184 89 60
Créditos comerciales 29 440 185 355 190 494 132
Créditos tributarios 30 81 3 63 2 62 6
Derivados 25 18 15 3 1 4 2
Otros activos financieros corrientes 31 426 221 245 205 444 390
Otros activos corrientes 32 494 129 412 99 411
Efectivo y otros activos equivalentes 33 335 327 314
[Total] 1.978 1.494 1.789
Activos clasificados como disponibles para la venta 34.1 - 37 1 -
TOTAL ACTIVOS 18.798 16.800 16.000
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.
161
En millones de euros Notas
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
a 01.01.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
PATRIMONIO NETO Y PASIVOS
Patrimonio neto del Grupo 35.1
Capital social 1.000 1.000 1.000
Otras reservas 6.476 5.762 5.683
Resultado del ejercicio del Grupo 359 528 387
[Total] 7.835 7.290 7.070
Participaciones minoritarias 35.2 1.094 973 883
TOTAL PATRIMONIO NETO 35 8.929 8.263 7.953
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo 36 6.035 2.455 5.196 2.480 4.515 2.491
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 37 43 47 89
Provisiones no corrientes 38 130 117 100
Pasivos por impuestos diferidos 23 705 689 599
Derivados 25 96 71 34 14 65 34
Otros pasivos no corrientes 39 192 181 135
[Total] 7.201 6.264 5.503
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 36 865 832 821 797 802 727
Cuotas corrientes de las financia-ciones a largo plazo 36 323 - 212 2 191
Cuotas corrientes de las provisio-nes a largo plazo y corto plazo 38 20 13 2
Deudas comerciales 40 888 129 741 168 1.048 302
Derivados 25 7 7 4 4 -
Deudas por impuesto de sociedades 41 80 41 43
Otros pasivos financieros corrientes 42 82 57 89 72 88 71
Otros pasivos corrientes 44 403 11 340 51 370 17
[Total] 2.668 2.261 2.544
Pasivos incluidos en los grupos enajenables de elementos clasi-ficados como disponibles para la venta 34.1 - 12 -
TOTAL PASIVOS 9.869 8.537 8.047
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 18.798 16.800 16.000
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.
162 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
estado de cambios en el patrimonio neto consolidado
Otras reservas
En millones de eurosCapital
social
Ajustes por
cambio de valor
CFH
Reserva de inver-
siones contabi-
lizadas con el
método de puesta
en equi-valencia
Reserva de con-versión
Reserva para pre-staciones
a emplea-dos
Otras reservas
Total otras
reservas
Resultado del ejer-cicio del
Grupo
Patri-monio
neto del Grupo
Partici-paciones minorita-
rias
Total patrimo-nio neto
A 1 de enero2013 reexpresado (1) 1.000 (35) (15) (5) (2) 5.740 5.683 387 7.070 883 7.953
Distribución del resulta-do del ejercicio anterior - - - - - 387 387 (387) - - -
Dividendos - - - - - (130) (130) - (130) (38) (168)
Variación del área de consolidación y otras variaciones - - - - - - - - - 56 56
Cuentas de resultados globales - 29 3 (207) (3) - (178) 528 350 72 422
de los que
- resultados imputados directamente a patri-monio neto - 29 3 (207) (3) - (178) - (178) 2 (176)
- resultado del ejercicio - - - - - - - 528 528 70 598
A 31 de diciembre de 2013 reexpresado (1) 1.000 (6) (12) (212) (5) 5.997 5.762 528 7.290 973 8.263
Distribución del resulta-do del ejercicio anterior - - - - - 528 528 (528) - - -
Dividendos - - - - - (160) (160) - (160) (26) (186)
Variación del área de consolidación y otras variaciones - - - - - 12 12 - 12 29 41
Cuentas de resultados globales - (36) (6) 379 (3) - 334 359 693 118 811
de los que
- resultados imputados directamente a patri-monio neto - (36) (6) 379 (3) - 334 - 334 37 371
- resultado del ejercicio - - - - - - - 359 359 81 440
A 31 de diciembre de 2014 1.000 (42) (18) 167 (8) 6.377 6.476 359 7.835 1.094 8.929
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.
163
estado de flujos de efectivo consolidados
En millones de euros
Notas 2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado (1)
de los que conpartes relacionadas
Resultado antes de impuestos 708 861
Resultado antes de impuestos de las actividades interrumpidas (4) 62
Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 12 921 679
Cuota de (ganancias)/pérdidas netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 17 56 (21)
(Ingresos)/Gastos financieros netos de contratos derivados 15 21 19 27 20
Otros (ingresos)/gastos financieros netos 16 236 174 233 149
(Plusvalías)/Minusvalías y otros elementos no pecuniarios (218) (90)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital circulante neto 1.720 1.751
Aumento/(Disminución) de las provisiones no corrientes e indemni-zación por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 1 (19)
(Aumento)/Disminución de existencias (90) (29)
(Aumento)/Disminución de los créditos y las deudas comerciales 8 (34) (257) (192)
(Aumento)/Disminución de otros activos/pasivos corrientes y no corrientes (111) (36) (144) 9
Intereses activos/(pasivos) y otros ingresos/(gastos) financieros cobrados/(pagados) (299) (221) (294) (80)
Dividendos de asociadas 24 44 44
Impuestos pagados (240) (287)
Flujo de efectivo por actividades de explotación (a) 1.033 765
- del que actividades interrumpidas - 5
Inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria 20 (1.570) (1.204)
Inversiones en activos intangibles 21 (49) (43)
Inversiones en empresas o grupos de empresas, excluido el efectivo y otros activos equivalentes (78) (145)
Desinversiones en empresas (o grupos de empresas), excluido el efectivo y otros activos equivalentes 586 173
(Aumento)/Disminución de otras actividades de inversión (26) 10
Flujo de efectivo por actividades de inversión (b) (1.137) (1.209)
- del que actividades interrumpidas - 85
Nuevas emisiones/(reembolsos) de deudas financieras a largo plazo 36 632 (101) 715 63
Reembolsos y otras variaciones netas de deudas financieras 36 (355) (93)
Dividendos pagados (192) (131) (150) (102)
Flujo de efectivo por actividades de financiación (c) 85 472
- del que actividades interrumpidas - 7
Efecto de las diferencias de cambio sobre el efectivo y otros activos equivalentes (d) 17 (5)
Aumento/(Disminución) del efectivo y otros activos equivalentes (a+b+c+d) (2) 23
- del que actividades interrumpidas - 97
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio (2) 337 314
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 335 337
(1) Para más detalles, se remite a la Nota 4 “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”. (2) Incluyen el efectivo de los “Activos clasificados como disponibles para la venta”, iguales a 10 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.
164 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Memoria de los Estados contables
1Forma y contenido de los estados contables
La Sociedad Enel Green Power SpA tiene su domicilio social
en la dirección Viale Regina Margherita 125, Roma, Italia.
Las acciones de la Sociedad cotizan en los mercados bursá-
tiles de Milán y Madrid. Enel Green Power es la Sociedad del
Grupo Enel íntegramente consagrada al desarrollo y la ges-
tión de las actividades de generación de energía a partir de
fuentes renovables a escala internacional y goza de presen-
cia en Europa, el continente americano y África. Gracias a su
diversificación tecnológica y geográfica, Enel Green Power
representa una auténtica excepción en el sector de las reno-
vables, a escala mundial.
Los Estados contables consolidados de la Sociedad corres-
pondientes al ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2014
comprenden los Estados contables de Enel Green Power
SpA y de sus controladas, la cuota de participaciones del
Grupo en sociedades asociadas y las empresas conjuntas
(“el Grupo”). La lista de las sociedades controladas, asocia-
das y con control conjunto incluidas en el área de consolida-
ción se incluye en forma de anexo.
La publicación de los presentes Estados contables consoli-
dados fue autorizada por el Consejo de Administración con
fecha del 12 de marzo de 2015.
Los presentes Estados contables están sujetos a auditoría
legal por parte de Reconta Ernst & Young SpA.
Base de presentaciónLos Estados contables consolidados correspondientes al
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2014 han sido pre-
parados de conformidad con los principios contables inter-
nacionales Normas Internacionales de Contabilidad - NIC
(International Accounting Standards - IAS) y Normas Inter-
nacionales de Información Financiera - NIIF (International Fi-
nancial Reporting Standards - IFRS) emitidos por el Consejo
de Normas Internacionales de Contabilidad (International
Accounting Standards Board - IASB), así como con las inter-
165
pretaciones del Comité de Interpretaciones de las Normas
Internacionales de Información Financiera - CINIIF (Interna-
tional Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC)
y del Comité Permanente de Interpretación (Standing In-
terpretations Committee - SIC), reconocidos en la Unión Eu-
ropea según el reglamento (CE) n.º 1606/2002 y en vigor
al cierre del ejercicio. El conjunto de todos los principios e
interpretaciones de referencia indicados anteriormente se
define a continuación como “NIIF-UE”.
Los presentes Estados contables se han preparado de con-
formidad con el apartado 3 del art. 9 del Decreto Legislativo
italiano n.º 38 del 28 de febrero de 2005.
Los Estados contables consolidados están compuestos por
las Cuentas de resultados consolidadas, los Estados conso-
lidados del resultado global correspondiente al ejercicio, el
Estado de situación patrimonial consolidado, el Estado de
cambios en el patrimonio neto consolidado y el Estado de
flujos de efectivo consolidados, así como por la correspon-
diente Memoria.
En el Estado de situación patrimonial consolidado, la clasifi-
cación de los activos y los pasivos se efectuó según el criterio
“corriente/no corriente”, con una separación específica de
los activos clasificados como disponibles para la venta y de
los pasivos incluidos en un grupo de elementos enajenables
clasificado como disponible para la venta, si los hubiera. Los
activos corrientes, que incluyen el efectivo y otros activos
equivalentes, son los destinados a ser realizados, cedidos
o consumidos en el ciclo operativo normal del Grupo o en
los doce meses siguientes al cierre del ejercicio; los pasivos
corrientes son aquellos respecto de los que se contempla
la extinción en el ciclo operativo normal del Grupo o en los
doce meses siguientes al cierre del ejercicio.
Las Cuentas de resultados consolidadas están clasificadas
con arreglo a la naturaleza de los costes, dejando constancia
por separado del resultado neto de las actividades en curso
y el de las eventuales actividades interrumpidas atribuible a
los accionistas de la Sociedad matriz y a terceros.
El Estado de flujos de efectivo consolidados se presenta uti-
lizando el método indirecto, poniendo de manifiesto aparte
el eventual flujo de efectivo de actividades de explotación,
de inversión y de financiación asociado a las actividades
interrumpidas. Los dividendos recibidos de las sociedades
asociadas se representan en el Estado de flujos de efectivo,
dentro de los flujos de efectivo de actividades de explota-
ción.
Las tablas de las Cuentas de resultados, del Estado de situa-
ción patrimonial y del Estado de flujos de efectivo eviden-
cian las transacciones con partes relacionadas, para cuya
definición se remite al apartado siguiente.
Los Estados contables se han redactado con la perspectiva
de la continuidad societaria, aplicando el método del coste
histórico, con la excepción de los asientos de los Estados que
según las NIIF-UE se contabilizan al valor razonable, como se
indica en los criterios de valoración de cada asiento, y de los
eventuales activos no corrientes (o grupos enajenables de
elementos) clasificados como disponibles para la venta, que
se contabilizan al menor de entre su valor contable y el valor
razonable, una vez deducidos los costes de venta.
La moneda utilizada por el Grupo para la presentación de
los Estados contables consolidados es el euro, que es tam-
bién la moneda funcional de la Sociedad matriz, Enel Green
Power SpA; todos los valores se expresan en millones de eu-
ros, excepto cuando se indique lo contrario.
Los Estados contables proporcionan información compara-
tiva con el ejercicio anterior.
Por añadidura, el Grupo presentó un Estado de situación pa-
trimonial a 1 de enero de 2013, tras la aplicación retroactiva
de la NIIF 11, como se describe en la Nota “Reexpresión de
los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013”.
2principios contables y criterios de valoración
Uso de estimaciones y opiniones de la direcciónLa redacción de los Estados contables consolidados, en
aplicación de las NIIF-UE, requiere que la dirección tome
decisiones, efectúe estimaciones y realice suposiciones que
pueden tener repercusiones sobre los valores de las ganan-
cias, los costes, los activos y los pasivos incluidos y sobre las
correspondientes notas informativas, así como sobre los ac-
tivos y los pasivos potenciales en la fecha de referencia. Las
estimaciones y las opiniones de la dirección se basan en las
experiencias previas y en otros factores considerados razo-
nables en el caso en particular, y se adoptan cuando no se
puede deducir fácilmente de otras fuentes el valor contable
de los activos y los pasivos. Los resultados logrados efectiva-
mente podrían, por lo tanto, ser diferentes a los de dichas
estimaciones. Las estimaciones y los supuestos se revisan
periódicamente y los efectos de cada variación se reflejan
en las Cuentas de resultados, en caso de que dicha variación
166 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
afecte solo a ese ejercicio. En el caso de que la revisión afecte
a ejercicios corrientes o futuros, la variación se contabiliza
en el ejercicio en el que se efectúa la revisión y en los corres-
pondientes períodos futuros.
Para lograr una mejor comprensión de los Estados conta-
bles, a continuación se indican los principales asientos de
dichos estados afectados por el uso de estimaciones conta-
bles, así como los casos que reflejan una componente signi-
ficativa de la opinión de la dirección, poniendo de manifies-
to las principales suposiciones utilizadas en su proceso de
valoración, en relación con los anteriormente mencionados
principios contables internacionales. La importancia inhe-
rente a tales valoraciones está determinada, en efecto, por
el empleo de suposiciones o juicios profesionales relativos a
temáticas inciertas por su propia naturaleza.
Los cambios de las condiciones en las que se basan las supo-
siciones y los juicios adoptados podrían conllevar un impac-
to significativo sobre los resultados sucesivos.
Uso de estimacionesPlanes de pensiones y otras prestaciones
Una parte de los empleados del Grupo goza de planes de
pensiones que ofrecen prestaciones contributivas basadas
en el historial salarial y los respectivos años de trabajo. Al-
gunos empleados se benefician, además, de la cobertura de
otros planes de prestaciones para después de la jubilación.
Los cálculos de los gastos y de los pasivos asociados a tales
planes se basan en estimaciones efectuadas por consultores
actuariales, que usan una combinación de factores estadís-
tico-actuariales, entre ellos, 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 evo-
lución de los tipos de descuento, las tasas de crecimiento de
las retribuciones y las tasas de inflación, así como el análisis
de la evolución de los costes de la asistencia sanitaria.
Estas estimaciones pueden diferir sustancialmente de los re-
sultados efectivos, debido a la evolución de las condiciones
económicas y del mercado y al incremento o la reducción de
las tasas de rescisión y de la longevidad de los participantes,
además de a las variaciones de los costes efectivos de la asis-
tencia sanitaria.
Dichas diferencias pueden tener un impacto significativo en
la cuantificación de los gastos de la seguridad social y de
otros costes relacionados con estos.
Recuperabilidad de activos no corrientes
El valor contable de los activos no corrientes está sujeto a
una comprobación periódica, y también puntual cada vez
que las circunstancias o los eventos así lo requieran. El fondo
de comercio se verifica, al menos, anualmente. Dichas com-
probaciones de recuperabilidad se despliegan según los cri-
terios previstos en la NIC 36 y descritos más detalladamente
en la Nota 22 relativa al fondo de comercio.
En concreto, el valor recuperable de un activo no corrien-
te se fundamenta en las estimaciones y las suposiciones
empleadas para la determinación del importe de los flujos
de efectivo y del tipo de actualización aplicado. Cuando se
considere que el valor contable de un grupo de activos no
corrientes ha sufrido una pérdida por deterioro de valor, el
mismo se devaluará hasta llegar al correspondiente valor
recuperable, estimado con referencia a su uso y su futura
posible cesión, con arreglo a lo establecido en el plan em-
presarial más reciente.
Las estimaciones de los factores utilizados para el cálculo del
importe recuperable se describen con mayor detalle en el
apartado “Deterioro de los activos no financieros”. Sin em-
bargo, las posibles variaciones de los factores de estimación
en los que se basa el cálculo de los susodichos importes
recuperables podrían producir valoraciones diferentes. El
análisis de cada uno de los grupos de activos no corrientes
es único y requiere que la dirección de la empresa use esti-
maciones y supuestos considerados prudentes y razonables
con relación a las circunstancias específicas.
Valor amortizable de algunos elementos de las plantas del sector hidroeléctrico italiano en virtud de la Ley italiana 134/2012
La Ley italiana del 7 de agosto de 2012, n.º 134, de “Medi-
das urgentes para el crecimiento del país”, publicada en el
Boletín Oficial italiano con fecha del 11 de agosto de 2012,
innovó profundamente la regulación de las concesiones
hidroeléctricas, contemplando, entre otras cosas, que cin-
co años antes del vencimiento de una concesión de una
gran derivación con uso hidroeléctrico y en los casos de su
extinción, renuncia o revocación, si no concurre un interés
público predominante para un uso distinto de las aguas,
incompatible con el mantenimiento del uso hidroeléctri-
co, la Administración competente convoque una licitación
pública para la asignación a título oneroso de la concesión,
por un período de veinte a treinta años, como máximo, de
duración.
A efectos de garantizar la continuidad de la gestión, la Ley
susodicha estableció además las condiciones de transmisión
del concesionario saliente al entrante de la titularidad del
grupo de empresas, necesaria para la administración de la
concesión, incluidas todas las relaciones jurídicas relaciona-
das con dicha concesión, a cambio de una retribución que
167
se habrá de determinar en un procedimiento contradictorio
entre el concesionario saliente y la Administración conce-
dente, teniendo en consideración los elementos siguientes:
> para las obras de recogida, regulación y conducción for-
zada y los canales de desagüe, considerados de retroce-
sión gratuita por la Ley refundida italiana de disposicio-
nes sobre las aguas y las centrales eléctricas (artículo 25
del Real Decreto italiano del 11 de diciembre de 1933, n.º
1775), con arreglo al coste histórico revaluado, calculado
excluyendo las subvenciones públicas a fondo perdido,
también estas revaluadas, recibidas por el concesionario
para la realización de dichas obras, y reducido en la medi-
da del deterioro ordinario estimado;
> respecto de los bienes tangibles diferentes de los ante-
riores, en función del valor de mercado, entendido como
valor de reconstrucción a nuevo, reducido en la medida
del deterioro ordinario.
Aunque se admite que la nueva normativa introduce im-
portantes novedades en materia de transmisión de la titu-
laridad del grupo de empresas relativo a la administración
de las concesiones hidroeléctricas, resultan evidentes todas
las dificultades vinculadas a la aplicación práctica de dichos
principios, a los que siguen asociadas incertidumbres que
no permiten efectuar una estimación fiable del valor que se
podrá recuperar a la finalización de las concesiones actuales
(valor residual).
Por consiguiente, la dirección consideró que no se podía
proceder a una estimación del valor residual.
Dado que la norma en cuestión impone en cualquier caso
al concesionario entrante el pago de una retribución al con-
cesionario saliente, la dirección ha reconsiderado el perío-
do de amortización de los bienes definidos como de retro-
cesión gratuita antes de la Ley italiana 134/2012 (hasta el
ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2011, habida cuenta
de dicha retrocesión gratuita, el período de amortización
equivalía al plazo más cercano entre el de la concesión y el
de la vida útil del bien en cuestión), dejándolo de asociar a
la duración de la concesión y vinculándolo ahora a la vida
económico-técnica del bien en particular, siempre que esta
sea más prolongada. En el momento en que se cuente con
elementos adicionales para efectuar una estimación fiable
del valor residual, se procederá a la modificación prospecti-
va de los valores contables de los activos afectados.
Determinación del valor razonable de instrumen-tos financieros
El valor razonable de los instrumentos financieros se calcu-
la con arreglo a los precios directamente observables en el
mercado, si son accesibles, o, en el caso de los instrumentos
financieros no cotizados, haciendo uso de técnicas especí-
ficas de valoración (basadas principalmente en el valor ac-
tual) que maximizan los datos recabados en el mercado. En
aquellas infrecuentes circunstancias en que lo anterior no
sea posible, la información de entrada es objeto de una es-
timación por parte de la dirección, sopesando para ello las
características de los instrumentos valorados.
De conformidad con la norma internacional de contabilidad
NIIF 13, el Grupo incluye la medición del riesgo de crédito,
tanto el de la contraparte (CVA, Credit Valuation Adjustment
—ajuste de valoración del crédito—) como el propio (DVA,
Debit Valuation Adjustment —ajuste de valoración de la
deuda—), a efectos de poder realizar el ajuste del valor ra-
zonable de los instrumentos financieros derivados para la
correspondiente medición del riesgo de contraparte.
En concreto, el Grupo mide el CVA/DVA basándose en la
exposición neta de la cartera a cada contraparte y asignan-
do posteriormente el ajuste a cada uno de los instrumentos
financieros que la componen. A efectos de medir el CVA/
DVA, el Grupo utiliza la técnica de valoración basada en la
posible exposición futura, cuyos datos de entrada se pue-
den observar en su mayoría en el mercado.
Las variaciones en las hipótesis efectuadas al estimar los
datos de entrada podrían tener consecuencias en el valor
razonable contabilizado en los Estados contables respecto
de dichos instrumentos.
Recuperación de impuestos anticipados
A 31 de diciembre de 2014, los Estados contables consolida-
dos incluyen activos por impuestos anticipados, vinculados
a la contabilización de pérdidas fiscales utilizables en ejerci-
cios posteriores y de componentes fiscales de deducibilidad
tributaria diferida, por un importe cuya recuperación en los
futuros ejercicios es considerado altamente probable por los
Consejeros.
La recuperabilidad de los citados impuestos anticipados está
subordinada a la obtención de bases imponibles futuras con
la suficiente capacidad para la absorción de las susodichas
pérdidas fiscales y la utilización de los beneficios de los otros
activos fiscales diferidos.
Para determinar el importe de los impuestos anticipados
que se pueden contabilizar en los Estados contables se re-
quieren las opiniones significativas de la dirección, en fun-
ción de los plazos y el importe de los réditos imponibles
futuros, así como de las futuras estrategias de planificación
fiscal. No obstante, en el momento en el que se constatara
que el Grupo no tuviese la capacidad de recuperar en los
futuros ejercicios la totalidad o una parte de los impuestos
anticipados contabilizados, la consiguiente rectificación se
168 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
atribuiría a las Cuentas de resultados del ejercicio en el que
se produjera dicha circunstancia.
Litigios
El Grupo Enel Green Power interviene como parte intere-
sada en diferentes litigios relacionados con la producción
de energía eléctrica. Dada la naturaleza de tales pleitos, no
siempre resulta posible prever objetivamente el resultado
final de los mismos, pudiendo concluir algunos de manera
desfavorable.
Se han constituido provisiones destinadas a cubrir todos los
pasivos significativos para los casos en los que los letrados
hayan constatado la posibilidad de un resultado no favora-
ble y una estimación razonable del importe de la pérdida.
Desmantelamiento y reacondicionamiento de em-plazamientos
Para el cálculo de los pasivos relativos al desmantelamien-
to de las plantas y el reacondicionamiento de los emplaza-
mientos en los que radican, en particular para el desmantela-
miento de las centrales fotovoltaicas y eólicas, la estimación
de los costes futuros representa un proceso crítico.
La obligación, basada en hipótesis financieras y de inge-
niería, se calcula actualizando los futuros flujos de efectivo
previstos que el Grupo considera que deberá pagar tras la
operación de desmantelamiento.
El tipo de descuento utilizado para actualizar el pasivo es el
denominado libre de riesgo, antes de impuestos (risk free
rate), y se basa en los parámetros económicos del país en
que está ubicada la planta.
Dicho pasivo es cuantificado por parte de la dirección con
arreglo a la tecnología existente en la fecha de valoración
y se revisa cada año teniendo en cuenta el desarrollo de las
técnicas de desmantelamiento y reacondicionamiento, así
como la continua evolución de las leyes existentes en mate-
ria de protección de la salud y del medio ambiente.
Posteriormente, el valor de la obligación se ajusta para re-
flejar el paso del tiempo y las eventuales variaciones de la
estimación.
Combinaciones de negocios
La contabilización de las combinaciones de negocios conlle-
va el cálculo del valor razonable de los activos adquiridos y
los pasivos asumidos, incluidas las contraprestaciones con-
tingentes, en el ámbito de dichas operaciones. Respecto a
dichos asientos, la estimación y los supuestos aplicados se
incluyen en los correspondientes comentarios a los princi-
pios contables adoptados.
opiniones de la dirección
Identificación de las unidades generadoras de efectivo (CGU)
En aplicación de las disposiciones de la “NIC 36 - Deterioro
del valor de los activos”, el fondo de comercio apuntado en
los Estados contables consolidados del Grupo, en virtud de
operaciones de combinaciones de negocios, se asignó a las
CGU individuales o los grupos de CGU que se espera se be-
neficien de dicha combinación. Una CGU representa el gru-
po de activos más pequeño que genera flujos financieros en
gran medida independientes.
Durante el proceso de identificación de las susodichas CGU,
la dirección tuvo en cuenta la naturaleza específica del acti-
vo y del negocio al cual pertenece (área territorial, áreas de
negocio, normativa de referencia, etc.), verificando que los
flujos financieros derivados de un grupo de activos fueran
estrictamente independientes y en gran medida autóno-
mos de los derivados de otros activos (o grupos de activos).
Los activos incluidos en cada CGU se identificaron también
con arreglo a las modalidades mediante las que la dirección
los gestiona y supervisa en el ámbito del denominado “mo-
delo de negocio” adoptado.
Las CGU identificadas por la dirección a las que se asignó el
fondo de comercio apuntado en los presentes Estados con-
tables consolidados se enumeran en el apartado relativo al
asiento “Fondo de comercio”, al que se remite.
El número y el perímetro de las CGU se actualizan sistemáti-
camente para reflejar los efectos de nuevas operaciones de
combinación y reorganización realizadas por el Grupo, así
como para tener en cuenta aquellos factores externos que
podrían influir en la capacidad de generar flujos financieros
autónomos por parte de grupos de activos empresariales.
Valoración de la existencia de los requisitos de control
Con arreglo a las disposiciones del nuevo principio conta-
ble NIIF 10, que el Grupo adoptó a partir del 1 de enero
de 2014, si bien con aplicación retroactiva a 1 de enero de
2013, el control se obtiene cuando el Grupo está expuesto
o tiene derecho a los rendimientos variables derivados de la
relación con la participada o cuando le asiste la capacidad,
mediante el ejercicio de su poder sobre la misma, de influir
en sus rendimientos. El poder se define como la capacidad
actual de dirigir las actividades relevantes de la participada
en virtud de derechos sustanciales existentes.
La existencia del control no depende exclusivamente de la
posesión de la mayoría de los derechos de voto, sino de los
derechos sustanciales del inversor en la participada. Por con-
169
siguiente, se requiere el juicio de la dirección para valorar las
situaciones específicas que conlleven derechos sustanciales
que confieren al Grupo el poder de dirigir las actividades
relevantes de la participada, a efectos de influir en sus ren-
dimientos.
A efectos de valorar la existencia del requisito del control,
la dirección analiza todos los hechos y las circunstancias, in-
cluidos los acuerdos con los demás inversores, los derechos
derivados de otros acuerdos contractuales y los derechos de
voto potenciales (opciones de compra, opciones de venta
asignadas a accionistas minoritarios, opciones cruzadas de
compra y venta, warrants, etc.), así como todos los demás
extremos que puedan resultar especialmente relevantes
en dicho ámbito, sobre todo en aquellos supuestos en los
que el Grupo posee unos derechos de voto o similares que
no alcanzan la mayoría en la participada. El Grupo vuelve a
examinar la existencia de las condiciones de control en una
participada cuando los hechos y las circunstancias indican
que se ha producido una variación de uno o varios de los
elementos considerados para determinar dicha existencia.
Valoración de la existencia del control conjunto y del tipo de acuerdo conjunto
Con arreglo a las disposiciones del nuevo principio contable
NIIF 10, que el Grupo adoptó a partir del 1 de enero de 2014,
si bien con aplicación retroactiva a 1 de enero de 2013, un
acuerdo conjunto es un acuerdo del que dos o más partes
poseen el control conjunto.
Se tiene el control conjunto cuando, para las decisiones
relativas a las actividades relevantes de acuerdo conjunto,
se requiere el consenso unánime o al menos de dos de sus
partes.
Un acuerdo conjunto se puede configurar como una empre-
sa conjunta o una operación conjunta. Una empresa con-
junta es un acuerdo de control conjunto en el que las partes
que poseen el control conjunto disponen de derechos sobre
los activos netos del acuerdo. Por el contrario, una opera-
ción conjunta es un acuerdo de control conjunto en el que
las partes que poseen el control conjunto disponen de de-
rechos sobre los activos y las obligaciones por los pasivos
relativos al acuerdo.
A efectos de determinar la existencia del control conjunto
y el tipo de acuerdo conjunto, se requiere la opinión de la
dirección, que habrá de valorar los derechos y las obligacio-
nes que se desprenden del acuerdo. A tal efecto, la dirección
considera la estructura y la forma jurídica del acuerdo, las
condiciones pactadas entre las partes en el acuerdo contrac-
tual y, llegado el caso, otros hechos y circunstancias.
El Grupo vuelve a examinar la existencia del control conjun-
to cuando los hechos y las circunstancias indican que se ha
producido una variación de uno o varios de los elementos
considerados para determinar la existencia y el tipo de con-
trol conjunto.
Valoración de la existencia de la influencia notable en una sociedad asociada
Las participaciones en empresas asociadas son aquellas en
que la sociedad ejerce una influencia notable, o sea, en las
que le asiste el poder de participar en la determinación de
las políticas financieras y de gestión, sin disponer del control
o el control conjunto. En líneas generales, se presume que el
Grupo tiene una influencia notable cuando posee una parti-
cipación de al menos el 20% en el capital de la participada.
Con el fin de dilucidar la existencia de la influencia notable
se recurre al juicio de la dirección, que deberá valorar todos
los hechos y las circunstancias.
El Grupo vuelve a examinar la existencia de la influencia no-
table cuando los hechos y las circunstancias indican que se
ha producido una variación de uno o varios de los elemen-
tos considerados para determinar dicha existencia.
Identificación de los negocios
El Grupo adquiere entidades que poseen las denominadas
“carteras” de proyectos para la producción de energía a
partir de fuentes renovables. En aplicación de la NIIF 3, el
conjunto de los activos adquiridos, aunque estén en fase de
desarrollo, se califica como “negocio” si (i) el plan de reali-
zación se encuentra establecido, (ii) el plan puede explotar
activos y derechos, (iii) el plan está ya orientado a la produc-
ción y la venta de energía.
Aplicación de la “CINIIF 12 - Acuerdos de concesión de servicios”
La “CINIIF 12 - Acuerdos de concesión de servicios” resulta
de aplicación a los servicios en concesión “público-privada”,
que se pueden definir como contratos en los que el conce-
dente transfiere a un concesionario el derecho a prestar ser-
vicios que dan acceso a las principales instalaciones públicas
durante un determinado período de tiempo, previa gestión
de la infraestructura utilizada a tal efecto.
En concreto, la CINIIF 12 se aplica a los acuerdos de conce-
sión de servicios entre los sectores público y privado si el
concedente:
> controla o regula qué servicios debe prestar el concesio-
nario con la infraestructura, a quién se los debe prestar y
a qué precio; y
> controla, a través de la propiedad o de otro modo, cual-
quier interés residual significativo en la infraestructura a
la extinción del acuerdo.
170 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Con el fin de valorar la aplicabilidad de dichas disposiciones
para el Grupo, la dirección procedió a efectuar un atento
análisis de las concesiones existentes.
Con arreglo a dicho estudio, las disposiciones de la CINIIF 12
no resultaron de aplicación a ninguna de las infraestructuras
del Grupo.
partes relacionadasComo partes relacionadas se entienden principalmente las
que comparten con Enel Green Power SpA el mismo sujeto
de control, las sociedades que, directa o indirectamente, a
través de uno o más intermediarios, controlan, son contro-
ladas, o están sujetas a control conjunto por parte de Enel
Green Power SpA y aquellas en las que la misma tiene una
participación tal que puede ejercer una influencia notable.
En la definición de partes relacionadas se incluyen, además,
las entidades que gestionan planes de prestaciones pos-
teriores a la jubilación para los empleados de Enel Green
Power SpA o de sus sociedades relacionadas (a saber, los
fondos de pensiones Fopen y Fondenel), los Auditores y sus
familiares cercanos, y los directivos con responsabilidades
estratégicas y sus familiares cercanos, de Enel Green Power
SpA y de las sociedades controladas por esta directa o indi-
rectamente. Los directivos con responsabilidades estratégi-
cas son aquellos que tienen el poder y la responsabilidad,
directa o indirecta, de la planificación, la dirección y el con-
trol de los activos de la Sociedad e incluyen a los correspon-
dientes Consejeros.
Sociedades controladasPor sociedades controladas se entienden todas aquellas so-
ciedades sobre las que el Grupo tiene el control. Los valores
de las sociedades controladas se consolidan íntegramente,
línea por línea, en las cuentas consolidadas a partir de la fe-
cha en la que el Grupo adquiere su control y hasta la fecha
en que dicho control deja de existir.
procedimientos de consolidaciónLos estados contables de las sociedades participadas usados
para la preparación de los Estados contables consolidados
a 31 de diciembre de 2014 se elaboran de acuerdo con los
principios contables adoptados por la Sociedad matriz.
Si una sociedad controlada utiliza principios contables dife-
rentes de los adoptados en los Estados contables consolida-
dos para operaciones y hechos afines en circunstancias simi-
lares, a efectos de la consolidación, los Estados contables de
dicha sociedad se rectifican para garantizar la conformidad
con las normas contables del Grupo.
Los activos, los pasivos, los ingresos y los gastos de las socie-
dades controladas adquiridas o enajenadas durante el ejer-
cicio se incluyen en los Estados contables consolidados con
relación a la fecha en que el Grupo haya obtenido o perdido
el control de la empresa.
El resultado del ejercicio y los demás componentes de las
Cuentas de resultados globales se atribuyen a los accionis-
tas de la Sociedad matriz y a terceros, aunque los resultados
atribuidos a estos últimos presenten una pérdida.
Los activos, los pasivos, los elementos del patrimonio neto,
las ganancias, las pérdidas y los flujos de efectivo relativos a
transacciones dentro del Grupo se eliminan completamente.
Las variaciones en la cuota de posesión de participaciones
en empresas controladas que no impliquen la pérdida del
control se apuntan como operaciones en el capital, rectifi-
cando la cuota atribuible a los accionistas de la Sociedad
matriz y a terceros a fin de reflejar dichas oscilaciones. La
eventual diferencia entre la retribución abonada o percibida
y la correspondiente fracción de patrimonio neto adquiri-
do o vendido se contabiliza directamente en el patrimonio
neto consolidado.
Cuando el Grupo pierde el control, la posible participación
restante en la sociedad controlada previamente se actualiza
al valor razonable (con la correspondiente contrapartida en
las Cuentas de resultados) en la fecha de suceso de tal ex-
tremo. Además, la cuota de las OCI (Cuentas de resultados
globales, por sus siglas en inglés) referida a la sociedad de la
que se pierde el control se trata desde un prisma contable
como si el Grupo hubiese enajenado directamente los co-
rrespondientes activos o pasivos.
participaciones en sociedades asociadas y acuerdos conjuntosPor empresa conjunta se entienden las sociedades sobre las
que el Grupo posee el control conjunto y goza de derechos
sobre los activos netos de las mismas. Por control conjunto
se entiende el reparto del control de un acuerdo, que existe
únicamente cuando para las decisiones relativas a las activi-
dades relevantes se requiere el consenso unánime de todas
las partes que comparten el control.
Por sociedades asociadas se entienden las sociedades sobre
las que el Grupo ejerce una influencia notable. Tal condición
no es sino el poder de participar en la determinación de las
políticas financieras y de gestión de la participada, sin dispo-
ner empero del control o el control conjunto.
Las participaciones en empresas asociadas y conjuntas se
contabilizan con el método de puesta en equivalencia (equi-
ty method).
171
Mediante la aplicación de este método, dichas inversiones
se contabilizan inicialmente al coste, afectando en su valor
contable el posible fondo de comercio emergente de la di-
ferencia entre el coste de la participación y la cuota atribui-
ble al Grupo en el valor razonable neto de los activos y los
pasivos en la fecha de adquisición; dicho fondo de comercio
no se somete a una verificación separada para la reducción
del valor.
Con posterioridad, el coste de la participación se actualiza
para contabilizar la cuota atribuible al Grupo de las ganan-
cias (pérdidas) totales de la sociedad asociada o la empresa
conjunta, realizadas a partir de la fecha de adquisición. Los
componentes de las Cuentas de resultados globales rela-
tivos a dichas participaciones se presentan como asientos
específicos de los otros componentes de las Cuentas de re-
sultados globales del Grupo.
Los dividendos recibidos de participaciones en empresas
asociadas y conjuntas se contabilizan como ajuste del valor
contable de la participación.
Las ganancias y las pérdidas derivadas de transacciones en-
tre el Grupo y una sociedad asociada o una empresa con-
junta se apuntan en los Estados contables consolidados solo
en la medida de la cuota de participación de terceros en la
empresa asociada o conjunta.
Los Estados contables de las sociedades asociadas y las em-
presas conjuntas se presentan abarcando el mismo período
temporal del Grupo y aportando, si resulta necesario, los
eventuales ajustes para garantizar la conformidad con los
principios contables utilizados en dicho ámbito.
Tras la aplicación del método de puesta en equivalencia, el
Grupo sopesa si es necesario contabilizar un deterioro de
valor relativo a las participaciones en la sociedad asociada
o la empresa conjunta. Si concurren indicios de que las par-
ticipaciones han sufrido dicho menoscabo, el Grupo calcula
su importe como diferencia entre su valor recuperable y su
valor contable.
Cuando este tipo de inversiones dejan de enmarcarse en
una asociada o una empresa conjunta, el Grupo contabiliza
la eventual participación restante en la sociedad a su valor
razonable (con su contrapartida en las Cuentas de resulta-
dos); desde un punto de vista contable, la cuota de las OCI
referida a la empresa asociada o conjunta se trata como si el
Grupo hubiera enajenado directamente el correspondiente
activo o pasivo.
En caso de cesión de una cuota de participación que no
conlleve la pérdida de la influencia notable o del control
conjunto, el Grupo sigue empleando el método de puesta
en equivalencia, y la cuota de las ganancias y las pérdidas
contabilizadas anteriormente en el patrimonio neto en el
ámbito de las OCI, relativa a dicha reducción, recibe el mis-
mo tratamiento contable aplicable si el Grupo hubiera ena-
jenado directamente los correspondientes activos o pasivos.
Cuando una cuota de una participación en empresas aso-
ciadas o conjuntas reúne las condiciones para clasificarse
como disponible para la venta, la parte restante de la misma
que no haya recibido dicha calificación se contabiliza con el
método de puesta en equivalencia hasta que se produzca la
enajenación efectiva de la primera.
La información relativa a las participaciones en empresas
asociadas y conjuntas significativas para el Grupo figura en
el Nota “Inversiones contabilizadas con el método de puesta
en equivalencia”.
Conversión de las partidas en divisasLas transacciones en monedas diferentes a la divisa funcio-
nal se contabilizan al tipo de cambio en vigor en la fecha
de la operación. Los activos y los pasivos monetarios en mo-
neda diferente a la divisa funcional se adecuan posterior-
mente al tipo de cambio en vigor en la fecha de cierre del
ejercicio. Los activos y los pasivos no monetarios denomina-
dos en divisas y registrados al coste histórico se convierten
usando el tipo de cambio en vigor en la fecha de contabi-
lización inicial de la operación. Los activos y los pasivos no
monetarios denominados en divisas e inscritos al valor ra-
zonable se convierten usando el tipo de cambio en vigor en
la fecha de cálculo de dicho valor. Las diferencias de cambio
que eventualmente puedan surgir se reflejan en las Cuentas
de resultados.
Conversión de los estados contables en divisasEn los Estados contables consolidados, los resultados, los ac-
tivos y los pasivos se expresan en euros, que es también la
moneda funcional de la Sociedad matriz, Enel Green Power
SpA.
A efectos de la preparación de los Estados contables conso-
lidados, los estados contables de las sociedades participadas
con una moneda funcional distinta de la de presentación de
los primeros se convierten a euros aplicando a los activos y
los pasivos, incluidos el fondo de comercio y los ajustes rea-
lizados durante la consolidación, el tipo de cambio en vigor
en la fecha de cierre del ejercicio, y, en los asientos de las
Cuentas de resultados, los cambios medios del ejercicio se
aproximan a los tipos de cambio en vigor en la fecha de las
respectivas operaciones.
172 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Las diferencias de cambio que puedan surgir eventualmen-
te se reflejan en el patrimonio neto y se exponen aparte, en
una reserva de dicho patrimonio; esta se repercute propor-
cionalmente en las Cuentas de resultados en el momento de
la cesión de la participación (parcial o total).
Respecto del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2014
Respecto del ejercicio cerrado a 31 de diciembre de 2013
Medio Final Medio Final
Dólar estadounidense 1,33 1,21 1,33 1,38
Dólar canadiense 1,47 1,41 1,37 1,47
Real brasileño 3,12 3,22 2,87 3,26
Leu rumano 4,44 4,48 4,42 4,47
Rand sudafricano 14,40 14,04 12,83 14,57
Nuevo sol peruano 3,77 3,63 3,59 3,86
Combinaciones de negociosLas combinaciones de negocios anteriores al 1 de enero de
2010 y formalizadas antes de dicho ejercicio, se contabiliza-
ron de conformidad con lo previsto en la NIIF 3 (2004).
Concretamente, estas combinaciones de negocios se con-
tabilizaron usando el método de adquisición (purchase
method), siempre que el coste de la compra fuera igual al
valor razonable en la fecha de intercambio de los activos ce-
didos y los pasivos soportados o asumidos, más los costes di-
rectamente atribuibles a la adquisición. Este coste se asignó
contabilizando los activos, los pasivos y los pasivos poten-
ciales identificables de la adquirida a los correspondientes
valores razonables. El eventual exceso positivo de los cos-
tes de compra respecto al valor razonable de la cuota de los
activos netos adquiridos atribuibles al Grupo se contabilizó
como fondo de comercio o, en caso de que fuese negativo,
se anotó en las Cuentas de resultados. El valor de la partici-
pación de terceros se determinó en proporción a la cuota de
participación poseída por terceros en los activos netos. En
las combinaciones de negocios realizadas en varias fases, en
el momento de la adquisición del control, las rectificaciones
en los valores razonables relativos a los activos netos ante-
riormente poseídos por el comprador se reflejaron en el pa-
trimonio neto; el importe del fondo de comercio se determi-
nó individualmente en cada transacción en función del valor
razonable de los activos netos adquiridos en cada fecha.
Las combinaciones de negocios posteriores al 1 de enero de
2010 se contabilizan de conformidad con lo previsto en la
NIIF 3 (2008), más adelante NIIF 3 Revisada.
Concretamente, estas combinaciones de negocios se con-
tabilizan usando el método de adquisición (acquisition
method), siempre que el coste de la compra (retribución
transferida) sea igual al valor razonable en la fecha de ad-
quisición de los activos cedidos, de los pasivos soportados
o asumidos, así como de los eventuales instrumentos de
capital emitidos por el comprador. El coste de adquisición
incluye el valor razonable de los eventuales activos y pasivos
por retribuciones potenciales.
Los costes directamente atribuibles a la compra se contabili-
zan en las Cuentas de resultados.
El coste de adquisición se asigna contabilizando los activos,
los pasivos y los pasivos potenciales identificables de la ad-
quirida a los correspondientes valores razonables en la fecha
de la compra. El eventual exceso positivo entre la suma de
la contraprestación trasferida, calculada al valor razonable
en la fecha de la compra, y el importe de cualquier partici-
pación minoritaria, respecto al valor neto de los importes de
los activos y los pasivos identificables en la propia adquirida
calculados al valor razonable, se contabiliza como fondo de
comercio o, si es negativo, en las Cuentas de resultados.
El valor de las participaciones de terceros se determina en
proporción a las cuotas de participación poseídas por terce-
ros en los activos netos identificables de la adquirida, o a su
valor razonable en la fecha de la adquisición.
Cuando la combinación de negocios se realice en varias fa-
ses, en el momento de la adquisición del control, las cuotas
participativas poseídas anteriormente se actualizan al valor
razonable y la posible diferencia (positiva o negativa) se
contabiliza en las Cuentas de resultados.
La eventual contraprestación contingente (contingent con-
sideration) se contabiliza al valor razonable en la fecha de
adquisición. Las sucesivas variaciones del valor razonable de
dicha retribución potencial, clasificada como instrumento fi-
nanciero en virtud de la NIC 39, se reflejan en las Cuentas de
resultados o en el patrimonio neto, en el ámbito de las OCI.
Las contraprestaciones contingentes que no entran en el
ámbito de aplicación de la NIC 39 se contabilizan con arre-
glo a la NIIF/NIC de referencia. Las contraprestaciones con-
tingentes que se clasifican como instrumento de capital no
173
se actualizan y, en consecuencia, su pago se contabiliza en
el ámbito del patrimonio neto.
En caso de que los valores razonables de los activos, los pa-
sivos y los pasivos potenciales se puedan determinar solo
provisionalmente, la combinación de negocios se contabi-
liza utilizando dichos valores provisionales. Las eventuales
rectificaciones que se deriven de la conclusión del proceso
de valoración se contabilizan a lo largo de los doce meses
siguientes a la fecha de adquisición, procediendo a una nue-
va determinación de los datos comparativos.
Las operaciones de combinación de negocios efectuadas
con otras sociedades controladas por el mismo sujeto eco-
nómico, en las que todas las sociedades objeto de la com-
binación son controladas por el mismo sujeto tanto antes
como después de la combinación y el control no es provisio-
nal, se contabilizan de manera diferenciada en razón de la
presencia o no de la sustancia económica. Una transacción
tiene sustancia económica si los flujos financieros futuros de
la sociedad que la efectúa se modifican significativamente
por el efecto de dicha operación.
Si la transacción tiene sustancia económica, la combinación
se contabiliza como si la operación se hubiera efectuado
con terceros.
Por el contrario, si carece de ella, los activos netos de la ad-
quirida se contabilizan aplicando la denominada precedes-
sor accounting, o sea, ateniéndose a los valores contables
plasmados en los Estados contables consolidados de la so-
ciedad de control Enel SpA; la eventual diferencia entre la
retribución financiera reconocida y el valor contable de los
activos netos se apunta en el ámbito del patrimonio neto.
Medición del valor razonable Para todas las valoraciones al valor razonable y la correspon-
diente información complementaria, tal y como requieren o
permiten los principios contables internacionales, el Grupo
aplica la NIIF 13.
El valor razonable representa el precio que se percibiría por
la venta de un activo o que se pagaría por la transferencia de
un pasivo en el ámbito de una transacción ordinaria llevada
a cabo entre operadores de mercado, en la fecha de valora-
ción (el denominado exit price).
La medición del valor razonable supone que la operación
de venta del activo o de transferencia del pasivo tendrá lu-
gar en el mercado principal, o sea, en el mercado en que se
produce el mayor volumen y nivel de transacciones para el
activo o el pasivo. En ausencia de un mercado principal, se
presume que la transacción se efectuará en el mercado más
ventajoso al que el Grupo tiene acceso, o sea, el mercado
susceptible de maximizar los resultados de la transacción
de venta del activo o de minimizar el importe pagadero por
transferir el pasivo.
El valor razonable de un activo o de un pasivo se determina
considerando las hipótesis que los participantes en el mer-
cado tendrían en cuenta para ponderar el precio del activo
o el pasivo, asumiendo que estos actúen en su mejor interés
económico. Los participantes en el mercado son los com-
pradores y los vendedores independientes e informados
susceptibles de alcanzar una transacción con el activo o el
pasivo y motivados, pero no obligados ni inducidos de cual-
quier otra manera, para perfeccionar la transacción.
Al calcular el valor razonable, el Grupo sopesa las caracterís-
ticas de los activos o los pasivos específicos objeto de valo-
ración, en particular:
> para los activos no financieros, se considera la capacidad
de un operador de mercado para generar beneficios eco-
nómicos empleando el activo mediante su máximo y me-
jor uso o vendiéndolo a otro operador de mercado capaz
de utilizarlo de igual manera;
> para los pasivos y los instrumentos representativos de ca-
pital propio, el valor razonable incluye el efecto del deno-
minado riesgo de incumplimiento, es decir, el riesgo de
que el Grupo no pueda respetar sus propias obligaciones;
> en caso de grupos de activos y pasivos financieros gestio-
nados con arreglo a su exposición neta a los riesgos de
mercado o al riesgo de crédito, se admite la medición del
valor razonable a partir de una base neta.
Para la medición del valor razonable de los activos y los pa-
sivos, el Grupo utiliza técnicas de valoración adecuadas a las
circunstancias y respecto a las cuales se dispone de datos su-
ficientes para calcular dicho valor razonable, maximizando
el uso de la información de entrada observable y reducien-
do al mínimo el recurso a datos no observables.
Todos los activos y pasivos ponderados al valor razonable o
cuyo valor razonable figure en las Notas de la Memoria de los
Estados contables se clasifican en los tres niveles jerárquicos
descritos a continuación, según la relevancia de la informa-
ción de entrada utilizada para el cálculo de dicho valor.
En concreto:
> nivel 1, relativo al valor razonable calculado con arreglo
a los precios cotizados (no modificados) en mercados de
negociación de activos o pasivos idénticos a los que la So-
ciedad puede acceder en la fecha de valoración;
> nivel 2, relativo al valor razonable calculado a partir de
datos de entrada distintos de los precios cotizados indi-
cados en el nivel 1, pero observables directa o indirecta-
mente;
> nivel 3, relativo al valor razonable calculado en función
de datos no observables.
174 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Para los activos y los pasivos ponderados al valor razonable
de manera recurrente, el Grupo establece si se ha producido
una transferencia entre los niveles susodichos, identificando
en cada cierre contable el nivel en que se encuentra clasifi-
cada la información significativa de menor nivel jerárquico
utilizada para la valoración.
inmuebles, plantas y maquinariaLos inmuebles, plantas y maquinaria se recogen al coste,
una vez deducida la provisión de amortización y cualquier
pérdida por deterioro de valor acumulada. Dicho coste in-
cluye los costes accesorios directamente imputables para
el transporte del bien al emplazamiento oportuno y para la
creación de las condiciones necesarias para poder comenzar
a darle el uso previsto.
El coste se incrementa, además, cuando concurren obli-
gaciones legales o implícitas, por el valor actual del coste
estimado para el desmantelamiento del activo o el sanea-
miento de su emplazamiento de instalación. El pasivo co-
rrespondiente se contabiliza en una provisión de los pasivos,
en el marco de las provisiones no corrientes. El tratamiento
contable de las revisiones de estimación de estos costes, del
paso del tiempo y del tipo de actualización se indica en el
apartado “Provisiones no corrientes”.
Los gastos financieros atribuibles directamente a la compra,
la construcción o la producción de bienes que requieran un
considerable período de tiempo antes de poder ser utilizados
o vendidos (llamados “activos cualificados”) se capitalizan
como parte del coste de los propios bienes. Los gastos finan-
cieros correspondientes a la adquisición/construcción de bie-
nes que no presenten dichas características se contabilizan en
las Cuentas de resultados del ejercicio correspondiente.
Algunos bienes, objeto de revaluación en la fecha de transi-
ción a las normas NIIF-UE o en períodos anteriores, se con-
tabilizaron al valor razonable, considerado como el valor
sustitutivo del coste (“coste atribuido”) en la fecha de reva-
luación.
Si hay partes significativas de los inmuebles, plantas y ma-
quinaria individuales que tengan diferentes vidas útiles, los
componentes identificados se contabilizan y amortizan de
manera separada.
Los costes soportados con posterioridad a la adquisición se
contabilizan como incremento del valor contable del bien al
que hacen referencia, en caso de que sea probable que los
futuros beneficios asociados al coste soportado para susti-
tuir una parte del bien repercutan en el Grupo y que el coste
del elemento pueda calcularse de manera fiable. Todos los
demás costes se contabilizan en las Cuentas de resultados
del ejercicio en el que se hayan soportado.
Los costes de sustitución de un activo entero o de parte del
mismo se contabilizan como incremento del valor contable
del bien al que se refieren y se amortizan a lo largo de su
vida útil; el valor neto contable de la unidad sustituida se
elimina de la contabilidad con su imputación a las Cuentas
de resultados.
Los inmuebles, plantas y maquinaria, una vez deducido su
valor residual, se amortizan a cuotas constantes en función
de la vida útil estimada del bien, que se revisa con cadencia
anual; los eventuales cambios se reflejan prospectivamente.
La amortización da comienzo cuando el activo está disponi-
ble para su uso.
La vida útil estimada de los principales inmuebles, plantas y
maquinaria es la siguiente:
Inmuebles, plantas y maquinaria (1) Vida útil (años)
Plantas de producción hidroeléctrica
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- conducciones forzadas 50
- maquinaria mecánica y eléctrica 40
- otras obras hidráulicas fijas 100
Plantas de producción geotermoeléctrica
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- torres de refrigeración 20
- turbinas y generadores 30
- partes de las turbinas en contacto con el fluido 10
- otra maquinaria mecánica 20
Plantas de producción eólica
Edificios y obras de ingeniería civil 60
Plantas y maquinaria:
- torres 25
- turbinas y generadores 25
- otra maquinaria mecánica 15-25
Plantas de producción solar
Edificios y obras de ingeniería civil 20-25
Plantas y maquinaria:
- otra maquinaria mecánica 18-20
(1) Se señala que se incluyen inmuebles, plantas y maquinaria de escasa importan-cia, cuya vida útil puede divergir de la estimada.
La vida útil de los activos tangibles representados por me-
joras sobre bienes de terceros se determina en virtud de la
duración del contrato de arrendamiento o, si resulta inferior,
de la duración de los beneficios derivados de dicha mejora.
Los terrenos no se amortizan, ya que son elementos con
vida útil ilimitada.
175
Los bienes contabilizados en el marco de los inmuebles,
plantas y maquinaria se eliminan contablemente en el mo-
mento de su desinversión o cuando no se espere ningún
beneficio económico futuro de su uso o desinversión. La po-
sible ganancia o pérdida, registrada en las Cuentas de resul-
tados, se calcula como la diferencia entre la retribución neta
derivada de la desinversión, si la hay, y el valor neto contable
de los bienes eliminados.
En Italia, las plantas incluyen bienes de retrocesión gratui-
ta subordinados a las concesiones de derivación de agua
para uso hidroeléctrico, referibles principalmente a obras
de recogida y regulación, conducciones forzadas y canales
de desagüe. El vencimiento de dichas concesiones está fi-
jado en el 31 de diciembre de 2029. En el marco normati-
vo vigente hasta 2011, en las fechas de vencimiento de las
concesiones, salvo en caso de su renovación, todas las obras
de recogida y regulación, las conducciones forzosas y los ca-
nales de desagüe tendrían que haberse retrocedido gratui-
tamente al Estado, en estado de funcionamiento regular. En
consecuencia, las amortizaciones de los bienes de retroce-
sión gratuita se ponderaban con arreglo a la menor de entre
la duración de la concesión y la vida útil residual del bien.
Como ya se ha ilustrado en los comentarios del punto ante-
rior “Valor amortizable de algunos elementos de las plantas
del sector hidroeléctrico italiano en virtud de la Ley italiana
134/2012”, tras los cambios normativos introducidos con
la Ley italiana n.º 134 de 7 de agosto de 2012, los bienes
que anteriormente se consideraban de retrocesión gratuita,
subordinados a las concesiones de derivación de agua para
uso hidroeléctrico, se consideran ahora igual que las otras
categorías de inmuebles, plantas y maquinaria, y, por lo tan-
to, se amortizan a lo largo de su vida económico-técnica (si
esta excede el vencimiento de la concesión).
arrendamiento financieroEl Grupo posee bienes tangibles utilizados en el desarrollo
de su actividad empresarial, a través de contratos de arren-
damiento financiero.
Dichos contratos se analizan a la luz del contexto y los indi-
cadores previstos por la NIC 17 a efectos de determinar si
constituyen arrendamientos operativos o financieros.
Un arrendamiento financiero se define como un tipo de lea-
sing que, sustancialmente, transfiere al arrendatario todos
los riesgos y los beneficios vinculados a la propiedad del
bien correspondiente. Todos los arrendamientos que no se
configuran como arrendamientos financieros se clasifican
como arrendamientos operativos.
Al contabilizarlos inicialmente, los bienes poseídos a través
de contratos de arrendamiento financiero se apuntan entre
los inmuebles, plantas y maquinaria y el correspondiente
pasivo se refleja entre las financiaciones a largo plazo. En
176 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
la fecha de inicio de la vigencia del contrato, los bienes po-
seídos en régimen de arrendamiento financiero se contabi-
lizan a su valor razonable o, si es inferior, al valor actual de
los pagos mínimos debidos por el arrendamiento, incluido
el eventual importe por abonar al arrendador en virtud del
ejercicio de la opción de compra.
Dichos bienes se amortizan con arreglo a su vida útil estima-
da; en el caso de que no exista certeza razonable de que el
Grupo vaya a hacerse con su titularidad al término del lea-
sing, dichos bienes se amortizan a lo largo de un período
temporal igual al menor entre la duración del contrato de
arrendamiento y la vida útil estimada de dicho bien.
Los pagos efectuados por un arrendamiento operativo se
contabilizan como coste a cuotas constantes a lo largo de la
duración del contrato.
Aunque no se puedan calificar formalmente como acuerdos
de arrendamiento, a algunos tipos de contratos se les atri-
buye tal calidad, si su ejecución depende del uso de uno o
varios activos específicos o si dichos contratos confieren el
derecho a utilizar dichos activos.
activos intangiblesLos activos intangibles hacen referencia a los activos caren-
tes de presencia física, identificables, que son controlados
por la empresa y están en disposición de producir beneficios
económicos futuros. Se contabilizan al coste de adquisición
o de producción interna, cuando es probable que de su uso
se generen beneficios económicos futuros y el coste corres-
pondiente se pueda determinar de manera fiable.
El coste incluye los gastos subordinados de imputación di-
recta necesarios para hacer que el activo esté disponible
para su uso.
Los costes de desarrollo interno se contabilizan como acti-
vo intangible cuando el Grupo está razonablemente seguro
de que completar dicho activo será viable técnicamente, de
que tiene la intención de finalizarlo para usarlo o venderlo
y de que el mismo generará beneficios económicos futuros.
Los costes de investigación se reflejan en las Cuentas de re-
sultados.
Los activos intangibles, al tener una vida útil definida, se ex-
ponen deduciendo la provisión de amortización y las even-
tuales pérdidas por deterioro de valor acumuladas.
La amortización se calcula en cuotas constantes basándose
en la vida útil estimada, que se vuelve a examinar con una
periodicidad al menos anual; los eventuales cambios de los
criterios de amortización se aplican de forma prospectiva. La
amortización da comienzo cuando el activo intangible está
disponible para su uso.
Por consiguiente, los activos intangibles no disponibles aún
para su uso no se amortizan, sino que se someten a una ve-
rificación anual de recuperabilidad (prueba de deterioro).
Los activos intangibles con vida útil indefinida no están su-
jetos a su amortización sistemática, sino que se someten
a una comprobación, al menos anual, de recuperabilidad
(prueba de deterioro).
La vida útil indefinida se ha de revisar con cadencia anual
para dilucidar si esta puede seguir gozando de fundamento.
De lo contrario, el cambio en la determinación de la vida útil
de indefinida a definida se ha de apuntar como un cambio
de estimación contable.
Los activos intangibles se eliminan contablemente bien en
el momento de su desinversión o bien cuando no se espera
beneficio económico futuro alguno de su uso o su desinver-
sión. La posible ganancia o pérdida correspondiente, regis-
trada en las Cuentas de resultados, se calcula como la dife-
rencia entre la retribución neta derivada de la desinversión,
si la hay, y el valor neto contable del activo eliminado.
En lo concerniente a los contratos de compra de energía
(Power Purchase Agreement), la amortización se calcula en
función de la duración del correspondiente contrato.
Fondo de comercioEl fondo de comercio emergente de la adquisición de so-
ciedades controladas representa el exceso entre la suma de
la contraprestación trasferida, calculada al valor razonable
en la fecha de la compra, y el valor neto de los importes de
los activos y los pasivos identificables en la propia adquirida
calculados al valor razonable. Tras el apunte inicial, el fon-
do de comercio no está sujeto a amortización, pero sí está
sometido a una comprobación anual, como mínimo, de
recuperabilidad según las condiciones descritas en la nota
siguiente “Deterioro de los activos no financieros”. A efectos
de la prueba de deterioro, el fondo de comercio se asigna, a
partir de la fecha de adquisición, a cada unidad generadora
de efectivo identificada.
El fondo de comercio correspondiente a participaciones en
sociedades asociadas y a empresas conjuntas se incluye en
su correspondiente valor contable.
Deterioro de los activos no financierosEn cada fecha de referencia de los Estados contables, se
analizan los activos no financieros a efectos de corroborar
la existencia de indicadores de una posible reducción de
su valor. En el caso de que existan, se procede, en relación
177
con cada activo afectado, a la estimación de su valor recu-
perable, representado por el mayor importe entre el valor
razonable, deducidos los costes de desinversión, y el valor
de uso.
Al determinar el valor recuperable de los inmuebles, plantas
y maquinaria, los activos intangibles y el fondo de comercio,
el Grupo aplica generalmente el criterio del valor de uso.
Por este último se entiende el valor actual de los flujos finan-
cieros futuros estimados para el activo objeto de valoración.
Al determinar el valor de uso, los flujos financieros futuros
esperados se actualizan mediante un tipo de descuento
antes de impuestos que refleja las valoraciones corrientes
de mercado del coste del dinero, puesto en relación con el
período de la inversión y los riesgos específicos del activo.
Los flujos financieros futuros esperados y utilizados para
calcular el valor de uso se basan en el plan industrial más
reciente aprobado por la dirección, y que contiene las pre-
visiones de volúmenes, ingresos, gastos de explotación e
inversiones.
Dichos pronósticos abarcan el período de los próximos cinco
años, por lo que los flujos de efectivo relativos a los ejercicios
sucesivos se determinaron con arreglo a una tasa de creci-
miento que no excede de la media prevista para el sector y
el país.
En lo que atañe a un activo que no genere flujos financieros
en buena medida independientes, el valor recuperable se
calcula en función de la unidad generadora de efectivo a la
que pertenezca.
En caso de que el valor de anotación del activo, o de la co-
rrespondiente unidad generadora de efectivo a la que esté
atribuido, sea superior a su valor recuperable, se apunta en
las Cuentas de resultados una pérdida por deterioro de va-
lor, en el asiento “Amortizaciones y pérdidas por deterioro
de valor”.
Las pérdidas por deterioro de valor de las unidades genera-
doras de efectivo se imputan en primer lugar a la reducción
del valor contable del posible fondo de comercio atribuido
a las mismas y, a continuación, a la reducción de los otros
activos, en proporción a su valor contable.
Si desaparecen los presupuestos respecto a una devaluación
efectuada con anterioridad, el valor contable del activo se
restituye con imputación a las Cuentas de resultados, en el
asiento “Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor”,
dentro de los límites del valor neto contable que el activo en
cuestión habría tenido si no se hubiese efectuado la deva-
luación y se hubieran llevado a cabo las posibles amortiza-
ciones pertinentes.
El valor recuperable del fondo de comercio, de los activos
intangibles con una vida útil indefinida y el de los activos
intangibles no disponibles aún para su uso se somete a una
comprobación de la recuperabilidad del valor anualmente
o con mayor frecuencia, si concurren indicadores que pue-
dan dar a entender que los susodichos activos han sufrido
una reducción de su valor. El valor original del fondo de
comercio no se restablece a pesar de que, en los ejercicios
siguientes, desaparezcan las razones que hayan conllevado
su reducción de valor.
En caso de que algunos activos específicos y bien identi-
ficados poseídos por el Grupo se vean afectados por con-
diciones desfavorables, ya sean económicas u operativas,
susceptibles de mermar su capacidad de contribución a la
realización de los flujos de efectivo, estos se pueden aislar
del resto de activos de la unidad generadora de efectivo y
someter a un análisis de recuperabilidad independiente, lle-
gándolos a devaluar eventualmente.
existenciasLas existencias en almacén se contabilizan al valor menor
entre su coste y el valor neto de realización, a excepción de
las destinadas a actividades de trading, que se contabilizan
al valor razonable, con su contrapartida en las Cuentas de
resultados. El coste se calcula con arreglo a la fórmula del
coste medio ponderado, que incluye los gastos subordina-
dos correspondientes. Por valor neto de realización se en-
tiende el precio de venta estimado en el desarrollo normal
de las actividades, una vez deducidos los costes estimados
para realizar la venta o, donde sea aplicable, el coste de sus-
titución.
En relación con las existencias disponibles para llevar a cabo
ventas ya concluidas, el valor neto de realización se calcula
con arreglo a lo establecido en el contrato de cesión corres-
pondiente.
Los materiales y los demás bienes de consumo disponibles
para su uso en el proceso productivo no son objeto de deva-
luación, siempre que se espere que el producto terminado
en el que se incorporarán se vaya a vender a un precio tal
que permita la recuperación del coste soportado.
Los anticipos abonados a proveedores de componentes de
instalaciones se registran entre los otros activos corrientes,
para después reclasificarse entre las existencias en el mo-
mento de la entrega física. Dichos elementos se vuelven a
reclasificar más adelante entre los “Inmuebles, plantas y ma-
quinaria” en el momento en que se destinan a la realización
de una nueva planta o a velar por el funcionamiento de una
ya en funcionamiento.
178 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
instrumentos financierosLos instrumentos financieros se contabilizan y valoran se-
gún la NIC 32 y la NIC 39.
Un activo o un pasivo financiero se apunta en los Estados
contables exclusivamente cuando el Grupo se convierte en
parte de las cláusulas contractuales del instrumento (trade
date).
Los instrumentos financieros se clasifican con arreglo a la
NIC 39 como sigue:
> activos y pasivos financieros al valor razonable apunta-
do en las Cuentas de resultados (FVTPL, por sus siglas en
inglés);
> activos financieros mantenidos hasta su vencimiento
(HTM, por sus siglas en inglés);
> financiaciones y créditos (L&R, por sus siglas en inglés);
> activos financieros disponibles para la venta (AFS, por sus
siglas en inglés);
> pasivos financieros valorados al coste amortizado.
activos y pasivos financieros al valor razona-ble apuntado en las Cuentas de resultados Se clasifican en esta categoría los títulos de deuda, las parti-
cipaciones en empresas distintas de las controladas, asocia-
das y conjuntas y los fondos de inversión poseídos a efectos
de negociación o designados al valor razonable en las Cuen-
tas de resultados en el momento de su apunte inicial.
Los instrumentos financieros al valor razonable apuntado en
las Cuentas de resultados son activos y pasivos financieros:
> clasificados como mantenidos para su negociación, ya
que se adquirieron o soportaron con la finalidad principal
de ser vendidos o readquiridos a corto plazo;
> designados en el momento de su contabilización inicial,
en virtud de la facultad prevista por la NIC 39 (opción al
valor razonable).
Dichos instrumentos se reflejan inicialmente a su correspon-
diente valor razonable, y las posteriores ganancias y pérdi-
das derivadas de la variación de dicho valor se apuntan en
las Cuentas de resultados.
activos financieros mantenidos hasta su vencimientoEsta categoría comprende activos financieros no derivados,
con pagos fijos o determinables y vencimientos fijos, coti-
zados en mercados activos, y no están representados por
participaciones que el Grupo tenga la intención o la capa-
cidad de mantener hasta su vencimiento. Dichos activos se
contabilizan inicialmente al valor razonable, comprendien-
do los costes de transacción, y posteriormente se valoran al
coste amortizado utilizando el método del tipo de interés
efectivo.
Financiaciones y créditos Esta categoría incluye principalmente los créditos comer-
ciales y otros créditos financieros. Las financiaciones y los
créditos son activos financieros no derivados con pagos fijos
o determinables y que no cotizan en un mercado activo, di-
ferentes de aquellos que el Grupo pretende vender inme-
diatamente o a corto plazo (clasificados como disponibles
para la negociación) y de los que el Grupo, con ocasión de la
contabilización inicial, ha designado al valor razonable con
imputación a las Cuentas de resultados o como disponibles
para la venta. Estos activos se contabilizan inicialmente al
valor razonable, rectificado eventualmente con arreglo a los
costes de transacción, y después se valoran al coste amorti-
zado, en función del tipo de interés efectivo, sin descuento
alguno si no es sustancial.
activos financieros disponibles para la ventaEsta categoría incluye principalmente los títulos de deuda
cotizados no clasificados como mantenidos hasta su venci-
miento y las participaciones en otras empresas (si no están
clasificadas como “activos financieros calculados al valor
razonable imputados a las Cuentas de resultados”). Los ac-
tivos financieros disponibles para la venta son activos finan-
cieros no derivados que se designan como disponibles para
la venta o no se clasifican como financiaciones y créditos,
activos financieros mantenidos hasta el vencimiento o acti-
vos financieros calculados al valor razonable imputados a las
Cuentas de resultados.
Dichos instrumentos se ponderan al valor razonable, con sus
correspondientes variaciones en una contrapartida del pa-
trimonio neto, en el ámbito de los otros componentes de las
Cuentas de resultados globales (OCI).
En el momento de la venta, o en el momento en que un ac-
tivo financiero disponible para la venta, mediante adquisi-
ciones posteriores, se convierte en una participación en una
sociedad controlada, las ganancias y las pérdidas acumula-
das, anteriormente contabilizadas en el patrimonio neto, se
apuntan en las Cuentas de resultados.
Si no se puede determinar con fiabilidad el valor razonable,
dichos activos se anotan al coste rectificado por eventuales
pérdidas por deterioro de valor.
Deterioro de los activos financierosEn cada fecha de referencia de los Estados contables, todos
los activos financieros clasificados como financiaciones y
179
créditos (incluidos los créditos comerciales) y los activos fi-
nancieros mantenidos hasta su vencimiento o disponibles
para la venta se analizan a efectos de corroborar si existen
evidencias objetivas que apunten a que un activo o un gru-
po de activos han sufrido una pérdida de valor.
Una pérdida por deterioro de valor se contabiliza exclusiva-
mente si existen evidencias que sean consecuencia de uno
o más eventos acaecidos tras su contabilización inicial y que
tengan una repercusión en los flujos de efectivo futuros es-
timados con fiabilidad.
La evidencia objetiva de una pérdida por deterioro de valor
incluye indicadores observables, como, por ejemplo:
> unas significativas dificultades financieras del emisor o
del deudor;
> una violación contractual, como el impago de los intere-
ses o del capital;
> la evidencia de que el deudor puede entrar en un pro-
cedimiento concursal u otro proceso de reorganización
financiera;
> una disminución sensible de los flujos de efectivo futuros
estimados.
Las pérdidas que se prevé aparezcan tras eventos futuros no
se contabilizan.
Para los activos financieros clasificados como financiaciones
y créditos o mantenidos hasta su vencimiento, una vez iden-
tificada una pérdida por deterioro de valor, dicho valor se
calcula como diferencia entre el valor contable de la activi-
dad y el valor actual de los flujos de efectivo previstos en el
futuro, descontados con arreglo al tipo de interés efectivo
original. Este valor se contabiliza en las Cuentas de resulta-
dos.
El valor contable de los créditos comerciales se reduce a
través de una asignación a la provisión para devaluación de
créditos.
Si el importe de una pérdida por deterioro de valor conta-
bilizada en el pasado disminuye y dicha merma se puede
vincular objetivamente a un evento materializado con pos-
terioridad a dicha contabilización, esta se repercute en las
Cuentas de resultados.
En lo referente a las participaciones clasificadas como dispo-
nibles para la venta, para las pérdidas por deterioro de valor
se consideran otros factores adicionales, como, por ejemplo,
las variaciones significativas con un efecto negativo en el en-
torno tecnológico, de mercado, económico y jurídico.
En el supuesto de producirse una disminución significativa
o prolongada del valor razonable, concurre una evidencia
objetiva de reducción de valor y, por lo tanto, la variación
negativa de valor razonable contabilizada anteriormente
entre los otros componentes de las Cuentas de resultados
globales se reclasifica del patrimonio neto a las Cuentas de
resultados.
El importe de la pérdida acumulada se determina como di-
ferencia entre el coste de adquisición y el valor razonable
corriente, una vez deducida cualquier pérdida por deterioro
de valor contabilizada con anterioridad en las Cuentas de
resultados. Las pérdidas por deterioro de valor en participa-
ciones disponibles para la venta no se pueden restituir.
En cuanto a las participaciones no cotizadas valoradas al
coste porque su valor razonable no se puede determinar
con fiabilidad, si existe una evidencia objetiva de deterioro,
el importe de la pérdida de valor se calcula como diferencia
entre el valor contable y el valor actual de los flujos de efec-
tivo futuros previstos, rebajados con arreglo al tipo corrien-
te de interés para activos financieros similares. Tampoco en
este caso se permite la restitución del deterioro.
El importe de la pérdida por deterioro de valor de un ins-
trumento de deuda clasificado como disponible para la
venta, que se ha de reclasificar a partir del patrimonio
neto, es igual a la variación negativa acumulada de valor
razonable contabilizada en los otros componentes de las
Cuentas de resultados globales (OCI). Dicho importe se
repercute con posterioridad a las Cuentas de resultados
si el valor razonable del instrumento de deuda presenta
una oscilación ascendente objetiva en razón de un evento
acaecido después de la contabilización de la pérdida por
deterioro de valor.
efectivo y otros activos equivalentesEsta categoría incluye los depósitos que están disponibles
a la vista o a muy breve plazo, así como las inversiones fi-
nancieras a corto plazo y de alta liquidez, que se pueden
convertir inmediatamente en importes en efectivo conoci-
dos y sujetas a un riesgo de variación de su valor con una
relevancia desdeñable.
Además, a efectos del Estado de flujos de efectivo consoli-
dados, el efectivo no incluye los descubiertos bancarios en la
fecha de cierre del ejercicio.
pasivos financieros al coste amortizadoEsta categoría comprende principalmente financiaciones,
deudas comerciales, pasivos por arrendamientos financie-
ros e instrumentos de deuda.
Los pasivos financieros diferentes de los instrumentos de-
rivados se inscriben cuando el Grupo es una de las partes
en las cláusulas contractuales del instrumento y se valoran
inicialmente al valor razonable, rectificado con arreglo a
los costes de transacción directamente atribuibles. Poste-
riormente, los pasivos financieros se valoran con el criterio
180 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
del coste amortizado, usando el método del tipo de interés
efectivo.
instrumentos financieros derivadosUn derivado es un instrumento financiero u otro contrato:
> cuyo valor cambia en relación con las variaciones de un
parámetro subyacente definido, como un tipo de interés,
el precio de un título o de una mercancía, el tipo de cam-
bio con una moneda extranjera, un índice de precios o de
tipos, la calificación de un crédito u otra variable;
> que requiere una inversión neta inicial igual a cero, o
menor que la que sería necesaria para contratos con una
respuesta similar a los cambios de las condiciones de
mercado;
> que se liquida en una fecha futura.
Los instrumentos derivados se clasifican como activos o
pasivos financieros en función de si su valor razonable es
positivo o negativo, se clasifican como “mantenidos para la
negociación” y se contabilizan a su valor razonable apun-
tado en las Cuentas de resultados, a excepción de aquellos
designados como instrumentos de cobertura efectivos.
Para mayores detalles sobre la contabilidad de cobertura, se
ruega remitirse a la Nota “Derivados y contabilidad de co-
bertura”.
Todos los derivados mantenidos para la negociación se cla-
sifican como activos y pasivos corrientes.
Los derivados no mantenidos para la negociación, pero va-
lorados al FVTPL porque no se cualifican para la contabili-
dad de cobertura, y los derivados designados como instru-
mentos de cobertura efectivos se clasifican como corrientes
o no corrientes en función de su fecha de vencimiento y de
la intención del Grupo de continuar o no manteniéndolos
hasta su vencimiento.
Derivados implícitosUna derivado implícito (embedded derivative) es un deriva-
do incluido en un contrato “combinado” (el denominado
“instrumento híbrido”) que contiene otro contrato no deri-
vado (el denominado “contrato huésped”) y origina todos o
parte de los flujos de efectivo del contrato combinado.
Los principales contratos del Grupo que pueden contener
derivados implícitos son los contratos de compraventa de
elementos no financieros con cláusulas u opciones que in-
fluyen en el precio contractual, el volumen o el vencimiento.
Dichos contratos, que no son instrumentos financieros con
ponderación al valor razonable, se analizan a efectos de
identificar la existencia de derivados implícitos, que se han
de escindir y sí se han de ponderar a dicho valor razonable.
Los análisis susodichos se efectúan tanto en el momento en
el que se entre a formar parte del contrato, como cuando
se lleve a cabo una renegociación del mismo que conlleve
un cambio significativo de los flujos de efectivo financieros
originales relacionados. Los derivados implícitos se escin-
den del contrato huésped y se apuntan como un derivado
cuando:
> el contrato huésped no es un instrumento financiero
ponderado al valor razonable contabilizado en las Cuen-
tas de resultados;
> los riesgos económicos y las características del derivado
implícito no están estrechamente relacionados con los
del contrato huésped;
> un contrato aparte con las mismas condiciones del deri-
vado implícito correspondería a la definición de derivado.
Los derivados implícitos que se escinden del contrato hués-
ped se contabilizan en los Estados contables consolidados
a su valor razonable apuntado en las Cuentas de resultados
(salvo en el caso en que el derivado implícito se haya desig-
nado como parte de una relación de cobertura).
Contratos de compraventa de elementos no financierosEn general, los contratos de compraventa de elementos no
financieros, que se hayan suscrito y sigan manteniéndose
para el cobro o la entrega, con arreglo a los requisitos nor-
males de compra, venta o uso previstos por el Grupo, que-
dan fuera del ámbito de aplicación de la NIC 39 (own use
exemption) y, en consecuencia, se contabilizan con arreglo
a las reglas contables ordinarias de referencia.
Dichos contratos se registran como derivados y, por consi-
guiente, a su valor razonable contabilizado en las Cuentas
de resultados solo si:
> son susceptibles de liquidación neta; y
> no se han estipulado para los requisitos normales de uso
y compraventa del Grupo.
Un contrato de adquisición o de venta de un elemento no
financiero se clasifica como “contrato de compraventa nor-
mal” si se suscribió:
> con el objetivo de una entrega física;
> para los requisitos normales de uso y compraventa del
Grupo.
El Grupo analiza todos los contratos de compraventa de ac-
tivos no financieros, con especial atención a las compras o
las ventas a plazo de electricidad y Commodities energéti-
cas, en aras de verificar si estos se deben clasificar y tratar
conforme a lo contemplado en la NIC 39, o si bien se estipu-
laron para una own use exemption.
181
eliminación contable de los activos y los pa-sivos financieros Los activos financieros se eliminan de los Estados contables
si concurre una de las condiciones siguientes:
> se extingue el derecho contractual a recibir los flujos de
efectivo del activo;
> el Grupo ha transmitido fundamentalmente todos los
riesgos y los beneficios relacionados con el activo, transfi-
riendo sus derechos de recepción de los flujos de efectivo
del activo o asumiendo una obligación contractual de
entregar los flujos de efectivo recibidos a uno o más po-
sibles beneficiarios en virtud de un contrato que respete
los requisitos expuestos en la NIC 39 (que se denominan
pass through test);
> el Grupo no ha ni transmitido ni mantenido fundamen-
talmente todos los riesgos y los beneficios relacionados
con el activo financiero, sino que ha cedido su control.
Los pasivos financieros se eliminan de los Estados contables
a su extinción, o sea, cuando la obligación contractual ya ha
sido cumplida o cancelada o si esta ha prescrito.
Compensación de activos y pasivos financie-rosEl Grupo compensa los activos y los pasivos financieros
cuando:
> concurre un derecho legalmente ejercitable para com-
pensar los valores contabilizados en los Estados conta-
bles; y
> existe la intención de compensar en neto o realizar el ac-
tivo y liquidar el pasivo simultáneamente.
indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleadosEl pasivo correspondiente a las prestaciones reconocidas a
los empleados y abonadas simultáneamente o después del
cese de la relación laboral, con arreglo a planes de presta-
ciones definidas, o a otros beneficios a largo plazo propor-
cionados durante la actividad laboral, se calcula, de forma
separada para cada plan, en función de hipótesis actuaria-
les, estimando el importe de las futuras prestaciones que los
empleados hayan acumulado en la fecha de referencia (el
método de la unidad de crédito proyectada). Con mayor de-
talle, el valor actual de los planes de prestaciones definidas
se calcula utilizando un tipo determinado con arreglo a los
rendimientos de mercado, en la fecha de referencia de los
Estados contables, de obligaciones de empresas de primer
orden.
El pasivo se contabiliza por ejercicios a lo largo del período
de acumulación del derecho. La valoración del pasivo la rea-
lizan actuarios independientes.
Si los activos afectos al plan exceden del valor actual del
correspondiente pasivo por prestaciones definidas, el exce-
dente se contabiliza como activo (dentro de los límites del
eventual tope).
Con referencia a los pasivos (activos) por los planes de pres-
taciones definidas, las ganancias y las pérdidas actuariales
derivadas de la valoración actuarial de los pasivos, el rendi-
miento de los activos afectos al plan (excluidos los intereses
activos asociados) y el efecto del límite máximo (denominado
asset ceiling) de los activos (una vez deducidos los intereses
activos asociados) se contabilizan en el ámbito de los otros
componentes de las Cuentas de resultados globales (OCI), si
se llegan a producir. Para las otras prestaciones a largo plazo,
las correspondientes ganancias y pérdidas actuariales se re-
gistran en las Cuentas de resultados.
En caso de modificación de un plan de prestaciones defini-
das o de introducción de un nuevo plan, los posibles cos-
tes sociales relativos a los servicios cumplidos pasados (past
service cost) se apuntan inmediatamente en las Cuentas de
resultados.
Los empleados, además, se benefician de planes de contri-
buciones definidas, para los que el Grupo abona contribu-
ciones fijas a una entidad distinta (un fondo) y no tendrá
una obligación legal o implícita de aportar contribuciones
adicionales si el fondo no dispusiese de recursos suficientes
para pagar todas las prestaciones a los empleados relativas
a la actividad laboral desempeñada en el ejercicio corriente
y en los precedentes. Dichos planes se establecen general-
mente con la finalidad de incrementar las pensiones percibi-
das con posterioridad a la finalización de la relación laboral.
Los costes relativos a dichos planes se apuntan en las Cuen-
tas de resultados con arreglo a las contribuciones aportadas
en el período.
indemnizaciones por fin de contratoLos pasivos por prestaciones debidas a los empleados por
el cese anticipado de la relación laboral, ya sea por decisión
empresarial o por elección voluntaria del trabajador previa
concesión de dichas prestaciones, se contabilizan en la fe-
cha más inmediata de entre las siguientes:
> el momento en que el Grupo no pueda ya retirar el ofre-
cimiento de dichas prestaciones; y
> el momento en que el Grupo contabilice los costes de
una reestructuración al amparo de la NIC 37, que implica
el pago de prestaciones debidas por el cese de la relación
laboral.
182 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Dichos pasivos se valoran con arreglo a la naturaleza de la
prestación concedida. En concreto, cuando las prestaciones
concedidas representan una mejora de otras prestaciones
sucesivas a la conclusión de la relación laboral abonables a
los empleados, el correspondiente pasivo se valora de con-
formidad con las disposiciones previstas para ese tipo de
prestaciones. En cambio, si se prevé que las prestaciones
debidas a los empleados por el cese de la relación laboral
se liquidarán íntegramente en el plazo de doce meses a
partir de la fecha de referencia de los Estados contables
anuales, el correspondiente pasivo se valora con arreglo a
las disposiciones referentes a las prestaciones a corto pla-
zo. Si se contempla que no se liquidarán totalmente en los
doce meses siguientes a la fecha de referencia de los Es-
tados contables anuales, el pasivo pertinente se calcula a
tenor de las disposiciones en materia de otras prestaciones
a largo plazo.
provisiones no corrientesLas provisiones no corrientes se contabilizan cuando, en la
fecha de referencia, en presencia de una obligación legal o
implícita, derivada de un evento pasado, resulte probable
que para satisfacer dicha obligación sea necesario un des-
embolso de recursos cuyo importe se puede estimar de
modo fiable. Si el efecto es significativo, las provisiones se
determinan actualizando los flujos de efectivo financieros
futuros esperados a un tipo de descuento antes de impues-
tos que refleje la valoración corriente del mercado del coste
del dinero en relación con el tiempo y, si procede, el riesgo
específico atribuible a la obligación. Al actualizar la provi-
sión, la adecuación periódica del valor actual debido al fac-
tor temporal se refleja en las Cuentas de resultados como
gasto financiero.
Si se supone que todos los gastos, o una parte de los mis-
mos, requeridos para extinguir una obligación serán reem-
bolsados por terceros, la indemnización, si virtualmente es
cierta, se contabiliza como un activo separado.
Si el pasivo está vinculado al desmantelamiento de las plan-
tas o el reacondicionamiento del emplazamiento en que es-
tas radican, la provisión se registra en contrapartida al activo
al que se refiere y la contabilización del gasto en las Cuentas
de resultados se realiza a través del proceso de amortización
del susodicho activo tangible.
En los contratos cuyos costes no discrecionales necesarios
para cumplir con las obligaciones contraídas sean superio-
res a los beneficios económicos obtenibles en teoría del mis-
mo (contratos onerosos), el Grupo registra una asignación
igual al menor entre el coste necesario para el cumplimien-
to contractual y cualquier indemnización o sanción derivada
de una vulneración de dicho contrato.
Las variaciones de estimación de las asignaciones a las pro-
visiones se reflejan en las Cuentas de resultados del ejercicio
en el que tienen lugar, a excepción de aquellas relativas a
los costes previstos por desmantelamiento o reacondiciona-
miento que provengan de cambios en los plazos y los usos
de los recursos económicos necesarios para extinguir la obli-
gación o que se desprendan de una variación del tipo de
descuento. Dichas variaciones se incluyen como aumento
o reducción de los activos correspondientes y se imputan a
las Cuentas de resultados mediante el proceso de amortiza-
ción. Cuando se contabilizan como aumento del activo, se
considera, además, si el nuevo valor contable del activo se
va a poder recuperar completamente. Si no se pudiese, se
apunta una pérdida igual al importe considerado no recu-
perable en las Cuentas de resultados.
Las variaciones de estimación a la baja se reflejan en con-
trapartida al activo hasta coincidir con su valor contable; la
parte excedente se refleja inmediatamente en las Cuentas
de resultados.
Para más detalles sobre los criterios de estimación adopta-
dos para la determinación del pasivo relativo al desmante-
lamiento y el reacondicionamiento de los emplazamientos,
se remite al apartado correspondiente en el ámbito de “Uso
de estimaciones”.
Subvenciones públicasLas subvenciones públicas, incluidas aquellas no pecuniarias
ponderadas al valor razonable, se contabilizan cuando exis-
te una certeza razonable de que serán recibidas y de que
el Grupo respetará todas las condiciones previstas por los
Gobiernos, las entidades gubernamentales y los organismos
locales, nacionales o internacionales para su concesión.
El beneficio de una financiación pública a un tipo interés in-
ferior al de mercado se trata como una subvención pública.
La financiación se contabiliza inicialmente al valor razonable
y la subvención pública se pondera como diferencia entre el
valor contable inicial y la provisión recibida. La financiación
se valora posteriormente de acuerdo con las disposiciones
previstas para los pasivos financieros.
Las subvenciones públicas se registran en las Cuentas de
resultados, con un criterio sistemático, en los ejercicios en
que el Grupo contabilice como costes los correspondientes
gastos que las subvenciones pretenden compensar.
En cambio, cuando el Grupo recibe subvenciones públicas
en forma de transmisión de activos no pecuniarios destina-
dos al uso empresarial, registra tanto la subvención como el
183
bien al valor razonable de dicho activo no monetario en su
fecha de transferencia.
Las subvenciones públicas a instalaciones, incluidas aquellas
en forma de transmisión de activos no pecuniarios, recibidas
para la compra, la construcción o la adquisición de activos
inmovilizados (por ejemplo, inmuebles, plantas, maquinaria
o inmovilizados intangibles) se apuntan como ingresos an-
ticipados, entre los otros pasivos, y se acreditan en las Cuen-
tas de resultados de manera sistemática a lo largo de la vida
útil del bien.
Certificados verdesLos certificados verdes (CV) se asimilan a subvenciones no
pecuniarias a la explotación e, inicialmente, se apuntan a su
valor razonable en el asiento “Otros ingresos y ganancias”,
en cuanto atañen al período contable en que la energía
“limpia” producida se vuelca a la red, como contrapartida
de los otros activos de carácter no financiero.
En el momento en que los CV se apuntan en su correspon-
diente partida, su valor se reclasifica de los “Otros activos” a
las “Existencias”.
asociaciones tributariasLas asociaciones tributarias son herramientas reguladas por
la normativa fiscal estadounidense, que permiten asignar a
entidades ajenas al Grupo (tax equity investor), bajo deter-
minadas condiciones y en contextos específicos previstos
por la legislación de referencia, los beneficios fiscales con-
cedidos en Estados Unidos y derivados de la producción de
energía a partir de fuentes renovables.
El Grupo mantiene actualmente en curso relaciones de aso-
ciación tributaria con diferentes instituciones financieras a
fin de financiar algunos proyectos relativos a parques eóli-
cos.
Las aportaciones de capital obtenidas de los inversores fi-
nancieros se exponen en el asiento “Financiaciones a largo
plazo” y se contabilizan con el método del “coste amortiza-
do”.
De dicho pasivo se deduce el valor de los beneficios fisca-
les transferidos a las instituciones financieras a lo largo de
la duración del contrato y frente a la producción efectiva,
cuyo efecto correspondiente se apunta en las Cuentas de
resultados, en el asiento “Ingresos por ventas y servicios”, en
consonancia con la praxis del sector y habida cuenta de que
vencen y se ponderan con arreglo a la cantidad de energía
eléctrica generada.
activos no corrientes (o grupos enajenables de elementos) clasificados como disponibles para la venta y actividades interrumpidasLos activos no corrientes (o grupos enajenables de elemen-
tos) se clasifican como disponibles para la venta si su valor
contable se recuperará principalmente a través de una ope-
ración de venta, así como mediante su uso continuado.
Dicho criterio de clasificación es aplicable solo si los activos
no corrientes (o los grupos enajenables de elementos) están
disponibles, en sus actuales condiciones, para la venta inme-
diata y la materialización de tal extremo es muy probable.
Cuando el Grupo participa en un plan de venta que conlleva
la pérdida del control en una participada, y se colman los
requisitos previstos por la NIIF 5, todos los activos y los pa-
sivos de la controlada se clasifican como disponibles para la
venta con independencia del hecho de que el Grupo man-
tenga, tras la venta, una participación minoritaria en dicha
sociedad.
El Grupo les aplica a las participaciones, o cuotas de partici-
paciones, en empresas asociadas o conjuntas los criterios de
clasificación contemplados en la NIIF 5. La parte restante de
las mismas que no haya recibido la clasificación como dispo-
nible para la venta se contabiliza con el método de puesta
en equivalencia hasta que se produzca la enajenación efec-
tiva de la parte que sí haya adoptado la clasificación ante-
dicha.
Los activos no corrientes (o los grupos enajenables de ele-
mentos) y los pasivos incluidos en grupos enajenables de
elementos clasificados como disponibles para la venta se
representan aparte del resto de activos y pasivos del Estado
de situación patrimonial.
Los importes presentados en relación con los activos no co-
rrientes y los activos y los pasivos de un grupo enajenable de
elementos clasificados como disponibles para la venta no se
vuelven a clasificar o presentar para los períodos cotejados.
Inmediatamente antes de la clasificación inicial de los ac-
tivos no corrientes (o grupos enajenables de elementos)
como disponibles para la venta, los valores contables del
activo (o del grupo) se evalúan de conformidad con la NIIF/
NIC específica de referencia aplicable a los activos o los pasi-
vos específicos. Los activos no corrientes (o los grupos ena-
jenables de elementos) clasificados como disponibles para
la venta se calculan al menor entre el valor contable y su co-
rrespondiente valor razonable, una vez deducidos los costes
de venta. Los componentes económicos de un deterioro de
valor, inicial o posterior, del activo (o del grupo enajenable
184 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
de elementos), consiguiente a la ponderación al valor razo-
nable una vez deducidos los costes de venta y los relativos
a recuperaciones de valor se contabilizan en las Cuentas de
resultados en el ámbito del resultado de las actividades en
curso.
Los activos no corrientes no se amortizan hasta que se clasi-
fican como disponibles para la venta o hasta que se introdu-
cen en un grupo enajenable de elementos clasificado como
disponible para la venta.
Si se dejan de reunir los criterios de clasificación, el Grupo
debe dejar de clasificar los activos (o el grupo enajenable de
elementos) como disponibles para la venta. En tal eventuali-
dad, dichos activos se valoran al menor de entre:
> el valor contable antes de que el activo (o el grupo enaje-
nable de elementos) se clasificara como disponible para
la venta, rectificado según todas las amortizaciones o
recuperaciones de valor que de lo contrario se hubieran
contabilizado si el activo (o el grupo enajenable de ele-
mentos) no se hubiese clasificado como disponible para
la venta, y
> su valor recuperable calculado en la fecha de la posterior
decisión de no vender, que es igual al mayor de entre su
valor razonable, excluidos los costes de enajenación, y su
valor de uso.
Todos los ajustes del valor contable de los activos no corrien-
tes que dejan de clasificarse como disponibles para la venta
se apuntan dentro del resultado de las actividades en curso.
Una actividad interrumpida es un componente de un Gru-
po que fue enajenado, o clasificado como disponible para
la venta, y:
> representa un importante sector autónomo o área geo-
gráfica de actividad,
> forma parte de un único programa coordinado de ena-
jenación de un importante sector autónomo o área geo-
gráfica de actividad, o
> es una sociedad controlada adquirida exclusivamente a
efectos de su venta.
El Grupo expone, en un asiento separado de las Cuentas de
resultados, un importe global que abarca:
> las ganancias o las pérdidas de las actividades interrum-
pidas, excluidos los efectos fiscales, y
> la plusvalía o la minusvalía, una vez deducidos los efectos
fiscales, contabilizadas tras la evaluación al valor razona-
ble, una vez deducidos los costes de venta o de enajena-
ción de los activos (o del grupo enajenable de elementos)
que constituyen la actividad interrumpida.
Los montantes correspondientes se representan en las
Cuentas de resultados de los períodos cotejados, de manera
que la información englobe todas las actividades operativas
interrumpidas hasta la fecha de referencia de los últimos Es-
tados contables presentados. Si el Grupo deja de clasificar
un componente como disponible para la venta, los resul-
tados del componente representados con anterioridad en
los Estados contables entre las actividades interrumpidas
se reclasifican e incluyen en el ámbito del resultado de las
operaciones en curso de todos los ejercicios presentados en
dichos Estados.
ingresosLos ingresos se reflejan en la medida en que resulte proba-
ble que los beneficios económicos redunden en el Grupo
y su correspondiente importe se pueda determinar de for-
ma fiable. Los ingresos no comprenden más que los flujos
brutos de beneficios económicos recibidos y susceptibles
de recepción por el Grupo, en su propio nombre y por su
propia cuenta. Por lo tanto, en una relación de agencia, las
retribuciones percibidas por cuenta de terceros se excluyen
de los ingresos.
Los ingresos se ponderan al valor razonable de la retribución
recibida o que se puede recibir, teniendo en cuenta el valor
de posibles descuentos comerciales, devoluciones y bonifi-
caciones concedidos por el Grupo.
Cuando se intercambian o truecan mercancías o servicios
por otros que tienen una naturaleza y un valor similares, di-
cha transacción no se considera una operación que genere
ingresos.
En los contratos que contemplan una serie de servicios que
generan ingresos (multiple-element arrangement), los cri-
terios de contabilización se aplican individualmente a las
partes identificables en una única operación, en aras de
reflejar la sustancia de dicha operación, o colectivamente a
varias operaciones en su globalidad cuando se revelen tan
estrechamente vinculadas que el resultado comercial no se
podría valorar sin referirse a las mismas como a un único
conjunto.
En concreto, según el tipo de operación, los ingresos se con-
tabilizan con arreglo a los criterios específicos expuestos a
continuación:
> los ingresos de las ventas de bienes se contabilizan cuan-
do los riesgos y los beneficios derivados de la propiedad
de los bienes se transmiten al comprador y su importe se
puede determinar de forma fiable;
> los ingresos por la venta y el transporte de energía eléc-
trica se contabilizan cuando se suministra la energía a los
clientes y hacen referencia a las cantidades vendidas en
el período, aunque no se hayan facturado; se calculan en
función de las lecturas de los contadores de las plantas de
185
producción y de los datos intercambiados con los demás
posibles operadores del mercado;
> los ingresos por las prestaciones de servicios se contabi-
lizan con referencia al grado de finalización de las activi-
dades en la fecha de cierre de los Estados contables, en
aquellos ejercicios en que se presten los servicios. La eta-
pa de progreso de la prestación se calcula con arreglo a
la valoración de la prestación en forma de porcentaje de
los servicios englobados o como proporción entre los cos-
tes soportados y la estimación de los costes totales de la
operación. En aquellos casos en que sea posible determi-
nar de forma fiable el valor de los ingresos, estos últimos
se contabilizan hasta coincidir con los costes soportados
cuya recuperación se espera.
ingresos y gastos financieros de derivadosLos ingresos y los gastos financieros de derivados incluyen:
> los ingresos y los gastos de derivados ponderados al valor
razonable registrado en las Cuentas de resultados sobre
el riesgo de tipo de interés y de tipo de cambio;
> los ingresos y los gastos de derivados de cobertura cash
flow hedge sobre el riesgo de tipo de interés y de tipo de
cambio.
otros ingresos y gastos financierosEn todos los activos y los pasivos financieros valorados al
coste amortizado y los activos financieros que devengan in-
tereses y clasificados como disponibles para la venta, los in-
tereses activos y pasivos se contabilizan mediante el método
del tipo de interés efectivo. El tipo de interés efectivo es el
tipo que actualiza exactamente los pagos o los cobros futu-
ros estimados a lo largo de la vida prevista del instrumento
financiero o, si procede, durante un período más breve, se-
gún el valor contable neto del activo o el pasivo financiero.
Los intereses activos se reflejan en la medida en que resul-
te probable que los beneficios económicos redunden en el
Grupo y que su importe se pueda valorar de un modo fiable.
Los otros ingresos y gastos financieros incluyen también las
variaciones del valor razonable de instrumentos financieros
diferentes de los derivados.
impuesto de sociedades
impuesto de sociedades corrienteLos impuestos corrientes sobre el resultado del ejercicio,
contabilizados en las “Deudas por impuesto de socieda-
des”, deducidos los pagos a cuenta efectuados, o bien en
el asiento “Créditos por impuesto de sociedades” cuando el
saldo neto resulte a devolver, se calculan basándose en la
estimación de la base imponible y de conformidad con las
disposiciones en vigor.
En concreto, dichas deudas y créditos se determinan aplican-
do los tipos impositivos previstos por medidas promulgadas
o sustancialmente promulgadas en la fecha de referencia.
Los impuestos corrientes se apuntan en las Cuentas de re-
sultados, a excepción de los relativos a asientos registrados
fuera de las Cuentas de resultados, que se reconocen direc-
tamente en el patrimonio neto.
impuesto de sociedades diferido y antici-padoLos impuestos de sociedades diferidos y anticipados se cal-
culan a partir de las diferencias temporales entre los valores
patrimoniales inscritos en los Estados contables y los corres-
pondientes valores reconocidos a efectos fiscales, aplicando
el tipo impositivo en vigor en la fecha en la que la diferencia
temporal se devuelva, calculada con arreglo a los tipos im-
positivos previstos por medidas promulgadas o sustancial-
mente promulgadas en la fecha de referencia.
Un pasivo fiscal diferido se apunta por cada diferencia impo-
nible temporal, salvo en el caso de que dicho pasivo se des-
prenda de la contabilización inicial del fondo de comercio
o con referencia a diferencias imponibles temporales refe-
ribles a participaciones en sociedades controladas y asocia-
das y empresas conjuntas, cuando el Grupo se encuentra en
posición de controlar la cronología de anulación de dichas
diferencias temporales y resulta probable que, en el futuro
previsible, estas no se anulen.
Los activos por impuestos anticipados relativos a todas las
diferencias imponibles temporales, las pérdidas fiscales o
los créditos tributarios no utilizados se contabilizan cuando
su recuperación es probable, o sea, cuando se prevé que en
el futuro se dispondrá de bases imponibles suficientes para
recuperar el activo.
La recuperabilidad de los activos por impuestos anticipados
se reexamina en cada cierre de un período.
Los activos por impuestos anticipados no apuntados en los
Estados contables se reexaminan en cada fecha de referen-
cia de dichos Estados y se anotan en la medida en que ya sea
probable que una futura base imponible permita recuperar
el activo fiscal diferido.
Los impuestos de sociedades diferidos y anticipados se apun-
tan en las Cuentas de resultados, a excepción de los relativos
a asientos registrados fuera de las Cuentas de resultados, que
se reconocen directamente en el patrimonio neto.
186 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Los impuestos de sociedades diferidos y anticipados, aplica-
dos por la misma autoridad fiscal, se compensan si existe un
derecho legalmente ejercitable para compensar los activos
fiscales corrientes con los pasivos fiscales corrientes que se
generen en el momento de su devolución.
DividendosLos dividendos se contabilizan cuando se establece el dere-
cho a recibir el pago.
Los dividendos pagaderos a terceros se representan como
movimiento del patrimonio neto en la fecha en la que los
apruebe la Junta de Accionistas.
3principios contables recientes
nuevos principios contables aplicados en 2014El Grupo adoptó los siguientes principios contables y en-
miendas con fecha de vigencia a partir del 1 de enero de
2014:
> “NIIF 10 - Estados financieros consolidados”. Sustituye
a la “SIC 12 - Consolidación de entidades con cometido
especial (sociedades vehículo)” y, limitándose a la parte
relativa a los Estados contables consolidados, a la “NIC
27 - Estados financieros consolidados y separados”, cuya
denominación fue modificada por “Estados financieros
separados”. La norma introduce un nuevo modelo de
valoración de la existencia del control (presupuesto in-
dispensable para consolidar una participada), sin modi-
ficar las técnicas de consolidación previstas en la NIC 27
anteriormente en vigor. Dicho modelo debe ser aplicado
indistintamente a todas las participadas, incluyendo las
sociedades vehículo denominadas según el nuevo prin-
cipio de “entidades estructuradas”. Mientras que en los
anteriores principios contables se daba más importancia,
allí donde el control no se derivase del hecho de tener la
mayoría de los derechos de voto reales o potenciales, al
análisis de los riesgos/beneficios derivados de la propia
cuota en la participada, la NIIF 10 se centra en el juicio
sobre tres elementos que considerar en cada valoración:
el poder de dirigir las actividades relevantes (power); la
exposición a la variabilidad de los rendimientos deriva-
dos de la relación participativa; y el vínculo entre el poder
y los rendimientos, es decir, la capacidad de influir en los
rendimientos de la participada ejerciendo sobre esta úl-
tima el poder de decisión propio. Los efectos contables
que se derivan de la pérdida del control o de la modifica-
ción de la cuota de participación en una participada (sin
pérdida de control) no experimentan variación respecto
a lo previsto en la NIC 27 anteriormente en vigor.
La aplicación retroactiva de dicha norma no tuvo repercu-
siones en los presentes Estados contables consolidados.
> “NIC 27 - Estados financieros separados”. Simultánea-
mente a la emisión de la NIIF 10 y la NIIF 12, la NIC 27
anteriormente en vigor ha sido modificada tanto en su
denominación como en su contenido, eliminando todas
las disposiciones relativas a la redac ción de los estados
contables consolidados (el resto de las disposiciones per-
manecen sin cambios). A consecuencia de dicha modifi-
cación, por tanto, el principio solo indica los criterios de
contabilización y cálculo contable, así como las caracte-
rísticas de la información que se ha de presentar en los
estados financieros separados en materia de sociedades
controladas, empresas conjuntas y empresas asociadas.
La aplicación de dicha modificación no acarreó conse-
cuencias en los Estados contables separados.
> “NIIF 11 - Acuerdos conjuntos”. Sustituye a la “NIC 31
- Participaciones en negocios conjuntos” y a la “SIC 13 -
Entidades controladas conjuntamente - Aportaciones no
monetarias de los partícipes”. A diferencia de la NIC 31,
que valoraba los acuerdos de control conjunto (denomi-
nados “acuerdos conjuntos”) sobre la base de la forma
contractual preelegida, el nuevo principio valora dichos
acuerdos con arreglo a la forma en que los derechos y las
obligaciones relativas son atribuidos a las partes. Concre-
tamente, la nueva norma contable identifica dos tipolo-
gías de acuerdo conjunto: la operación conjunta, cuando
las partes del acuerdo tienen un derecho proporcional
sobre los activos y son responsables de manera propor-
cional de los pasivos derivados de dicho acuerdo; y la em-
presa conjunta, cuando las partes tienen derecho a una
cuota de los activos netos o del resultado económico que
se deriva del acuerdo. En los Estados contables consolida-
dos y en los Estados contables separados, la participación
en una operación conjunta comporta la contabilización
proporcional de los activos/pasivos y de los costes/ingre-
sos relacionados con el acuerdo con arreglo a los dere-
chos/obligaciones atribuidos, sin tener en cuenta la cuo-
187
ta participativa poseída; la participación en una empresa
conjunta, en cambio, debe consolidarse mediante el mé-
todo de la participación (no se permite ya la aplicación de
la consolidación proporcional).
Los efectos derivados de la aplicación, con carácter re-
troactivo, de dicho principio en los presentes Estados
contables consolidados se ilustran oportunamente en la
Nota “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de di-
ciembre de 2013”, que figura más adelante.
> “NIC 28 - Inversiones en entidades asociadas”. Simultá-
neamente a la emisión de la NIIF 11 y la NIIF 12, la NIC
28, anteriormente en vigor, fue modificada tanto en su
denominación como en su contenido. Concretamente,
el nuevo principio, que también incluye las disposicio-
nes de la “SIC 13 - Entidades controladas conjuntamente
- Aportaciones no monetarias de los partícipes”, describe
la aplicación del método de puesta en equivalencia, que
constituye, en el ámbito de unos estados contables con-
solidados, el criterio de valoración de las sociedades aso-
ciadas y las empresas conjuntas.
Los efectos derivados de la aplicación, con carácter re-
troactivo, de dicho principio en los presentes Estados
contables consolidados se ilustran —junto a los deriva-
dos de la mencionada introducción de la NIIF 11— en la
Nota “Reexpresión de los datos comparativos a 31 de di-
ciembre de 2013”, que figura más adelante.
> “NIIF 12 - Información a revelar sobre participaciones en
otras entidades”. Contiene en una única norma conta-
ble la información a presentar en materia de participa-
ciones poseídas en sociedades controladas, operaciones
conjuntas y empresas conjuntas, sociedades asociadas y
entidades estructuradas. En concreto, la norma engloba
y sustituye la información que requerían la NIC 27, la NIC
28 y la NIC 31, a efectos de garantizar un conjunto de
datos más uniforme y coherente, introduciendo nuevas
obligaciones informativas con referencia a las controla-
das con accionistas minoritarios relevantes, a aquellas
asociadas y empresas conjuntas que resulten significati-
vas individualmente y a las entidades estructuradas.
La aplicación retroactiva de dicha norma no tuvo repercu-
siones en los presentes Estados contables consolidados.
> “Enmiendas a la NIC 32 - Instrumentos financieros: Presen-
tación - Compensación de activos y pasivos financieros”. La
nueva versión de la NIC 32 dispone que los activos y los
pasivos financieros deben ser compensados, y el corres-
pondiente saldo neto expuesto en el Estado de situación
patrimonial, solo cuando concurran en una sociedad las
dos condiciones siguientes:
a) tiene normalmente un derecho legal efectivo a com-
pensar los importes apuntados en la contabilidad; y
b) pretende extinguirlos por el importante restante neto,
o realizar el activo y al mismo tiempo extinguir el pasi-
vo.
Las modificaciones en la NIC 32 aclaran que para satis-
facer el primero de los susodichos requisitos, el derecho
a la compensación no debe estar condicionado por un
evento futuro y debe ser legalmente efectivo tanto en el
transcurso ordinario de la actividad societaria como en
caso de incumplimiento de sus obligaciones, insolvencia
o quiebra. La intención de utilizar la contabilización neta
puede hallar justificación en la praxis habitual del sector,
en el funcionamiento de los mercados financieros o en la
ausencia de límites a la potestad de emplear la liquida-
ción neta o bruta de los activos y los pasivos financieros
simultáneamente. Con referencia a dicho requisito, las
enmiendas a la NIC 32 precisan que, en caso de que la
sociedad liquide separadamente los activos y los pasivos
financieros, a efectos de su compensación en los Estados
contables, es necesario que el mecanismo de liquidación
bruta presente características específicas susceptibles de
eliminar o, en cualquier caso, de reducir a niveles no sig-
nificativos el riesgo de crédito o de liquidez, así como de
procesar créditos y deudas en un único flujo de liquida-
ción.
La aplicación de esta norma no acarreó repercusiones
particulares en los presentes Estados contables consoli-
dados.
> “Enmiendas a la NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12 - Guía de transi-
ción”. La enmienda tiene el objetivo de dilucidar algunos
aspectos relativos a la fase de primera aplicación de las
normas NIIF 10, NIIF 11 y NIIF 12. En particular, la NIIF 10
fue modificada para aclarar que por fecha de aplicación
inicial del principio se debe entender el inicio del ejer-
cicio en que este se aplique por primera vez (es decir, 1
de enero de 2013); además, se limitó la nota informativa
comparativa que hay que facilitar en el primer ejercicio
de aplicación. La NIIF 11 y la NIIF 12 se modificaron de
un modo análogo, limitando los efectos, tanto en térmi-
nos de rectificación de los datos de los estados contables
como en lo referente a las notas informativas, derivados
de la primera aplicación de la NIIF 11.
La aplicación retroactiva de dichas modificaciones no
tuvo repercusiones en los presentes Estados contables
consolidados.
> “Enmiendas a la NIIF 10, NIIF 12 y NIC 27 - Entidades de
inversión”. Estas modificaciones introducen una excep-
188 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
ción a la obligación, contenida en la NIIF 10, de conso-
lidar todas las sociedades controladas, en caso de que
la sociedad de control se califique como entidad de in-
versión. En concreto, las entidades de inversión, según la
definición de estas enmiendas, no deben consolidar sus
sociedades controladas, a excepción del caso en que es-
tas presten servicios relacionados con la actividad de in-
versión de la sociedad de control. Las sociedades contro-
ladas no consolidadas se han de valorar con arreglo a la
NIIF 9 o la NIC 39. La sociedad de control de una entidad
de inversión debe, en cambio, consolidar todas sus con-
troladas (incluidas las poseídas mediante dicha entidad
de inversión), excepto en el caso en que también ella se
califique como tal.
La aplicación retroactiva de dichas modificaciones no
tuvo repercusiones en los presentes Estados contables
consolidados.
> “Enmiendas a la NIC 36 - Información a revelar sobre el im-
porte recuperable de los activos no financieros”. Las modifi-
caciones aportadas a la NIC 36 por la NIIF 13 no reflejaban
las intenciones del CNIC acerca de la información suscep-
tible de presentación en los estados contables en relación
con el valor recuperable de los activos devaluados. En con-
secuencia, el CNIC enmendó de nuevo la norma, eliminan-
do la información introducida por la NIIF 13 y requiriendo
datos específicos acerca del cálculo del valor razonable en
aquellos casos en que el valor recuperable de los activos
devaluados se base en dicho valor razonable, una vez de-
ducidos los costes de desinversión. Por último, las modifi-
caciones en cuestión exigen información sobre el valor re-
cuperable de los activos o las CGU (unidades generadoras
de efectivo, por sus siglas en inglés) respecto de los cuales,
durante el período, se haya contabilizado o restituido una
pérdida por deterioro de valor.
La aplicación retroactiva de dichas modificaciones no
tuvo repercusiones en los presentes Estados contables
consolidados.
> “Enmiendas a la NIC 39 - Novación de derivados y conti-
nuación de la contabilidad de coberturas”. Las modifica-
ciones tienen el objetivo de permitirles a las sociedades,
siempre que concurran ciertas condiciones específicas,
no interrumpir la contabilidad de cobertura en razón de
la novación del instrumento de cobertura con una con-
traparte central, en aplicación de leyes o reglamentos.
La aplicación retroactiva de dichas modificaciones no
tuvo repercusiones en los presentes Estados contables
consolidados.
principios contables de futura aplicaciónA continuación se incluye el listado de las nuevas normas,
enmiendas e interpretaciones con fecha de vigor posterior
al 31 de diciembre de 2014:
> “CINIIF 21 - Gravámenes”, emitida en mayo de 2013. La
interpretación define el momento en que una sociedad
debe contabilizar en los estados contables un pasivo en
razón de su obligación de pagar impuestos (distintos del
impuesto de sociedades) debidos al Estado o, en gene-
ral, a organismos locales o internacionales. En concreto,
la interpretación dispone que el susodicho pasivo se ha
de contabilizar en los estados contables cuando se pro-
duce el evento que hace surgir la obligación de pagar el
impuesto (por ejemplo, la superación de un cierto umbral
de ingresos), según su definición en la legislación. Si el
suceso que origina la obligación antedicha tiene lugar
a lo largo de un período específico de tiempo, el pasivo
se ha de contabilizar progresivamente. La interpretación
será aplicable a partir de los ejercicios que den comienzo
del 17 de junio de 2014 en adelante. El Grupo no prevé
impactos derivados de la aplicación futura de las nuevas
disposiciones.
> “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2011-2013”, publicadas
en diciembre de 2013; contienen modificaciones forma-
les y aclaraciones a principios ya existentes que no se es-
tima tengan una repercusión significativa para el Grupo
y que serán aplicables a partir del 1 de enero de 2015. En
concreto, se modificaron los principios siguientes:
- “NIIF 3 - Combinaciones de negocios”; la enmienda
aclara que la NIIF 3 no se aplica, en los estados finan-
cieros de un acuerdo conjunto, para la contabilización
de la constitución de dicho acuerdo.
- “NIIF 13 - Cálculo del valor razonable”; la modificación
explica que la excepción prevista por la norma y con-
sistente en valorar los activos y los pasivos financieros
basándose en la exposición neta de cartera (the port-
folio exception) se aplica a todos los contratos entran-
tes en la esfera de aplicación de la NIC 39 o la NIIF 9,
aunque no respondan a los requisitos plasmados en
la NIC 32 para ser clasificados como activos o pasivos
financieros.
- “NIC 40 - Inversiones inmobiliarias”; con arreglo a la NIC
40, un inmueble en manos de un arrendador mediante
un arrendamiento operativo se puede considerar una
inversión inmobiliaria exclusivamente en caso de que
dicho inmueble satisfaga los requisitos previstos por el
principio para ser calificado como tal y el arrendador
189
pondere dichas inversiones en virtud del modelo del
valor razonable. La enmienda aclara que se requiere el
juicio de la dirección para determinar si la adquisición
de una inversión inmobiliaria representa la adquisición
de un activo o de un grupo de activos o una combina-
ción de negocios según lo dispuesto por la NIIF 3. Dicho
juicio debe estar en consonancia con las aplicaciones
complementarias de la NIIF 3.
Las “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2011-2013” modifi-
caron las bases de conclusión de la norma “NIIF 1 - Adop-
ción por primera vez de las Normas Internacionales de In-
formación Financiera” para aclarar que una entidad que
la aplique por primera vez puede también adoptar una
nueva NIIF, cuya implementación no sea aún obligatoria,
si la misma permite su aplicación anticipada.
> “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2010-2012”, publicadas
en diciembre de 2013; contienen modificaciones forma-
les y aclaraciones a principios ya existentes que no se es-
tima tengan una repercusión significativa para el Grupo y
que serán aplicables a partir de los ejercicios que comien-
cen del 1 de febrero de 2015 en adelante. En concreto, se
modificaron los principios siguientes:
- “NIIF 2 - Pagos basados en acciones”; la modificación
separa las definiciones de “condiciones de rendimien-
to” y “condiciones de servicio” de la definición de “con-
diciones de irrevocabilidad” para conseguir una mayor
claridad de las mismas.
- “NIIF 3 - Combinaciones de negocios”; la enmienda
aclara cómo se ha de clasificar y valorar una posible
contraprestación contingente pactada en el marco de
una combinación de negocios. En concreto, la modi-
ficación establece que si la contraprestación contin-
gente representa un instrumento financiero, se ha de
clasificar como pasivo financiero o como instrumento
representativo de capital. En el primer caso, el pasivo se
pondera a su valor razonable y las correspondientes va-
riaciones se contabilizan en las Cuentas de resultados,
de conformidad con la NIIF 9. Las contraprestaciones
contingentes que no representan instrumentos finan-
cieros se contabilizan a su valor razonable y las corres-
pondientes variaciones se anotan en las Cuentas de
resultados.
- “NIIF 8 - Segmentos de operación”; las modificaciones
introducen información adicional a efectos de permi-
tirles a los usuarios de los estados contables entender
las opiniones de la dirección acerca de la agregación
de los segmentos operativos y los motivos de la misma.
Las enmiendas aclaran, además, que la conciliación en-
tre el total del activo de los segmentos operativos y el
total del activo de la sociedad solo se requiere si la di-
rección la facilita periódicamente.
- “NIC 16 - Inmuebles, plantas y maquinaria”; la enmien-
da clarifica que cuando se revisa el valor de un elemen-
to del inmovilizado material, su valor contable “bruto”
se adecua en consecuencia. Además, se aclara que la
amortización acumulada se calcula como la diferencia
entre el valor contable “bruto” y el valor contable una
vez consideradas todas las pérdidas por deterioro de
valor acumuladas.
- “NIC 24 - Informaciones a revelar sobre partes vincula-
das”; la modificación establece que también son partes
relacionadas las entidades de gestión, o sea, aquellas
cuyos directivos con una responsabilidad estratégica
prestan servicios a la sociedad. Se desprende de lo an-
terior que la sociedad habrá de evidenciar en el marco
de la información requerida por la NIC 24 en materia
de partes relacionadas, además de los costes por ser-
vicios pagados o pagaderos a la entidad de gestión,
también el resto de transacciones con dicha sociedad,
como, por ejemplo, las financiaciones. El cambio sirve
también para esclarecer que, si una sociedad obtiene
de otras entidades servicios de dirección con respon-
sabilidad estratégica, la misma no estará obligada a
proporcionar la información acerca de las retribuciones
pagadas o susceptibles de pago por la entidad de ges-
tión a dichos directivos.
- “NIC 38 - Activos intangibles”; la enmienda clarifica que
cuando se revisa el valor de un elemento de un activo
intangible, su valor contable “bruto” se adecua en con-
secuencia. Además, se aclara que la amortización acu-
mulada se calcula como la diferencia entre el valor con-
table “bruto” y el valor contable una vez consideradas
todas las pérdidas por deterioro de valor acumuladas.
Las “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2010-2012” mo-
dificaron las bases de conclusión de la norma “NIIF 13
- Cálculo del valor razonable”, al aclarar que los créditos
y las deudas a corto plazo que no presenten un tipo de
interés aplicable al importe facturado se pueden seguir
valorando sin su actualización, si el efecto de esta no es
relevante.
> “Enmiendas a la NIC 19 - Planes de prestaciones definidas:
aportaciones de los empleados”, publicadas en noviem-
bre de 2013. Las modificaciones tienen el objetivo de
aclarar cómo contabilizar las contribuciones ingresadas
por empleados en el ámbito de un plan de prestaciones
definidas. En concreto, las aportaciones relacionadas con
los servicios prestados deben contabilizarse como reduc-
ción del coste por servicios cumplidos:
190 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
- a lo largo del período en que los empleados hayan
prestado sus servicios, si el importe de las contribu-
ciones debidas varía en razón del número de años de
trabajo; o
- en el período en que el servicio pertinente se haya
prestado, si el importe de las aportaciones debidas no
oscila en función del número de años de servicio.
Las modificaciones serán aplicables retroactivamente a
partir de los ejercicios que se inicien del 1 de febrero de
2015 en adelante. El Grupo está valorando las repercu-
siones derivadas de la aplicación futura de las nuevas
disposiciones.
> “NIIF 9 - Instrumentos financieros”, publicada, en su ver-
sión definitiva, el 24 de julio de 2014 para sustituir a la
actual “NIC 39 - Instrumentos financieros: reconocimiento
y valoración” y prevalecer sobre todas las versiones ante-
riores. El principio es aplicable a partir del 1 de enero de
2018 y se permite su implementación anticipada, tras la
correspondiente aprobación.
La versión final de la NIIF 9 engloba los resultados de las
tres fases del proyecto de sustitución de la NIC 39 relati-
vas a la clasificación y la valoración, el deterioro y la con-
tabilidad de cobertura.
En relación con la clasificación de los instrumentos finan-
cieros, la NIIF 9 contempla un único enfoque para todos
los tipos de activos financieros, incluidos aquellos que
contienen derivados implícitos, por lo que pasan a clasifi-
carse en su integridad, sin el establecimiento de comple-
jas metodologías de bipartición.
A fin de determinar de qué modo se deben clasificar y
valorar los activos financieros, se ha de considerar el mo-
delo de negocio para gestionar el activo financiero y las
características de los flujos de efectivo contractuales. A
tal efecto, por modelo de negocio se entiende el modo
en que la sociedad gestiona sus activos financieros para
generar flujos de efectivo, o sea, percibiendo los flujos de
efectivo contractuales, vendiendo el activo financiero, o
ambas opciones.
Los activos financieros al coste amortizado se integran en
un modelo de negocio cuyo objetivo es el de percibir los
flujos de efectivo contractuales, mientras que aquellos al
valor razonable entre el resto de ingresos totales (FVTO-
CI, por sus siglas en inglés) son poseídos con el objeti-
vo de percibir tanto los flujos de efectivo contractuales
como los de venta. Dicha categoría permite reflejar en las
Cuentas de resultados los intereses con arreglo al méto-
do del coste amortizado y en las OCI el valor razonable
del activo financiero.
La categoría de los activos financieros al valor razonable
a través de utilidad o pérdida (FVTPL, por sus siglas en in-
glés) es, en cambio, una categoría residual que acoge los
activos financieros que no son poseídos en uno de los dos
modelos de negocio indicados con anterioridad, inclui-
dos los mantenidos para la negociación y los gestionados
en virtud de su correspondiente valor razonable.
En lo concerniente a la clasificación y la valoración de los
pasivos financieros, la NIIF 9 vuelve a proponer el trata-
miento contable previsto por la NIC 39, aportando ciertas
modificaciones limitadas, en virtud de las cuales la mayor
parte de los mismos se pondera al coste amortizado; ade-
más, se sigue permitiendo designar un pasivo financiero
al valor razonable a través de utilidad o pérdida en pre-
sencia de algunos requisitos específicos.
El principio introduce nuevas disposiciones para los pasi-
vos financieros designados al valor razonable registrado
en las Cuentas de resultados, en función de las cuales, en
dichas circunstancias, la porción de las variaciones de va-
lor razonable debidas al own credit risk se debe apuntar
en las OCI, y no en las Cuentas de resultados. Se permite
aplicar dicho aspecto del principio anticipadamente, sin
la obligación de aplicar el principio en su integridad.
Comoquiera que, durante la crisis financiera, el modelo
de deterioro de valor basado en las pérdidas crediticias
reveló sus evidentes limitaciones vinculadas al aplaza-
miento de la contabilización de las pérdidas en créditos
hasta el momento en que se contara con la prueba del
suceso de un evento de activación, el principio propone
un nuevo modelo que les permita a los usuarios de los
estados contables disponer de mayor información sobre
las pérdidas crediticias previstas.
En sustancia, el modelo prevé:
a) la aplicación de un único enfoque a todos los activos
financieros;
b) la contabilización de las pérdidas previstas en cada
momento y la actualización de su importe a la finali-
zación de cada período contable, a efectos de reflejar
las variaciones en el riesgo de crédito del instrumento
financiero;
c) la valoración de las pérdidas previstas con arreglo a
la información razonablemente disponible sin unos
costes excesivos, incluida la información histórica, co-
rriente y de pronóstico;
d) la mejora de los comunicados sobre las pérdidas pre-
vistas y el riesgo de crédito.
La NIIF 9, además, introduce un nuevo modelo de conta-
bilidad de cobertura, con el objetivo de alinear los resul-
tados contables con las actividades de gestión del riesgo
y establecer un enfoque más basado en los principios.
191
El nuevo enfoque de contabilidad de cobertura les per-
mitirá a las sociedades reflejar las actividades de gestión
del riesgo en sus estados contables, extendiendo los cri-
terios de elegibilidad en calidad de elemento cubierto a
los componentes de riesgo de los elementos no financie-
ros, a las posiciones netas, a las capas (layer components)
y a las exposiciones agregadas (es decir, una combina-
ción de una exposición no derivada y un derivado). En
relación con los instrumentos de cobertura, las modifi-
caciones más significativas respecto al modelo de con-
tabilidad de cobertura propuesto por la NIC 39 atañen a
la posibilidad de diferir el valor temporal de una opción,
el componente a futuro de un contrato a futuro y los
currency basis spreads (es decir, los costes de cobertura)
en las OCI hasta el momento en que el elemento cubier-
to repercuta en las Cuentas de resultados. Por añadidu-
ra, la NIIF 9 elimina el requisito relativo a la prueba de
eficacia, con arreglo al cual los resultados de la prueba
retrospectiva habían de entrar en el rango 80%-125%,
previendo también la posibilidad de reequilibrar la rela-
ción de cobertura, si los objetivos de la gestión del riesgo
permanecen sin cambios.
Finalmente, la NIIF 9 no sustituye las disposiciones de la
NIC 39 en materia de contabilización de la cobertura de
valor razonable en una cartera en relación con el riesgo
de tipo de interés (macro hedge accounting), ya que di-
cha fase del proyecto de sustitución de la NIC 39 se escin-
dió y sigue siendo en la actualidad objeto de debate. Al
respecto, en abril de 2014 el CNIC publicó su documento
de debate Accounting for Dynamic Risk management: a
Portfolio Revaluation Approach to Macro Hedging.
Las posibles repercusiones de la futura aplicación de la
NIIF 9 están en curso de valoración.
> “NIIF 14 - Cuentas regulatorias diferidas”, publicada en
enero de 2014. La norma les permite a las entidades que
la vayan a adoptar por primera vez seguir registrando
los importes relativos a las tarifas reguladas inscritos con
arreglo a los principios adoptados anteriormente (por
ej.: principios locales), con ocasión de la primera imple-
mentación de las NIIF. La norma no es susceptible de
adopción por las sociedades que ya redactan sus estados
contables según las NIIF/NIC. En otras palabras, una so-
ciedad no puede contabilizar activos y pasivos rate regu-
lated con arreglo a la NIIF 14 si los principios contables
corrientes no permiten registrar dichos activos y pasivos
o si la sociedad no había adoptado esa política contable,
prevista por los principios contables corrientes. La norma
se aplicará retroactivamente, previa homologación, a
partir de los ejercicios que comiencen del 1 de enero de
2016 en adelante. La aplicación del principio no acarrea
impactos para el Grupo.
> “NIIF 15 - Ingresos procedentes de contratos con clientes”,
publicada en mayo de 2014, introduce un marco global
de referencia para la contabilización y la medición de los
ingresos, así como el conjunto de notas de acompaña-
miento. El nuevo principio sustituirá a la “NIC 11 - Con-
tratos de construcción”, la “NIC 18 - Ingresos ordinarios”,
la “CINIIF 13 - Programas de fidelización de clientes”, la
“CINIIF 15 - Acuerdos para la construcción de inmuebles”,
la “CINIIF 18 - Transferencia de activos procedentes de
clientes” y la “SIC 31 - Ingresos ordinarios. Permutas que
comprenden servicios de publicidad”. La nueva norma es-
tablece que la sociedad debe contabilizar los ingresos a
fin de representar fielmente el proceso de transferencia
de los bienes y los servicios a los clientes, ponderando la
retribución que se espera obtener a cambio de los mis-
mos. El nuevo criterio de registro de los ingresos se basa
en un modelo constituido por 5 fases fundamentales: la
sociedad debe identificar el o los contratos con el clien-
te (fase 1); una vez identificado el contrato, la sociedad
debe valorar sus condiciones y la praxis comercial a efec-
tos de dilucidar qué bienes y servicios son objeto de cada
una de las obligaciones indicadas en el contrato (fase 2);
a continuación, la sociedad debe calcular el precio de la
transacción (fase 3), que está representado por la retribu-
ción que se prevé obtener; la sociedad deberá, por lo tan-
to, asignar el precio de la transacción entre las diversas
obligaciones individuales reflejadas en el contrato (fase
4) con arreglo al valor de cada una de ellas; los ingresos
se contabilizan cuando la sociedad cumple con las obli-
gaciones específicas identificadas (fase 5). El principio se
aplicará, previa homologación, a partir de los ejercicios
que comiencen del 1 de enero de 2017 en adelante. El
Grupo está valorando las repercusiones derivadas de la
aplicación futura de las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 11 - Contabilización de las adquisicio-
nes de intereses en operaciones conjuntas”, publicadas en
mayo de 2014. Las modificaciones aclaran el tratamien-
to contable para las adquisiciones de intereses en una
operación conjunta que constituye un negocio en virtud
de la NIIF 3, requiriendo la aplicación de todas las reglas
de contabilización de las combinaciones de negocios de
dicha NIIF 3 y de las demás NIIF, a excepción de los prin-
cipios que entren en conflicto con la guía operativa de la
NIIF 11. Con arreglo a tales modificaciones, un operador
conjunto en calidad de adquirente de dichos intereses
debe ponderar al valor razonable los activos y los pasivos
identificables; registrar en las Cuentas de resultados los
192 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
correspondientes costes de adquisición (a excepción de
los costes de emisión de la deuda o el capital); contabili-
zar los impuestos diferidos; apuntar el eventual fondo de
comercio o ganancia derivada de una compra a precios
favorables; efectuar la prueba de deterioro de valor de las
unidades generadoras de efectivo a las que se asignó el
fondo de comercio y proporcionar la información relativa
a las combinaciones de negocios relevantes. Las modifi-
caciones serán aplicables, previa homologación, a partir
de los ejercicios que se inicien del 1 de enero de 2016 en
adelante.
> “Enmiendas a la NIC 16 y la NIC 38 - Aclaración de los
métodos aceptables de depreciación y amortización”, pu-
blicadas en mayo de 2014. Las modificaciones se erigen
como una guía complementaria sobre las condiciones de
cálculo de la amortización relativa a inmuebles, plantas
y maquinaria y a los inmovilizados intangibles. Las previ-
siones de la NIC 16 fueron modificadas para no permitir,
explícitamente, un método de amortización basado en
los ingresos generados (el denominado revenue-based
method). Las disposiciones de la NIC 18 fueron objeto de
ciertos cambios destinados a introducir la hipótesis de
que la amortización calculada según el revenue-based
method no se haya considerado apropiada. Sin embargo,
dicho supuesto se puede soslayar si:
- el activo intangible se expresa como una medida de los
ingresos;
- puede demostrarse que los ingresos y el consumo de
los beneficios económicos generados por un activo in-
tangible están estrechamente relacionados.
Las modificaciones serán aplicables prospectivamente,
previa homologación, a partir de los ejercicios que se
inicien del 1 de enero de 2016 en adelante. El Grupo no
prevé impactos derivados de la aplicación futura de las
nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIC 16 y la NIC 41 - Plantas portadoras de
frutos”, publicadas en junio de 2014. Las modificaciones
variaron los requisitos de contabilización de los activos
biológicos que corresponden a la definición de plantas
portadoras de frutos, como, por ejemplo, los árboles fru-
tales, que ahora entran en el ámbito de aplicación de la
“NIC 16 - Inmuebles, plantas y maquinaria” y que, en con-
secuencia, estarán sujetos a todas las disposiciones de
dicha norma. Se desprende de lo anterior que, para la va-
loración posterior a la contabilización inicial, la sociedad
podrá elegir entre el modelo del coste y el de la redeter-
minación del valor (el denominado revaluation model).
Los productos agrícolas madurados en las plantas porta-
doras de frutos (como, por ejemplo, la fruta) permanecen
en el ámbito de aplicación de la “NIC 41 - Agricultura”. Las
modificaciones serán aplicables, previa homologación, a
partir de los ejercicios que se inicien del 1 de enero de
2016 en adelante. El Grupo no prevé impactos derivados
de la aplicación futura de las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIC 27 - Método de la participación en
los estados financieros separados”, emitidas en agosto de
2014. Las modificaciones permiten el uso del método de
la participación en los estados financieros separados para
la contabilización de las participaciones en empresas
controladas, asociadas y conjuntas. Las enmiendas acla-
ran, además, ciertos aspectos relativos a las denominadas
entidades de inversión; en particular se aclaró que cuan-
do una sociedad deja de ser una entidad de inversión, ha
de contabilizar las participaciones en sociedades contro-
ladas con arreglo a la NIC 27. Por otro lado, cuando una
sociedad se convierte en una entidad de inversión, ha de
registrar las participaciones en empresas controladas al
valor razonable a través de utilidad o pérdida, según lo
contemplado en la NIIF 9. Las modificaciones serán apli-
cables, previa homologación, a partir de los ejercicios que
se inicien del 1 de enero de 2016 en adelante. La Socie-
dad matriz no prevé repercusiones derivadas de la apli-
cación futura de las nuevas disposiciones en los estados
contables separados.
> “Enmiendas a la NIIF 10 y la NIC 28 - Venta o aporta-
ción de activos entre un inversor y su asociada o nego-
cio conjunto”, publicadas en septiembre de 2014. Las
modificaciones establecen que, en caso de venta/otor-
gamiento de activos a una empresa conjunta o a una
asociada, o de una venta de participaciones que acarree
la pérdida del control, manteniendo el control conjunto
o la influencia notable en la asociada o la empresa con-
junta, el importe de la ganancia (pérdida) contabilizado
depende del hecho de si los activos o la participación
representan o no un negocio con arreglo a las dispo-
siciones de la “NIIF 3 - Combinaciones de negocios”. En
particular, si los activos o la participación constituyen un
negocio, la eventual ganancia (pérdida) se debe conta-
bilizar íntegramente; si no lo representan, la eventual
ganancia (pérdida) se ha de contabilizar solo en la me-
dida de la cuota atribuible a los accionistas terceros de
la asociada o la empresa conjunta, que representan las
contrapartes de la transacción. Las modificaciones serán
aplicables prospectivamente, previa homologación, a
las transacciones que se efectúen a partir de los ejerci-
cios que se inicien del 1 de enero de 2016 en adelante.
El Grupo no prevé impactos derivados de la aplicación
futura de las nuevas disposiciones.
193
> “Enmiendas a la NIC 1 - Iniciativa de revelación”, publica-
das en diciembre de 2014. Las modificaciones, parte de
una iniciativa más amplia de mejora de la presentación
y de las revelaciones de los estados contables, incluyen
actualizaciones en las siguientes áreas:
- materialidad: se aclaró que el concepto de materiali-
dad se aplica a los estados contables en su globalidad
y que la inclusión de información inmaterial podría re-
dundar en menoscabo de la utilidad de la información
financiera;
- desglose y subtotales: se dilucidó que los asientos es-
pecíficos de las Cuentas de resultados, de los Estados
del resultado global correspondiente al ejercicio y del
Estado de situación patrimonial pueden ser objeto de
desglose. Además, se introdujeron nuevos requisitos
para el uso de los subtotales;
- estructura de la notas de la memoria: se esclareció que
las sociedades gozan de un cierto grado de flexibilidad
acerca del orden con que se presentan las notas de
la memoria de los estados contables. Se hizo además
hincapié en que, al establecer dicho orden, la socie-
dad debe tener en cuenta los requisitos de facilidad de
comprensión y posibilidad de cotejo de dichos estados
contables;
- inversiones contabilizadas con el método de puesta
en equivalencia: la cuota de OCI relativa a las partici-
paciones en asociadas y empresas conjuntas valoradas
con el método de puesta en equivalencia se debe divi-
dir entre la parte reclasificable y la no reclasificable en
las Cuentas de resultados; dichas cuotas se habrán de
presentar en forma de asientos independientes, en el
ámbito de las correspondientes secciones de la tabla
de las Cuentas de resultados globales.
Las modificaciones serán aplicables, previa homologa-
ción, a partir de los ejercicios que se inicien del 1 de enero
de 2016 en adelante. El Grupo no prevé impactos deriva-
dos de la aplicación futura de las nuevas disposiciones.
> “Enmiendas a la NIIF 10, la NIIF 12 y la NIC 28 - Entidades
de inversión: Aplicación de la excepción de consolidación”,
publicadas en diciembre de 2014. Las modificaciones
aclaran que si la Sociedad matriz (o la sociedad de con-
trol intermedia) prepara unos estados contables de con-
formidad con la NIIF 10 (incluido el caso de una entidad
de inversión que no consolide sus participaciones en em-
presas controladas, valorándolas por el contrario al valor
razonable), la exención de la presentación de los estados
contables consolidados se extiende a las controladas de
una entidad de inversión, que, a su vez, son calificadas
asimismo como entidades de inversión. Por añadidura,
las modificaciones aclaran que una sociedad de control
que reúna los requisitos de una entidad de inversión
debe consolidar una controlada que preste actividades o
servicios de inversión asociados a sus propias actividades
de inversión, si la controlada no es ella misma una en-
tidad de inversión. Las enmiendas simplifican además la
aplicación del método de la puesta en equivalencia para
una sociedad que no sea una entidad de inversión, pero
que posea una participación en una empresa asociada o
conjunta calificada como una entidad de inversión. En
particular, la sociedad, cuando aplica el método de pues-
ta en equivalencia, puede mantener la evaluación al valor
razonable aplicada por las asociadas o las empresas con-
juntas, equity investment, a sus respectivas participacio-
nes en empresas controladas. Las modificaciones serán
aplicables, previa homologación, a partir de los ejercicios
que se inicien del 1 de enero de 2016 en adelante. El Gru-
po no prevé impactos derivados de la aplicación futura
de las nuevas disposiciones.
> “Mejoras anuales a las NIIF, ciclo 2012-2014”, publicadas
en septiembre de 2014; contienen modificaciones forma-
les y aclaraciones a principios ya existentes que no se es-
tima tengan una repercusión significativa para el Grupo.
En concreto, se modificaron los principios siguientes:
- “NIIF 5 - Activos no corrientes mantenidos para la venta
y actividades interrumpidas”; las modificaciones acla-
ran que el cambio de clasificación de un activo (o un
grupo enajenable de elementos) de mantenido para la
venta a mantenido para la distribución a los socios no
debe considerarse un nuevo plan de desinversión, sino
la continuación del plan original. Por lo tanto, dicha
modificación de clasificación no conlleva la interrup-
ción de la aplicación de las disposiciones de la NIIF 5, ni
tan siquiera la variación de la fecha de clasificación. Las
modificaciones serán aplicables, previa homologación,
a las variaciones de clasificación efectuadas a partir de
los ejercicios que se inicien del 1 de enero de 2016 en
adelante.
- “NIIF 7 - Instrumentos financieros: información a re-
velar”; en relación con las revelaciones que se han de
aportar para cada implicación residual en activos trans-
feridos y cancelados por su importe íntegro, las modi-
ficaciones de la norma aclaran que, a efectos de dicha
comunicación, un contrato de mantenimiento, que
contemple el abono de una comisión, puede represen-
tar una implicación residual en dicho activo transmiti-
do. La sociedad debe analizar la naturaleza de la comi-
sión y del contrato para determinar cuándo se requiere
la revelación específica. Las modificaciones aclaran, por
194 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
añadidura, que las revelaciones relativas a la compen-
sación de activos y pasivos financieros no son necesa-
rias en los estados contables intermedios sintéticos. Las
modificaciones serán aplicables, previa homologación,
a partir de los ejercicios que se inicien del 1 de enero de
2016 en adelante.
- “NIC 19 - Retribuciones a los empleados”; la NIC 19 re-
quiere que el tipo de descuento utilizado para actuali-
zar el pasivo por prestaciones posteriores al cese de la
relación laboral se determine con referencia a los rendi-
miento de títulos de grandes empresas o títulos públi-
cos, en caso de que no exista un mercado profundo de
los primeros. La modificación de la NIC 19 aclara que la
profundidad del mercado de títulos de grandes empre-
sas se ha de valorar con arreglo a la moneda en que se
encuentra expresada la obligación y no en función de
la moneda del país en que dicha obligación está loca-
lizada. Si no existe un mercado profundo de títulos de
grandes empresas en dicha moneda, se ha de utilizar
el correspondiente tipo de rendimiento de los títulos
públicos. Las modificaciones serán aplicables, previa
homologación, a partir de los ejercicios que se inicien
del 1 de enero de 2016 en adelante.
- “NIC 34 - Información financiera intermedia”; la modifi-
cación contempla que las revelaciones requeridas para
los informes trimestrales y semestrales se proporcionen
en los estados contables intermedios o que se haga re-
ferencia a las mismas en dichos estados, remitiendo a
otro documento (por ej.: el informe de los Consejeros
sobre la gestión del riesgo) que esté a disposición de
los usuarios de los estados contables bajo las mismas
condiciones y al mismo tiempo de dichos estados. Las
modificaciones serán aplicables, previa homologación,
a partir de los ejercicios que se inicien del 1 de enero de
2016 en adelante.
4reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013
Los datos comparativos relativos al Estado de situación pa-
trimonial a 31 de diciembre de 2013 y a las Cuentas de resul-
tados de 2013 fueron modificados en razón de la aplicación
de las normas siguientes:
> NIIF 11, para el criterio de consolidación de los acuerdos
conjuntos;
> NIIF 3, para la contabilización definitiva de combinacio-
nes de negocios (PPA);
> reclasificaciones de dividendos, derivados y otros bienes.
niiF 11Con arreglo a lo contemplado en la norma NIIF 11, aplicable
a partir del 1 de enero de 2014 con eficacia retroactiva, el
único método de contabilización válido para los acuerdos
conjuntos es el de puesta en equivalencia. En consecuencia,
comoquiera que el Grupo adoptaba con anterioridad el mé-
todo de consolidación proporcional, se reexpresaron los da-
tos del Estado de situación patrimonial y los de las Cuentas
de resultados presentados en los Estados contables consoli-
dados a 31 de diciembre de 2013, con los efectos siguientes:
> reclasificación del saldo neto de los activos (202 millo-
nes de euros) y de los pasivos (140 millones de euros),
todos atribuibles a los acuerdos conjuntos clasificados en
el asiento “Inversiones contabilizadas con el método de
puesta en equivalencia” (62 millones de euros);
> reducción de 8 millones de euros del resultado operati-
vo antes de amortizaciones y pérdidas por deterioro de
valor (0,4%).
La aplicación de la nueva norma requirió, además, la reex-
presión de los datos operativos (personal, capacidad instala-
da, producción y número de plantas operativas) y de ciertos
indicadores de sostenibilidad.
ppaCon arreglo a lo dispuesto por la norma NIIF 3, se procedió
a la contabilización definitiva, acaecida dentro de los plazos
previstos, del valor razonable de los activos y los pasivos ad-
quiridos y de los pasivos potenciales asumidos mediante las
adquisiciones del 100% del capital social de Parque Eólico Ta-
linay Oriente (a continuación, “Talinay”) y Dominica Energía
Limpia (en lo sucesivo, “Dominica”), operaciones realizadas
en el primer trimestre de 2013. La repercusión global en los
activos y los pasivos totales fue igual a 4 millones de euros.
reclasificaciones de dividendos, derivados y otros bienesTras los cambios en las condiciones de clasificación de los
costes por compra de energía y del impacto económico de
los contratos derivados y sus correspondientes valores razo-
195
nables, así como en la clasificación de los dividendos de aso-
ciadas dentro del asiento “Flujo de efectivo por actividades
de explotación”, destinados a la aplicación de las mejores
prácticas disponibles en el sector y a favorecer la claridad de
los Estados contables, se procedió a efectuar reclasificacio-
nes en las tablas de las Cuentas de resultados consolidadas,
el Estado de situación patrimonial consolidado y el Estado
de flujos de efectivo consolidados, con el objetivo de facili-
tar el cotejo de los datos.
En la tabla que figura a continuación se ilustran los efectos
de los casos descritos en las Cuentas de resultados de 2013.
En millones de euros
2013 NIIF 11
Reclasificaciones de derivados y
otros bienes2013
reexpresado
Ingresos por ventas y servicios 2.263 (51) - 2.212
Otros ingresos y ganancias 494 (6) - 488
2.757 (57) - 2.700
Compras de energía y otros combustibles 265 (33) (54) 178
Servicios y otros bienes 444 (18) 54 480
Costes de personal 247 (5) - 242
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 722 (43) - 679
Otros gastos de explotación 138 (2) - 136
Costes por trabajos internos capitalizados (103) 9 - (94)
1.713 (92) - 1.621
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 21 - - 21
Resultado operativo 1.065 35 - 1.100
Ingresos/(Gastos) financieros netos (268) 8 260 -
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados - - (27) (27)
Otros ingresos/(gastos) financieros netos - - (233) (233)
Cuota de ganancias/(pérdidas) de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 64 (43) - 21
Resultado antes de impuestos 861 - - 861
Impuestos 324 - - 324
Resultado de las actividades en curso 537 - - 537
Resultado de las actividades interrumpidas (1) 61 - - 61
Resultado del ejercicio 598 - - 598
(1) El resultado de las actividades interrumpidas es atribuible íntegramente al Grupo.
En la tabla siguiente se constatan las variaciones de la tabla del Estado de situación patrimonial consolidado a 1 de enero de
2013 y a 1 de enero de 2014 en razón de las enmiendas susodichas, incluidos los efectos fiscales correspondientes.
196 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de euros
a 31.12.2012 NIIF 11 PPA NIIF 19/R Certificados verdesReclasificaciones
de derivadosa 01.01.2013 reexpresado a 31.12.2013 NIIF 11 PPA Talinay PPA Dominica
Reclasificaciones de derivados
a 31.12.2013reexpresado
Inmuebles, plantas y maquinaria 10.878 (174) - - - - 10.704 11.851 (134) (14) - - 11.703
Activos intangibles 1.260 (12) 80 - - - 1.328 1.328 (31) 8 7 - 1.312
Fondo de comercio 942 (4) (53) - - - 885 882 (10) 8 (5) - 875
Activos por impuestos anticipados 297 (4) - 15 - - 308 318 (5) - - - 313
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 533 53 - - - - 586 508 62 - - 570
Derivados - - - - - 7 7 - - - - 13 13
Otros activos financieros no corrientes 328 7 - - - (7) 328 363 7 - - (13) 357
Otros activos no corrientes 83 (18) - - - - 65 145 (19) - - 126
Total activos no corrientes 14.321 (152) 27 15 - - 14.211 15.395 (130) 2 2 - 15.269
Existencias 64 (4) - - - - 60 93 (4) - - - 89
Créditos comerciales 571 (6) - - (71) - 494 364 (9) - - - 355
Créditos tributarios 63 (1) - - - - 62 63 - - - 63
Derivados - - - - - 4 4 - - - - 3 3
Otros activos financieros corrientes 428 20 - - - (4) 444 224 24 - - (3) 245
Otros activos corrientes 344 (4) - - 71 - 411 417 (5) - - - 412
Efectivo y otros activos equivalentes 333 (19) - - - - 314 343 (16) - - - 327
Total activos corrientes 1.803 (14) - - - - 1.789 1.504 (10) - - - 1.494
Activos clasificados como disponibles para la venta - - - - - - - 37 - - - - 37
TOTAL ACTIVOS 16.124 (166) 27 15 - - 16.000 16.936 (140) 2 2 - 16.800
En millones de euros
a 31.12.2012 NIIF 11 PPA NIIF 19/R Certificados verdesReclasificaciones
de derivadosa 01.01.2013reexpresado a 31.12.2013 NIIF 11 PPA Talinay PPA Dominica
Reclasificaciones de derivados
a 31.12.2013reexpresado
Capital social 1.000 - - - - - 1.000 1.000 - - - - 1.000
Reservas 5.685 - - (2) - - 5.683 5.762 - - - - 5.762
Resultado del ejercicio del Grupo 413 - - (26) - - 387 528 - - - - 528
Total patrimonio neto del Grupo 7.098 - - (28) - - 7.070 7.290 - - - - 7.290
Participaciones minoritarias 874 - 9 - - - 883 973 - - - - 973
TOTAL PATRIMONIO NETO 7.972 - 9 (28) - - 7.953 8.263 - - - - 8.263
Financiaciones a largo plazo 4.617 (102) - - - - 4.515 5.277 (81) - - - 5.196
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 46 - - 43 - - 89 48 (1) - - - 47
Provisiones no corrientes 101 (1) - - - - 100 118 (1) - - - 117
Pasivos por impuestos diferidos 584 (3) 18 - - - 599 694 (9) 2 2 - 689
Derivados - - - - - 65 65 - - - - 34 34
Otros pasivos financieros no corrientes 67 (2) (65) - 37 (3) - - (34) -
Otros pasivos no corrientes 137 (2) - - - - 135 183 (2) - - - 181
Total pasivos no corrientes 5.552 (110) 18 43 - - 5.503 6.357 (97) 2 2 - 6.264
Financiaciones a corto plazo 818 (16) - - - - 802 839 (18) - - - 821
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 202 (11) - - - - 191 220 (8) - - - 212
Cuotas corrientes de las provisiones a largo plazo y corto plazo 2 - - - - - 2 14 (1) - - - 13
Deudas comerciales 1.070 (22) - - - - 1.048 753 (12) - - - 741
Derivados - - - - - - - - - - - 4 4
Deudas por impuesto de sociedades 44 (1) - - - - 43 42 (1) - - - 41
Otros pasivos financieros corrientes 89 (1) - - - - 88 93 - - - (4) 89
Otros pasivos corrientes 375 (5) - - - - 370 343 (3) - - - 340
Total pasivos corrientes 2.600 (56) - - - - 2.544 2.304 (43) - - - 2.261
Pasivos incluidos en los grupos enajenables de elementos clasificados como disponibles para la venta - - - - - - - 12 - - - - 12
TOTAL PASIVOS 8.152 (166) 18 43 - - 8.047 8.673 (140) 2 2 - 8.537
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 16.124 (166) 27 15 - - 16.000 16.936 (140) 2 2 - 16.800
197
En millones de euros
a 31.12.2012 NIIF 11 PPA NIIF 19/R Certificados verdesReclasificaciones
de derivadosa 01.01.2013 reexpresado a 31.12.2013 NIIF 11 PPA Talinay PPA Dominica
Reclasificaciones de derivados
a 31.12.2013reexpresado
Inmuebles, plantas y maquinaria 10.878 (174) - - - - 10.704 11.851 (134) (14) - - 11.703
Activos intangibles 1.260 (12) 80 - - - 1.328 1.328 (31) 8 7 - 1.312
Fondo de comercio 942 (4) (53) - - - 885 882 (10) 8 (5) - 875
Activos por impuestos anticipados 297 (4) - 15 - - 308 318 (5) - - - 313
Inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia 533 53 - - - - 586 508 62 - - 570
Derivados - - - - - 7 7 - - - - 13 13
Otros activos financieros no corrientes 328 7 - - - (7) 328 363 7 - - (13) 357
Otros activos no corrientes 83 (18) - - - - 65 145 (19) - - 126
Total activos no corrientes 14.321 (152) 27 15 - - 14.211 15.395 (130) 2 2 - 15.269
Existencias 64 (4) - - - - 60 93 (4) - - - 89
Créditos comerciales 571 (6) - - (71) - 494 364 (9) - - - 355
Créditos tributarios 63 (1) - - - - 62 63 - - - 63
Derivados - - - - - 4 4 - - - - 3 3
Otros activos financieros corrientes 428 20 - - - (4) 444 224 24 - - (3) 245
Otros activos corrientes 344 (4) - - 71 - 411 417 (5) - - - 412
Efectivo y otros activos equivalentes 333 (19) - - - - 314 343 (16) - - - 327
Total activos corrientes 1.803 (14) - - - - 1.789 1.504 (10) - - - 1.494
Activos clasificados como disponibles para la venta - - - - - - - 37 - - - - 37
TOTAL ACTIVOS 16.124 (166) 27 15 - - 16.000 16.936 (140) 2 2 - 16.800
En millones de euros
a 31.12.2012 NIIF 11 PPA NIIF 19/R Certificados verdesReclasificaciones
de derivadosa 01.01.2013reexpresado a 31.12.2013 NIIF 11 PPA Talinay PPA Dominica
Reclasificaciones de derivados
a 31.12.2013reexpresado
Capital social 1.000 - - - - - 1.000 1.000 - - - - 1.000
Reservas 5.685 - - (2) - - 5.683 5.762 - - - - 5.762
Resultado del ejercicio del Grupo 413 - - (26) - - 387 528 - - - - 528
Total patrimonio neto del Grupo 7.098 - - (28) - - 7.070 7.290 - - - - 7.290
Participaciones minoritarias 874 - 9 - - - 883 973 - - - - 973
TOTAL PATRIMONIO NETO 7.972 - 9 (28) - - 7.953 8.263 - - - - 8.263
Financiaciones a largo plazo 4.617 (102) - - - - 4.515 5.277 (81) - - - 5.196
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 46 - - 43 - - 89 48 (1) - - - 47
Provisiones no corrientes 101 (1) - - - - 100 118 (1) - - - 117
Pasivos por impuestos diferidos 584 (3) 18 - - - 599 694 (9) 2 2 - 689
Derivados - - - - - 65 65 - - - - 34 34
Otros pasivos financieros no corrientes 67 (2) (65) - 37 (3) - - (34) -
Otros pasivos no corrientes 137 (2) - - - - 135 183 (2) - - - 181
Total pasivos no corrientes 5.552 (110) 18 43 - - 5.503 6.357 (97) 2 2 - 6.264
Financiaciones a corto plazo 818 (16) - - - - 802 839 (18) - - - 821
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 202 (11) - - - - 191 220 (8) - - - 212
Cuotas corrientes de las provisiones a largo plazo y corto plazo 2 - - - - - 2 14 (1) - - - 13
Deudas comerciales 1.070 (22) - - - - 1.048 753 (12) - - - 741
Derivados - - - - - - - - - - - 4 4
Deudas por impuesto de sociedades 44 (1) - - - - 43 42 (1) - - - 41
Otros pasivos financieros corrientes 89 (1) - - - - 88 93 - - - (4) 89
Otros pasivos corrientes 375 (5) - - - - 370 343 (3) - - - 340
Total pasivos corrientes 2.600 (56) - - - - 2.544 2.304 (43) - - - 2.261
Pasivos incluidos en los grupos enajenables de elementos clasificados como disponibles para la venta - - - - - - - 12 - - - - 12
TOTAL PASIVOS 8.152 (166) 18 43 - - 8.047 8.673 (140) 2 2 - 8.537
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 16.124 (166) 27 15 - - 16.000 16.936 (140) 2 2 - 16.800
198 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En la tabla siguiente se constatan las variaciones de la tabla del Estado de flujos de efectivo consolidados de 2013.
En millones de euros
2013 NIIF 11
Reclasificaciones de dividendos, derivados y
otros bienes2013
reexpresado
Resultado antes de impuestos 861 - - 861
Resultado antes de impuestos de las actividades interrumpidas 62 - - 62
Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 722 (43) - 679
Cuota de (ganancias)/pérdidas netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia (64) 43 - (21)
Ingresos/(Gastos) financieros netos 268 (8) (260) -
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados - - 27 27
Otros ingresos/(gastos) financieros netos - - 233 233
(Plusvalías)/Minusvalías y otros elementos no pecuniarios (91) 1 - (90)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital circulante neto 1.758 (7) - 1.751
Aumento/(Disminución) de las provisiones no corrientes e indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (17) (2) - (19)
(Aumento)/Disminución de existencias (29) - (29)
(Aumento)/Disminución de los créditos y las deudas comerciales (269) 12 - (257)
(Aumento)/Disminución de otros activos/pasivos corrientes y no corrientes (155) 11 - (144)
Intereses activos (pasivos) y otros ingresos/(gastos) financieros cobrados/(pagados) (302) 8 - (294)
Impuestos pagados (287) - - (287)
Dividendos cobrados de asociadas - - 44 44
Flujo de efectivo por actividades de explotación (a) 699 22 - 765
- del que actividades interrumpidas 5 - - 5
Inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria (1.206) 2 - (1.204)
Inversiones en activos intangibles (43) - - (43)
Inversiones en empresas o grupos de empresas, excluido el efectivo y otros activos equivalentes (149) 4 - (145)
(Aumento)/Disminución de otras actividades de inversión 53 (43) - 10
Desinversiones en empresas (o grupos de empresas), excluido el efectivo y otros activos equivalentes 173 - - 173
Dividendos cobrados de asociadas 44 - (44) -
Flujo de efectivo por actividades de inversión (b) (1.128) (37) - (1.209)
- del que actividades interrumpidas 85 - - 85
Nuevas emisiones/(reembolsos) de deudas financieras a largo plazo 693 22 - 715
Reembolsos y otras variaciones netas de deudas financieras (89) (4) - (93)
Dividendos y anticipos sobre dividendos pagados (150) - - (150)
Flujo de efectivo por actividades de financiación (c) 454 18 - 472
- del que actividades interrumpidas 7 - - 7
Efecto de las diferencias de cambio sobre el efectivo y otros activos equivalentes (d) (5) - - (5)
Aumento/(Disminución) del efectivo y otros activos equivalentes (a+b+c+d) 20 3 - 23
- del que actividades interrumpidas 97 - - 97
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio 333 (19) - 314
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio (1) 353 (16) - 337
(1) Incluyen el efectivo de los “Activos clasificados como disponibles para la venta”, iguales a 10 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.
La aplicación retrospectiva a 1 de enero de 2014 de la NIIF
11 no acarreó variaciones en los Estados consolidados del
resultado global correspondiente al ejercicio ni en el Estado
de cambios en el patrimonio neto consolidado, a excepción
de una reclasificación de 2 millones de euros del asiento
“Ajustes por cambio de valor CFH” a “Reserva de inversiones
contabilizadas con el método de puesta en equivalencia”.
199
5principales variaciones del área de consolidación
En los dos ejercicios analizados, el área de consolidación su-
frió algunas modificaciones en razón de las siguientes ope-
raciones principales.
ejercicio 2013 > Adquisición, con fecha del 22 de marzo de 2013, del 100%
de Parque Eólico Talinay Oriente, sociedad eólica chilena;
> adquisición, con fecha del 26 de marzo de 2013, del 50%
de PowerCrop, sociedad activa en el sector de la biomasa
en Italia;
> cesión, con fecha del 8 de abril de 2013, del 51% de
Buffalo Dunes Wind Project, sociedad eólica estadouni-
dense;
> adquisición, con fecha del 22 de mayo de 2013, mediante
el ejercicio de las correspondientes opciones, de una cuota
adicional del 26% de las sociedades eólicas estadouniden-
ses Chisholm View LLC y Prairie Rose LLC, valoradas con el
método de puesta en equivalencia en función de la par-
ticipación accionarial poseída con anterioridad (49%). En
consecuencia, a partir de dicha fecha, las sociedades se
consolidaron con el método de integración total;
> cesión, con fecha del 1 de julio de 2013, de la participa-
ción de Enel.si Srl, sociedad controlada íntegramente, a
Enel Energia SpA. Tras la cesión, Enel.si fue desconsolida-
da a partir del 1 de julio de 2013 y los resultados econó-
micos obtenidos por la misma hasta la fecha de cesión,
como la plusvalía realizada por la cesión de las participa-
ciones en su capital social, se anotaron como actividades
interrumpidas;
> adquisición, con fecha del 8 de noviembre de 2013, de la
sociedad Origin Wind Energy LLC, titular de un proyecto
de desarrollo eólico en Estados Unidos;
> adquisición, en el mes de diciembre de 2013, del 100%
de 8 sociedades titulares de otros tantos proyectos de de-
sarrollo eólico en Estados Unidos;
> adquisiciones menores de 2013 relativas a la participa-
ción de control en la sociedad francesa La Vallier (fusio-
nada con anterioridad en Enel Green Power France), en
la sociedad mexicana Dominica y en la sociedad italiana
Enel Green Power Finale Emilia.
A partir del cuarto trimestre de 2013, de acuerdo con los
requisitos previstos por la NIIF 5 para la clasificación de los
activos y los pasivos destinados a su cesión, se procedió a
clasificar en los asientos correspondientes del Estado de si-
tuación patrimonial los activos y los pasivos relativos a las
participadas portuguesas activas en el sector de la cogene-
ración y el valor de la participación en la sociedad france-
sa WP France 3 (cedidas a lo largo del primer trimestre de
2014).
ejercicio 2014
asignación definitiva del precio de compra de adquisiciones anteriores
Dominica
En millones de eurosValores contables antes de la adquisición (enero de 2013) Ajustes al valor razonable
Valores contabilizados en la fecha de adquisición
Inmuebles, plantas y maquinaria - - -
Activos intangibles - 7 7
Otros activos no corrientes - - -
Efectivo y otros activos equivalentes - - -
Activos corrientes - - -
TOTAL ACTIVOS - 7 7
Pasivo no corriente - - -
Pasivo corriente - 2 2
TOTAL PASIVOS - 2 2
ACTIVO NETO CONSOLIDADO - 5 5
Fondo de comercio - - 2
Valor de la operación (1) - - 7
(1) Incluidos los gastos subordinados.
200 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Cabe recordar que la atribución definitiva del coste de la
transacción a los activos adquiridos y los pasivos asumidos
se produjo con posterioridad a la redacción de los Estados
contables consolidados a 31 de diciembre de 2013. Los
principales ajustes, cuyos efectos se han recapitulado an-
teriormente, con relación al cálculo provisional del valor ra-
zonable de los activos adquiridos y de los pasivos y pasivos
potenciales asumidos responden principalmente:
> al ajuste del valor de algunos activos intangibles en razón
de la conclusión del proceso de cálculo del valor razona-
ble correspondiente;
> al cálculo de los efectos fiscales sobre los ajustes descri-
tos.
Talinay
En millones de euros Valor contable en la
fecha de adquisición Ajustes al valor razonableValores contabilizados en
la fecha de adquisición
Inmuebles, plantas y maquinaria 107 5 112
Activos intangibles - 8 8
Otros activos no corrientes - - -
Efectivo y otros activos equivalentes - - -
Activos corrientes 20 - 20
TOTAL ACTIVOS 127 13 140
Pasivo no corriente - 2 2
Pasivo corriente 20 - 20
TOTAL PASIVOS 20 2 22
Patrimonio neto de terceros - - -
ACTIVO NETO CONSOLIDADO 107 11 118
Fondo de comercio - - 8
Valor de la operación (1) - - 126
Efectivo - - -
Efecto del efectivo (2) - - 81
Por ingresar - - 18
(1) Incluidos los gastos subordinados.(2) Excluyendo los anticipos ya abonados en 2012 (iguales a 27 millones de euros).
Cabe recordar que la atribución definitiva del coste de la
transacción a los activos adquiridos y los pasivos asumidos
se produjo con posterioridad a la redacción de los Estados
contables consolidados a 31 de diciembre de 2013. Los
principales ajustes, cuyos efectos se han recapitulado an-
teriormente, con relación al cálculo provisional del valor ra-
zonable de los activos adquiridos y de los pasivos y pasivos
potenciales asumidos responden principalmente:
> al ajuste del valor de algunos activos intangibles en razón
de la conclusión del proceso de cálculo del valor razona-
ble correspondiente;
> al cálculo de los efectos fiscales sobre los ajustes descri-
tos.
Combinaciones de negocios
Adquisición de Buffalo Dunes Wind Project y Aurora Distributed Solar
Con fecha del 12 de mayo de 2014, el Grupo concluyó la
adquisición de una cuota adicional del 26% en el capital
de Buffalo Dunes Wind Project; tras el ejercicio de la op-
ción al término de dicha operación, la sociedad es poseída
en una medida igual al 75%, por lo que queda consolidada
totalmente (con anterioridad, la participación del 49% se
registraba con el método de puesta en equivalencia). Con
arreglo a lo previsto en la NIIF 3 Revisada, a efectos de su
contabilización, dicha operación entra dentro del supuesto
de una combinación de negocios realizada en varias fases
(step-up acquisition) y, por lo tanto, los ajustes al valor razo-
nable referidos a la parte de los activos netos ya poseídos se
apuntaron en las Cuentas de resultados del período.
201
Además, el Grupo adquirió también el 100% de Aurora
Distributed Solar, sociedad dedicada al desarrollo de plan-
tas solares, por 15 millones de euros.
A fecha de los presentes Estados contables consolidados, el
proceso de asignación del coste de adquisición al valor ra-
zonable de los activos adquiridos y de los pasivos y pasivos
potenciales asumidos mediante las dos operaciones suso-
dichas ya se ha efectuado parcialmente y el excedente de
precio, cuantificado en 7 millones de euros, se contabilizó
provisionalmente como fondo de comercio.
Determinación del fondo de comercio de Buffalo Dunes Wind Project y Aurora Distributed Solar
En millones de euros
Activos netos adquiridos antes de la asignación 114
Ajustes por evaluación al valor razonable:
- activos tangibles 15
- participaciones de terceros (3)
Activos netos adquiridos después de la asignación 126
Fondo de comercio 7
Valor de la operación 133
Valor contable de la participación poseída anteriormente 77
Redeterminación al valor razonable de la participación poseída anteriormente 3
Coste de la adquisición efectuada en 2014 por caja (1) 53
(1) El precio de adquisición del 26% de Buffalo Dunes y del 100% de Aurora Distributed Solar abonado por caja es igual, respectivamente, a 38 y 15 millones de euros.
En la tabla siguiente se exponen los valores razonables provisionales de los activos adquiridos, así como de los pasivos y
pasivos potenciales asumidos, en la fecha de adquisición.
202 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de eurosValor contable en la fecha
de adquisición
Ajustes por evaluaciónal valor razonable
efectuados con carácter provisional
Valores redeterminadosen la fecha de adquisición
Inmuebles, plantas y maquinaria 334 - 334
Activos intangibles - 15 15
Efectivo y otros activos equivalentes 6 - 6
TOTAL ACTIVOS 340 15 355
PATRIMONIO NETO DEL GRUPO 114 12 126
Participaciones de terceros 38 3 41
Endeudamiento financiero 181 - 181
Pasivos por impuestos diferidos y otros pasivos 7 - 7
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 340 15 355
enel Green power Solar energy Srl El 22 de julio de 2014 Enel Green Power adquirió la parti-
cipación poseída por Sharp en Enel Green Power & Sharp
Solar Energy Srl (ahora Enel Green Power Solar Energy Srl
- “EGP SE”), empresa conjunta consagrada a desarrollar,
construir y gestionar plantas fotovoltaicas en el área EMEA,
utilizando los paneles producidos por la fábrica de 3SUN. El
precio de adquisición de la participación del 50% y del cré-
dito financiero de Sharp con EGP SE fue igual, en total, a 30
millones de euros.
El Grupo, tras la adquisición, incrementó su participación
en EGP SE, pasando del 50% (empresa conjunta valorada
anteriormente con el método de puesta en equivalencia)
al 100%. Con arreglo a lo previsto en la NIIF 3 Revisada, a
efectos de su contabilización, dicha operación entra dentro
del supuesto de una combinación de negocios realizada en
varias fases (step-up acquisition).
A continuación se recogen los efectos derivados de la atri-
bución provisional del coste de la transacción a los activos
adquiridos y los pasivos asumidos.
En millones de eurosValor contable en la fecha
de adquisición Ajustes al valor razonableValores contabilizados en la
fecha de adquisición
Inmuebles, plantas y maquinaria 100 2 102
Efectivo 12 - 12
Otros activos 22 (11) 11
TOTAL ACTIVOS 134 (9) 125
Pasivos no corrientes 124 (1) 123
TOTAL PASIVOS 124 (1) 123
TOTAL ACTIVOS NETOS 10 (8) 2
ACTIVO NETO ADQUIRIDO (50%) 5 (4) 1
Desembolsos por créditos intersocietarios 25 - 25
Valor de la operación 30 (4) 26
Líquido - - 12
Efecto del efectivo - - 18
Los principales ajustes, cuyos efectos se han recapitulado
anteriormente, de los activos adquiridos y de los pasivos y
pasivos potenciales asumidos responden principalmente:
> al ajuste del valor de algunos activos tangibles e intangi-
bles en razón de la conclusión del proceso de cálculo del
valor razonable correspondiente;
> al cálculo de los efectos fiscales sobre los ajustes descri-
tos.
otros proyectos en norteaméricaEn el mes de diciembre de 2014, el Grupo concluyó dos
combinaciones de negocios diferentes en Estados Unidos,
tratadas de conformidad con las disposiciones de la NIIF 3/R.
El valor de cada una de dichas operaciones comprende un
componente fijo y una contraprestación contingente. El
sobrecoste identificado se asignó provisionalmente a los
inmovilizados intangibles, habida cuenta del efecto fiscal,
como se resume en las tablas siguientes.
203
Combinación de negocios Geronimo Wind Energy
En millones de eurosValor contable en la fecha de
adquisición Ajustes al valor razonableValores contabilizados en la
fecha de adquisición
Activos intangibles - 12 12
Otros activos - - -
TOTAL ACTIVOS - 12 12
Otros pasivos no corrientes - 4 4
TOTAL PASIVOS - 4 4
ACTIVO NETO CONSOLIDADO - 8 8
Fondo de comercio - - -
Valor de la operación (1) - - 8
Efecto del efectivo - - -
(1) Incluidos los gastos subordinados.
Combinación de negocios Trade Wind Energy
En millones de eurosValor contable en la fecha de
adquisición Ajustes al valor razonableValores contabilizados en la
fecha de adquisición
Activos intangibles - 50 50
Otros activos 1 - 1
TOTAL ACTIVOS 1 50 51
Otros pasivos no corrientes - 18 18
TOTAL PASIVOS - 18 18
ACTIVO NETO CONSOLIDADO 1 32 33
Fondo de comercio - - -
Valor de la operación (1) - - 33
Efecto del efectivo - - -
(1) Incluidos los gastos subordinados.
talinay ponienteEn el transcurso de 2014, el Grupo adquirió el 100% de la sociedad Proyecto Talinay Poniente SA.
En millones de eurosValor contable en la fecha de
adquisición Ajustes al valor razonableValores contabilizados en la
fecha de adquisición
Activos intangibles - 20 20
Otros activos - - -
TOTAL ACTIVOS - 20 20
Pasivo no corriente - 4 4
Pasivo corriente - - -
TOTAL PASIVOS - 4 4
ACTIVO NETO CONSOLIDADO - 16 16
Fondo de comercio - - -
Valor de la operación (1) - - 16
Efecto del efectivo - - -
(1) Incluidos los gastos subordinados.
204 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Los principales ajustes, cuyos efectos se han recapitulado
anteriormente, con relación al cálculo definitivo del valor ra-
zonable de los activos adquiridos y de los pasivos y pasivos
potenciales asumidos responden principalmente:
> al ajuste del valor de algunos activos intangibles en razón
de la conclusión del proceso de cálculo del valor razona-
ble correspondiente;
> al cálculo de los efectos fiscales sobre los ajustes descri-
tos.
adquisiciones menoresEn el mes de septiembre de 2014, Enel Green Power North
America firmó un acuerdo con American Wind Capital para
la compra del 100% del capital social de Osage Wind LLC,
sociedad titular de un proyecto de desarrollo eólico de 150
MW, por un importe de 50 millones de euros. Posteriormen-
te, en el cuarto trimestre, se transfirió una cuota del 50%
de la sociedad, igual a 26 millones de euros. La sociedad,
poseída en régimen de control conjunto, es valorada con el
método de puesta en equivalencia.
A lo largo del ejercicio 2014 se celebraron acuerdos encami-
nados a la adquisición de proyectos eólicos y solares en Chi-
le, por un importe global igual a unos 7 millones de euros, y
de un proyecto eólico en Uruguay por 4 millones de euros.
Cesiones En el transcurso del primer semestre de 2014 se concluyó
la cesión de algunas participadas portuguesas, activas en el
sector de la cogeneración.
En el mes de diciembre de 2014, el Grupo transfirió la cuota
íntegra (36,2%) poseída por la Sociedad matriz en LaGeo a
Inversiones Energéticas SA de Cv (INE), la sociedad energéti-
ca estatal salvadoreña.
La retribución de dicha transmisión se estableció en 280
millones de dólares estadounidenses (unos 224 millones de
euros), generando así una plusvalía igual a unos 123 millo-
nes de euros antes de impuestos.
En el mes de diciembre de 2014, la Sociedad matriz cedió
a través de su controlada al 100% Enel Green Power Inter-
national BV todo el capital de Enel Green Power France a
Boralex EnR Sas, por una retribución total de 299 millones
de euros. Dicha operación conllevó una plusvalía, antes de
impuestos y una vez deducidos los gastos subordinados,
igual a 31 millones de euros.
205
6información por área de actividad
Cabe señalar que a partir del 24 de abril de 2014, el Grupo
adoptó la nueva estructura organizativa siguiente:
> Europa, que comprende la Península Ibérica, además de
los países incluidos anteriormente en el área Italia y Eu-
ropa;
> Latinoamérica;
> Norteamérica.
Los criterios para identificar los sectores de actividad en los
que opera el Grupo se inspiran, entre otras cosas, en las mo-
dalidades a través de las cuales se revisan periódicamente, al
nivel de decisión operativo más alto, los resultados del Gru-
po con el fin de adoptar decisiones en cuanto a los recursos
que se deben asignar a cada sector y a efectos de valorar
dichos resultados.
En particular, en las tablas siguientes se identifican los sec-
tores operativos en los que trabaja el Grupo tanto en Italia
como en el extranjero y los indicadores empleados por la
dirección del Grupo en los respectivos procesos de análisis
de los resultados de los sectores en el ejercicio 2014 y en el
ejercicio 2013 reexpresado tras su clasificación con arreglo
a la nueva estructura organizativa, como se estipula en la
NIIF 8.
Respecto de cada uno de los susodichos sectores, se ofre-
ce en la presente sección la información prevista en la Re-
comendación de la CONSOB de 18 de julio de 2013, n.º
0061493, destinada a los operadores del segmento de las
energías renovables.
resultados por área de actividad de 2014
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
Europa Latinoamérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.064 538 394 - 2.996 - 2.996
Ingresos intersectoriales 65 - - (65) - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.129 538 394 (65) 2.996 - 2.996
Total costes 665 336 118 (65) 1.054 - 1.054
Amortizaciones 517 60 119 - 696 - 696
Pérdidas por deterioro de valor y recupera-ciones 217 - 8 - 225 - 225
Resultado operativo 730 142 149 - 1.021 (4) 1.017
Inversiones contabilizadas con el métodode puesta en equivalencia 270 1 52 323 323
Inversiones 395 926 308 - 1.629 - 1.629
206 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
resultados por área de actividad de 2013 reexpresado
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
Europa Latinoamérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 1.950 408 363 - 2.721 138 2.859
Ingresos intersectoriales 51 - - (51) - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 2.001 408 363 (51) 2.721 138 2.859
Total costes 671 205 117 (51) 942 69 1.011
Amortizaciones 486 46 95 - 627 8 635
Pérdidas por deterioro de valor y recupera-ciones 24 16 12 - 52 - 52
Resultado operativo 820 141 139 - 1.100 61 1.161
Inversiones contabilizadas con el métodode puesta en equivalencia 484 8 78 - 570 - 570
Inversiones (1) 436 608 203 - 1.247 - 1.247
(1) Valor a 31 de diciembre de 2013, una vez deducidas las subvenciones percibidas en Grecia por plantas cuya construcción no se ha emprendido aún.
Variación
En millones de euros Actividades en cursoActividades
interrumpidas
Europa Latinoamérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total Minoristas TOTAL
Ingresos de terceros, incluido el efecto dela gestión de los contratos de Commoditiescontabilizados al valor razonable 114 130 31 - 275 (138) 137
Ingresos intersectoriales 14 - - (14) - - -
Ingresos totales, incluido el efecto de lagestión de los contratos de Commoditiescontabilizados al valor razonable 128 130 31 (14) 275 (138) 137
Total costes (6) 131 1 (14) 112 (69) 43
Amortizaciones 31 14 24 - 69 (8) 61
Pérdidas por deterioro de valor y recupera-ciones 193 (16) (4) - 173 - 173
Resultado operativo (90) 1 10 - (79) (65) (144)
Inversiones contabilizadas con el métodode puesta en equivalencia (214) (7) (26) - (247) - (247)
Inversiones (41) 318 105 - 382 - 382
207
La siguiente tabla representa la conciliación entre activos y pasivos por área de actividad y los expuestos en la tabla del Esta-
do de situación patrimonial consolidado.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Total activos 18.798 16.800 1.998
Activos de carácter financiero y activos líquidos (1.214) (955) (259)
Activos de carácter fiscal (407) (376) (31)
Otros activos (1.192) (1.447) 255
Activos operativos (1) 15.985 14.022 1.963
Total pasivos 9.869 8.537 1.332
Pasivos de carácter financiero y financiaciones (7.408) (6.357) (1.051)
Pasivos de carácter fiscal (785) (733) (52)
Otros pasivos (42) (47) 5
Pasivos operativos (2) 1.634 1.400 234
(1) Los activos operativos correspondientes al perímetro clasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 25 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado (inexistentes a 31 de diciembre de 2014).
(2) Los pasivos operativos correspondientes al perímetro clasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 8 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado (inexistentes a 31 de diciembre de 2014).
A 31 de diciembre de 2014
En millones de euros Europa Latinoamérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total
Inmuebles, plantas y maquinaria 7.812 2.975 2.542 - 13.329
Activos intangibles 978 181 219 - 1.378
Créditos comerciales 383 114 49 (106) 440
Otros activos operativos 491 203 143 1 838
Activos operativos 9.664 3.473 2.953 (105) 15.985
Deudas comerciales 406 399 188 (105) 888
Provisiones no corrientes 113 13 24 - 150
Otros pasivos operativos 353 123 134 (14) 596
Pasivos operativos 872 535 346 (119) 1.634
A 31 de diciembre de 2013 reexpresado
En millones de euros Europa Latinoamérica NorteaméricaEliminaciones y rectificaciones Total
Inmuebles, plantas y maquinaria 8.120 1.838 1.745 - 11.703
Activos intangibles 1.034 132 146 - 1.312
Créditos comerciales 366 68 39 (118) 355
Otros activos operativos 419 148 92 (7) 652
Activos operativos (1) 9.939 2.186 2.022 (125) 14.022
Deudas comerciales 468 295 74 (96) 741
Provisiones no corrientes 114 2 14 - 130
Otros pasivos operativos 368 93 90 (22) 529
Pasivos operativos (2) 950 390 178 (118) 1.400
(1) Los activos operativos correspondientes al perímetro reclasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 25 millones de euros y se refieren al área Europa.(2) Los pasivos operativos correspondientes al perímetro reclasificado como “disponible para la venta” son equivalentes a 8 millones de euros y se refieren al área Europa.
208 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
información sobre las Cuentas de resultados consolidadas
ingresos y ganancias
7. ingresos por ventas y servicios - 2.148 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Energía 2.127 862 2.177 926 (50)
Otras ventas y servicios 21 5 35 7 (14)
Total 2.148 2.212 (64)
Los ingresos por “Energía” se refieren, hasta 1.972 millones
de euros, a la venta de energía (2.050 millones de euros en
2013 reexpresado), y por 155 millones de euros, a otras for-
mas de incentivos (equivalentes a 127 millones de euros en
2013 reexpresado). La reducción de los ingresos por venta
de energía con relación al ejercicio anterior, igual a 78 mi-
llones de euros, se puede atribuir sobre todo a los menores
ingresos registrados en Europa (244 millones de euros), en
especial en Italia, en razón de la caída del precio medio de
venta. Dichos efectos fueron compensados solo en parte
por la buena evolución en Latinoamérica (137 millones de
euros) y Norteamérica (25 millones de euros), en consonan-
cia con el aumento de la producción.
El incremento de los ingresos de otras formas de incentivos,
equivalente a 28 millones de euros con relación al ejercicio
anterior, es imputable esencialmente a Norteamérica por los
ingresos de asociaciones tributarias (20 millones de euros).
Los ingresos por “Otras ventas y servicios” presentan una
reducción de 14 millones de euros con relación al ejercicio
anterior (35 millones de euros), debida principalmente a
servicios prestados a sociedades asociadas en Norteamérica
e Italia (12 millones de euros) y a devoluciones de seguros
en Guatemala (2 millones de euros).
8. otros ingresos y ganancias - 772 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Certificados verdes 428 353 402 296 26
Plusvalías por la cesión de activos tangibles e intangibles 7 1 6
Otros ingresos 337 85 3 252
Total 772 488 284
El asiento “Certificados verdes”, igual a 428 millones de eu-
ros (402 millones de euros en 2013 reexpresado), acoge los
ingresos registrados en Italia, equivalentes a 355 millones
de euros por 3.674 GWh de energía producida (323 millo-
nes de euros por 3.648 GWh de energía producida en 2013
reexpresado), y en Rumanía, iguales a 73 millones de euros
por 1.268 GWh de energía producida (79 millones de euros
por 1.081 GWh de energía producida en 2013 reexpresado).
Los ingresos de certificados verdes en Rumanía se muestran
sin cambios importantes, incluso habida cuenta del incre-
mento de la producción, tras la disminución del precio de
mercado.
Los “Otros ingresos” comprenden los efectos del acuerdo
transaccional firmado con el Estado de El Salvador, que con-
llevó además la transferencia de la participación en LaGeo
209
(123 millones de euros), de la transmisión de la participa-
ción en Enel Green Power France (31 millones de euros) y
del apunte de la indemnización prevista en el acuerdo con
Sharp sobre la compra de la producción de la fábrica de
3SUN (95 millones de euros).
Costes
9. Compras de energía y otros combustibles - 291 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Energía eléctrica 284 39 140 8 144
Combustibles 7 38 20 (31)
Total 291 178 113
Los costes por compra de “Energía eléctrica” registran un in-
cremento de 144 millones de euros, que se puede vincular
fundamentalmente a un aumento de los costes por compra
de energía en Brasil, a causa de retrasos en la realización de
la interconexión resueltos en el cuarto trimestre de 2014
(102 millones de euros), en Chile (12 millones de euros), en
Rumanía (12 millones de euros) y en Panamá (7 millones de
euros).
Se deja constancia de que, en el transcurso del primer tri-
mestre de 2014, se firmó un acuerdo con el Gobierno pa-
nameño destinado a compensar los efectos negativos vin-
culados a la no producción de energía, y su consiguiente
adquisición, desde el 1 de marzo de 2014. Dicho acuerdo
no cubre la recuperación del menor margen realizado en el
ejercicio 2013 y en los primeros dos meses de 2014.
La rebaja de los costes por “Combustibles y gas”, igual a 31
millones de euros, responde esencialmente al desmantela-
miento total de las plantas de cogeneración de las socieda-
des en la Península Ibérica (28 millones de euros).
10. Servicios y otros bienes - 489 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Mantenimiento y reparaciones 85 79 6
Bienes 62 51 54 39 8
Costes por consumo de bienes de terceros 95 6 97 8 (2)
Costes de transmisión 48 53 (5)
Otros costes por servicios 199 82 197 103 2
Total 489 480 9
Costes por materias primas capitalizados (16) (17) 1
Costes por servicios capitalizados (38) (21) (17)
Los costes por “Mantenimiento y reparaciones” presentan un
incremento de 6 millones de euros, principalmente en Norte-
américa (3 millones de euros) y Europa (2 millones de euros),
tras la puesta en funcionamiento de nuevas instalaciones.
Los “Costes de transmisión” se reducen en 5 millones de eu-
ros, principalmente por el efecto de su disminución en Pa-
namá (4 millones de euros), habida cuenta de las menores
tarifas gubernamentales.
Los “Costes por materias primas y servicios capitalizados”
presentan una subida de 16 millones de euros con relación
a 2013 reexpresado, en consonancia con el aumento de las
inversiones operativas.
210 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
11. Costes de personal - 256 millones de euros
En millones de euros
20142013
reexpresado 2014-2013
Sueldos y salarios 194 182 12
Gastos sociales 46 43 3
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 5 8 (3)
Otros costes 11 9 2
Total 256 242 14
Costes de personal capitalizados (77) (56) (21)
El incremento de los costes por “Sueldos y salarios” refleja
los mayores costes medios y composición media del ejercicio
(+4,6%), en razón del engrosamiento de la plantilla registra-
do predominantemente en Latinoamérica (un incremento
de 124 empleados en comparación con 2013 reexpresado).
Los “Costes de personal capitalizados” presentan un aumen-
to de 21 millones de euros con relación a 2013 reexpresado,
en consonancia con el incremento de las inversiones ope-
rativas.
En la siguiente tabla se destaca la composición media de
empleados por la categoría a la que pertenecen, en compa-
ración con la del período anterior, así como la composición
efectiva a 31 de diciembre de 2014.
N.º de empleados Composición media Composición
2014 2013 2014-2013 a 31.12.2014
Directivos 71 77 (6) 61
Ejecutivos 657 534 123 672
Empleados 1.664 1.618 46 1.747
Operarios 1.145 1.153 (8) 1.129
Total 3.537 3.382 155 3.609
12. amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor - 921 millones de euros
En millones de euros
20142013
reexpresado 2014-2013
Amortización de inmuebles, plantas y maquinaria 610 539 71
Amortización de activos intangibles 86 88 (2)
Deterioro de valor del fondo de comercio 33 - 33
Pérdidas por deterioro de valor 192 52 140
Total 921 679 242
El asiento “Amortización de inmuebles, plantas y maquina-
ria” se incrementa en 71 millones de euros en comparación
con 2013 reexpresado, esencialmente por el efecto de la
contabilización de las amortizaciones de la nueva capacidad
instalada en Norteamérica (28 millones de euros), Chile (12
millones de euros) y Rumanía (10 millones de euros).
El decrecimiento del asiento “Amortización de activos in-
tangibles”, igual a 2 millones de euros, refleja sobre todo la
merma de las amortizaciones de los activos intangibles de
las sociedades norteamericanas (4 millones de euros).
El asiento “Deterioro de valor del fondo de comercio” se re-
fiere al fondo de comercio de Enel Green Power Hellas, tal y
como se describe en la Nota 22.
211
La partida “Pérdidas por deterioro de valor”, equivalente a 192
millones de euros, acoge (por 148 millones de euros) ajustes
de valor de activos tangibles (91 millones de euros) e intangi-
bles (57 millones de euros) de la CGU Enel Green Power Hellas
tras la prueba de deterioro señalada en la Nota 22.
Además, se procedió a la devaluación de aquellos activos in-
dividuales y específicos que no se prevé contribuyan al cál-
culo de los flujos de efectivo futuros, como ciertos proyectos
hidroeléctricos situados en Norteamérica, por 8 millones de
euros (12 millones de euros en 2013 reexpresado), proyec-
tos eólicos en la Península Ibérica por 11 millones de euros
(19 millones de euros en 2013 reexpresado) y créditos en
Europa por 20 millones de euros (ausentes en 2013 reexpre-
sado). Se contabilizaron asimismo unas devaluaciones de
activos en Italia por valor de 5 millones de euros (5 millones
de euros en 2013 reexpresado).
13. otros gastos de explotación - 149 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Impuestos y tasas 64 77 (13)
Contribuciones 32 31 1
Otros gastos varios de explotación 53 28 4 25
Total 149 136 13
El asiento “Otros gastos de explotación”, igual a 149 millo-
nes de euros, presenta un incremento de 13 millones de
euros con relación a 2013 reexpresado, referible principal-
mente a las provisiones no corrientes para gastos varios de
explotación efectuadas por la Sociedad matriz (16 millones
de euros), contrarrestado en parte por la reducción del im-
puesto sobre la producción de energía a partir de fuentes
renovables en la península ibérica y Grecia (17 millones de
euros), en consonancia con la reducción de los ingresos por
venta de energía.
14. Ganancias/(pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable - 76 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Ganancias por variación del valor razonable 3 1 2
Ganancias de contratos de Commodities cerrados en el ejercicio 79 79 26 25 53
Total ganancias 82 27 55
Pérdidas por variación del valor razonable (4) (3) (1)
Pérdidas de contratos de Commodities cerrados en el ejercicio (2) (2) (3) (3) 1
Total pérdidas (6) (6) -
TOTAL 76 21 55
Las “Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodi-
ties contabilizados al valor razonable” se refieren, por valor
de 77 millones de euros, a ganancias netas realizadas en po-
siciones cerradas en el transcurso del ejercicio (23 millones
de euros de ganancias netas en 2013 reexpresado), y por 1
millón de euros, a gastos netos de valoración (2 millones de
euros de gastos netos en 2013 reexpresado).
Los contratos en Italia relativos a Commodities se efectuaron
en su mayoría con la relacionada Enel Trade SpA.
212 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
15. ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados - (21) millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Ingresos de derivados de cobertura cash flow hedge 1 - 1
Ingresos de derivados al valor razonable contabilizado en las Cuentas de resultados 6 6 6 6 -
Total ingresos financieros de contratos derivados 7 6 1
Gastos de derivados de cobertura cash flow hedge (21) (18) (22) (15) 1
Gastos de derivados al valor razonable contabilizado en las Cuentas de resultados (7) (7) (11) (11) 4
Total gastos financieros de contratos derivados (28) (33) 5
TOTAL (21) (27) 6
Los “Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos deri-
vados” se refieren, por valor de 20 millones de euros, a gas-
tos netos de derivados de cobertura cash flow hedge (22
millones de euros de gastos netos en 2013 reexpresado) y
por 1 millón de euros a gastos netos de derivados al valor
razonable contabilizado en las cuentas de resultados (5 mi-
llones de euros de gastos netos en 2013 reexpresado).
16. otros ingresos/(gastos) financieros netos - (236) millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Diferencias positivas de cambio 58 4 41 9 17
Intereses y otros ingresos de activos financieros 50 23 33 24 17
Total ingresos financieros 108 74 34
Diferencias negativas de cambio 63 23 45 9 18
Intereses y otros gastos de pasivos financieros 281 262 19
- financiaciones a largo plazo 284 146 240 135 44
- financiaciones a corto plazo 31 30 34 33 (3)
- otros gastos financieros 25 2 24 5 1
- gastos financieros capitalizados (59) - (36) (23)
Total gastos financieros 344 307 37
TOTAL (236) (233) (3)
Los “Otros ingresos/(gastos) financieros netos”, iguales a
236 millones de euros, experimentan un incremento de 3
millones de euros en comparación con 2013 reexpresado; el
aumento de los gastos de financiaciones a largo plazo (44
millones de euros) relacionado con las mayores deudas a
largo plazo fue compensado en parte por la subida de los
ingresos de activos financieros, vinculados principalmente a
financiaciones concedidas a sociedades asociadas en la Pe-
nínsula Ibérica y Norteamérica, y por los gastos financieros
capitalizados.
213
17. Cuota de ganancias/(pérdidas) netas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia - (56) millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ganancias de inversiones en sociedades asociadas 63 83 (20)
Ganancias de empresas conjuntas 1 3 (2)
Pérdidas de inversiones en sociedades asociadas (104) (17) (87)
Pérdidas de empresas conjuntas (16) (48) 32
Total (56) 21 (77)
Las “Ganancias de inversiones en sociedades asociadas” se
refieren a las cuotas de ganancias de las sociedades aso-
ciadas en la Península Ibérica por 33 millones de euros (42
millones de euros en 2013 reexpresado), de las que 17 mi-
llones de euros atañen a la asociada ENEOP, y de la asociada
LaGeo por 28 millones de euros (31 millones de euros en
2013 reexpresado).
Las “Pérdidas de inversiones en sociedades asociadas” aco-
gen la devaluación de las sociedades asociadas en Grecia
por 89 millones de euros (ausentes en 2013 reexpresado) y
las pérdidas en Norteamérica por 10 millones de euros (14
millones de euros en 2013 reexpresado).
Las “Pérdidas de empresas conjuntas” acogen fundamen-
talmente las pérdidas de 3SUN, por valor de 14 millones de
euros (44 millones de euros en 2013 reexpresado).
18. impuestos - 264 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Impuestos corrientes 302 275 27
Impuestos diferidos/(anticipados) (37) 56 (93)
Rectificaciones relativas a ejercicios anteriores (1) (7) 6
Total 264 324 (60)
Los “Impuestos”, iguales a 264 millones de euros, manifies-
tan un decrecimiento de 60 millones de euros con relación a
2013 reexpresado, imputable principalmente a la reducción
del denominado “Impuesto Robin Hood” en Italia, que pasó
del 10,5% en 2013 al 6,5% en 2014 (23 millones de euros) y
al efecto de la liberación de impuestos diferidos tras la refor-
ma fiscal en España (48 millones de euros), contrarrestado
en parte por el ajuste de la fiscalidad anticipada en Italia (20
millones de euros), efectuado para tener en cuenta la sen-
tencia n.º 10/2015 del Tribunal Constitucional italiano, que
sancionó la ilegitimidad constitucional del “Impuesto Robin
Hood” a partir del día siguiente a su publicación en el Bole-
tín Oficial de la República italiana.
En la tabla siguiente se presenta la conciliación del tipo im-
positivo teórico con la incidencia efectiva en el resultado.
214 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de euros
2014 2013 reexpresado
Resultado antes de impuestos 708 861
Impuestos teóricos 195 27,5% 237 27,5%
Impuesto regional sobre las actividades productivas (IRAP) 37 5,2% 33 3,8%
IRES adicional (Impuesto Robin Hood) 38 5,4% 50 5,8%
Efecto de la inconstitucionalidad del impuesto Impuesto Robin Hood 20 2,8% - -
Efecto de la reforma fiscal en la Península Ibérica (48) -6,8% - -
Efecto relativo a los tipos impositivos locales 41 5,8% 1 0,1%
Diferencias permanentes y partidas menores (19) -2,8% 3 0,3%
Impuestos efectivos 264 37,3% 324 37,6%
Cabe señalar que el asiento “Diferencias permanentes y par-
tidas menores” acoge los efectos del acuerdo transaccional
firmado con el Estado de El Salvador para la transferencia de
LaGeo y de la transmisión de la participación en Enel Green
Power France, compensados en parte por la contabilización
de las retenciones fiscales por parte de la Sociedad matriz.
La partida “Efecto relativo a los tipos impositivos locales” se
refiere principalmente a las devaluaciones del ejercicio.
19. Beneficio por acción - 0,07 eurosEl beneficio por acción se calculó a partir de la composición
media de las acciones ordinarias, sin variaciones entre los
dos períodos. Cabe señalar que no hay efectos de dilución
que debieran ser considerados para el cálculo del beneficio
diluido por acción y, por tanto, este último valor coincide
con el beneficio básico por acción.
2014 2013 reexpresado
Resultado del ejercicio atribuible al Grupo (en millones de euros) 359 528
Composición media de las acciones ordinarias 5.000.000.000 5.000.000.000
Beneficio básico y diluido por acción (en euros) 0,07 0,11
Beneficio básico y diluido por acción de las actividades en curso (en euros) 0,07 0,10
Beneficio básico y diluido por acción de las actividades interrumpidas (en euros) - 0,01
215
información sobre el estado de situación patrimonial consolidado
activos
activos no corrientes
20. inmuebles, plantas y maquinaria - 13.329 millones de euros
En millones de eurosTerrenos e inmuebles
Plantas y maquinaria
Bienes en arrendamiento
financiero Otros bienesActivos tangibles en
curso y anticipos Total
Coste histórico 1.722 13.773 238 165 1.458 17.356
Provisión de amortización (466) (5.016) (32) (108) - (5.622)
Deterioro de valor (1) (17) - (13) - (31)
Composición a 31.12.2013 reexpresado 1.255 8.740 206 44 1.458 11.703
Inversiones 71 299 - 8 1.202 1.580
Cambios en el ejercicio 124 997 - 26 (1.147) -
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (66) (616) (12) (12) (20) (726)
Gastos financieros capitalizados - 7 - - 52 59
Provisión para desmantelamiento - 7 - - - 7
Diferencias de cambio 32 392 - 1 93 518
Variación del perímetro de consolidación 9 (148) 43 4 290 198
Otros movimientos 57 (41) (27) 12 (11) (10)
Total variaciones de 2014 227 897 4 39 459 1.626
Coste histórico 2.027 15.296 248 205 1.917 19.693
Provisión de amortización (535) (5.558) (35) (122) - (6.250)
Deterioro de valor (10) (101) (3) - - (114)
Composición a 31.12.2014 1.482 9.637 210 83 1.917 13.329
El incremento del asiento, igual a 1.626 millones de euros,
se refiere principalmente al efecto combinado de las inver-
siones del ejercicio (iguales a 1.580 millones de euros, in-
cluidos 30 millones de euros relativos al proyecto Osage), la
variación del perímetro (igual a 198 millones de euros, una
vez deducidos los 30 millones de euros correspondientes a
la transferencia de la cuota de control de la sociedad esta-
dounidense Osage) y las diferencias positivas de los tipos de
cambio (equivalentes a 518 millones de euros). Dichos efec-
tos fueron compensados en parte por las amortizaciones
(iguales a 610 millones de euros) y pérdidas por deterioro
de valor (equivalentes a 116 millones de euros) descritas en
la Nota 12.
En lo tocante a los gastos financieros capitalizados (iguales
a 59 millones de euros), cabe señalar que se calcularon en
función de un tipo medio de capitalización equivalente al
del Grupo (4,8%).
A continuación se resumen por tecnología las inversiones
efectuadas en el transcurso de 2014 y 2013 reexpresado.
Estas inversiones, que conjuntamente ascienden a 1.580
millones de euros en 2014, han experimentado una subida
respecto a 2013 reexpresado de 344 millones de euros.
216 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Plantas de producción:
- hidroeléctricas 191 106 85
- eólicas 979 773 206
- geotérmicas 146 226 (80)
- solares 224 110 114
- biomasa 31 5 26
Total plantas de producción 1.571 1.220 351
Otras inversiones en inmovilizados tangibles 9 16 (7)
TOTAL 1.580 1.236 344
Las inversiones se refieren principalmente a parques eólicos
en Latinoamérica y Norteamérica (iguales a 912 millones de
euros), a plantas solares en Chile y Sudáfrica (por 209 millo-
nes de euros), a centrales geotérmicas en Italia (por valor de
161 millones de euros) y a centrales hidroeléctricas en Italia,
Brasil y Costa Rica (iguales a 180 millones de euros).
El asiento “Variación del perímetro de consolidación” se re-
fiere principalmente a la consolidación total de la sociedad
Buffalo Dunes Wind Project por 334 millones de euros y de
las sociedades del grupo Enel Green Power Solar Energy por
102 millones de euros, efectos contrarrestados en parte por
la transferencia de la controlada Enel Green Power France
por 230 millones de euros y de la estadounidense Osage por
30 millones de euros.
A continuación se ofrece la tabla en la que figuran las plan-
tas y maquinaria por tecnología.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
a 31.12.2012 reexpresado
Plantas de producción:
- hidroeléctricas 2.476 2.545 (69) 2.458
- geotérmicas 1.609 1.214 395 1.214
- eólicas 5.155 4.683 472 3.740
- fotovoltaicas 338 288 50 200
- otras 59 10 49 51
Total 9.637 8.740 897 7.663
El asiento “Bienes en arrendamiento financiero” incluye bie-
nes en arrendamiento financiero asociados a parques eóli-
cos y solares que el Grupo explota en Italia (con una dura-
ción de 18 años) por un total de 206 millones de euros (171
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
En la tabla siguiente se exponen los pagos mínimos futuros
debidos por el arrendamiento financiero y su valor actual
correspondiente.
En millones de euros a 31.12.2014
Pagos mínimos previstos Valor actual
2015 16 9
2016-2019 96 75
De 2019 en adelante 86 76
Total 198 160
- de los que gastos financieros 38
En millones de euros a 31.12.2013 reexpresado
Pagos mínimos previstos Valor actual
2014 20 12
2015-2018 79 56
De 2018 en adelante 120 99
Total 219 167
- de los que gastos financieros 52
217
21. activos intangibles - 1.378 millones de euros
En millones de eurosPermisos, licencias, marcas
y derechos similaresOtros inmovilizados intangibles
en curso y contratos de venta Total
Coste histórico 591 1.092 1.683
Provisión de amortización (128) (228) (356)
Deterioro de valor (12) (3) (15)
Composición a 31.12.2013 reexpresado 451 861 1.312
Inversiones 17 32 49
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor (45) (98) (143)
Diferencias de cambio 6 34 40
Asignación de sobrecoste/actualización al valor razonable - 118 118
Variación del perímetro de consolidación 2 25 27
Otros movimientos 6 (31) (25)
Total variaciones de 2014 (14) 80 66
Coste histórico 621 1.279 1.900
Provisión de amortización (167) (282) (449)
Deterioro de valor (17) (56) (73)
Composición a 31.12.2014 437 941 1.378
El incremento de la partida “Activos intangibles”, igual a 66
millones de euros, se refiere sobre todo a los efectos del cál-
culo de los valores razonables de los activos adquiridos y los
pasivos asumidos en algunos proyectos de Norteamérica
(62 millones de euros), en Chile (21 millones de euros), en
Sudáfrica (31 millones de euros) y en Uruguay (4 millones de
euros), a las inversiones (equivalentes a 49 millones de eu-
ros) y a las diferencias positivas de los tipos de cambio (igua-
les a 40 millones de euros), neutralizados solo parcialmente
por las amortizaciones (por valor de 86 millones de euros)
y las pérdidas por deterioro de valor (iguales a 57 millones
de euros), descritas en la Nota 12. El asiento “Variación del
perímetro de consolidación”, igual a 27 millones de euros,
se refiere esencialmente a la adquisición del control de Enel
Green Power Solar Energy y de un proyecto solar en Nortea-
mérica, como se describe en la sección “Principales variacio-
nes del área de consolidación”.
Cabe señalar que no existen inmovilizados intangibles de
vida útil indefinida.
22. Fondo de comercio - 871 millones de euros
En millones de euros a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
Coste histórico
Dete-rioro de
valor acumu-
ladoValor neto
Adquisicio-nes/Tasas
de urba-nización/
Comisiones de éxito
Efecto de los
tipos de cambio
Asigna-ción del
precio de compra
Pérdi-das por
deterioro de valor y
otras varia-ciones
Coste histórico
Deterioro de valor acumu-
ladoValor neto
Latinoamérica 265 - 265 - 43 - - 308 - 308
Enel Green Power España 404 (1) 403 1 - - - 405 (1) 404
Enel Green Power Hellas 103 (70) 33 - - - (33) 103 (103) -
Enel Green Power Romania 13 - 13 - - - - 13 - 13
Enel Green Power Bulgaria 5 - 5 - - - - 5 - 5
Enel Green Power France 29 - 29 - - - (29) - - -
Enel Green Power North America 117 (14) 103 7 8 - - 132 (14) 118
Italia (1) 23 - 23 - - - - 23 - 23
Enel Green Power South Africa 1 - 1 - - (1) - - - -
Total 960 (85) 875 8 51 (1) (62) 989 (118) 871
(1) Acoge las sociedades Canaro e Iris 2006 fusionadas en Enel Green Power SpA y Enel Green Power Finale Emilia. Las 3 CGU se aunaron en una única CGU denominada “Italia” en razón de las diferentes modalidades mediante las que la dirección gestiona y supervisa estos resultados.
218 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
La merma del asiento “Fondo de comercio”, igual a 4 millo-
nes de euros, se puede imputar en su mayoría a la transfe-
rencia de la controlada francesa Enel Green Power France
(igual a 29 millones de euros) y al deterioro de valor relati-
vo a Enel Green Power Hellas (equivalente a 33 millones de
euros), compensados en parte por el efecto positivo de los
tipos de cambio (igual a 51 millones de euros).
Los criterios aplicados para la identificación de las unidades
generadoras de efectivo (cash generating units, CGU) se ba-
san, de acuerdo con la visión estratégica y operativa de la
dirección, en la naturaleza específica del negocio de refe-
rencia, en las reglas de funcionamiento y las normativas de
los mercados en los que se opera y en la organización em-
presarial, definida en parte en función de motivaciones de
carácter técnico-administrativo, así como en la información
examinada por la dirección.
La estimación del valor recuperable de los fondos de comer-
cio registrados en los Estados contables se efectuó deter-
minando el valor de uso de las CGU examinadas mediante
la aplicación de modelos de flujo de efectivo descontado,
que prevén la estimación de los flujos de efectivo futuros y
la aplicación de un tipo de actualización adecuado, deter-
minado a partir de datos de mercado como tipos de riesgo
cero, coeficiente beta y primas de riesgo de mercado.
Los flujos de efectivo se determinan a partir de la mejor in-
formación disponible en el momento de la estimación y son
deducibles:
i. durante el período indicado en el plan industrial aprobado
por el Consejo de Administración de Enel Green Power, que
contiene las previsiones en cuanto a los volúmenes, los in-
gresos, los gastos de explotación y las inversiones en activos
industriales y comerciales, así como a la evolución de las
principales variables macroeconómicas (inflación, tipos de
interés nominales y tipos de cambio) y de las Commodities;
ii. durante los años sucesivos, tomando en consideración
las hipótesis sobre la evolución a largo plazo de las prin-
cipales variables que determinan los flujos de efectivo, la
vida útil media residual de los activos o la duración de las
concesiones.
En particular, el valor final se estima como renta perpetua
o anualidad con un tipo de crecimiento nominal igual al
crecimiento a largo plazo de la demanda eléctrica o de la
inflación (en función del país de radicación y del negocio)
y, en cualquier caso, no excedente del tipo medio de cre-
cimiento a largo plazo del mercado de referencia. El valor
de uso determinado según las modalidades descritas más
arriba resultó superior al registrado en los Estados contables
respecto de cada CGU identificada, con la excepción de la
CGU Enel Green Power Hellas.
Con el fin de verificar la solidez del valor de uso de las CGU,
se realizaron análisis de sensibilidad a los principales facto-
res que influyen en él, en particular el WACC (coste medio
ponderado del capital, por sus siglas en inglés) y los tipos
de crecimiento a largo plazo, cuyos resultados apoyan ínte-
gramente dicho valor. En particular, se realizaron análisis de
sensibilidad específicos con referencia a algunas suposicio-
nes clave (tipo de descuento y tipo de crecimiento a largo
plazo), de los que se infirió lo siguiente:
> CGU Península Ibérica, el tipo de descuento debería in-
crementarse en un 0,34% o bien el tipo de crecimiento a
largo plazo habría de reducirse en un 0,60%;
> CGU Rumanía, el tipo de descuento debería incremen-
tarse en un 1,91% o bien el tipo de crecimiento a largo
plazo habría de reducirse en un 3,42%.
A continuación se indica la composición del saldo de los
fondos de comercio para cada sociedad a la que pertene-
ce la unidad generadora de efectivo, los tipos de descuento
aplicados y el horizonte temporal en el cual se actualizan los
flujos previstos.
219
En millones de euros
A 31.12.2014
Tipo de
crecimien-to (1)
Tipo de descuento
WACC antes de
impuestos (2)
Período indicado de
flujos de efectivo
Valor final (3)
A 31.12.2013
Tipo de
crecimien-to (1)
Tipo de descuento
WACC antes de
impuestos (2)
Período indicado de flujos
de efectivo
Valorfinal (3)
Latinoamérica 308 3,4% 8,5% 5 años 22 años 265 3,4% 8,5% 5 años 23 años
Enel Green Power España 404 2,0% 7,9% 5 años 13 años 403 2,0% 7,9% 5 años 14 años
Enel Green Power Hellas 33 - 18,7% 5 años 21 años 33 2,0% 13,6% 10 años 18 años
Enel Green Power Romania 13 2,1% 8,3% 5 años 17 años 13 2,4% 10,6% 10 años 13 años
Enel Green Power Bulgaria 5 2,5% 8,3% 5 años 15 años 5 3,0% 8,2% 10 años 11 años
Enel Green Power France - - - - - 29 1,9% 7,6% 5 años 19 años
Enel Green Power North America 118 2,2% 7,5% 5 años 20 años 103 2,1% 7,7% 5 años 19 años
Italia23 1,1%-2,0% 8,1% 5 años
Perpetua/14 años (4) 23 2,0% 8,8%-12,0% 10 años 7-18 años
Enel Green Power RSA - - - - - 1 1,9% 9,8% 5 años 23 años
(1) Tipo de crecimiento del flujo de efectivo a la finalización del período indicado.(2) WACC antes de impuestos calculado mediante el método iterativo: el tipo de descuento que permite que el valor de uso calculado con los flujos antes de impuestos sea
equivalente al calculado con flujos después de impuestos descontados mediante el WACC después de impuestos.(3) El importe del valor final se estimó mediante la renta anual esperada con rendimiento creciente, respecto de los años indicados en la columna. (4) El valor final de la CGU Italia se estimó por medio de una renta perpetua para las plantas hidroeléctricas y geotérmicas y mediante una anualidad de rendimiento creci-
miento de 14 años de duración en lo que al resto de tecnologías se refiere (eólica, solar, biomasa).
La persistencia de las señales de ralentización del crecimien-
to económico y las disposiciones tomadas por el Gobierno
griego en relación con la revisión del escenario de incenti-
vos a las energías renovables llevaron a Enel Green Power
a reconsiderar su plan de crecimiento. El valor de uso de los
activos asociados a la CGU Enel Green Power Hellas se vio
impactado por la contracción prevista de la estimación de
los flujos de ingresos futuros tras la revisión de los esquemas
de incentivos y la consiguiente reducción de las actividades
de desarrollo de nuevas plantas en el país.
Por consiguiente, con ocasión de pruebas de deterioro so-
bre el fondo de comercio, a 31 de diciembre de 2014 se re-
gistró una pérdida por deterioro de valor relativa a la CGU
Enel Green Power Hellas (cuyos flujos y valores contables se
refieren tanto a proyectos operativos como a otros en fase
de desarrollo, como la iniciativa denominada Elica II, apun-
tada entre las inversiones contabilizadas con el método de
puesta en equivalencia), por lo que la dirección procedió en
primera instancia a reducir a cero el fondo de comercio, por
un importe igual a 33 millones de euros, para, a continua-
ción, devaluar los otros activos de la CGU en proporción al
valor contable de cada uno de ellos.
En particular, dichas devaluaciones se reflejaron en los in-
movilizados tangibles (91 millones de euros) e intangibles
(57 millones de euros) y en el asiento de las inversiones con-
tabilizadas con el método de puesta en equivalencia (89
millones de euros), registrando su correspondiente efecto
fiscal, igual a 39 millones de euros.
220 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
23. activos por impuestos anticipados y pasivos por impuestos diferidos - 326 millones de euros y 705 millones de eurosA continuación se detallan los movimientos de los “Activos por impuestos anticipados” y de los “Pasivos por impuestos di-
feridos” por tipo de diferencias temporales, calculados con arreglo a los tipos impositivos contemplados en la normativa en
vigor.
En millones de euros
a 31.12.2013 reexpresado
Incr./(Dism.) con imputac. a las Cuentas de
resultados
de los que efec-to de la incons-
titucionalidad del Impuesto
Robin Hood
de los que efecto de la
reforma fiscal en la Península
Ibérica
Efecto de los tipos de
cambio Otros mov. a 31.12.2014
Activos por impuestos anticipados:
- diferencias de valor de inmovilizados y activos financieros 149 (8) (19) (2) 1 (10) 132
- valoración de instrumentos financieros 11 - - - - 14 25
- provisiones no corrientes de deducción diferida 13 1 (3) - - (1) 13
- pérdidas trasladables fiscalmente y créditos fiscales (Norteamérica) 90 (6) - - 8 3 95
- otras partidas 50 (2) - - 3 10 61
Total activos por impuestos anticipados: 313 (15) (22) (2) 12 16 326
- diferencias de inmovilizados y activos financieros 175 (108) (2) (47) 28 (26) 69
- asignación de sobrecoste a elementos del activo 425 - - - - 40 465
- valoración de instrumentos financieros 3 (1) - - - 4 6
- otras partidas 86 57 - (3) 11 11 165
Total pasivos por impuestos diferidos 689 (52) (2) (50) 39 29 705
Los “Activos por impuestos anticipados” a 31 de diciembre
de 2014 ascienden a 326 millones de euros, lo que supone
un aumento de 13 millones de euros respecto al 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado.
Se pone de manifiesto que la partida incluye impuestos an-
ticipados sobre pérdidas fiscales pasadas iguales a 32 mi-
llones de euros (53 millones de euros a 31 de diciembre de
2013), ya que, con arreglo a las actuales estimaciones de las
bases imponibles futuras, no se considera segura su recu-
perabilidad. No constan más diferencias temporales deduci-
bles respecto de las cuales no se hayan registrado impuestos
diferidos activos.
Los “Pasivos por impuestos diferidos” a 31 de diciembre de
2014 ascienden a 705 millones de euros, lo que supone un
aumento de 16 millones de euros respecto al 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado.
Cabe señalar que el saldo neto acoge el efecto de la reforma
fiscal en la Península Ibérica y del denominado “Impuesto
Robin Hood” en Italia. En particular, se indica que el efec-
to relativo a la inconstitucionalidad del “Impuesto Robin
Hood” en las reservas de patrimonio neto es negativo por 7
millones de euros.
Por añadidura, se pone en evidencia que el efecto fiscal rela-
tivo a las devaluaciones incluidas tras la prueba de deterioro
de la CGU Enel Green Power Hellas es igual, respectivamen-
te, a 24 millones de euros en los activos por impuestos anti-
cipados y, en terreno negativo, a 15 millones de euros en los
pasivos por impuestos diferidos.
221
24. inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia - 323 millones de euros
En millones de eurosa 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
Valor %Adquisiciones/
(Desinversiones)
Impacto en las Cuentas de
resultados DividendosOtras
variaciones Valor %
Participaciones en sociedades asociadas 508 16 (41) (44) (202) 238
Empreendimientos Eólicos do Vale do Minho SA 15 50,0% - 14 (10) (1) 18 50,0%
ENEOP - Eólicas de Portugal SA 55 40,0% - 17 - (5) 67 40,0%
Otras asociadas de Enel Green Power España (1) 103 - 1 (4) (24) 76
Buffalo Dunes Wind Project 69 49,0% 5 3 - (77) -
Otras Norteamérica (1) 10 7 (13) - 6 10
Asociadas Enel Green Power Hellas (1) 135 30,0% 4 (89) - - 50 30,0%
LaGeo SA de Cv 98 36,2% - 28 (30) (96) -
Terrae 15 15,0% - - - - 15 15,0%
Otras menores 8 - (2) - (5) 2
Participaciones en empresas conjuntas 62 6 (15) - 33 85
Empresas conjuntas de Enel Green Power España (1) 24 - 1 - (4) 21
Osage Wind - - - - 42 42 50,0%
Grupo Enel Green Power Solar Energy (1) 6 50,0% - (1) - (5) -
3SUN 9 33,3% 6 (14) - - 1 33,3%
PowerCrop 23 50,0% - (1) - - 21 50,0%
TOTAL 570 22 (56) (44) (169) 323
(1) Para los detalles, se remite al anexo “Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014”.
Las “Adquisiciones/(Desinversiones)” incluyen las ampliacio-
nes de capital efectuadas en Norteamérica en las socieda-
des Geronimo Wind Power (7 millones de euros) y Buffalo
Dunes LLC (5 millones de euros), esta última con anteriori-
dad a la adquisición del control, y en la empresa conjunta
3SUN (6 millones de euros).
Las “Otras variaciones” del ejercicio acogen fundamental-
mente los efectos de la transferencia de la participación en
LaGeo (100 millones de euros) y en Tirme (21 millones de
euros) y de la consolidación total de Buffalo Dunes (igual
a 77 millones de euros), neutralizados solo en parte por la
adquisición de la participación en el proyecto Osage (42 mi-
llones de euros).
La parte restante acoge principalmente las devaluaciones
de la CGU Enel Green Power Hellas, ya descritas en la Nota
22, por un importe igual a 89 millones de euros.
A continuación se facilitan los datos económicos y patrimo-
niales de las principales participaciones en empresas asocia-
das.
En millones de euros a 31.12.2014
Activo nocorriente
Activocorriente
Pasivos no corrientes
Pasivoscorrientes
Patrimonio neto
Participaciones en sociedades asociadas
ENEOP - Eólicas de Portugal SA 1.358 387 1.399 179 167
Empreendimentos Eólicos do Vale do Minho SA 262 44 220 50 36
Participaciones en empresas conjuntas
Osage 128 30 - 74 84
PowerCrop 57 20 - 35 42
222 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de euros IngresosResultado antes
de impuestos
Resultado de las actividades
en curso
Cuentas de resultados
globales
Total Cuentas de resultados
globales
a 31.12.2014
Participaciones en sociedades asociadas
ENEOP - Eólicas de Portugal SA 213 52 43 17 43
Empreendimentos Eólicos do Vale do Minho SA 80 37 28 14 28
Participaciones en empresas conjuntas
Osage - - - - -
PowerCrop 3 (2) (2) (1) (2)
En millones de euros a 31.12.2013
Activo no corriente
Activo corriente
Pasivos no corrientes
Pasivos corrientes
Patrimonio neto
Participaciones en sociedades asociadas
ENEOP - Eólicas de Portugal SA 1.266 278 1.248 159 137
Empreendimentos Eólicos do Vale do Minho SA 274 53 234 63 30
Participaciones en empresas conjuntas
Osage - - - - -
PowerCrop 55 8 1 16 46
En millones de euros IngresosResultado antes
de impuestos
Resultado de las actividades
en curso
Cuentas de resultados
globales
Total Cuentas de resultados
globales
a 31.12.2013
Participaciones en sociedades asociadas
ENEOP - Eólicas de Portugal SA 195 25 40 16 40
Empreendimentos Eólicos do Vale do Minho SA 89 45 32 16 32
Participaciones en empresas conjuntas
Osage - - - - -
PowerCrop 4 (3) (2) (1) (2)
Con referencia a la participación en el proyecto portugués ENEOP, cabe señalar que el Grupo ya ha firmado un acuerdo en
virtud del cual consolidará unos 500 MW en 2015.
25. Derivados
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014
de los que con partes
relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los quecon partes
relacionadas a 31.12.2014
de los que con partes
relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los quecon partes
relacionadas
Derivados activos 7 2 13 7 18 15 3 1
Derivados pasivos 96 71 34 14 7 7 4 4
Para más detalles sobre la naturaleza de los derivados, que se incluyen entre los activos y pasivos financieros, se remite a las
Notas 45 “Instrumentos financieros” y 47 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
223
26. otros activos financieros no corrientes - 428 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Otros activos financieros no corrientes incluidos en el circulante
Anticipos para adquisición de participaciones 3 1 23 7 (20)
Subtotal 3 23 (20)
Otros activos financieros no corrientes incluidos en el endeudamiento
Créditos financieros a largo plazo 425 417 334 325 91
Subtotal 425 334 91
TOTAL 428 357 71
Los “Otros activos financieros no corrientes incluidos en el
circulante”, iguales a 3 millones de euros, registran una dis-
minución igual a 20 millones de euros atribuible a la recupe-
ración de los anticipos para adquisición de participaciones,
tras la finalización de la compra de los proyectos en Latino-
américa.
Los “Créditos financieros a largo plazo”, iguales a 425 millo-
nes de euros, registran un aumento de 91 millones de euros,
atribuible sobre todo a las nuevas financiaciones concedi-
das a las sociedades asociadas portuguesas (88 millones de
euros).
27. otros activos no corrientes - 158 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Créditos tributarios 96 80 16
Subvenciones por percibir 46 25 21
Otros créditos varios 16 3 21 3 (5)
Total 158 126 32
El asiento “Otros activos no corrientes”, equivalente a 158
millones de euros, remonta 32 millones de euros, sobre todo
debido a los certificados verdes acumulados pero aún no
acreditados en Rumanía (21 millones de euros) y a los crédi-
tos por IVA acumulados en plantas en construcción en Chile
(13 millones de euros).
activos corrientes
28. existencias - 184 millones de eurosLas “Existencias”, iguales a 184 millones de euros, se apun-
tan un incremento de 95 millones de euros en comparación
con el 31 de diciembre de 2013 reexpresado (cuando fue-
ron iguales a 89 millones de euros) tras la compra de tur-
binas destinadas a proyectos en Norteamérica (49 millones
de euros) y paneles fotovoltaicos por instalar (46 millones
de euros).
224 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
29. Créditos comerciales - 440 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Venta y transporte de energía eléctrica 383 185 324 190 59
Otros créditos 57 31 - 26
Total 440 355 85
Los “Créditos comerciales”, iguales a 440 millones de euros,
registran un aumento de 85 millones de euros en razón
esencialmente de los mayores créditos por venta de energía
en la Península Ibérica (33 millones de euros), en Panamá
(18 millones de euros) y en Brasil (17 millones de euros).
Los “Otros créditos”, iguales a 57 millones de euros, experi-
mentan un crecimiento de 26 millones de euros, atribuible
principalmente a la Sociedad matriz por créditos para la de-
rivación de aguas.
Para más detalles sobre los créditos comerciales se remite
a las Notas 45 “Instrumentos financieros” y 46.3 “Riesgo de
crédito”.
30. Créditos tributarios - 81 millones de eurosLos “Créditos tributarios”, iguales a 81 millones de euros, se
incrementan en 18 millones de euros con relación al 31 de
diciembre de 2013 reexpresado (cuando fueron equivalen-
tes a 63 millones de euros). El asiento refleja fundamental-
mente los créditos por impuestos de las controladas chile-
nas (24 millones de euros), mexicanas (19 millones de euros)
y españolas (16 millones de euros).
31. otros activos financieros corrientes - 426 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Otros activos financieros corrientes incluidos en el circulante
Pagos diferidos e ingresos anticipados financieros 1 1 1 1 -
Subtotal 1 1 -
Otros activos financieros corrientes incluidos en el endeudamiento
Títulos 140 13 127
Créditos financieros a corto plazo 9 9 7 7 2
Cuotas corrientes de las créditos financieros a largo plazo 20 - 20
Otros créditos financieros a corto plazo 256 211 224 197 32
Subtotal 425 244 181
TOTAL 426 245 181
El asiento “Títulos”, igual a 140 millones de euros, evidencia
un aumento de 127 millones de euros con relación al 31 de
diciembre de 2013 reexpresado, relacionado con la variación
de las inversiones temporales en títulos a corto plazo, repre-
sentados sobre todo en certificados de depósito en Brasil.
El asiento “Otros créditos financieros a corto plazo” eviden-
cia un incremento de 32 millones de euros, derivado prin-
cipalmente del aumento del crédito de la financiera del
Grupo (Enel Green Power International BV) con la financiera
del Grupo Enel (55 millones de euros), contrarrestado en
parte por los menores créditos de la Sociedad matriz con
la controlada Enel Green Power Solar Energy (21 millones
de euros), empresa conjunta valorada anteriormente con el
método de puesta en equivalencia y, ya en el transcurso del
ejercicio, con el método de integración total.
225
32. otros activos corrientes - 494 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Créditos tributarios 136 141 (5)
Subvenciones no pecuniarias por recibir 107 102 95 88 12
Anticipos a proveedores 50 84 (34)
Gastos anticipados operativos corrientes 52 48 1 4
Otros créditos varios 149 27 44 10 105
Total 494 412 82
La reducción de los “Créditos tributarios” se refiere princi-
palmente a los menores créditos por IVA de Rumanía (18
millones de euros) y de la Península Ibérica (11 millones de
euros), compensados en parte por los mayores créditos en
México (14 millones de euros).
El avance del asiento “Subvenciones no pecuniarias por reci-
bir” se refiere fundamentalmente a los créditos por certifica-
dos verdes de las sociedades en Italia (7 millones de euros)
y en Rumanía (4 millones de euros), acumulados a la espera
de su reconocimiento efectivo por parte de las autoridades
reguladoras competentes.
El asiento “Anticipos a proveedores” acoge esencialmente los
anticipos para la compra de turbinas destinadas a proyectos
en Norteamérica. La disminución registrada con relación a
2013 reexpresado está vinculada sustancialmente a la recu-
peración de las sumas abonadas en 2013 (60 millones de eu-
ros), neutralizada en parte con posterioridad por los nuevos
anticipos aportados en el ejercicio (31 millones de euros).
33. efectivo y otros activos equivalentes - 335 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado 2014-2013
Depósitos bancarios y postales libres 177 166 11
Depósitos bancarios y postales vinculados 158 161 (3)
Total 335 327 8
Los “Depósitos bancarios y postales vinculados” se refieren
principalmente a depósitos de garantía de operaciones aco-
metidas que, por su especial tipología, contemplan la asig-
nación de provisiones como garantía del pago de la deuda
(como en el caso de financiación de proyectos o asociacio-
nes tributarias).
34. activos no corrientes (o grupos enajenables de elementos) clasificados como disponibles para la venta y actividades interrumpidas
34.1 activos clasificados como disponibles para la venta y pasivos incluidos en un grupo enajenable clasificado como disponible para la venta A 31 de diciembre de 2013 reexpresado, el asiento incluía
principalmente los activos netos de las plantas de cogene-
ración portuguesas de la controlada Enel Green Power Es-
paña (13 millones de euros, de los que 10 millones de euros
correspondientes a “Efectivo y otros activos equivalentes”)
y del parque eólico de la controlada francesa WP France 3
(12 millones de euros). Dichas instalaciones se cedieron en
el mes de enero de 2014.
226 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
34.2 resultado de las actividades interrumpidas - (4) millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión de los contratos de Commodities contabilizados al valor razonable - 70 (70)
Total costes - 69 (69)
MARGEN DE EXPLOTACIÓN BRUTO - 1 (1)
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor - 8 (8)
Resultado operativo - (7) 7
Resultado del ejercicio excluidas las plusvalías - (7) 7
Plusvalías por la cesión de activos (4) 68 (72)
Resultado de las actividades interrumpidas (4) 61 (65)
Los costes registrados en 2014 se refieren a la actualización de la estimación de la compensación debida a Enel Energia,
como se contempla en el contrato de cesión de las participaciones de la sociedad Enel.si.
pasivos
patrimonio neto y pasivos
35. total patrimonio neto - 8.929 millones de euros
35.1 patrimonio neto del Grupo - 7.835 millones de euros
Capital social - 1.000 millones de eurosEl capital social está representado por 5.000.000.000 de ac-
ciones ordinarias, con un valor nominal de 0,20 euros, y está
íntegramente desembolsado.
A 31 de diciembre de 2014, según se desprende del registro
de accionistas y habida cuenta de las comunicaciones envia-
das a la CONSOB y recibidas por la Sociedad con arreglo al
artículo 120 del Decreto Legislativo italiano de 24 de febre-
ro de 1998, n.º 58, así como del resto de información dispo-
nible, no se tiene constancia de accionistas en cuyo poder
obre una participación superior al 2% del capital de la Socie-
dad, excepción hecha de Enel SpA (con el 68,29% del capital
social) y Norges Bank (con el 2,04% del capital social).
otras reservas - 6.476 millones de eurosA continuación, la composición de los principales asientos.
Reserva legal - 200 millones de eurosLa “Reserva legal” es igual al veinte por ciento del capital so-
cial, por lo que ha alcanzado los límites previstos en el artí-
culo 2430 del Código Civil italiano.
Ajustes por cambio de valor CFH - (42) millo-nes de eurosIncluyen los gastos netos anotados directamente en el patri-
monio neto por efecto de valoraciones sobre los derivados
de cobertura (cash flow hedge).
Reservas de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia - 18 millo-nes de eurosIncluyen los gastos netos anotados directamente en el pa-
trimonio neto por efecto de valoraciones sobre los deriva-
dos de las sociedades valoradas con el método de puesta en
equivalencia.
Reserva de conversión - 167 millones de euros En dicho asiento se incluyen los efectos de conversión de
los estados contables de las controladas con una moneda
local diferente de la funcional. A 31 de diciembre de 2014,
la reserva es positiva por 167 millones de euros, un aumento
de 379 millones de euros, habida cuenta de la depreciación
neta de la divisa funcional frente a las divisas extranjeras de
las sociedades controladas.
227
Reserva para prestaciones a empleados - (8) millones de euros Dicha reserva acoge, tras la aplicación a partir del 1 de enero
de 2013 de la NIC 19 Revisada, todas las ganancias y pérdi-
das actuariales sobre las prestaciones a empleados, excluido
su correspondiente efecto fiscal.
Otras reservas (excepto la reserva legal) - 6.377 millones de eurosHacen referencia, por un importe igual a 3.300 millones de
euros, a las reservas de la Sociedad matriz al escindirse de
Enel Produzione SpA e incluyen, entre otras, la reserva de re-
valoración (igual a 138 millones de euros), que representa el
importe de la revaloración realizada en el ejercicio de 2003,
de conformidad con la Ley italiana 350/2003.
Dicha reserva está exenta de impuestos (en caso de distribu-
ción, el importe bruto de la reserva está sujeto al impuesto
ordinario, con reconocimiento de un crédito fiscal del 19%).
Actualmente la distribución de esta reserva está diferida por
tiempo indefinido.
En la siguiente tabla se representa la movilización de las
ganancias y las pérdidas contabilizadas directamente en el
patrimonio neto, incluidas las cuotas de terceros, destacan-
do el efecto fiscal correspondiente a cada asiento individual.
a 31.12.2013 reexpresado Variaciones a 31.12.2014
En millones de euros Total
de los que
Grupo
de los que
partici-pacio-nes de
terceros
Ganan-cias/(Pér-
didas) impu-
tadas a patrimo-nio neto
en el ejercicio
Emitidos en las
Cuentas de resul-
tadosImpues-
tos Total
de los que
Grupo
de los que par-
ticipacio-nes de
terceros Total
de los que
Grupo
de los que par-
ticipacio-nes de
terceros
Ajustes por cambio de valor CFH (3) (6) 3 (71) 21 9 (41) (36) (5) (44) (42) (2)Reserva de inversiones con-tabilizadas con el método de puesta en equivalencia (12) (12) - (6) - - (6) (6) - (18) (18) -
Reserva de conversión (222) (212) (10) 421 - - 421 379 42 199 167 32Ganancias/(Pérdidas) por la actualización de los pasivos/(activos) netos por planes de prestaciones definidas (5) (5) - (3) - - (3) (3) - (8) (8) -Ganancias/(Pérdidas) del ejercicio imputadas direc-tamente a patrimonio neto (242) (235) (7) 341 21 9 371 334 37 129 99 30
35.2 participaciones minoritarias - 1.094 millones de eurosLas participaciones minoritarias registran un aumento de
121 millones de euros, debido principalmente al resultado
del ejercicio atribuible a terceros (81 millones de euros), a
las diferencias de cambio registradas en la correspondiente
reserva de conversión (42 millones de euros) y a la variación
del perímetro relativa al proyecto Buffalo Dunes en Nortea-
mérica (40 millones de euros), efectos neutralizados parcial-
mente por la distribución de dividendos a terceros (26 millo-
nes de euros) por parte de algunas sociedades controladas.
A continuación se expone la tabla con las participaciones
minoritarias desglosadas por área de actividad.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Europa 726 690 36
Latinoamérica 260 221 39
Norteamérica 108 62 46
Participaciones minoritarias 1.094 973 121
228 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
35.3 Dividendos - 160 millones de eurosLa Sociedad matriz distribuyó en el ejercicio 2014 los divi-
dendos del ejercicio 2013, por valor de 160 millones de eu-
ros (0,032 euros por acción).
El dividendo del ejercicio 2014, igual a 0,032 euros por ac-
ción, por un importe total de 160 millones de euros, se pro-
pondrá a la Junta de Accionistas del 8 de mayo de 2015.
35.4 Gestión del capital Los objetivos identificados por la Sociedad para la gestión
del capital son velar por la continuidad empresarial, crear
valor para las partes interesadas y apoyar el desarrollo del
Grupo. En concreto, la Sociedad persigue el mantenimiento
de un adecuado nivel de capitalización que permita realizar
un retorno económico satisfactorio para los accionistas y ga-
rantizar el acceso a fuentes externas de financiación.
En este contexto, la Sociedad gestiona su estructura de ca-
pital y efectúa los oportunos ajustes cuando los cambios en
las condiciones económicas así lo requieren. Durante el ejer-
cicio 2014 no se produjeron modificaciones sustanciales en
los objetivos, las políticas o los procesos.
Con las finalidades antedichas, la Sociedad vigila constante-
mente la evolución del nivel de endeudamiento en relación
con el patrimonio neto, cuya situación a 31 de diciembre de
2014 y 2013 reexpresado se sintetiza en la tabla siguiente.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Posición financiera no corriente (6.035) (5.196) (839)
Posición financiera corriente neta (428) (462) 34
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo 425 334 91
Endeudamiento financiero neto (6.038) (5.324) (714)
Patrimonio neto del Grupo 7.835 7.290 545
Participaciones de terceros 1.094 973 121
Patrimonio neto 8.929 8.263 666
Índice deuda/patrimonio 0,7 0,6 0,1
pasivos no corrientes
36. Financiaciones - 7.223 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Financiaciones a largo plazo (incluida la cuota corriente) 6.358 2.455 5.408 2.482 950
Financiaciones a corto plazo 865 832 821 797 44
Para más detalles acerca de la naturaleza y la valoración de las financiaciones se remite a la Nota 45 “Instrumentos financieros”.
37. indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados - 43 millones de eurosEl Grupo concede a los empleados diversas formas de pres-
taciones que se concretan en prestaciones ligadas a la “in-
demnización por fin de contrato”, pagas extraordinarias
e indemnizaciones en sustitución del preaviso, primas de
fidelidad, asistencia sanitaria y descuentos en la energía
(modificados por los acuerdos sindicales recientes para los
empleados en servicio).
229
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones relativas al personal 21 26 (5)
Descuentos en la energía 5 5 -
Pagas extraordinarias e indemnización en sustitución del preaviso 5 4 1
Prima de fidelidad 3 3 -
Asistencia sanitaria Asem 3 3 -
Otras prestaciones a empleados 6 6 -
Total 43 47 (4)
El asiento “Indemnización por fin de contrato y otras pres-
taciones a empleados” resulta sustancialmente en conso-
nancia respecto al 31 de diciembre de 2013 reexpresado, ya
que en el curso del ejercicio no se constataron variaciones
significativas de las hipótesis actuariales ya utilizadas a efec-
tos de los Estados contables de 2013 y, en consecuencia, en
los Estados del resultado global correspondiente al ejercicio
no se contabilizaron ganancias ni pérdidas actuariales rele-
vantes.
A continuación, se constata la variación de los pasivos ac-
tuariales en los dos ejercicios.
En millones de euros 2014 2013
Prestacio-nes por
jubilación
Descuen-tos en la energía
Otras pres-taciones Total
Prestacio-nes por
jubilación
Descuen-tos en la energía
Otras pres-taciones Total
VARIACIONES EN EL PASIVO ACTUARIAL
Pasivo actuarial a 1 de enero 33 5 9 47 76 4 8 88
Costes sociales relativos a los servicios cumplidos corrientes - - 1 1 2 - - 2
Intereses pasivos 1 - - 1 2 - - 2
Pérdidas/(Ganancias) actuariales resultantes de varia-ciones en las hipótesis financieras 1 - 1 2 - 1 - 1
Ajustes basados en la experiencia pasada (1) - (1) (2) - - - -
Costes relativos a los servicios cumplidos pasados - - - - (2) - - (2)
Pérdidas/(Ganancias) en el momento del cese - - - - (42) - - (42)
Pagos por ceses (6) - - (6) (3) - - (3)
Otras variaciones - - - - - - 1 1
Pasivo actuarial a 31 de diciembre (pasivo en los Estados contables) 28 5 10 43 33 5 9 47
En las tablas siguientes se evidencia el impacto de las prestaciones a los empleados en las Cuentas de resultados del ejercicio
cerrado a 31 de diciembre de 2014.
En millones de euros 2014 2013
PÉRDIDAS/(GANANCIAS) IMPUTADAS A LAS CUENTAS DE RESULTADOS
Costes sociales 1 (42)
Intereses pasivos netos 1 2
Total 2 (40)
En millones de euros 2014 2013
PÉRDIDAS/(GANANCIAS) POR ACTUALIZACIÓN IMPUTADAS A LAS OCI
Pérdidas/(Ganancias) actuariales en planes de prestaciones definidas - 1
Otras variaciones - 1
Total - 2
230 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
A continuación se ofrece la tabla de la sensibilidad por tipo de planes.
Prestaciones por jubilación
Descuentos en la energía
Otras presta-ciones
Prestaciones por jubilación
Descuentos en la energía
Otras presta-ciones
2014 2013
Reducción del 0,5% del tipo de actualización 31 5 7 31 6 6
Aumento del 0,5% del tipo de actualización 28 4 6 28 5 5
Aumento del 0,5% de la tasa de inflación 30 5 7 30 5 6
Aumento del 0,5% de las retribuciones 21 - 3 30 5 6
Incremento del 1% de los costes de la asistencia sanitaria - - 4 30 5 6
Incremento de 1 año de la esperanza de vida de los empleados en activo y jubilados - 5 1 30 5 1
38. provisiones no corrientes - 150 millones de euros (de los cuales, cuota a corto plazo de 20 millones de euros)A continuación se indica la composición principal del asiento “Provisiones no corrientes”.
En millones de euros Ant.Disposiciones/
Liberaciones
Otros mov./Efecto de los
tipos de cambiode los que cuota
corriente
a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
Litigios legales 14 6 (2) (2) 16 -
Gastos en plantas de producción 66 16 (10) 7 79 1
Impuestos 4 2 (2) 1 5 2
Otros 10 13 - 4 27 1
Total 94 37 (14) 10 127 4
Provisión para gastos por ceses incentivados 36 2 (16) 1 23 16
TOTAL PROVISIONES NO CORRIENTES 130 39 (30) 11 150 20
Para más detalles se remite a la Nota 36 de los Estados contables de la Sociedad matriz.
39. otros pasivos no corrientes - 192 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Deudas por tasas de ocupación y contribuciones de urbanización 51 59 (8)
Deudas por adquisición de activos y negocios 13 12 1
Otras deudas diversas 128 110 18
Total 192 181 11
Para más detalles sobre el asiento “Deudas por tasas de
ocupación y contribuciones de urbanización” se remite a la
Nota 37 de los Estados contables de la Sociedad matriz.
Las “Deudas por adquisición de activos y negocios” se refie-
ren a la contabilización del derecho de opción (cruzada de
compra y venta) para la adquisición de la cuota accionarial
de Renovables de Guatemala poseída por Simest (6,16%),
por un importe igual a 13 millones de euros (equivalente a
12 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresa-
do). La Sociedad matriz se comprometió, de hecho, a adqui-
rir a Simest y a su respectivo fondo toda su cuota de partici-
231
pación accionarial en Renovables de Guatemala a partir del
30 de junio de 2015 y hasta el 30 de junio de 2017.
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable de
las opciones susodichas, se deja constancia de que el deri-
vado asociado está clasificado en el nivel 3; el valor teórico
corresponde al valor razonable respectivo, calculado con el
modelo binomial para la valoración de las opciones.
En el curso del ejercicio, las variaciones de los valores razo-
nables no produjeron efectos significativos en las Cuentas
de resultados.
El incremento del asiento “Otras deudas diversas”, igual a 18
millones de euros, se refiere principalmente a la deuda para
la adquisición del proyecto chileno Talinay Poniente (13 mi-
llones de euros).
pasivos corrientes
40. Deudas comerciales - 888 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Deudas comerciales 888 129 741 168 147
Total 888 741 147
El asiento “Deudas comerciales”, igual a 888 millones de eu-
ros, presenta un incremento de 147 millones de euros, refe-
rido principalmente a deudas de las sociedades norteame-
ricanas (116 millones de euros) y chilenas (74 millones de
euros) por las inversiones operativas efectuadas a la finali-
zación del ejercicio.
41. Deudas por impuesto de sociedades - 80 millones de eurosLa partida “Deudas por impuesto de sociedades”, equivalen-
te a 80 millones de euros, se anota un crecimiento de 39
millones de euros en comparación con el 31 de diciembre de
2013 reexpresado (cuando fue igual a 41 millones de euros),
atribuible sobre todo a las mayores deudas de la Sociedad
matriz con la sociedad de control Enel SpA en el marco del
Consolidado Fiscal.
42. otros pasivos financieros corrientes - 82 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Otras deudas financieras corrientes 27 14 18 16 9
Pagos diferidos e ingresos anticipados financieros corrientes 55 43 71 56 (16)
Total 82 89 (7)
El asiento “Pagos diferidos e ingresos anticipados financie-
ros corrientes” se reduce 16 millones de euros, principal-
mente por el pago de los intereses pasivos devengados en
2014 en la cuenta corriente existente entre la financiera del
Grupo Enel Green Power y la financiera del Grupo Enel (12
millones de euros).
232 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
43. posición financiera neta y créditos financieros y títulos a largo plazo - 6.038 millones de euros En la tabla siguiente se muestra la posición financiera neta y los créditos financieros y títulos a largo plazo.
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Financiaciones a largo plazo (6.035) (2.455) (5.196) (2.480) (839)
Financiaciones a corto plazo (865) (832) (821) (797) (44)
Cuota corriente de las financiaciones a largo plazo (323) - (212) (2) (111)
Activos financieros no corrientes incluidos en la posición financiera neta 425 417 334 325 91
Activos financieros corrientes incluidos en la posición finan-ciera neta 425 220 244 204 181
Efectivo y otros activos equivalentes 335 327 8
Total (6.038) (5.324) (714)
A continuación se ofrece la posición financiera neta respec-
tiva a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013
reexpresado, de conformidad con las disposiciones CONSOB
del 28 de julio de 2006, conciliada con el endeudamiento
financiero neto preparado con arreglo a las modalidades de
representación del Grupo Enel Green Power.
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Depósitos bancarios y postales 335 327 8
Títulos 140 13 127
Efectivo 475 340 135
Otros créditos financieros a corto plazo 285 220 231 204 54
Deudas con entidades bancarias a corto plazo (13) (23) 10
Cuota corriente de deudas con entidades bancarias (193) (126) (67)
Cuota corriente de deudas con otras entidades financieras y partes relacionadas (130) (86) 2 (44)
Otras deudas financieras a corto plazo (852) 832 (798) 797 (54)
Endeudamiento financiero corriente (1.188) (1.033) (155)
Endeudamiento financiero corriente neto (428) (462) 34
Deudas con entidades bancarias (2.711) (2.113) (598)
Deudas con otras entidades financieras y sociedades relacionadas (3.324) (2.455) (3.083) (2.480) (241)
Endeudamiento financiero no corriente (6.035) (5.196) (839)
Endeudamiento financiero neto descrito en la Comunicación CONSOB (6.463) (5.658) (805)
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo 425 417 334 325 91
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO (6.038) (5.324) (714)
Para una mayor profusión de detalles, se remite a la Nota 45 “Instrumentos financieros”.
233
44. otros pasivos corrientes - 403 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Deudas por tasas varias y contribuciones de urbanización 31 34 (3)
Deudas con el personal y con organismos de la seguridad social 51 26 25
Deudas por adquisición de activos y negocios 90 49 41
Anticipos pasivos y pagos diferidos 79 78 1
Deudas tributarias diversas 34 33 1
Otras deudas diversas 118 11 120 51 (2)
Total 403 340 63
Para una información más detallada sobre los asientos
“Deudas por tasas varias y contribuciones de urbanización”
y “Deudas con el personal y con organismos de la seguridad
social” se remite a la Nota 42 de los Estados contables de la
Sociedad matriz.
El asiento “Deudas por adquisición de activos y negocios” se
refiere principalmente a:
> el apunte de la deuda por componentes eventuales del
coste de adquisición (contraprestación contingente) de
los negocios localizados en Norteamérica, descritos en la
Nota 5, cuyo importe se calculó al valor razonable en 79
millones de euros (37 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado);
> la contabilización del derecho de opción (cruzada de
compra y venta) para la adquisición de la cuota acciona-
rial en la participada Maicor Wind igual a 11 millones de
euros (12 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado).
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable de
los pasivos susodichos, se clasifican en el nivel 3.
El valor teórico relativo a las opciones de Maicor Wind co-
rresponde al respectivo valor razonable, calculado con el
método del flujo de efectivo descontado, mientras que las
contraprestaciones contingentes concernientes a los pro-
yectos en Norteamérica se cuantificaron habida cuenta del
valor unitario por MW previsto en los contratos de compra
para la tasa de urbanización, habida cuenta de las probabi-
lidades asociadas a la realización de la iniciativa particular.
En el curso del ejercicio, las variaciones de los valores razo-
nables no produjeron efectos significativos en las Cuentas
de resultados.
45. instrumentos financierosEl objetivo de la presente nota es el de proporcionar las revelaciones que permitan valorar la relevancia de los instrumentos
financieros para la posición financiera y el rendimiento de la Sociedad.
45.1 activos financieros por categoríaEn la tabla siguiente se indica el valor contable de cada cate-
goría de los activos financieros previstos por la NIC 39, des-
glosados entre activos financieros corrientes y no corrientes,
exponiendo separadamente los derivados de cobertura y
los derivados calculados al valor razonable contabilizado en
las Cuentas de resultados.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Financiaciones y créditos 424 333 1.041 913
Activos financieros disponibles para la venta 3 23 140 13
Derivados de cobertura cash flow hedge 7 13 18 3
Total instrumentos financieros derivados designados como instrumentos de cobertura 7 13 18 3
TOTAL 434 369 1.199 929
234 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
45.1.1 Financiaciones y créditos En la tabla siguiente se exponen las financiaciones y los créditos por su naturaleza, desglosados en activos financieros co-
rrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Efectivo y otros activos equivalentes - - 335 327
Créditos comerciales - - 440 355
Créditos financieros varios 424 333 266 231
Total 424 333 1.041 913
Los créditos comerciales a los clientes se contabilizaron una
vez deducida la provisión para devaluación de créditos, que
asciende a 16 millones de euros al término del año 2014,
frente a un saldo de apertura de 6 millones de euros.
En la tabla siguiente se indican las pérdidas por deterioro de
valor de los créditos comerciales.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Importe bruto 456 361
Provisión para devaluación de créditos (16) (6)
Valor neto 440 355
Cabe precisar que en la Nota 46 “Gestión de riesgos” se pro-
porciona la información siguiente:
> la antigüedad de los créditos vencidos, pero no devalua-
dos;
> las transferencias de activos financieros constatadas du-
rante el ejercicio.
45.1.2 activos financieros disponibles para la ventaEn la tabla siguiente se exponen los activos financieros disponibles para la venta (AFS, por sus siglas en inglés) por su natu-
raleza, desglosados en activos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Anticipos para adquisición de participaciones 3 23 - -
Títulos corrientes disponibles para la venta - - 140 13
Total 3 23 140 13
235
45.1.3 Derivados activos En la tabla siguiente se muestran el valor teórico y el valor razonable de los derivados activos, por tipo de relación de cober-
tura y riesgo cubierto, desglosados en activos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
Valor teórico Valor razonable Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013 2014-2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013 2014-2013
Derivados designa-dos como instrumen-tos de cobertura:
- sobre el riesgo de tipo de interés - 430 - 7 (7) - - - - -
- sobre el riesgo de precio de las Com-modities 112 24 7 6 1 326 24 18 3 15
Total 112 454 7 13 (6) 326 24 18 3 15
Derivados al FVTPL:
- sobre el riesgo de tipo de cambio - - - - - 47 13 - - -
Total - - - - - 47 13 - - -
TOTAL DERIVADOS ACTIVOS 112 454 7 13 (6) 373 37 18 3 15
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que los derivados están clasificados to-
dos en el nivel 2.
Para mayores detalles sobre los derivados activos, se ruega
remitirse a la Nota 47 “Derivados y contabilidad de cober-
tura”.
45.2 pasivos financieros por categorías En la tabla siguiente se indica el valor contable de cada cate-
goría de los pasivos financieros previstos por la NIC 39, des-
glosados entre pasivos financieros corrientes y no corrien-
tes, exponiendo separadamente los derivados de cobertura
y los derivados calculados al valor razonable contabilizado
en las Cuentas de resultados.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Pasivos financieros valorados al coste amortizado 6.035 5.196 2.076 1.774
Derivados pasivos al FVTPL - - 6 2
Total pasivos financieros al valor razonable apuntado en las Cuentas de resultados - - 6 2
Derivados de cobertura cash flow hedge 96 34 1 2
Total derivados pasivos designados como instrumentos de cobertura 96 34 1 2
TOTAL 6.131 5.230 2.083 1.778
236 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
45.2.1 pasivos financieros valorados al coste amortizadoEn la tabla siguiente se exponen los pasivos financieros valorados al coste amortizado por su naturaleza, desglosados en
pasivos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Financiaciones a largo plazo (incluida la cuota corriente) 6.035 5.196 323 212
- de las que arrendamiento financiero 151 155 9 12
Financiaciones a corto plazo - - 865 821
Deudas comerciales - - 888 741
Total 6.035 5.196 2.076 1.774
Para mayores detalles sobre el arrendamiento financiero, se ruega remitirse a la Nota 20 “Inmuebles, plantas y maquinaria”.
Financiaciones
Financiaciones a largo plazo (incluida la cuota corriente con vencimiento en los próximos 12 meses) - 6.358 millones de euros
En la tabla siguiente se señala el valor nominal, el valor con-
table y el valor razonable de las financiaciones a largo pla-
zo a 31 de diciembre de 2014, en millones de euros y otras
monedas, incluida la cuota con vencimiento en los próximos
12 meses, agrupadas por tipo de financiación y de tipo de
interés.
En millones de euros Valor
teórico Saldo
contableCuota
corriente
Cuota con vencimiento
superior a 12 meses
Valor razonable
Valor teórico
Saldo contable
Cuota corriente
Cuota con vencimiento
superior a 12 meses
Valor razonable
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
- tipo fijo 604 604 18 586 323 580 581 6 575 591
- tipo variable 2.321 2.300 175 2.125 1.698 1.665 1.658 120 1.538 1.694
Total deudas con entidades bancarias 2.925 2.904 193 2.711 2.021 2.245 2.239 126 2.113 2.285
- tipo fijo 823 823 120 703 1.006 513 512 58 454 589
- tipo variable 176 176 10 166 10 176 175 26 149 184
Total deudas con otras entidades financieras 999 999 130 869 1.016 689 687 84 603 773
- tipo fijo 2.455 2.455 - 2.455 3.296 2.482 2.482 2 2.480 2.823
Total financiaciones de sociedades rela-cionadas 2.455 2.455 - 2.455 3.296 2.482 2.482 2 2.480 2.823
TOTAL FINANCIACIO-NES A LARGO PLAZO 6.379 6.358 323 6.035 6.333 5.416 5.408 212 5.196 5.881
El asiento “Deudas con entidades bancarias”, igual a 2.904
millones de euros (incluida la cuota con vencimiento a 12
meses equivalente a 193 millones de euros), se refiere prin-
cipalmente a:
> financiaciones a tipo fijo concedidas por el BEI a la Socie-
dad matriz, iguales a 655 millones de euros (682 millones
de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado), en re-
lación con un programa de inversiones en el sector de la
producción de energía a partir de fuentes renovables en
Italia (de los que 300 millones de euros a tipo fijo);
> una financiación a tipo variable concedida por el BEI a Enel
Green Power International BV, igual a 200 millones de eu-
ros, para costear proyectos renovables en Rumanía (50 mi-
llones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> financiaciones bancarias a tipo variable, concedidas me-
diante la fórmula de la financiación de proyectos, equi-
valentes a 242 millones de euros (273 millones de euros
a 31 de diciembre de 2013 reexpresado), estipuladas por
Enel Green Power España y Finerge con 10 entidades
bancarias españolas, entre las que se pueden mencionar
237
La Caixa por 65 millones de euros, Sabadell por 16 millo-
nes de euros, Banesto por 13 millones de euros, Cajastur
por 14 millones de euros, BBVA por 43 millones de euros,
ING por 29 millones de euros, Bankia por 25 millones de
euros y Montepío por 17 millones de euros;
> financiaciones a tipo variable concedidas por ELO, el de-
partamento financiero de la Agencia de Crédito a la Ex-
portación del Gobierno danés (EKF) a través de Citibank
International PLC (en calidad de “organizador principal” y
“agente crediticio”) a Enel Green Power International BV,
iguales a 423 millones de euros (446 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado), para el desarrollo
de proyectos eólicos en Brasil, Norteamérica, Rumanía y
Chile;
> una financiación a tipo variable concedida por Banco
Santander en el mes de marzo de 2014 a Enel Green
Power International BV, igual a 141 millones de euros,
para costear el desarrollo de los proyectos eólicos Zopi-
loapan y Bee Nee Stipa II en México;
> una financiación a tipo fijo concedida por el BID (Banco
Interamericano de Desarrollo) a la controlada Enel Green
Power México Srl de Cv igual a 48 millones de euros (54
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresa-
do, con un valor nominal de 858 millones de pesos mexi-
canos), destinada al desarrollo del proyecto Bee Nee Sti-
pa II en México;
> una financiación a tipo fijo facilitada por BBVA a la contro-
lada Enel Green Power México Srl de Cv, por valor de 206
millones de euros (250 millones de dólares estadouniden-
ses), para el desarrollo de parques eólicos en México (181
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> una financiación a tipo variable concedida por Grupo
Santander SA en diciembre de 2014 a la controlada Enel
Green Power México Srl de Cv, por valor de 72 millones
de euros (93 millones de dólares estadounidenses), para
el desarrollo de parques eólicos en México;
> financiaciones a tipo variable facilitadas por Intesa
Sanpaolo SpA a la Sociedad matriz por 145 millones de
euros (163 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado) con el fin de financiar los siguientes proyec-
tos: Palo Viejo en Guatemala, Talinay en Chile y Chucás en
Costa Rica. Dichas financiaciones contemplan una bonifi-
cación de intereses concedida por Simest SpA;
> financiaciones concedidas por BBVA a Enel Green Power
Partecipazioni Speciali Srl por un importe de 88 millones
de euros, de las que la mitad a tipo fijo (88 millones de
euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado), dirigidas
al despliegue de proyectos eólicos en México. Dichas fi-
nanciaciones contemplan una bonificación de intereses
concedida por Simest SpA;
> financiaciones a tipo variable concedidas por Unicredit
SpA a Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl por un
importe de 50 millones de euros (50 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado), dirigidas al des-
pliegue de proyectos eólicos en México. Para dicha finan-
ciación se prevé una bonificación de intereses concedida
por Simest SpA;
> una financiación a tipo variable por parte de BBVA a Enel
Green Power Chile, por 206 millones de euros (250 millo-
nes de dólares estadounidenses) (145 millones de euros
a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> una financiación a tipo variable por parte de BCI a Enel
Green Power Chile, por 82 millones de euros (100 millo-
nes de dólares estadounidenses) (73 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> una financiación a tipo variable concedida en diciembre
de 2014 por parte de BBVA a Enel Green Power Chile, por
62 millones de euros (75 millones de dólares estadouni-
denses);
> financiaciones a tipo variable concedidas por IFC a Enel
Brasil Participações en dos plazos por 131 millones de eu-
ros (422 millones de reales brasileños);
> financiaciones a tipo variable concedidas por Itaú a Enel
Brasil Participações durante el mes de diciembre de 2014
por valor de 81 millones de euros (261 millones de reales
brasileños);
> financiaciones bancarias a tipo variable facilitadas princi-
palmente por Citibank y NBG Bank a ciertas controladas
griegas por 17 millones de euros (24 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> una financiación bancaria a tipo variable concedida por
Banco Industrial del Guatemala a Enel Guatemala por 9
millones de euros (8 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013 reexpresado, con un valor nominal de 11 millo-
nes de dólares estadounidenses).
El asiento “Deudas con otras entidades financieras”, igual a
999 millones de euros (incluida la cuota con vencimiento a
12 meses, equivalente a 130 millones de euros), se refiere
principalmente a:
> financiaciones para la asociación tributaria, por un im-
porte de 794 millones de euros (485 millones de euros a
31 de diciembre de 2013 reexpresado), relativa a los pro-
yectos norteamericanos ya en curso durante el ejercicio
pasado (Snyder Wind Farm, Smoky Hills I, Smoky Hills II,
Caney River, Prairie Rose y Chisholm View) y a los nue-
238 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
vos proyectos Buffalo Dunes, consolidado desde el mes
de abril de 2014 con el método de integración total (181
millones de euros) y Origin, consolidado desde el mes de
noviembre (129 millones de euros);
> financiaciones con la fórmula de la financiación de pro-
yectos, concedidas a sociedades controladas de Enel
Green Power North America por valor de 29 millones de
euros (41 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado);
> contratos de arrendamiento financiero iguales a 160 mi-
llones de euros (136 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013 reexpresado), estipulados por siete controladas
italianas para el desarrollo de proyectos eólicos y fotovol-
taicos en Italia;
> otras financiaciones, por valor de 9 millones de euros (22
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresa-
do), concedidas a las controladas de Enel Green Power
España para el desarrollo de proyectos eólicos.
El asiento “Financiaciones de sociedades relacionadas” reco-
ge la financiación concedida por Enel Finance International
NV a Enel Green Power International BV por valor de 2.455
millones de euros (2.453 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado).
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable de
los pasivos susodichos, se clasifican en el nivel 2.
A continuación se desglosan las facilidades de crédito obte-
nidas mediante las fórmulas de la financiación de proyectos
y del arrendamiento financiero.
País N.º de contratos Millones de euros Tecnología Pro solvendo/Pro soluto
Norteamérica 5 29 Hidroeléctrica - Eólica Pro soluto
España 11 221 Eólica Pro soluto
Portugal 2 21 Eólica Pro solvendo
Italia 3 27 Solar Pro soluto
Total 21 298
País N.º de contratos Millones de euros Tecnología Pro solvendo/Pro soluto
Italia 9 160 Eólica - Solar Pro soluto
Total 9 160
Cabe señalar que las financiaciones concedidas a través de
la fórmula de la financiación de proyectos, iguales a un to-
tal de 298 millones de euros a 31 de diciembre de 2014, se
refieren principalmente a sociedades de una sola planta, en
las que el Grupo generalmente posee la mayoría de las ac-
ciones. Estas financiaciones obligan a los socios, junto a las
sociedades vehiculares, al respeto de algunos parámetros
societarios y financieros.
En concreto, los parámetros societarios facultan a las enti-
dades financieras para solicitar el reembolso anticipado de
las financiaciones en cuestión en caso de variaciones en el
accionariado de referencia de las sociedades financiadas y
de las sociedades vehiculares.
Los parámetros financieros, en cambio, habitualmente dis-
ponen:
> la obligación para las sociedades vehiculares de respetar
determinadas relaciones —generalmente 15%/85% (en
algunos casos la relación es del 10%/90% o 20%/80%)—
de patrimonio neto/endeudamiento financiero;
> la posibilidad para las sociedades vehiculares de distribuir
dividendos: i) condicionada al respeto de una relación de
cobertura para el pago de la deuda (o sea, la relación en-
tre a) los flujos de efectivo esperados del proyecto finan-
ciado en un determinado año y b) los intereses y la cuota
capital de la deuda con vencimiento en ese mismo año)
generalmente superior a 1,10 (en algunos casos, a 1,05 y
1,15); y ii) limitada al importe del efectivo resultante de la
situación contable sometida a auditoría contable;
> la facultad para las entidades financieras de solicitar el
reembolso anticipado en caso de una relación de cober-
tura para el pago de la deuda generalmente inferior a
1,05 (en algunos casos, inferior a 1,00 y a 1,10);
> la disminución o el aumento de los tipos de interés apli-
cables a las financiaciones en cuestión respecto al nivel
de respeto de una relación de cobertura para el pago de
la deuda. En concreto, el diferencial sobre el tipo de inte-
rés de referencia aumenta en el caso de una relación de
cobertura para el pago de la deuda generalmente supe-
rior a 1,25 (en algunos casos, a 1,40) y disminuye en el
caso opuesto.
En la fecha de los presentes Estados contables, estos pará-
metros han sido respetados y no se han producido incum-
plimientos ni limitaciones en el uso de las financiaciones en
cuestión, con la excepción de dos financiaciones de proyec-
239
tos en España, con respecto a las que se procedió a la reclasi-
ficación del asiento “Financiaciones a largo plazo” al asiento
“Cuota a corto plazo de las financiaciones a largo plazo” por
un importe total igual a 14 millones de euros.
En la tabla expuesta a continuación figuran las financiacio-
nes a largo plazo por moneda y tipo de interés.
En millones de euros Valor teórico Saldo contable Saldo contableTipo medio de interés vigente
Tipo de interés efectivo vigente
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
En euros 4.636 4.625 4.244 4,22% 4,40%
Dólar estadounidense 1.462 1.462 1.094 5,87% 5,93%
Peso mexicano 53 48 55 7,91% 7,91%
Real brasileño 217 212 - 13,87% 13,87%
Otras monedas 11 11 15
Total monedas no euro 1.743 1.733 1.164
TOTAL 6.379 6.358 5.408
El endeudamiento financiero a largo plazo expresado en
monedas diferentes del euro es testigo de un incremento de
569 millones de euros en comparación con el ejercicio pre-
cedente. Dicha fluctuación se puede atribuir sobre todo a:
> dos asociaciones tributarias alcanzadas para los proyec-
tos Buffalo Dunes y Origin, por valor de 310 millones de
euros;
> financiaciones bancarias concedidas por Itaú e IFC a las
sociedades brasileñas, iguales a 212 millones de euros;
> financiaciones bancarias concedidas por BBVA a las so-
ciedades chilenas, equivalentes a 103 millones de euros.
En la tabla que figura a continuación se plasman las carac-
terísticas de las principales financiaciones obtenidas en el
ejercicio 2014.
Tipo de financiación Fecha de emisiónImporte emitido
(en millones de euros)Moneda original Tipo de interés
Forma del tipo de interés Vencimiento
Financiaciones bancarias:
- Chile 03.12.2014 62 USD Libor 6m+2,65% Tipo variable 03.12.2021
- Chile 29.01.2014 41 USD Libor 6m+2,7% Tipo variable 19.12.2018
- Países Bajos 27.03.2014 147 EUR Euríbor 6M+2,10% Tipo variable 27.03.2026
- Países Bajos 14.08.2014 150 EUR Euríbor 6M+0,60% Tipo variable 14.02.2029
- Países Bajos 30.09.2014 15 EUR Euríbor 6M+2,43% Tipo variable 16.12.2025
- Brasil 06.08.2014 - 18.12.2014
131 BRL CDI Overnight+2,045% Tipo variable 15.09.2024
- Brasil 18.12.2014 81 BRL CDI Overnight+2,5% Tipo variable 15.09.2024
- México 18.12.2014 77 USD Libor 6m +1,95% Tipo variable 24.12.2029
Total 704
Financiaciones no bancarias:
- Norteamérica 26.11.2014 129 USD 8% Tipo fijo 26.11.2024
- Norteamérica 01.04.2014 181 USD 8% Tipo fijo 31.12.2023
Total 310
Para más información sobre el análisis de los vencimientos de las financiaciones, se ruega remitirse a la Nota 46 “Gestión de
riesgos”.
Financiaciones a corto plazo - 865 millones de euros
En la tabla siguiente se reflejan las financiaciones a corto plazo a 31 de diciembre de 2014, desglosadas por su naturaleza.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Financiaciones de relacionadas 832 797 35
Financiaciones de entidades bancarias y otras entidades financieras 33 24 9
Total 865 821 44
240 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Las “Financiaciones a corto plazo” registran un incremento
igual a 44 millones de euros con relación al 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado, principalmente por el efecto del
apunte de una deuda con la sociedad asociada Osage (34
millones de euros), frente al ingreso recibido por el socio
(venturer).
45.2.2 Derivados pasivosEn la tabla siguiente se muestran el valor teórico y el valor razonable de los derivados pasivos, por tipo de relación de cober-
tura y riesgo cubierto, desglosados en pasivos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
Valor teórico Valor razonable Valor teórico Valor razonable
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013 2014-2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013 2014-2013
Derivados designados como instrumentos de cobertura:
Cash flow hedge:
- sobre el riesgo de tipo de interés 1.098 664 95 34 61 - - - - -
- sobre el riesgo de precio de las Commodities 34 - 1 - 33 435 1 2 -
Total 1.132 664 96 34 61 33 435 1 2 (1)
Derivados al FVTPL:
- sobre el riesgo de tipo de cambio - - - - - 594 444 6 2 4
Total - - - - - 594 444 6 2 4
TOTAL DERIVA-DOS PASIVOS 1.132 664 96 34 61 627 879 7 4 3
Para mayores detalles sobre los derivados pasivos, se ruega remitirse a la Nota 47 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
45.2.3 Ganancias/(pérdidas) netas La tabla siguiente presenta las ganancias y las pérdidas netas por categoría de instrumento financiero, excluyendo los deri-
vados.
En millones de euros Ganancias/(Pérdidas) netas De los que (deterioros de valor)/recuperaciones de valor
a 31.12.2014
Financiaciones y créditos 9 (19)
Total activos valorados al FVTPL 9 (19)
Pasivos financieros valorados al coste amortizado (88) -
Total pasivos valorados al FVTPL (88) -
TOTAL (79) (19)
46. Gestión de riesgos
46.1 objetivos y política de gestión de los riesgos financieros El Grupo, al desplegar sus actividades, se encuentra expues-
to a una gama de riesgos financieros: riesgo de mercado,
riesgo de crédito y riesgo de liquidez.
Los altos directivos del Grupo supervisan la gestión de dichos
riesgos con el respaldo de comisiones específicas, velando
por que las actividades relativas a los riesgos financieros
se efectúen al amparo de las políticas y los procedimientos
oportunos y por que los riesgos financieros sean identifica-
dos, ponderados y gestionados de conformidad con las po-
líticas y los objetivos establecidos a nivel del Grupo.
241
Como parte del sistema de gobierno al respecto, los riesgos
de mercado se gestionan a través de políticas específicas,
definidas tanto a escala del Grupo como de cada país indi-
vidual, siendo los Comités de Control y Riesgos específicos
los responsables de redactar y supervisar las políticas estra-
tégicas.
La estructura de gobierno facilita un sistema de límites ope-
rativos definidos por tipos de riesgos individuales que son
objeto de una vigilancia periódica por parte de la unidad de
Control de Riesgos.
46.2 riesgos de mercado El riesgo de mercado consiste en la posibilidad de que las
fluctuaciones de las variables macroeconómicas lleguen a
influir negativamente en los flujos de efectivo previstos o en
el valor razonable de un instrumento financiero.
Los riesgos derivados de dichos instrumentos financieros
son el riesgo de tipo de interés, el riesgo de cambio y el ries-
go de precio de las Commodities.
El Grupo, en el ejercicio de su propia actividad industrial,
está expuesto al riesgo de oscilación de los tipos de interés,
derivado esencialmente de la volatilidad de los flujos de in-
tereses vinculados al endeudamiento a tipo variable, y de
los tipos de cambio, que se desprende de los flujos financie-
ros denominadas en una moneda diferente de la de cuenta
de cada país, así como de los precios de las Commodities en
razón de los flujos de efectivos relacionados con los ingresos
por venta de energía eléctrica.
La variabilidad de los precios puede también incidir en las
políticas y las estrategias industriales y comerciales, motivo
por el cual las políticas del Grupo relativas a la gestión de
los riesgos financieros contemplan la estabilización de los
efectos en las Cuentas de resultados de las variaciones del
nivel de los tipos de interés, de cambio y de los precios de
mercado.
Dicha meta se alcanza tanto ya en la misma fuente de la
exposición al riesgo, mediante la diversificación estratégica
de la índole de los activos y pasivos financieros, como ate-
nuando el perfil de riesgo de dicha exposición a través de la
estipulación de contratos derivados over the counter (OTC)
tanto en el mercado como dentro del Grupo Enel.
En concreto, la contraparte interna para las operaciones en
derivados sobre Commodities es principalmente Enel Trade
SpA, mientras que para las operaciones en derivados sobre
el tipo de interés y de cambio es la sociedad de control Enel
SpA.
El Grupo no estipula contratos derivados con fines especu-
lativos.
riesgo de tipo de interésEl riesgo de tipo de interés es el riesgo de que el valor ra-
zonable o los flujos financieros previstos de un instrumento
financiero fluctúen en razón de las variaciones de los tipos
de interés en el mercado.
Para el Grupo, la fuente de la exposición al riesgo de tipo de
interés, que no ha sufrido variaciones con relación al ejer-
cicio anterior, se deriva fundamentalmente del importe del
endeudamiento indexado a tipo variable, por las posibles
repercusiones negativas que podrían darse en las Cuentas
de resultados, en términos de unos mayores gastos finan-
cieros, después de un aumento de los tipos de interés de
mercado.
El doble objetivo de reducción del importe de endeuda-
miento financiero sujeto a la variación de los tipos de inte-
rés y de reducción del coste de las provisiones se gestiona y
consigue tanto mediante la diversificación y el equilibrado
de los pasivos financieros, como modificando su perfil de
riesgo, recurriendo para ello a instrumentos financieros de-
rivados OTC específicos y, en particular, a las permutas de
tipos de interés (IRS, por sus siglas en inglés).
El vencimiento de dichos contratos no excede del venci-
miento de los pasivos financieros subyacentes, de manera
que cada variación del valor razonable o de los flujos de
efectivo esperados de dichos contratos se equilibra con la
correspondiente variación del valor razonable o de los flujos
de efectivo esperados de la posición subyacente.
Con arreglo a los contratos de permuta de tipos de interés,
el Grupo conviene intercambiar con la contraparte, a inter-
valos de tiempo específicos, la diferencia entre los tipos fi-
jos y los variables, ambos calculados a partir de mismo valor
teórico de referencia.
En concreto, los contratos de permuta de tipos de interés
floating-to-fixed transforman un pasivo financiero indexado
a tipo variable en un pasivo a tipo fijo, neutralizando así la
exposición de los flujos de efectivo a la variación en el nivel
de los tipos de interés.
242 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En la tabla siguiente se muestra el valor opcional de los derivados sobre tipos de interés a 31 de diciembre de 2014 y 31 de
diciembre de 2013 reexpresado, desglosado por tipo de contrato.
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Permutas de tipo de interés de variable a fijo 1.098 1.094
Total 1.098 1.094
Para mayores detalles sobre los derivados sobre tipos de in-
terés, se ruega remitirse a la Nota 47 “Derivados y contabili-
dad de cobertura”.
El montante del endeudamiento a tipo variable con riesgo
de tipo de interés no cubierto representa el principal ele-
mento de riesgo por las posibles repercusiones negativas
que podrían darse en las Cuentas de resultados, equivalen-
tes a unos mayores gastos financieros, después de un au-
mento de los tipos de interés de mercado.
De acuerdo con el análisis del endeudamiento financiero a
largo plazo del Grupo, queda evidenciado que está en un
39% indexado a interés variable (33% a 31 de diciembre de
2013 reexpresado), sin tener en cuenta las coberturas de
derivados.
Tomando como referencia el endeudamiento neto a largo
plazo, la cuota indexada a tipo variable resulta igual al 35%
(32% a 31 de diciembre de 2013 reexpresado); dicha expo-
sición se reduce al 16% (8% a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado), considerando las coberturas efectuadas mediante
operaciones con derivados de cobertura cash flow hedge.
Dichos resultados se hallan en consonancia con los límites
establecidos en las políticas de gestión de riesgos.
análisis de sensibilidad del tipo de interésEl Grupo efectúa el análisis de sensibilidad por medio de la
estimación de los efectos de la variación en el nivel de los
tipos de interés sobre la cartera de instrumentos financieros.
En concreto, el análisis de sensibilidad calibra el posible
impacto de escenarios de mercado en el patrimonio neto
por el componente de cobertura de los derivados cash flow
hedge.
Dichos escenarios son representados por la traslación para-
lela en aumento y en disminución en la curva de los tipos de
interés de referencia en la fecha de los Estados contables.
Manteniendo constantes todas las demás variables, el resul-
tado antes de impuestos se ve impactado como sigue.
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Aumento/Reducción en los puntos básicos
Impacto en las Cuentas de resultados (antes
de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes de
impuestos)
Impacto en las Cuentas de resultados
(antes de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes de
impuestos)
Cash flow hedge + 25 pb 17 16
- 25 pb (17) (16)
No hay variaciones con relación al período anterior en los
métodos y los supuestos utilizados en el análisis de sensi-
bilidad.
riesgo de cambio El riesgo de cambio es el riesgo de que el valor razonable o
los flujos financieros futuros de un instrumento financiero
fluctúen tras una variación de los tipos de cambio.
El Grupo opera a escala internacional y está expuesto al ries-
go de cambio derivado de los activos, los pasivos y los flujos
de efectivo previstos en monedas extranjeras diferentes de
la moneda de cuenta de cada país; no se constatan modifi-
caciones de las exposiciones al riesgo de cambio en compa-
ración con el ejercicio previo.
A efectos de minimizar dicho riesgo, las sociedades del Gru-
po estipulan, normalmente en el mercado over the counter
(OTC) y en su mayor parte con Enel SpA, contratos de deriva-
dos y, en particular, contratos a plazo de divisas.
Los contratos a plazo de divisas son contratos derivados en
los que sus partes convienen el intercambio de dos flujos de
capital denominados en monedas distintas, en una deter-
minada fecha futura a un cierto tipo de cambio (denomi-
nado “de ejercicio”); dichos contratos pueden contemplar
la entrega efectiva de los dos flujos (deliverable forward) o
el abono del diferencial entre el tipo de cambio de ejerci-
cio y el cambio en vigor en el mercado al vencimiento (non
deliverable forward). En este último caso, el tipo de cambio
de ejercicio o el tipo de cambio al contado se pueden de-
terminar como medias de los tipos de cambios fijados con
carácter oficial por el Banco Central Europeo.
243
El vencimiento de dichos contratos no excede del venci-
miento de los pasivos financieros subyacentes, de manera
que cada variación del valor razonable o de los flujos de
efectivo esperados de dichos contratos se equilibra con la
correspondiente variación del valor razonable o de los flujos
de efectivo esperados de la posición subyacente.
En la siguiente tabla se proporciona, a fecha de 31 de di-
ciembre de 2014 y de 31 de diciembre de 2013 reexpresado,
el valor teórico de las operaciones activas, desglosadas por
tipo de instrumento de cobertura.
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Contratos a plazo de divisas 641 457
Total 641 457
Para mayores detalles, se ruega remitirse a la Nota 47 “Deri-
vados y contabilidad de cobertura”.
A partir del análisis del endeudamiento, se destaca que el
24% (21% a 31 de diciembre de 2013 reexpresado) del en-
deudamiento a medio y largo plazo está expresado en mo-
nedas diferentes del euro.
Habida cuenta de la cuota de endeudamiento en moneda
extranjera que se halla expresada en la moneda de cuenta
o funcional de cada sociedad del Grupo, el porcentaje de
endeudamiento a medio y largo plazo no cubierto frente al
riesgo de cambio alcanza en torno al 1% (1% a 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado).
Dichos resultados se hallan en consonancia con los límites
establecidos en las políticas de gestión de riesgos.
análisis de sensibilidad del riesgo de cambioEl Grupo efectúa el análisis de sensibilidad por medio de la
estimación de los efectos de la variación en el nivel de los ti-
pos de cambio sobre la cartera de instrumentos financieros.
En particular, el análisis de sensibilidad calibra el posible im-
pacto de escenarios de mercado en las Cuentas de resulta-
dos para los derivados que no se cualifican para la contabi-
lidad de cobertura.
Dichos escenarios responden a apreciaciones o depreciacio-
nes del tipo de cambio del euro frente a todas las divisas
extranjeras, con relación al valor registrado en la fecha de
los Estados contables.
Manteniendo constantes todas las demás variables, el resul-
tado antes de impuestos se ve impactado como sigue:
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Aumento/Reducción en los tipos de cambio
Impacto en las Cuentas de resultados
(antes de impuestos)
Impacto en el patrimonio neto
(antes de impuestos)
Impacto en las Cuentas de resultados
(antes de impuestos)
Impacto en el patrimonio neto
(antes de impuestos)
Variación en el cambio EUR - USD
10% 50 (23)
-10% (61) 28
No hay variaciones con relación al período anterior en los
métodos y los supuestos utilizados en el análisis de sensi-
bilidad.
riesgo de precio de las Commodities El Grupo se encuentra expuesto al riesgo vinculado a la va-
riación del precio de las Commodities derivado de la activi-
dad de venta de la energía producida a un precio variable
(bilaterales indexados y ventas en el mercado de entrega
inmediata de la energía eléctrica).
Para contener dicha exposición, las sociedades del Grupo
recurren a la estipulación de contratos de precio fijo a través
de bilaterales físicos, contratos a largo plazo y contratos fi-
nancieros (por ejemplo, contratos por diferencias —CFD—);
en estos últimos, las diferencias se regulan a favor de la par-
te contraria en los casos en los que el precio de mercado
de la energía supere el precio de ejercicio y a favor de las
sociedades del Grupo en caso contrario. Los contratos por
diferencias a dos vías se estipulan esencialmente con Enel
Trade SpA.
Una exposición residual al riesgo se desprende esencial-
mente de la incertidumbre de los volúmenes de producción,
ya que se encuentran sujetos tanto a la variabilidad natural
de las fuentes renovables como a la no disponibilidad, even-
tual o temporal, de las plantas.
Los procesos de gestión del riesgo de Commodities defini-
dos en el ámbito del Grupo están encaminados a supervi-
sar constantemente la evolución del riesgo en el tiempo y
verificar que los niveles de riesgo, observados con arreglo
a dimensiones de análisis específicas, no excedan de um-
244 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
brales conformes a la tolerancia al riesgo establecida por la
dirección empresarial. Las actividades se despliegan en el
marco de un gobierno formalizado que prevé la asignación
de límites de riesgo definidos, cuyo respeto es verificado por
estructuras organizativas independientes de las encargadas
de la ejecución de dichas operaciones. La vigilancia de las
posiciones se efectúa mensualmente, valorando la utilidad
en riesgo (profit at risk) en el caso de carteras industriales.
En la siguiente tabla se expone el valor teórico de las tran-
sacciones en circulación a 31 de diciembre de 2014 y 31 de
diciembre de 2013 reexpresado, desglosado por tipo de ins-
trumento.
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Permutas y contratos por diferencias 505 483
Total 505 483
Para mayores detalles, se ruega remitirse a la Nota 47 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
análisis de sensibilidad del riesgo de precio de las Commodities En la tabla siguiente se presenta el análisis de sensibilidad a cambios razonablemente posibles en los precios, manteniendo
constantes todas las demás variables.
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Aumento/Reducción en los precios de las
Commodities
Impacto en las Cuen-tas de resultados (antes de impue-
stos)
Impacto en el patri-monio neto (antes
de impuestos)
Impacto en las Cuentas de resultados
(antes de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes de
impuestos)
Permuta10% (23) (18)
-10% 43 20
46.3 riesgo de créditoEl riesgo de crédito es el riesgo de que una contraparte no
cumpla con sus obligaciones previstas en un instrumento fi-
nanciero o un contrato comercial, generando así una pérdida.
El Grupo está expuesto al riesgo de crédito en el ámbito de
la actividad operativa y financiera, incluidos los derivados y
los depósitos en entidades bancarias y sociedades financie-
ras.
Las variaciones negativas imprevistas de la calificación credi-
ticia de una parte contraria podrían generar repercusiones
sobre la posición acreedora, en términos de aumento del
riesgo de insolvencia (riesgo de impago) de la misma.
A efectos de minimizar el riesgo de crédito, el Grupo se vale
de políticas y procedimientos específicos de gestión, que
contemplan la valoración de la confianza de crédito de las
partes contrarias —con arreglo a datos proporcionados por
sociedades externas y modelos de valoración internos— y la
supervisión constante y estructurada de las exposiciones al
riesgo, con el fin de identificar rápidamente los fenómenos
degenerativos de la calidad de los créditos en vigor.
El Grupo, además de mantener una cartera de clientes con
una diversificación adecuada, recurre a la adquisición de ga-
rantías bancarias o al factoraje a efectos de mitigar la expo-
sición al riesgo de crédito.
Concentración del riesgo de crédito de los clientesLa concentración del riesgo de crédito se gestiona y mini-
miza a través de una estrategia de negocio que contempla
diversos criterios de diversificación, como, por ejemplo, “el
área geográfica” (negocios en diferentes países) y “el tipo de
cliente” (sociedades, Administraciones públicas y entidades
financieras).
A 31 de diciembre de 2014, un grupo compuesto por 20
clientes representa alrededor del 77% (83% a 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado) de la exposición total de los
créditos comerciales con terceros apuntados en los Estados
contables.
A continuación se ofrece la tabla sobre los plazos de cobro
de los créditos, con la indicación de las eventuales pérdidas
por deterioro de valor.
245
En millones de euros a 31.12.2014
Créditos comerciales con terceros de los que con Administraciones públicas
Devaluados (16) -
No vencidos y no devaluados 218 44
Vencidos pero no devaluados 71 33
- desde hace menos de 3 meses 38 22
- desde hace de 3 a 6 meses 9 7
- desde hace de 6 a 12 meses 4 2
- desde hace de 12 a 24 meses 13 1
- desde hace más de 24 meses 7 1
Total 273 77
46.4 riesgo de liquidezEl riesgo de liquidez es el riesgo de que el Grupo pueda in-
currir en dificultades para cumplir con sus obligaciones aso-
ciadas a pasivos financieros liquidados mediante efectivo u
otros activos financieros.
Las políticas de control y gestión del riesgo de liquidez en
vigor en el Grupo Enel Green Power garantizan el man-
tenimiento de efectivo suficiente para hacer frente a los
compromisos esperados durante un horizonte temporal
determinado, sin tener que recurrir a otras fuentes de finan-
ciación, así como para el mantenimiento de una reserva de
liquidez suficiente para hacer frente a posibles compromi-
sos inesperados.
El Grupo Enel Green Power indirectamente a través de la
sociedad de control Enel SpA y directamente mediante su
financiera, Enel Green Power International BV, goza de la
capacidad de tesorería centralizada, asegurándose un fácil
acceso al mercado monetario y de capitales, así como la ges-
tión oportuna de los posibles excedentes de liquidez.
Para garantizar los planes de desarrollo de las sociedades
del Grupo, se recurre a diversas fuentes de financiación,
equilibradas y diversificadas en términos de tipología y per-
fil de vencimientos, tanto entre las partes relacionadas (que
representan el 45% del endeudamiento), como con terceras
partes (que representan el 55% restante).
La sociedad posee las siguientes líneas de crédito no utili-
zadas.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Con vencimiento hasta 1 año
Con vencimiento de 1 año en adelante
Con vencimiento hasta 1 año
Con vencimiento de 1 año en adelante
Líneas de crédito comprometidas 2.234 520 2.405 1.019
Líneas de crédito no comprometidas 24 - - -
Total 2.258 520 2.405 1.019
análisis de vencimientos En la tabla siguiente se compendia el perfil de vencimientos de los pasivos financieros del Grupo en función de los flujos de
pago contractuales no actualizados.
En millones de euros Vencimiento
En menos de 3 meses
En 3 meses a 1 año En 1 a 2 años En 2 a 5 años
De 5 años en adelante
Financiaciones bancarias:
- tipo fijo 3 15 59 273 254
- tipo variable 27 162 348 635 1.142
Total 30 177 407 908 1.396
Financiaciones no bancarias:
- tipo fijo 31 90 184 153 2.821
- tipo variable 834 26 35 36 95
Total 865 116 219 189 2.916
TOTAL 895 293 626 1.097 4.312
246 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
47. Derivados y contabilidad de cobertura
47.1 Contabilidad de coberturaLos contratos derivados se registran inicialmente a su valor
razonable en la fecha de negociación para, posteriormente,
volverse a ponderar asimismo a su valor razonable.
El método de contabilización de las ganancias y las pérdidas
relativas a un derivado depende de su designación como
instrumento de cobertura y, en tal caso, de la naturaleza del
elemento cubierto.
La contabilidad de cobertura se aplica a los contratos deriva-
dos estipulados a fin de reducir el riesgo de tipo de interés,
el riesgo de cambio y el riesgo de precio de las Commodities,
así como el riesgo de crédito y de mercado si se reúnen los
criterios previstos en la NIC 39.
En la fecha de designación de la cobertura, el Grupo debe
documentar la estrategia y los objetivos de gestión del ries-
go preestablecidos, así como la relación existente entre los
instrumentos de cobertura y los elementos cubiertos; en di-
cha fecha, y posteriormente con carácter sistemático, se ha
de analizar, por añadidura, la eficacia de la cobertura me-
diante pruebas prospectivas y retrospectivas específicas, con
el fin de corroborar que los instrumentos sean eficaces en
una medida suficiente para compensar las variaciones del
valor razonable y los flujos de efectivo de los elementos cu-
biertos.
En relación con la naturaleza de los riesgos a los que se en-
cuentra expuesta, la Sociedad designa los derivados como
instrumentos de cobertura con arreglo a una de las siguien-
tes relaciones de cobertura:
> derivados de cash flow hedge relativos al riesgo de: i) la
variación de los flujos de efectivo vinculados al endeu-
damiento a largo plazo indexado a tipo variable; ii) los
cambios asociados al endeudamiento a largo plazo de-
nominado en una moneda diferente de la de cuenta o
funcional en la que opera la sociedad poseedora del pasi-
vo financiero; iii) los cambios en el precio de los combusti-
bles expresado en una moneda extranjera; iv) el importe
de las ventas de energía previstas a precio variable; v) el
precio relativo a la compraventa de carbón y Commodi-
ties petrolíferas;
> derivados de fair value hedge, que tienen por objeto la
cobertura de la exposición a la variación del valor razona-
ble de un activo, un pasivo o un compromiso irrevocable
e imputable a un riesgo específico;
> derivados de inversiones netas en negocios en el extran-
jero (net investment in a foreign operation —NIFO—), que
tienen por finalidad la cobertura de la volatilidad de los
tipos de cambio relativos a participaciones en sociedades
extranjeras.
Para más detalles sobre la naturaleza y la envergadura de los
riesgos derivados de los instrumentos financieros a los que
se encuentra expuesta la Sociedad, se remite a la Nota 46
“Gestión de riesgos”.
Cash flow hedgeLa cobertura cash flow hedge se aplica con la intención de
proteger al Grupo de la exposición al riesgo de variaciones
de los flujos de efectivo previstos asociados a un activo, un
pasivo o una transacción muy probable. Dichas fluctuacio-
nes son atribuibles a un riesgo específico y, sin dicha cober-
tura, podrían incidir en las Cuentas de resultados.
La cuota eficaz de las variaciones del valor razonable de los
derivados designados y cualificados como de cobertura cash
flow hedge se contabiliza en el patrimonio neto, entre los
“Otros componentes de las Cuentas de resultados globales
(OCI)”. La ganancia o la pérdida relativas a la cuota ineficaz
se registran inmediatamente en las Cuentas de resultados.
Los importes apuntados en el patrimonio neto se trasladan
a las Cuentas de resultados en el período en que el elemen-
to cubierto también se apunte en ellas.
Cuando un instrumento de cobertura alcanza su vencimien-
to o se vende, o bien cuando la cobertura deja de reunir los
criterios para la aplicación de la hedge accounting, pero el
elemento cubierto no ha vencido ni se ha cancelado, las
ganancias y las pérdidas acumuladas apuntadas en el patri-
monio neto hasta ese momento se mantienen en suspenso
en dicha partida, trasladándose a las Cuentas de resultados
cuando se realice definitivamente la transacción futura.
Si una transacción prevista pierde su consideración de pro-
bable, las ganancias o las pérdidas registradas en el patri-
monio neto se trasladan inmediatamente a las Cuentas de
resultados.
En la actualidad, el Grupo utiliza estas relaciones de cober-
tura para minimizar la volatilidad de las Cuentas de resulta-
dos, mediante estructuras derivadas en permutas de tipos
de interés; no obstante, no utiliza las coberturas fair value
hedge ni hedge of a net investment in a foreign operation
(NIFO).
247
En la tabla que figura a continuación se exponen el valor
teórico y el valor razonable de los derivados cualificados
como instrumentos de cobertura clasificados en función del
tipo de relación de cobertura.
El valor teórico de un contrato derivado es el importe con
arreglo al cual se intercambian los flujos de efectivo. Dicho
importe se puede expresar tanto en términos de valor mo-
netario como en términos de cantidad (como, por ejemplo,
toneladas convertidas a euros multiplicando el valor teórico
por el precio fijado). Los importes denominados en mone-
das diferentes del euro se convierten a dicha moneda apli-
cando los tipos de cambio vigentes a la finalización del pe-
ríodo, facilitados por el Banco Central Europeo.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013
Derivados
Cash flow hedge:
- sobre el riesgo de tipo de interés - 430 - 7 1.098 664 95 34
- sobre el riesgo de precio de las Commodities 438 48 25 9 67 435 2 2
Total 438 478 25 16 1.165 1.099 97 36
En lo referente a la clasificación de los derivados de cober-
tura como activos no corrientes y corrientes y pasivos no
corrientes y corrientes, consultar la Nota 45 “Instrumentos
financieros”.
relación de cobertura por tipo de riesgo cu-bierto A 31 de diciembre de 2014, el Grupo mantiene vigentes
relaciones de cobertura cash flow hedge, en cuyo seno los
principales instrumentos de cobertura están representados
por permutas de tipos de interés dirigidas a cubrir los flujos
de efectivo futuros asociados a financiaciones a largo plazo
a tipo variable expuestas a las oscilaciones de los tipos de
interés. Dicha exposición constituye el principal elemento
de riesgo, a causa de su potencial impacto negativo en las
Cuentas de resultados. A 31 de diciembre de 2014, el valor
teórico de los contratos derivados clasificados como de cash
flow hedge asciende a 1.603 millones de euros, a los que co-
rresponden un valor razonable negativo de 97 millones de
euros y un valor razonable positivo de 25 millones de euros.
47.1.1 riesgo de tipo de interésEn la tabla expuesta en lo sucesivo figuran el valor teórico y
el valor razonable de los instrumentos de cobertura del ries-
go de tipo de interés referente a las transacciones en curso
a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013,
desglosados por tipo de elemento cubierto.
En millones de euros Valor
razonable Valor teóricoValor
razonable Valor teórico
Instrumento de cobertura Elemento cubierto a 31.12.2014 a 31.12.2013
Permutas de tipos de interés Financiaciones bancarias a tipo variable 95 1.098 27 1.094
Total 95 1.098 27 1.094
El importe teórico de los derivados de cobertura cash flow
hedge asciende a 1.098 millones de euros.
La variación experimentada por dicho valor con relación al
31 de diciembre de 2013 se puede imputar a nuevas co-
berturas cash flow hedge efectuadas a lo largo de 2014 y
a una reducción natural de la cuota de amortización de las
permutas de tipos de interés activas. A 31 de diciembre de
2014, el valor razonable de 95 millones de euros ha sufrido
un empeoramiento de 68 millones de euros, referible sus-
tancialmente a la flexión generalizada de la curva de los ti-
pos de interés.
En la tabla expuesta a continuación figuran el valor teórico
y el valor razonable de los derivados de cobertura del ries-
go de tipo de interés a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de
diciembre de 2013, desglosados por tipo de relación de co-
bertura.
248 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013
Derivados
Cash flow hedge
Permutas de tipos de interés - 430 - 7 1.098 664 95 34
Total derivados sobre tipos de interés - 430 - 7 1.098 664 95 34
Derivados de cobertura fair value hedge Actualmente, el Grupo no utiliza dichas relaciones de cobertura.
Derivados de cobertura cash flow hedge En la tabla siguiente se indican los flujos de efectivo previstos en los ejercicios futuros relativos a los derivados de cobertura
cash flow hedge sobre el riesgo de tipo de interés.
En millones de euros Valor razonable Distribución de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2014 2015 2016 2017 2018 2019 En adelante
CFH sobre tipos de interés
Valor razonable positivo - - - - - - -
Valor razonable negativo 95 23 20 16 13 19 10
Las repercusiones en el patrimonio neto de los derivados de cobertura cash flow hedge sobre el riesgo de tipo de interés
observadas durante el período, antes del efecto fiscal, son iguales a 62 millones de euros.
47.1.2 riesgo de precio de las CommoditiesEn la tabla expuesta a continuación figuran el valor teórico y el valor razonable de los derivados de cobertura del riesgo de
precio de las Commodities a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013, desglosados por tipo de relación de
cobertura.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013
Derivados
Permuta 438 48 25 9 67 435 2 2
Total derivados sobre energía 438 48 25 9 67 435 2 2
Derivados de cobertura cash flow hedge En la tabla siguiente se indican los flujos de efectivo previstos en los ejercicios futuros relativos a los derivados de cobertura
cash flow hedge sobre el riesgo de precio de las Commodities.
En millones de euros Valor razonable Distribución de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2014 2015 2016 2017 2018 2019 En adelante
Valor razonable positivo 25 23 2 - - - -
Valor razonable negativo 2 1 1 - - - -
Las repercusiones en el patrimonio neto de los derivados de cobertura cash flow hedge sobre el riesgo de precio de las Com-
modities observadas durante el período, antes del efecto fiscal, son iguales a 16 millones de euros.
249
47.2 Derivados al valor razonable a través de utilidad o pérdida En la tabla siguiente se expone el valor teórico y el valor razonable de los derivados al FVTPL en vigor a 31 de diciembre de
2014 y a 31 de diciembre de 2013, por cada tipo de riesgo.
En millones de euros
Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013 a 31.12.2014 a 31.12.2013
Derivados al FVTPL
Sobre el riesgo de tipo de cambio:
- contratos a plazo de divisas 47 13 - - 594 444 6 2
Total 47 13 - - 594 444 6 2
48. información sobre las partes relacionadasLas partes relacionadas se identificaron con arreglo a lo dis-
puesto en los principios contables internacionales y en el
procedimiento de regulación de las operaciones con partes
relacionadas, aprobado con fecha del 1 de diciembre de
2010 por el Consejo de Administración de Enel Green Power
SpA, tras el dictamen del Comité para el Control Interno del
23 de noviembre de 2010.
Este procedimiento (disponible en la dirección de Internet
http://www.enelgreenpower.com/es-ES/company/gover-
nance/related_parties/) determina una serie de reglas en-
caminadas a asegurar la transparencia y la corrección, tanto
en el fondo como en la forma, de las operaciones con partes
relacionadas y se adoptó en virtud de lo dispuesto en el ar-
tículo 2391 bis del Código Civil italiano y de la regulación de
aplicación dictada por la CONSOB.
Todas las transacciones con partes relacionadas se efectua-
ron con arreglo a unas condiciones normales de mercado.
Concretamente, a lo largo de 2014, las operaciones con las
partes relacionadas se han referido a varias actividades es-
pecíficas, entre las cuales se hallan:
> la gestión del riesgo generado por la variación de los ti-
pos de interés y los tipos de cambio;
> el suministro de prestaciones profesionales y servicios;
> la gestión de servicios comunes;
> la compraventa de energía;
> la compraventa de certificados verdes y de eficiencia
energética.
A las operaciones arriba descritas es necesario añadir el ejer-
cicio de la opción del “Consolidado Fiscal Nacional” con la
sociedad de control Enel SpA.
Con arreglo a la normativa contenida en la Ley italiana TUIR
(DPR 917/1986, artículos 117 y siguientes), relativa al régi-
men fiscal de imposición de Grupo denominado “Consolida-
do Fiscal Nacional”, se informa de que para las Sociedades
Enel Green Power SpA y Enel Green Power Partecipazioni
Speciali Srl, el susodicho régimen sigue en vigor, toda vez
que estas lo renovaron, respectivamente, para los períodos
2013-2015 y 2012-2014.
Se deja constancia de que en el transcurso de 2014 se apro-
baron algunas operaciones calificadas de ordinarias de gran
relevancia, acometidas directamente por Enel Green Power
SpA o a través de una sociedad controlada por esta.
Dichas operaciones entran dentro de los supuestos de exen-
ción expuestos en el artículo 13, apartado 3, letra c) del
“Reglamento referente a disposiciones en materia de ope-
raciones con partes relacionadas”, adoptado por la CONSOB
mediante la Decisión n.º 17221 de 12 de marzo de 2010 y
sus sucesivas modificaciones (“Reglamento de Partes Rela-
cionadas”), y en el procedimiento al respecto adoptado por
Enel Green Power SpA en aplicación de dicho reglamento.
De este modo, no están, por lo tanto, sujetas a las obligacio-
nes de publicación previstas para las operaciones con partes
relacionadas de mayor importancia en el artículo 5, aparta-
dos del 1 al 7, del Reglamento de Partes Relacionadas. En
cualquier caso, dichas operaciones fueron objeto de una co-
municación específica a la CONSOB, según lo previsto en el
susodicho artículo 13, apartado 3, letra c).
A continuación se resumen las principales características de
dichas operaciones.
250 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Trade SpA.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto de la operación: tres contratos marco relativos a la
compraventa de energía eléctrica en los años 2015, 2016 y
2017, realizada a través de contratos bilaterales físicos, así
como tres contratos marco por diferencias a dos vías con-
cernientes a la cobertura financiera recíproca del riesgo de
fluctuación del precio de mercado de la energía eléctrica
durante los mismos ejercicios, efectuada mediante contra-
tos bilaterales financieros.
Importe de la operación: valor máximo global para los años
2015, 2016 y 2017, con relación a las dos categorías men-
cionadas, de 1.400 millones de euros y de 1.830 millones de
euros.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: contrato de financia-
ción a largo plazo (Loan Facility Agreement) por un importe
igual a 500 millones de euros. Las condiciones del contra-
to de financiación se encuentran en consonancia con las
condiciones obtenibles en el mercado de crédito con las
mejores entidades financieras existentes. Al respecto, cabe
señalar que el período de empleo de los fondos se agotó
sin que estos fueran solicitados por Enel Green Power SpA;
en cualquier caso, esta sufragó los gastos vinculados a su
disponibilidad durante el susodicho período de posible uso.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: contrato de financia-
ción a corto plazo (Intercompany Revolving Facility Agree-
ment) por un importe igual a 500 millones de euros. Las
condiciones del contrato de financiación se encuentran en
consonancia con las condiciones obtenibles en el mercado
de crédito con las mejores entidades financieras existentes.
En millones de euros Partes relacionadas Partes relacionadas
Enel SpAEnel Italia
SrlEnel Produ-
zione SpAEnel Trade
SpA
Enel Finan-ce Interna-
tional NVEnel Lease
EurlEnel.Factor
SpA GSE SpA GME SpATerna
SpA 3SUN
SrlEnel Distribu-
zione SpAEnel Ingegneria
e Ricerca SpAEndesa
SA Enel Energia SpA
Enel Energie
Muntenia SA
Enel Energie
SAOtras
menores Total
Total Asiento de los Estados Incidencia %
Relaciones patrimoniales
Créditos comerciales 1 2 111 15 - - - 18 - - - 1 - - - 2 1 34 185 440 42%
Otros activos corrientes 7 - - 2 - - - 102 - - 4 - - - - - - 14 129 494 26%
Activos financieros corrientes y derivados 10 - - 11 202 - - - - - - - - - - - - 13 236 426 55%
Deudas comerciales 9 32 35 - - - 19 1 - - - - 4 2 16 - - 11 129 888 15%
Otros pasivos corrientes 2 - - 3 3 - - - - - - - - 1 - - - 2 11 403 3%
Pasivos financieros corrientes y derivados 22 - - - 42 - - - - - - - - - - - - - 64 82 78%
Financiaciones a largo plazo - - - - 2.455 - - - - - - - - - - - - - 2.455 6.358 39%
Financiaciones a corto plazo 126 - - - 672 - - - - - - - - - - - - 34 832 865 96%
Relaciones económicas
Ingresos por ventas y servicios - - - 191 - - - 61 540 2 - - - - - 23 20 30 867 2.148 40%
Otros ingresos - - - - - - - 353 - - - - - - - - - - 353 772 46%
Compras de energía, combusti-bles y gas - - 2 - - - - 1 4 21 - - - - 10 - - 1 39 291 13%
Servicios y otros bienes 22 31 7 - - - - 2 11 4 51 - 1 1 - - 1 8 139 489 28%
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities con-tabilizados al valor razonable - - - 74 - - - - - - - - - - - - - 2 76 76 100%
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados (22) - - - 2 - - - - - - - - - - - - 1 (19) (21) 90%
Otros ingresos/(gastos) finan-cieros netos (13) - - - (180) (3) - - - - 1 - - - - - - 21 (174) (236) 74%
251
Parte de la operación: Enel Green Power Chile Ltda, sociedad
controlada íntegramente por Enel Green Power SpA;
Parte contraria de la operación: Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto de la operación: venta a Empresa Nacional de Elec-
tricidad SA, en el período que va del 1 de junio de 2015 al
1 de diciembre de 2041, de energía eléctrica producida por
plantas de nueva construcción en el período de referencia,
así como de certificados verdes vinculados a la cantidad de
energía eléctrica producida por dichas instalaciones.
Importe de la operación: retribución global estimada en
2.300 millones de dólares estadounidenses.
Parte de la operación: Enel Green Power International BV,
sociedad controlada íntegramente por Enel Green Power
SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: renovación de un con-
trato de financiación a corto plazo de 1.200 millones de
euros. Las condiciones de renovación están en consonancia
con las condiciones disponibles en el mercado de crédito
con entidades bancarias para contratos de igual importe y
duración.
Parte de la operación: Enel Green Power SpA.
Parte contraria de la operación: Enel Finance International
NV.
Naturaleza de la relación con la parte relacionada: sociedad
sujeta al control común de Enel SpA.
Objeto y retribución de la operación: renovación de un con-
trato de financiación a corto plazo de 500 millones de eu-
ros. Las condiciones de renovación del contrato están en
consonancia con las condiciones disponibles en el mercado
de crédito con entidades bancarias para contratos de igual
importe y duración.
La siguiente tabla ilustra las relaciones de carácter econó-
mico-financiero y patrimonial mantenidas por el Grupo con
sus partes relacionadas durante el ejercicio de 2014.
En millones de euros Partes relacionadas Partes relacionadas
Enel SpAEnel Italia
SrlEnel Produ-
zione SpAEnel Trade
SpA
Enel Finan-ce Interna-
tional NVEnel Lease
EurlEnel.Factor
SpA GSE SpA GME SpATerna
SpA 3SUN
SrlEnel Distribu-
zione SpAEnel Ingegneria
e Ricerca SpAEndesa
SA Enel Energia SpA
Enel Energie
Muntenia SA
Enel Energie
SAOtras
menores Total
Total Asiento de los Estados Incidencia %
Relaciones patrimoniales
Créditos comerciales 1 2 111 15 - - - 18 - - - 1 - - - 2 1 34 185 440 42%
Otros activos corrientes 7 - - 2 - - - 102 - - 4 - - - - - - 14 129 494 26%
Activos financieros corrientes y derivados 10 - - 11 202 - - - - - - - - - - - - 13 236 426 55%
Deudas comerciales 9 32 35 - - - 19 1 - - - - 4 2 16 - - 11 129 888 15%
Otros pasivos corrientes 2 - - 3 3 - - - - - - - - 1 - - - 2 11 403 3%
Pasivos financieros corrientes y derivados 22 - - - 42 - - - - - - - - - - - - - 64 82 78%
Financiaciones a largo plazo - - - - 2.455 - - - - - - - - - - - - - 2.455 6.358 39%
Financiaciones a corto plazo 126 - - - 672 - - - - - - - - - - - - 34 832 865 96%
Relaciones económicas
Ingresos por ventas y servicios - - - 191 - - - 61 540 2 - - - - - 23 20 30 867 2.148 40%
Otros ingresos - - - - - - - 353 - - - - - - - - - - 353 772 46%
Compras de energía, combusti-bles y gas - - 2 - - - - 1 4 21 - - - - 10 - - 1 39 291 13%
Servicios y otros bienes 22 31 7 - - - - 2 11 4 51 - 1 1 - - 1 8 139 489 28%
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities con-tabilizados al valor razonable - - - 74 - - - - - - - - - - - - - 2 76 76 100%
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados (22) - - - 2 - - - - - - - - - - - - 1 (19) (21) 90%
Otros ingresos/(gastos) finan-cieros netos (13) - - - (180) (3) - - - - 1 - - - - - - 21 (174) (236) 74%
252 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
La sociedad de control enel Spa
Las relaciones con la sociedad de control Enel SpA se refie-
ren principalmente a i) la centralización en la Sociedad ma-
triz de algunas funciones de apoyo inherentes a las áreas
legal, personal, secretaría general, administración, planifica-
ción y control relativas a Enel Green Power; ii) los servicios
de dirección y coordinación llevados a cabo por Enel SpA
respecto a Enel Green Power.
partes relacionadas internas del Grupo enel
Las operaciones más significativas con las sociedades con-
troladas por Enel SpA conciernen a:
> Enel Trade SpA: venta de energía y de certificados verdes
por parte de Enel Green Power SpA a Enel Trade SpA y
gestión del riesgo de Commodities por parte de Enel Tra-
de SpA para las sociedades del Grupo Enel Green Power;
> Enel Produzione SpA: venta de energía por parte de Enel
Green Power SpA a Enel Produzione SpA y prestación de
servicios de gestión remota de las centrales hidroeléctri-
cas y eólicas, mantenimiento de seguridad de las presas y
mantenimiento de las centrales hidroeléctricas, llevados a
cabo por Enel Produzione SpA para Enel Green Power SpA;
> Enel Italia Srl (antes Enel Servizi Srl): gestión de los servi-
cios de aprovisionamiento, gestión de los espacios, servi-
cios administrativos, de restauración y de gestión del par-
que de máquinas llevados a cabo por Enel Italia Srl para
Enel Green Power SpA;
> Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servicios de consultoría y
gestión técnica de los proyectos relativos a la construc-
ción de nuevas plantas llevados a cabo por Enel Ingegne-
ria e Ricerca SpA para Enel Green Power SpA y las socie-
dades del Grupo;
> Enel Finance International NV: concesión de financiacio-
nes a Enel Green Power SpA y a las sociedades del Grupo;
> sociedades pertenecientes al 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 a partir de fuentes renovables, Enel Green Power
vende energía eléctrica y disfruta de servicios de distribu-
ción y transporte de un cierto número de sociedades contro-
ladas por el Estado (accionista de Enel SpA).
Las relaciones con las empresas que el Estado posee o con-
trola, atañen principalmente a:
> Gestore dei Mercati Energetici SpA;
> Gestore dei Servizi Energetici SpA;
> Acquirente Unico SpA;
> Terna SpA.
Para información acerca de la remuneración de los Directi-
vos con responsabilidades estratégicas, se remite a lo indi-
cado en el Informe sobre la remuneración, publicado en el
sitio web de la Sociedad (www.enelgreenpower.com, sec-
ción “Gobierno”).
49. otros compromisos contractuales y garantías
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Garantías prestadas:
- avales y garantías otorgados a favor de terceros 1.082 1.439 (357)
Compromisos asumidos con proveedores por:
- suministros varios 1.170 1.733 (563)
Total 2.252 3.172 (920)
253
El Grupo tiene en vigor compromisos con la sociedad Vestas
Italia Srl para el suministro, el transporte, la instalación y el
mantenimiento, en los diversos países en los que opera el
Grupo y durante el período 2011-2015, de turbinas eólicas
con una potencia total de 268 MW, con la opción a favor de
Enel Green Power de incrementar dicha potencia otros 700
MW más en el mismo período de vigencia.
Cabe evidenciar asimismo que el Grupo mantiene activas
garantías vinculadas al endeudamiento por valor de 3.900
millones de euros, ya reflejadas en el asiento “Financiacio-
nes”.
50. activos y pasivos potenciales
arbitraje LaGeoEn octubre de 2008, Enel Produzione (a la cual sucedió, tras
la correspondiente escisión, Enel Green Power) entabló un
procedimiento arbitral, con arreglo a las normas de la Cá-
mara de Comercio Internacional de París, contra la Comisión
Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (“CEL”), totalmente
controlada por la República de El Salvador, e Inversiones
Energéticas SA de Cv (“INE”), a su vez totalmente controla-
da por CEL, para hacer valer su incumplimiento de ciertas
disposiciones contenidas en el pacto de accionistas suscrito
entre Enel Produzione e INE el 4 de junio de 2002, y que
tenía por objeto la gestión de la sociedad LaGeo, activa en
el sector geotérmico.
Concretamente, dicho pacto de accionistas, suscrito con mo-
tivo de las reformas del sector eléctrico por parte de El Sal-
vador, establecía el derecho de Enel Produzione (ahora Enel
Green Power) a financiar las inversiones de LaGeo mediante
la imputación de los pagos efectuados a una ampliación de
capital. El mismo pacto contemplaba además el deber de
LaGeo de distribuir todos los beneficios de la sociedad.
Tras las primeras fases de realización de las centrales geotér-
micas en El Salvador, en el transcurso de las cuales, de confor-
midad con los pactos de accionistas, la participación de Enel
Produzione (ahora Enel Green Power) en LaGeo alcanzó el
36,20%, LaGeo dejó de permitir a la primera financiar, como
se preveía en dichos pactos, las inversiones deliberadas y, en
consecuencia, suscribir eventuales ampliaciones de capital.
Por ello, Enel Produzione (ahora Enel Green Power) solicitó al
Tribunal Arbitral Colegiado que condenara a INE y CEL (i) a la
ejecución, de manera específica, de las obligaciones previstas
en el pacto, y en particular la distribución de los beneficios
netos como dividendos, permitiendo así a Enel Green Power
financiar las posteriores inversiones en LaGeo y suscribir la co-
rrespondiente ampliación de capital, así como a una indem-
nización por daños y perjuicios por un importe de 30 millo-
nes de dólares estadounidenses más intereses, tasas y costas
legales o, como alternativa, (ii) a pagar una indemnización
por los daños cuantificados en un total de 264,2 millones de
dólares estadounidenses más intereses, tasas y costas legales.
En el juicio, INE se constituyó en parte y solicitó la exclusión
de CEL y una indemnización por daños y perjuicios a cargo
de Enel Green Power por un valor total de 100,3 millones
de dólares estadounidenses por los daños causados por la
incorrecta ejecución de las obras realizadas hasta la fecha de
la demanda a partir de las inversiones financieras realizadas
hasta aquel momento por el Grupo Enel.
Mediante la decisión notificada a las partes con fecha del
5 de julio de 2011, el Tribunal Arbitral Colegiado confirmó
el derecho de Enel Green Power a financiar las inversiones
de LaGeo, capitalizando los correspondientes importes. En
consecuencia, el Tribunal Arbitral Colegiado condenó a INE
a tomar las medidas oportunas para que, en el plazo de 30
días a partir de la notificación del laudo, Enel Green Power
fuera habilitada para participar en una ampliación de capi-
tal de LaGeo, suscribiendo unos 9 millones de acciones, con
un contravalor de 127 millones de dólares estadounidenses,
aproximadamente. Como consecuencia de dicha decisión,
Enel Green Power debería haber podido devenir titular de
cerca del 53% del capital social de la sociedad.
Además, el Tribunal Arbitral Colegiado condenó a INE a ha-
cer que LaGeo distribuyese los beneficios logrados en los
ejercicios de 2008 y 2009 y rechazó íntegramente las de-
mandas de indemnización por daños y perjuicios presenta-
das contra Enel Green Power.
INE impugnó la decisión ante el Tribunal de Apelación de
París, que mediante su dictamen del 8 de enero de 2013,
confirmó el laudo emitido por los árbitros.
A continuación, CEL presentó un recurso de casación contra
la sentencia del Tribunal de Apelación de París.
Con fecha del 16 de septiembre de 2014, la Corte de Casa-
ción francesa ratificó el fallo del Tribunal de Apelación de
París del 8 de enero de 2013, que, a su vez, había confirma-
do el laudo arbitral.
254 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
Paralelamente, a través de los medios escritos se tuvo cono-
cimiento de que un abogado salvadoreño (probablemente
vinculado al partido del Presidente de la República, Funes)
había presentado una demanda de nulidad del pacto de ac-
cionistas ante la Sala Administrativa de la Corte Suprema de
El Salvador. Dicha actuación no fue notificada a Enel Green
Power, sino solo a CEL. Enel Green Power solicitó que se la
admitiese en el juicio, con reserva de devolución de los da-
ños y perjuicios, en parte con arreglo a las garantías presta-
das por la parte contraria con ocasión de la estipulación del
pacto de accionistas.
En el mes de julio de 2013, comoquiera que el Parlamento
salvadoreño había aprobado una ley que establecía la salida
del Estado de El Salvador del Convenio de Washington de
1965, que contempla para los inversores extranjeros la posi-
bilidad de actuar contra el Estado ante el Centro Internacio-
nal de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI),
Enel Green Power, antes de que entrase en vigor la susodi-
cha ley, presentó una demanda contra la República de El
Salvador ante el CIADI a efectos de tutelar sus derechos con-
tra las injerencias que el Gobierno local estaba consumando
en las relaciones mantenidas entre Enel Green Power y CEL.
Mientras estaba pendiente dicho nuevo arbitraje, en el mes
de noviembre de 2013, tras varios avances publicados en la
prensa, el Fiscal de la República de El Salvador presentó los
resultados de un estudio, relativo a las circunstancias que
llevaron a la adquisición de LaGeo por parte del Grupo Enel
en 2002. Una vez cerrada la instrucción, la Fiscalía de la Re-
pública señaló una vista oral y citó a numerosos funcionarios
públicos que participaron en el proceso de creación de La-
Geo y de puesta a la venta de las participaciones de la socie-
dad. Entre las personas investigadas figuraban también dos
exempleados de Enel Green Power, junto con el abogado
que efectuó la operación de adquisición.
El auto de citación para la vista se dirigía a Enel Green Power
El Salvador.
La acción judicial incoada por la Fiscalía de la República pa-
recía fundada en un supuesto de peculado, en el que los
funcionarios públicos habrían quebrantado ciertas leyes de
El Salvador en presunto beneficio de Enel Green Power.
En realidad, todas las circunstancias deducidas por la Fiscalía
de la República ya habían sido valoradas en el transcurso del
procedimiento arbitral internacional desarrollado según las
reglas de la Cámara de Comercio Internacional de París. En
este ámbito, el Tribunal Arbitral Colegiado reconoció i) el ca-
rácter infundado de la reconstrucción de los hechos perge-
ñada por CEL (y hoy recogida por la Fiscalía de la República)
y ii) las razones de Enel Green Power.
Cabe señalar asimismo que el Fiscal de la República desveló
también violaciones de la ley por el hecho de que las conce-
siones en materia geotérmica no hubieran sido adjudicadas
por ley, sino con un acto administrativo. No obstante, se ha
de constatar al respecto que la decisión de permitir la ad-
judicación de dichas concesiones exclusivamente mediante
una ley responde a una sentencia de la Sala de lo Constitu-
cional de la Corte Suprema de Justicia que no se dictó has-
ta 2013. En cualquier caso, las concesiones “operativas” de
LaGeo se adjudicaron por ley. El juez instructor, con ocasión
del cierre de la primera fase, no consideró los hechos dedu-
cidos ciertos o graves y, en consecuencia, desestimó la peti-
ción de medidas cautelares del Fiscal de la República.
El Fiscal General de la República de El Salvador presentó
entonces un recurso contra la disposición del juez instruc-
tor mediante la que este desestimó la petición de medidas
cautelares en el ámbito del proceso penal por peculado. En
lo sucesivo, en abril de 2014, el juez de apelación determi-
nó que, como revocación de la primera decisión, en razón
de la continuación de la fase de instrucción se habían de
disponer medidas cautelares, aunque proporcionadas a las
pruebas existentes en el momento de emitir la orden de
embargo. Dicho magistrado resolvió, en concreto, que el
embargo solicitado a los responsables civiles se había de
efectuar dentro de los límites de lo reclamado a los impu-
tados cubiertos por dicha responsabilidad civil subsidiaria.
Además, el mismo juez de apelación corroboró la necesi-
dad de efectuar conforme a Derecho las notificaciones a
Enel Green Power para poder imponerle efectivamente las
medidas.
El Tribunal de segunda instancia, llamado a pronunciarse a
petición del Fiscal General de la República, excedió —a opi-
nión de Enel Green Power— los límites asignados por el juez
de apelación, adoptando la medida cautelar —anticipada
mediante la prensa local— sin convocar a Enel Green Power
a juicio y admitiendo un embargo contra Enel Green Power
El Salvador SA de Cv y Enel Green Power SpA por un contra-
valor de 687 millones de euros a cada una. Dicha decisión
se adoptó sin permitirle a Enel Green Power desplegar su
defensa en juicio y a pesar de que los empleados por los que
los responsables civiles han de responder están sujetos a un
embargo de solo 8 millones de dólares estadounidenses. El
importe del embargo, además, no tiene correspondencia al-
guna con el de LaGeo o con los presuntos daños y perjuicios
ocasionados al sistema salvadoreño.
Enel Green Power, habida cuenta de la ilegitimidad de es-
tas nuevas medidas y la clara estrategia de las autoridades
del país contra sus inversiones, ha solicitado al Tribunal de
arbitraje del CIADI —en el marco del juicio entablado ya en
septiembre de 2013— que adopte una medida cautelar de
255
suspensión de la jurisdicción salvadoreña sobre el caso.
Con fecha del 7 de diciembre de 2014, Enel Green Power y
la República de El Salvador suscribieron un acuerdo marco a
efectos de resolver los múltiples litigios relativos a las inver-
siones de Enel Green Power en LaGeo.
En virtud de las disposiciones de dicho instrumento, en el
mes de diciembre de 2014, tras la revocación de las medidas
cautelares impuestas sobre los bienes de Enel Green Power
en El Salvador, esta vendió a INE la participación íntegra po-
seída en el capital social de LaGeo, que ascendía a un por-
centaje del 36,2%, contra el pago de una retribución igual a
unos 280 millones de dólares estadounidenses.
Con arreglo a lo previsto en el acuerdo marco, la resolución
definitiva del litigio pendiente con la República de El Salva-
dor y la extinción del procedimiento arbitral del CIADI se en-
cuentran sujetas a la verificación de determinadas condicio-
nes (extinción de las acciones judiciales locales pendientes
contra Enel Green Power y sus representantes), que habrán
de materializarse en los próximos seis meses. Mientras tan-
to, el procedimiento ante el CIADI ha quedado suspendido.
Litigio energia XXi energias renováveis e Consultoria Limitada contra enel Green power españa
En 1999, Energia XXI entabló un procedimiento arbitral con-
tra MADE (hoy Enel Green Power España, “EGPE”) por unos
presuntos daños y perjuicios sufridos por la rescisión prema-
tura de un contrato de agencia en exclusiva para la venta
de aerogeneradores y parques eólicos en Portugal y Brasil.
El 21 de noviembre de 2000, el Tribunal Arbitral Colegiado
determinó que la rescisión prematura por parte de MADE
era ilegal, por lo que le ordenó a esta última que abonara los
importes siguientes: (i) costas judiciales, (ii) la parte fija de la
retribución mensual del período incluido entre la fecha del
21 de julio de 1999 (fecha de rescisión del contrato) y el 9 de
octubre de 2000 (fecha de vencimiento del contrato), igual
a unos 50.000 euros, (iii) el lucro cesante, que se habría de
calcular con referencia a la no conclusión de contratos de al
menos 15 MW de capacidad.
Tras el laudo arbitral, se entablaron dos procesos civiles di-
ferentes.
El primer recurso fue presentado en el Tribunal Judicial de
Primera Instancia por MADE, mediante el que solicitaba la
anulación del laudo. Actualmente se encuentra pendiente
el juicio en primera instancia, tras la inhibición del Tribunal
de Apelación (confirmada posteriormente por la Corte de
Casación con fecha del 26 de septiembre de 2013), que aco-
gió el recurso de EGPE sobre la admisión de las propuestas
de presentación de pruebas.
El segundo recurso fue presentado el 9 de mayo de 2006
ante el Tribunal Civil de Lisboa por Energia XXI, solicitando
la condena de EGPE al pago de lo dispuesto en el laudo arbi-
tral (la actual valoración de los daños y perjuicios estableci-
dos en el laudo de 2000 es, según la cuantificación de Ener-
gia XXI, de 546 millones de euros). EGPE considera la causa
infundada. A petición de EGPE, el juez suspendió el presente
juicio a la espera de la resolución del primero.
Litigio relativo a los parques eólicos de eGpe en españaLas autorizaciones administrativas relativas a los parques
eólicos de Valdesamario y Peña del Gato, así como las co-
rrespondientes a las líneas eléctricas de alta tensión de Villa-
meca y las subestaciones (SET) de Ponjos y Villameca, fueron
impugnadas por la asociación ecologista SEO.
En particular, con referencia a la SET de Villameca, con fe-
cha del 25 de octubre de 2012, el juez de primera instancia,
acogiendo el recurso presentado por SEO, revocó la autori-
zación de la Comunidad Autónoma de Castilla y León. No
obstante, la sentencia de dicho juez fue posteriormente
anulada por el Tribunal Superior de Justicia con fecha del 29
de septiembre de 2014.
Con referencia al parque eólico de Peña del Gato, con fecha
del 30 de septiembre de 2013, el Juzgado de lo Contencio-
so-Administrativo estimó las pretensiones de SEO referentes
a la revocación de la autorización de la Comunidad Autóno-
ma de Castilla y León. Hay pendiente un juicio de apelación
contra dicha decisión ante el Tribunal Supremo. La senten-
cia del Tribunal de primera instancia, a la espera de la reso-
lución del recurso, no es ejecutiva.
Por último, en lo que al parque eólico de Valdesamario se
refiere, se recibieron dos fallos independientes del juzgado
de primera instancia. El primero, con fecha del 9 de abril de
2013, anuló la licencia de obra municipal. EGPE impugnó di-
cha sentencia inmediatamente. El procedimiento de recurso
sigue aún su curso. El segundo, del 21 de marzo de 2014, re-
256 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
vocó la autorización de la Comunidad Autónoma de Castilla
y León. También hay pendiente un juicio de apelación con-
tra dicha decisión ante el Tribunal Supremo. Ambas senten-
cias, mientras se resuelven los correspondientes recursos, no
son ejecutivas.
eGpe contra el Ministerio de industria, energía y turismo
Con fecha del 4 de julio de 2014, EGPE impugnó ante el Tri-
bunal Superior de Justicia de Madrid la disposición median-
te la que el Ministerio de Industria, Energía y Turismo optó
por excluir los parques eólicos de Angusturas y Madroñales
del registro de preasignación de retribución que concede a
las sociedades inscritas el derecho a obtener incentivos a la
producción de energía eléctrica.
El juicio ha enfilado su fase final, previéndose que las partes
presenten sus conclusiones en el mes de febrero.
enelpower do Brasil
Enelpower do Brasil mantiene un contencioso en materia
de PIS y COFINS (impuestos sobre el beneficio bruto), sien-
do el importe de la causa de aproximadamente 54 millones
de reales brasileños (iguales a unos 16,2 millones de euros),
cuyo valor actualizado, incluidos los intereses y las penaliza-
ciones, asciende a unos 71,3 millones de reales brasileños
(unos 21,4 millones de euros).
Enelpower do Brasil impugnó el documento de liquidación
(tax assessment), obteniendo una reducción provisional de
los impuestos PIS/COFINS. La autoridad administrativa de
segunda instancia, mediante la sentencia de junio de 2013,
publicada el 1 de octubre de 2013, confirmó dicha reduc-
ción a 23 millones de reales brasileños (iguales a unos 6,9
millones de euros) —valor actualizado equivalente a unos
32,6 millones de reales brasileños (9,8 millones de euros)—.
En resumen, la sentencia prevé:
1. en lo relativo al PIS: cancelación definitiva del importe
debido actualizado, igual a unos 12,7 millones de reales
brasileños (3,8 millones de euros, aproximadamente);
2. en lo concerniente al COFINS:
a) la incobrabilidad por prescripción del importe actualiza-
do igual a unos 28 millones de reales brasileños (aproxi-
madamente 9 millones de euros), correspondiente a los
meses de febrero-abril, junio y agosto de 2003;
b) el pago exigible del importe actualizado de unos 32,6
millones de reales brasileños (9,8 millones de euros,
aproximadamente), de los que unos 9,8 millones de
reales brasileños (2,9 millones de euros) en concepto
de obligación principal y unos 22,8 millones de reales
brasileños (6,8 millones de euros, aproximadamente)
por intereses y penalizaciones, importe relativo a los
meses de enero, mayo, julio, septiembre-diciembre de
2003.
A finales de 2013, el Gobierno federal brasileño, con la Ley
12865/2013, reabrió los plazos de la condonación tributaria
prevista en la Ley 1194/2009 (REFIS IV) para deudas fiscales
federales devengadas antes de noviembre de 2008. En el
ámbito de dichas deudas fiscales federales entran también
el PIS y el COFINS.
Dicha condonación permite: (i) la reducción de los intereses
y de las penalizaciones; (ii) la compensación de los intereses
y las penalizaciones indicados en el apartado anterior con
las pérdidas fiscales pasadas y (iii) el pago de la obligación
principal en 180 mensualidades sin la aplicación de intere-
ses adicionales.
Enelpower do Brasil, en un marco prospectivo presidido por
la mera prudencia y cautela, aprovechó la reapertura de los
plazos de la condonación fiscal prevista en la mencionada
Ley 1194/2009 con referencia a las sumas indicadas en el
apartado 2 b) anterior, obteniendo así una reducción de
los intereses y las penalizaciones de 22,8 millones de reales
brasileños (unos 6,8 millones de euros) a aproximadamen-
te 14,7 millones de reales brasileños (unos 4,4 millones de
euros), importe objeto de compensación con las pérdidas
fiscales anteriores de la sociedad, y procediendo al abono
de la primera cuota, igual a unos 54.400 reales brasileños
(16.300 euros, aproximadamente), calculada solo sobre
la obligación principal, equivalente a unos 9,8 millones de
reales brasileños (unos 2,9 millones de euros). La obligación
total en la actualidad es, por lo tanto, igual a 2,9 millones de
euros, contabilizados íntegramente en 2013.
En lo tocante a los importes plasmados en el apartado 2 a),
que constituyen el valor actualizado del contencioso pen-
diente, igual a unos 28 millones de reales brasileños (unos
9 millones de euros), Enelpower do Brasil no se adhirió a la
condonación, ya que el riesgo de pérdida del litigio se ha de
considerar remoto.
257
Ministério público do estado de Mato Grosso contra primavera energia Sa
El 18 de enero de 2011, el Ministerio Público del Mato Gros-
so entabló una acción civil contra Primavera Energia SA
(sociedad del Grupo Enel Green Power) en razón de unos
presuntos daños al medio ambiente derivados de la no ins-
talación de medidas destinadas a proteger la fauna presen-
te en el río cuyas aguas deriva la central hidroeléctrica de
Primavera Energia.
El Ministerio Público solicitó una orden inaudita altera parte
(“protección cautelar”) para la construcción inmediata de
una instalación susceptible de proteger la fauna acuática,
consistente en la realización de una obra hidráulica que per-
mita el paso de los peces a la altura del dique de la central
hidroeléctrica o un dispositivo similar capaz de garantizar su
supervivencia.
El 1 de febrero de 2011, el Tribunal competente dispuso que
no se podía establecer protección cautelar alguna antes de
la instauración del necesario proceso contradictorio entre
las partes.
Una vez instaurado dicho proceso, acogiendo las objeciones
formuladas por Primavera Energia, el juicio fue remitido a la
jurisdicción del Tribunal Federal, que, mediante su decisión
del 16 de enero de 2013, rechazó la solicitud de emisión de
la orden de construcción de la estructura susodicha.
A petición del Ministerio, el Tribunal Federal solicitó tam-
bién la personación del Gobierno federal de Brasil.
Con fecha del 22 de mayo de 2014, el Tribunal Federal em-
plazó a las partes a alcanzar un acuerdo o solicitar el señala-
miento de una vista de conciliación. Por lo tanto, Primavera
Energia presentó una instancia con la que invitó al Gobierno
federal brasileño a formular una propuesta transaccional.
arbitraje con t&M Brasil partecipações Ltda
En el mes de febrero de 2014, la sociedad T&M Parteci-
pações Ltda presentó una demanda de arbitraje a la Câ-
mera FGV de Conciliação e Arbitragem contra Enel Green
Power Cristal Eólica SA, Enel Green Power Primavera Eólica
SA y Enel Green Power São Judas Eólica SA (las “Sociedades
Demandadas”). Dicha demanda tiene por objeto el contra-
to de construcción y suministro de materiales y obras civiles
para la realización del parque eólico denominado Cristal, es-
tipulado con fecha del 21 de septiembre de 2012 (el “Con-
trato”).
En concreto, T&M Partecipações Ltda solicita: (i) una indem-
nización por los daños y perjuicios y el reembolso de los gas-
tos extraordinarios soportados tras la presunta resolución
ilegítima del Contrato por parte de Enel Green Power; (ii) la
liquidación de las obras ejecutadas pero impagadas aún y la
devolución de las sumas retenidas como fianza; (iii) el pago
de las pérdidas sufridas tras la modificación de los pedidos
en relación con los previstos inicialmente en el Contrato.
El valor total de la demanda interpuesta por T&M Parte-
cipações Ltda es de unos 20 millones de reales brasileños
(equivalentes a 6,5 millones de euros, aproximadamente).
Las Sociedades Demandadas se personaron en el juicio soli-
citando, en una demanda reconvencional, la condena de la
parte actora y de su respectiva sociedad de control al pago
de una indemnización por daños y perjuicios de un importe
global de unos 30 millones de reales brasileños (equivalen-
tes a aproximadamente 10 millones de euros), derivados de
incumplimientos contractuales de diversa índole. Con fecha
del 29 de septiembre de 2014, el Tribunal Arbitral Colegia-
do, constituido conforme a Derecho, rechazó la solicitud de
integración de la litis con la sociedad de control de T&M Par-
tecipações Ltda.
Con fecha del 1 de enero de 2015, T&M presentó ante el Tri-
bunal Arbitral Colegiado el escrito al que Enel Green Power
deberá replicar en el plazo que va hasta el 6 de marzo de
2015.
CiS e interporto Campano
En las fechas del 4 de diciembre de 2009 y el 4 de agosto de
2010, Enel Green Power SpA estipuló respectivamente con In-
terporto Campano y con Centro Ingrosso Sviluppo Campania
Gianni Nappi SpA (“CIS”) un contrato de arrendamiento de
más de nueve años de duración y un contrato de servidumbre
que tenía por objeto los tejados de las naves industriales sitas
en las instalaciones de CIS e Interporto Campano a efectos de
instalar y explotar una planta fotovoltaica.
Con fecha del 22 de abril de 2011, durante la fase de reali-
zación de la susodicha planta, se originó un incendio en una
de las naves de propiedad del CIS en que la empresa sub-
contratista de Enel Green Power, General Membrane SpA,
estaba realizando la planta.
El CIS, para dilucidar las causas del incendio y para la valo-
258 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
ración de los daños, solicitó un examen pericial preventivo
ante el Tribunal de Nola.
El perito designado por el Tribunal presentó su informe final,
en el que indicó que las causas del incendio se habían de atri-
buir probablemente a un hecho fortuito provocado por los
operarios que estaban trabajando sobre la nave afectada por
el incendio. En dicho peritaje se cuantificaban, además, los da-
ños directos sufridos por el CIS en 3 millones de euros en total.
Con fecha del 26 de marzo de 2012 se desató un segundo
incendio en otra de las naves propiedad del CIS.
primer arbitrajeCon fecha del 3 de noviembre de 2012, el CIS entabló el
procedimiento arbitral contemplado en el artículo 21 del
contrato de servidumbre estipulado con Enel Green Power.
Mediante el acta de adhesión al arbitraje, el CIS solicitó la
condena de Enel Green Power SpA al pago de la suma de
unos 7 millones de euros con relación al primer incendio,
además de unos daños a la imagen por un importe com-
prendido entre 30 y 70 millones de euros.
El 5 de abril de 2013, Enel Green Power se constituyó en
parte en el procedimiento arbitral y entabló una demanda
reconvencional de unos 44 millones de euros por los daños
y perjuicios sufridos en el incendio del 22 de abril de 2011
y en el del 26 de marzo de 2012, así como por el compor-
tamiento ilegítimo del CIS, que, mediante continuas trabas,
retrasó las obras de construcción de la planta, impidiendo a
Enel Green Power obtener las mejores tarifas de incentivo.
En el ámbito de dicho procedimiento, Enel Green Power solici-
tó y obtuvo del Tribunal Arbitral Colegiado el nombramiento
de un perito de oficio a fin de dilucidar las responsabilidades
del incendio del 22 de abril de 2011. Dicho perito presentó
su informe en el mes de diciembre de 2013 y, en la vista del
28 de abril de 2014, las partes manifestaron sus conclusiones.
El laudo se depositó el 31 de enero de 2015.
En la decisión del Tribunal Arbitral Colegiado se puso de
manifiesto un concurso de culpa de CIS y Enel Green Power,
condenando a esta última al pago a CIS de un importe
aproximado de 2,5 millones de euros, igual a la mitad de
los daños reconocidos como susceptibles de indemnización.
En relación con los daños sufridos por Enel Green Power, el
Tribunal declaró la responsabilidad de la empresa contratis-
ta, a la que Enel Green Power deberá requerir la oportuna
compensación (ver la nota siguiente sobre el litigio con Ge-
neral Membrane).
Segundo arbitrajeCon fecha del 23 de mayo de 2014, CIS e Interporto Campano
interpusieron un segundo procedimiento arbitral contra Enel
Green Power para solicitar la rescisión del contrato de servi-
dumbre y del contrato de arrendamiento de más de nueve
años de duración estipulados respectivamente con fechas del
4 de agosto de 2010 y el 4 de diciembre de 2009, además
de la indemnización de los daños y perjuicios sufridos tras los
presuntos incumplimientos contractuales por parte de Enel
Green Power, cuantificados en unos 65 millones de euros, de
los que 35 millones de euros, aproximadamente, debidos a
los costes de desmontaje de las instalaciones fotovoltaicas.
Enel Green Power, con fecha del 12 de junio de 2014, se perso-
nó en el juicio, objetando preliminarmente la incompetencia
del Tribunal Arbitral Colegiado (de hecho, puso de manifiesto
la imposibilidad de proceder con un único tribunal ante dos
contratos distintos que contemplan obligaciones distintas) y,
en caso de no acogimiento de la susodicha objeción, solicitó
la desestimación de las demandas de las partes actoras y, por
vía reconvencional, la condena de las mismas al pago de una
indemnización por los daños y perjuicios sufridos, por valor
de unos 40 millones de euros, de los que 26 millones, aproxi-
madamente, por la pérdida de las mejores tarifas de incenti-
vo, que tocaron a su fin el 27 de agosto de 2012.
El Tribunal Arbitral Colegiado se constituyó con fecha del 4
de septiembre de 2014.
En la vista del 12 de enero de 2015, dicho Tribunal entró
en conocimiento de la impugnación por incompetencia y
concedió a las partes el plazo que va hasta el 30 de enero
de 2015 para el depósito de sus observaciones y solo a Enel
Green Power el mismo plazo para la eventual presentación
de documentación al respecto.
procedimientos cautelaresCIS e Interporto Campano, sosteniendo que Enel Green
Power no había cumplido con la ejecución de las obras or-
denadas mediante la Orden Cautelar del Tribunal de Nola
de diciembre de 2013, en septiembre de 2014 pidieron a
dicho Tribunal la emisión con carácter de urgencia de un
mandato para su implementación efectiva.
Con dicho recurso, el CIS e Interporto solicitaron asimismo
que, mientras se ejecutaban dichos trabajos, se dispusiera la
desactivación de las instalaciones fotovoltaicas.
Enel Green Power se personó en el juicio y, en la vista del 9
de octubre de 2014, el juez designó a un perito a efectos de
verificar el inicio efectivo de las obras.
En la vista del 23 de diciembre de 2014, el juez, tras recibir
la opinión conforme del perito de oficio, acogió la solicitud
formulada en dicha ocasión por Enel Green Power para re-
programar la cronología de las obras (procediendo a dispo-
ner una desactivación pactada de las instalaciones solo en la
parte afectada efectivamente por las obras).
259
enel Green power Spa contra General Membrane (juicio vinculado al primer arbitraje indicado en el apartado anterior)
Con fecha del 1 de marzo de 2013, Enel Green Power en-
tabló ante el Tribunal Civil de Roma un juicio contra Gene-
ral Membrane, como contratista y mandataria de la Unión
Temporal de Empresas que se encargó de la construcción
de las instalaciones fotovoltaicas en el CIS, a efectos obtener
la indemnización de los daños y perjuicios sufridos tras el
incendio desatado con fecha del 22 de abril de 2011.
El importe de los daños y perjuicios reclamados por Enel
Green Power en el ámbito de dicho procedimiento es de
unos 16 millones de euros.
La empresa contratista, constituida en parte, sostuvo que no
tuvo responsabilidad en el evento y reclamó a Enel Green
Power el pago de unos 9 millones de euros en concepto de
indemnización por daños y perjuicios.
El juez, con fecha del 12 de febrero de 2015, remitió la causa
a la vista del 28 de febrero de 2017 para la explicación de las
conclusiones.
Ministerio de Medio ambiente de italia contra enel Green power Spa
Con fecha del 18 de febrero de 2014, Enel Green Power re-
cibió del Ministerio de Medio Ambiente y de Protección del
Territorio y del Mar de Italia (el “Ministerio”) una citación en
el ámbito de un procedimiento destinado a obtener una in-
demnización por los daños y perjuicios causados al medio
ambiente en razón del no desembalse del caudal ecológico
mínimo por parte de las instalaciones de Enel Green Power,
en el río Piave y durante el período 2002-2004.
La demanda de indemnización se formuló sin mayores por-
menores en unos 13 millones de euros.
La causa se incoó también contra la sociedad Enel Produzio-
ne SpA, propietaria de algunos activos hidroeléctricos que
extraen agua del mismo río Piave, salpicando asimismo a
algunos empleados de Enel Green Power y Enel Produzione,
que, en el momento de los hechos, habían ocupado sucesi-
vamente el puesto de responsable de operación y manteni-
miento de las centrales hidroeléctricas afectadas.
Contra dichos empleados se había entablado asimismo un
juicio penal, que tocó a su fin en mayo de 2013, con la ab-
solución de todos los imputados por parte del Tribunal de
Apelación de Venecia.
En la vista del 4 de julio de 2014, el Tribunal aplazó la causa
al 9 de enero de 2015 en razón de ciertas obligaciones pro-
cesales relativas a la notificación de las actuaciones.
Tras la constitución en parte de uno de los empleados de
Enel Green Power, el Tribunal Civil de Venecia acogió la soli-
citud de personación de la compañía aseguradora del Gru-
po Enel y señaló la primera vista de comparecencia de las
partes para el 10 de abril de 2015.
Bagnore 4Con fecha del 22 de noviembre de 2012, WWF Italia, Forum
Ambientalista e Italia Nostra presentaron un recurso ante el
Tribunal Administrativo Regional de Toscana a efectos de
solicitar la revocación:
> de la decisión de la Junta de la región Toscana mediante
la que se dio el visto bueno al estudio de impacto am-
biental (VIA, por sus siglas en italiano) relativo a la cons-
trucción y la explotación de la central geotérmica deno-
minada Bagnore 4, así como
> de la Autorización Única relacionada, expedida con pos-
terioridad por la región Toscana.
Con la sentencia del 20 de enero de 2014, el TAR de Toscana
desestimó el recurso contra dicho visto bueno, aunque sí ad-
mitió el recurso (específicamente, el presentado por WWF
Italia e Italia Nostra) contra la Autorización Única, que, en
consecuencia, fue revocada (en concreto, el juez administra-
tivo consideró que dicha Autorización había sido expedida
por la región sin haber verificado el cumplimiento de ciertos
requisitos contemplados en el VIA).
Una vez visto el resultado del juicio, el 23 de enero de 2014
Enel Green Power trasladó a la región Toscana una instancia
para obtener una nueva Autorización Única, solicitando la
corroboración del cumplimiento de los requisitos contesta-
dos —materializados en el ínterin—.
En virtud de dicha verificación, efectuada en la correspon-
diente Conferencia de Servicios, la región Toscana expidió
para Enel Green Power una nueva Autorización Única, con
arreglo a la cual se procedió a construir la nueva central,
operativa a partir de diciembre de 2014.
En el mes de julio de 2014, WWF Italia y Forum Ambienta-
260 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
lista recurrieron la sentencia del TAR, solicitando en parti-
cular la reforma de la sentencia en la parte en que había
rechazado las objeciones contra el visto bueno del estudio
de impacto ambiental de la obra.
El 26 de agosto de 2014, el Consejo de Estado desestimó la
petición de suspensión cautelar de la eficacia de la senten-
cia en primera instancia y remitió a la vista del 10 de marzo
de 2015 para tratar la causa en una vista oral.
Con carácter prejudicial, Enel Green Power sostiene la inad-
misibilidad del recurso.
Litigios de enel.si
De conformidad con el acuerdo de cesión de Enel.si a Enel
Energia SpA, Enel Green Power se comprometió a proteger
a Enel.si frente a posibles daños relativos a las actividades
pasadas y seguirá siendo beneficiaria de posibles activos
contingentes relativos a juicios pendientes con fecha del 1
de julio de 2013. A continuación se enumeran los juicios pa-
sivos de Enel.si atribuibles a Enel Green Power.
> Enel.si efectuó a través de la aduana de Piacenza, de
2007 a 2012, importaciones de paneles fotovoltaicos, li-
quidando el IVA mediante la aplicación del tipo reducido
del 10% previsto para las plantas de producción de ener-
gía eléctrica fotovoltaica en el n.º 127 quinquies de la Ta-
bla A - Parte Tercera, adjunta al Decreto del Presidente de
la República italiana 633/1972.
La aduana de Piacenza, tras revisar los resguardos adua-
neros de importación de paneles fotovoltaicos, actividad
desplegada con arreglo a los artículos 78, apartado II,
del Reg. CEE n.º 2973/1992, y 11 del Decreto Legislati-
vo italiano 374/1990, notificó a Enel.si cuatro actas de
imposición de sanciones por IVA contra el consignatario
Bertola, pero atribuyendo la responsabilidad contractual
a Enel.si, por unos 8,7 millones de euros. En dichos avisos
se rechazaba la aplicación del tipo de IVA reducido del
10%, bajo la premisa de que el panel fotovoltaico no se
puede considerar una planta de producción de energía
eléctrica fotovoltaica, sino un bien terminado. Todas las
actas fueron objeto de impugnación y la Comisión Tri-
butaria Provincial de Piacenza emitió, para cada una de
ellas, una sentencia favorable a la Sociedad. La Agencia
de Aduanas de Piacenza recurrió ante la Comisión Tri-
butaria Regional de Bolonia las tres primeras sentencias;
Enel.si se personó en el juicio y, respecto a la primera de
ellas, dicha Comisión dictó una sentencia favorable a la
Sociedad; respecto de las otras dos se está aún a la espera
del correspondiente proceso.
> En el mes de abril de 2012, la Guardia de Finanzas, Gru-
po de Policía Tributaria de Roma (Sección Aduanas e IVA
intracomunitario), entabló un examen fiscal contra la So-
ciedad, que tenía principalmente por objeto el respeto
de la normativa en materia aduanera con referencia a
las compras, cesiones, importaciones y exportaciones en
ámbito nacional, comunitario y extracomunitario duran-
te los ejercicios 2007-2012 (mes de abril).
Al amparo del atestado redactado por la Guardia de Fi-
nanzas, la Agencia Tributaria, Dirección Regional de La-
cio, notificó a Enel.si tres actas de impugnación de san-
ciones referidas a las anualidades objeto de verificación
(2007-2012, hasta el 2 de abril), por 16,5 millones de eu-
ros. Todas las actas fueron objeto de impugnación y, con
relación a dos de ellas, la Comisión Tributaria Provincial
de Roma emitió una sentencia favorable a la Sociedad,
mientras que respecto de la última se está aún a la espera
del correspondiente juicio.
En razón también de dicho atestado, la Aduana de Roma
notificó a Enel.si un acta de imposición de sanciones por
1,2 millones de euros y tres avisos por un valor global de
4,4 millones de euros, todos impugnados ante la Comi-
sión Provincial de Roma y respecto de los cuales se está a
la espera de juicio.
Enel.si estima que la aplicación del tipo de IVA al 10% está
plenamente legitimada por la respuesta favorable dada a la
Sociedad en el transcurso de 2008 por la Agencia Tributaria
italiana, Dirección Regional de Lacio, tras la consulta plan-
teada por la Sociedad. De hecho, dicha Dirección Regional
confirmó expresamente la aplicabilidad del tipo de IVA al
10%, con arreglo a un examen técnico realizado por el Poli-
técnico de Milán, adjunto a dicha consulta, mediante el que
se reconoció al módulo fotovoltaico la naturaleza de planta
de generación de energía eléctrica de pequeña potencia y
baja tensión.
Otra confirmación de la corrección del comportamiento de
la Sociedad viene dada por las sentencias de la Comisión Tri-
butaria Provincial de Piacenza n.° 63/01/12, n.º 2/01/13, n.º
42/01/13 y n.º 54/01/15, de la Comisión Tributaria Regional
de Bolonia n.º 1576/14 y de la Comisión Tributaria Provincial
de Roma n.° 928/13/15 y n.° 3158/06/15.
Dicho lo anterior, a la luz de la consulta y de los primeros
fallos favorables de la Comisión Tributaria Provincial de Pia-
cenza, actualmente el riesgo de que la Sociedad pierda este
litigio debe considerarse remoto.
261
51. Hechos importantes acaecidos tras el cierre del ejercicio (19)
enel Green power amplía el acuerdo marco con Vestas para el desarrollo de capacidad eólica adicional en ee. UU.12 de enero de 2015 – Enel Green Power, a través de su con-
trolada Enel Green Power North America Inc. (“EGP NA”),
amplió el acuerdo marco encaminado al desarrollo de par-
ques eólicos en EE. UU. suscrito con Vestas a finales de 2013.
En dicho acuerdo se contemplaba el suministro por parte de
la sociedad danesa de turbinas eólicas, que han sido y segui-
rán siendo uno de los puntales del éxito del crecimiento de
EGP NA en Estados Unidos.
La extensión del acuerdo no hace sino confirmar el compro-
miso de EGP con la continuación de su progreso en el mer-
cado eólico estadounidense. La capacidad aún pendiente
de desarrollo prevista en el acuerdo original, junto con la
incluida en la ampliación, le permitirá a EGP NA su cualifica-
ción para los Federal Production Tax Credits (PTC) de futuros
proyectos eólicos hasta alrededor de 1 GW de capacidad
global.
La posibilidad para EGP NA de acceder a estos incentivos
federales es el fruto de las importantes inversiones acometi-
das con una cadencia constante por la Sociedad en Estados
Unidos y de la reciente decisión del Congreso de dicho país
en relación con la ampliación de los PTC, como parte de la
Ley de Prevención de Aumentos Tributarios (Tax Increase
Prevention Act) de 2014, promulgada el mes pasado.
enel Green power inicia las obras para la construcción de dos plantas fotovoltaicas en Brasil
19 de febrero de 2015 – Enel Green Power puso en marcha
las obras para la construcción de dos nuevas plantas foto-
voltaicas en el municipio de Tacaratu, en el estado de Per-
nambuco, al noreste de Brasil. En la misma zona, Enel Green
Power posee y gestiona Fontes dos Ventos, un parque eólico
de 80 MW, al que se conectarán ambas instalaciones foto-
voltaicas una vez construidas.
Con una capacidad instalada total de 11 MW, Fontes Solar
I y II conforman la mayor central fotovoltaica de Enel Green
Power en Brasil y, una vez en funcionamiento, serán capaz
de generar más de 17 GWh al año, equivalentes a la deman-
da de consumo de unas 90.000 familias brasileñas, evitando
así la emisión a la atmósfera de más de 5.000 toneladas de
CO2 al año.
Para la realización de las instalaciones fue necesaria una in-
versión de unos 18 millones de dólares estadounidenses.
Ambos proyectos van asociados a un contrato de compra de
la energía producida por las plantas (PPA, por sus siglas en
inglés) de veinte años de duración, en virtud del concurso
que Enel Green Power ganó en diciembre de 2013. Dicha
energía se suministrará a los clientes finales del estado de
Pernambuco.
(19) Cabe señalar que la fecha de referencia corresponde a la fecha del comunicado de prensa.
262 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables consolIdados
enel Green power inicia las obras para la construcción de un nuevo parque eólico en italia
20 de febrero de 2015 – Enel Green Power dio el pistoletazo
de salida a la construcción de un nuevo parque eólico, en los
municipios de Barile y Venosa, en la provincia de Potenza, en
Basilicata.
Con una capacidad instalada total de 8 MW, la planta de Ba-
rile Venosa, una vez en funcionamiento, podrá generar una
cantidad superior a los 22 GWh al año, ahorrando así unas
emisiones atmosféricas anuales de casi 9.000 toneladas de
CO2. Para la realización de las instalaciones fue necesaria
una inversión de más de 11 millones de euros. El parque se
erigirá cerca del de Potenza-Pietragalla, ya en marcha desde
2012 y que, con una capacidad instalada de 18 MW, es ca-
paz de producir más de 39 millones de KWh al año.
La central gozará durante los próximos 20 años de una tarifa
incentivada que Enel Green Power se adjudicó gracias a su
participación en la correspondiente subasta específica cele-
brada en 2014.
enel Green power comienza las obras para la construcción del parque eólico esperança en Brasil
2 de marzo de 2015 – Enel Green Power empezó las obras
encaminadas a la construcción del parque eólico Esperança,
último módulo del complejo denominado Serra Azul, al nor-
te de Bahia, en el noreste de Brasil.
Con una capacidad instalada total de 118 MW, Serra Azul,
una vez en funcionamiento, podrá generar una cantidad su-
perior a los 500 GWh al año, ahorrando así unas emisiones
atmosféricas de casi 53.000 toneladas de CO2.
La energía producida por el complejo eólico se venderá por
medio de contratos de suministro, en su mayor parte en el
mercado regulado. El complejo eólico, poseído por Parque
Eólico Serra Azul Ltda, sociedad controlada por Enel Brasil
Participações Ltda, se concluirá y pondrá en funcionamiento
a lo largo de 2015.
La realización del parque eólico, en consonancia con los ob-
jetivos de crecimiento plasmados en el Plan Industrial 2014-
2018 de Enel Green Power, requirió una inversión total de
220 millones de dólares estadounidenses, aproximadamen-
te, aportados parcialmente por una financiación de IFC (In-
ternational Finance Corporation), miembro del Grupo del
Banco Mundial, y otra de Itaú Unibanco SA, relacionadas con
la construcción de instalaciones eólicas en el noreste de Brasil.
puesta en marcha de un nuevo parque eólico en México
4 de marzo de 2015 – Enel Green Power culminó y conectó a
la red el nuevo parque eólico de Sureste I-Fase II en México,
en el estado de Oaxaca.
La planta, compuesta de 34 turbinas eólicas de 3 MW cada
una —sumando así una capacidad instalada total de 102
MW— está en posición de generar unos 390 GWh al año.
La energía producida por Sureste I-Fase II se volcará a la red
de transmisión nacional mexicana a través de la subestación
eléctrica Ixtepec Potencia, situada en las proximidades de
las instalaciones.
Enel Green Power se adjudicó el derecho a construir Sureste
I-Fase II en un concurso público para productores de energía
externos convocado por la Comisión Federal de Electricidad
(CFE). El proyecto está vinculado a un contrato de adquisi-
ción de la energía producida por la planta (PPA) con una
duración de veinte años. La realización de estas instalacio-
nes eólicas, en consonancia con los objetivos de crecimiento
plasmados en el Plan Industrial 2014-2018 de Enel Green
Power, requirió una inversión global de casi 160 millones de
dólares estadounidenses.
iniciadas las obras de tres nuevas plantas en Sudáfrica
10 de marzo de 2015 – Enel Green Power dio comienzo a
las obras para la construcción de tres plantas fotovoltaicas
(Aurora, Paleisheuwel y Tom Burke) en Sudáfrica.
Con una capacidad instalada de 82,5 MW, el parque foto-
voltaico de Aurora, en la provincia de Northern Cape, una
vez realizado y puesto en funcionamiento, será capaz de ge-
nerar más de 168 GWh anuales, equivalentes al consumo de
unas 53.000 familias sudafricanas, y evitará la liberación en
263
la atmósfera de una cantidad superior a las 153.000 tonela-
das de CO2 al año.
Las instalaciones fotovoltaicas de Paleisheuwel dispondrán
de una capacidad instalada de 82,5 MW, y se construirán en
la provincia de Western Cape. Una vez realizadas y puestas
en funcionamiento, podrán generar hasta 153 GWh al año,
equivalentes a la demanda de consumo de unas 48.000 fa-
milias sudafricanas, ahorrando así la emisión a la atmósfera
de más de 140.000 toneladas de CO2 al año.
Con una capacidad instalada de 66 MW, el parque fotovol-
taico de Tom Burke, en la provincia de Limpopo, una vez
realizado y puesto en funcionamiento, será capaz de gene-
rar hasta 122 GWh anuales, equivalentes a la demanda de
consumo de unas 38.000 familias sudafricanas, evitando así
cada año la liberación en la atmósfera de una cifra superior
a las 111.000 toneladas de CO2.
La energía producida por las plantas se venderá a la empre-
sa de servicio público sudafricana Eskom en virtud del dere-
cho a estipular contratos de suministro de energía que Enel
Green Power se adjudicó en octubre de 2013, en el ámbito
de la tercera fase del concurso REIPPP (Renewable Energy
Independent Power Producer Procurement Programme), con-
vocado por el Gobierno sudafricano. En el mismo concurso,
además de los tres proyectos, Enel Green Power se granjeó el
derecho a construir el parque fotovoltaico de Pulida, con una
capacidad instalada de 82,5 MW, el eólico de Gibson Bay, con
111 MW de capacidad instalada, y las instalaciones eólicas de
Cookhouse/Nojoli, que dispondrán de una capacidad instala-
da igual a 88 MW. La realización de estos proyectos responde
a los objetivos de crecimiento establecidos en el Plan Indus-
trial 2014-2018 de Enel Green Power.
puesta en funcionamiento del parque eólico de talinay poniente
11 de marzo de 2015 – Enel Green Power completó y co-
nectó a la red el parque eólico de Talinay Poniente en Chile.
Estas nuevas instalaciones, compuestas por 32 turbinas eóli-
cas con una capacidad instalada total de 61 MW, pueden ge-
nerar más de 160 GWh al año, equivalentes a la demanda de
consumo de unas 60.000 familias chilenas, ahorrando así la
emisión a la atmósfera de más de 130.000 toneladas de CO2.
La realización de estas instalaciones eólicas, en consonancia
con los objetivos de crecimiento plasmados en el Plan Indus-
trial 2014-2018 de Enel Green Power, requirió una inversión
global de unos 140 millones de dólares estadounidenses.
El proyecto va asociado a contratos de venta de energía para
el suministro de clientes regulados, en virtud del concurso
convocado para el SIC (Sistema Interconectado Central) por
26 empresas de distribución, que Enel Green Power se adju-
dicó a finales de 2013. La energía producida se volcará a la
red de transmisión de dicho SIC.
La planta está situada en la región de Coquimbo, frente
al parque de Talinay Oriente (90 MW), ya operativo desde
2013.
adquisición del 100% de 3SUn Srl
El 6 de marzo de 2015, Enel Green Power SpA incremen-
tó su participación en el capital de 3SUN Srl, empresa con-
junta entre Enel Green Power, Sharp y STMicroelectronics,
del 33,33% al 100%, al adquirir las acciones poseídas por
los socios Sharp Corporation (33,33%) y STMicroelectronics
(33,33%).
El precio convenido para la adquisición de las participacio-
nes, del 33,33% cada una, y de los créditos financieros po-
seídos por dichos socios fue igual a 1 euro.
STMicroelectronics abonó a Enel Green Power SpA un im-
porte de 11,5 millones de euros, si bien inicialmente fue
convenido en 15 millones de euros, en concepto de la libe-
ración de la primera de toda obligación asociada a la partici-
pación en la empresa conjunta y para con Enel Green Power.
La operación se culminó con el visto bueno de las entidades
bancarias financiadoras de 3SUN Srl a la transmisión de las
participaciones y a la adquisición por parte de Enel Green
Power de los créditos mantenidos por estas con 3SUN Srl,
iguales en total a 134 millones de euros.
Con posterioridad, el 12 de marzo de 2015, el Consejo de
Administración de Enel Green Power SpA deliberó la reca-
pitalización de 3SUN Srl por un importe global igual a 449
millones de euros, efectuada mediante la renuncia a los
créditos en vigor (149 millones de euros) y un abono (300
millones de euros).
264 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 CERTIFICACIóN DEL CONSEJERO DELEGADO Y DEL DIRECTIVO ENCARGADO
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad
265
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los do-cumentos contables de la Sociedad, relativa a los estados contables consolidados del Gru-po enel Green power a 31 de diciembre de 2014, en virtud del artículo 154 bis, apartado 5, del Decreto Legislativo italiano n.º 58 de 24 de febrero de 1998 y del artículo 81 ter del reglamento ConSoB n.º 11971 de 14 de mayo de 1999
1. Los abajo firmantes, Francesco Venturini y Giulio Antonio Carone, en su calidad de Consejero Delegado y de Directivo en-
cargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad Enel Green Power SpA, respectivamente, certifican,
teniendo en cuenta también lo previsto en el artículo 154 bis, apartados 3 y 4, del Decreto Legislativo italiano n.º 58 de
24 de febrero de 1998:
a. la coherencia con las características del Grupo Enel Green Power y
b. la aplicación efectiva
de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables consolidados del Grupo
Enel Green Power, en el transcurso del período comprendido entre el 1 de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2014.
2. Al respecto, cabe señalar que:
a. la coherencia de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables con-
solidados del Grupo Enel Green Power fue verificada mediante la valoración del sistema de control interno sobre la
información financiera. Dicha valoración fue llevada a cabo tomando como referencia los criterios establecidos en el
modelo Internal Controls - Integrated Framework emitido por el Committee of Sponsoring Organizations of the Tread-
way Commission (COSO);
b. de la valoración del sistema de control interno sobre la información financiera no se desprenden aspectos relevantes.
3. Se certifica, además, que los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014:
a. se han redactado de conformidad con los principios contables internacionales reconocidos en la Unión Europea en
virtud del reglamento (CE) n.º 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de julio de 2002;
b. corresponden a los resultados de los libros y de las escrituras de contabilidad;
c. constituyen una representación verdadera y correcta de la situación patrimonial, económica y financiera del emisor y
del conjunto de las empresas incluidas en la consolidación.
4. Se certifica, finalmente, que el Informe de gestión, introducido en el Informe anual de resultados de 2014 y que acompaña
a los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014 comprende un análisis fiable
de la evolución y el resultado de la gestión, así como de la situación del emisor y del conjunto de las empresas incluidas en la
consolidación, junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a los que están expuestos.
Roma, 12 de marzo de 2015
Francesco Venturini Giulio Antonio Carone
Consejero Delegado de Enel Green Power SpA
Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad Enel Green Power SpA
informes
268 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 INFORMES
Informe de la Sociedad de auditoría sobre los Estados contables consolidados de 2014 del Grupo Enel Green Power
271
Estados contables del ejercicio
274 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Estados contables
Cuentas de resultados
En euros Notas
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado (1)
de los que con
partes relacionadas
Ingresos y ganancias
Ingresos por ventas y servicios 5 870.556.093 870.544.746 958.552.496 958.552.496
Otros ingresos y ganancias 6 608.492.636 340.519.581 315.867.338 301.943.286
[Subtotal] 1.479.048.729 1.274.419.834
Costes
Compra de energía eléctrica 7 37.100.288 37.086.214 26.639.364 26.625.308
Servicios y otros bienes 8 259.304.227 134.224.127 271.042.637 117.806.202
Costes de personal 9 146.557.162 140.739.089 376
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 10 303.339.327 343.451.875
Otros gastos de explotación 11 68.611.115 2.514 44.897.519 45.231
Costes por trabajos internos capitalizados 12 (30.426.743) (32.071.404)
[Subtotal] 784.485.376 794.699.080
Ganancias/(Pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 13 74.049.185 74.049.185 22.483.464 22.483.464
Resultado operativo 768.612.538 502.204.218
Ganancias de participaciones 14 38.576.283 38.576.283 39.328.890 39.328.890
Ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados 15 (16.427.201) (16.427.201) (10.426.781) (10.426.782)
Otros ingresos/(gastos) financieros netos 16 (94.932.347) (77.437.131) (107.559.911) (90.092.242)
[Subtotal] (72.783.265) (78.657.802)
Resultado antes de impuestos 695.829.273 423.546.416
Impuestos 17 (260.457.047) (204.267.324)
Resultado de las actividades en curso 435.372.226 219.279.092
Resultado de las actividades interrumpidas 18 (4.335.025) 70.562.756
Resultado del ejercicio 431.037.201 289.841.848
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
275
Estados del resultado global correspondiente al ejercicio
En euros
20142013
reexpresado (1)
Resultado del ejercicio 431.037.201 289.841.848
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales
Actualización de los pasivos por planes de prestaciones definidas (2.845.985) (2.349.502)
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales que no se reclasificarán posteriormente en las ganancias/(pérdidas) del ejercicio (a) (2.845.985) (2.349.502)
Ganancias/(Pérdidas) en derivados de cobertura cash flow hedge (20.000.965) 10.106.101
Otros componentes de las Cuentas de resultados globales que se reclasificarán posteriormente en las ganancias/(pérdidas) del ejercicio (b) (20.000.965) 10.106.101
Ganancias/(Pérdidas) del ejercicio imputadas directamente a patrimonio neto (deducido el efecto fiscal) (a+b) (22.846.950) 7.756.599
Resultado global obtenido en el ejercicio 408.190.251 297.598.447
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
276 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Estado de situación patrimonial
En euros Notas
ACTIVOS a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
Activos no corrientes
Inmuebles, plantas y maquinaria 19 4.847.103.496 4.774.332.378
Activos intangibles 20 28.125.101 20.336.493
Fondo de comercio 21 6.370.310 5.987.807
Activos por impuestos anticipados 22 136.035.609 143.572.535
Participaciones 23 4.592.561.676 5.093.557.732
Derivados 24 2.268.421 2.268.421 6.276.026 6.276.026
Otros activos financieros no corrientes 25 27.208.189 24.655.532 20.512.151 17.871.114
Otros activos no corrientes 26 8.690.825 2.766.078 9.724.878 2.711.841
[Total] 9.648.363.627 10.074.300.000
Activos corrientes
Existencias 27 89.045.755 42.987.396
Créditos comerciales 28 358.426.735 328.680.940 408.221.030 398.655.699
Créditos por impuesto de sociedades 29 2.625.243 433 3.483.647 444
Derivados 24 10.539.952 10.539.952
Otros activos financieros corrientes 30 792.979.731 792.690.078 49.965.680 49.676.027
Otros activos corrientes 31 208.893.324 118.238.011 146.539.593 104.965.210
Efectivo y otros activos equivalentes 32 19.020.067 8.700.271
[Total] 1.481.530.807 659.897.617
TOTAL ACTIVOS 11.129.894.434 10.734.197.617
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
277
En euros Notas
PATRIMONIO NETO Y PASIVOS a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
Capital social 1.000.000.000 1.000.000.000
Otras reservas 4.642.735.941 4.663.620.729
Ganancias y pérdidas acumuladas 824.202.673 694.360.826
Resultado del ejercicio 431.037.201 289.841.848
TOTAL PATRIMONIO NETO 33 6.897.975.815 6.647.823.403
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo 34 1.956.298.130 1.200.000.000 1.999.745.454 1.200.000.000
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 35 39.219.189 44.146.156
Provisiones no corrientes 36 60.256.528 67.463.859
Pasivos por impuestos diferidos 22 9.475.171 10.085.890
Derivados 24 51.924.721 47.909.736 14.512.083 12.246.961
Otros pasivos no corrientes 37 55.328.890 60.872.642
[Total] 2.172.502.629 2.196.826.084
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo 34 1.567.883.542 1.562.406.998 1.341.614.632 1.336.443.299
Cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 34 55.089.067 44.872.727
Cuotas corrientes de las provisiones a largo plazo y corto plazo 36 16.251.888 12.171.252
Deudas comerciales 38 247.129.469 122.259.342 315.118.827 153.590.470
Deudas por impuesto de sociedades 39 30.844.325 30.527.563 5.888.504 3.470.062
Derivados 24 5.171.413 5.171.413 2.318.925 2.318.925
Otros pasivos financieros corrientes 40 30.202.287 27.532.916 29.675.411 27.770.663
Otros pasivos corrientes 42 106.843.999 5.946.308 137.887.852 45.474.856
[Total] 2.059.415.990 1.889.548.130
TOTAL PASIVOS 4.231.918.619 4.086.374.214
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 11.129.894.434 10.734.197.617
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
278 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Estado de cambios en el patrimonio neto
En euros
Capital social Reserva legal Reserva de revaloraciónAjustes por cambio
de valor CFH
Actualización de los pasivos por planes de
prestaciones definidas Otras reservas Ganancias/(Pérdidas)
acumuladasResultado
del ejercicio Total patrimonio neto
A 1 de enero de 2013 reexpresado 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) (2.380.854) 4.335.834.785 614.117.196 209.743.629 6.479.724.955
Efecto de la aplicación de la NIC 19/R - - - - - - (25.792.362) 25.792.362 -
Distribución de ganancias 2012
Distribución de dividendos - - - - - - - (129.500.000) (129.500.000)
Ganancias a cuenta nueva - - - - - - 106.035.991 (106.035.991) -
Ganancias/(Pérdidas) globales registradas en el ejercicio
Ganancias y pérdidas imputadas directamente a patrimonio neto - - - 10.106.101 (2.349.502) - - - 7.756.599
Resultado del ejercicio - - - - - - - 289.841.848 289.841.848
Redondeo - - - - - - 1 - 1
A 31 de diciembre de 2013 reexpresado (1) 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (5.447.523) (4.730.356) 4.335.834.785 694.360.826 289.841.848 6.647.823.403
Otros movimientos - - - - - 1.962.162 (1) - 1.962.161
Distribución de ganancias de 2013 - - - - - - - - -
Distribución de dividendos - - - - - - - (160.000.000) (160.000.000)
Ganancias a cuenta nueva - - - - - - 129.841.848 (129.841.848) -
Ganancias/(Pérdidas) globales registradas en el ejercicio
Ganancias y pérdidas imputadas directamente a patrimonio neto - - - (20.000.965) (2.845.985) - - - (22.846.950)
Resultado del ejercicio - - - - - - - 431.037.201 431.037.201
A 31 de diciembre de 2014 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (25.448.488) (7.576.341) 4.337.796.947 824.202.673 431.037.201 6.897.975.815
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
279
Estado de cambios en el patrimonio neto
En euros
Capital social Reserva legal Reserva de revaloraciónAjustes por cambio
de valor CFH
Actualización de los pasivos por planes de
prestaciones definidas Otras reservas Ganancias/(Pérdidas)
acumuladasResultado
del ejercicio Total patrimonio neto
A 1 de enero de 2013 reexpresado 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (15.553.624) (2.380.854) 4.335.834.785 614.117.196 209.743.629 6.479.724.955
Efecto de la aplicación de la NIC 19/R - - - - - - (25.792.362) 25.792.362 -
Distribución de ganancias 2012
Distribución de dividendos - - - - - - - (129.500.000) (129.500.000)
Ganancias a cuenta nueva - - - - - - 106.035.991 (106.035.991) -
Ganancias/(Pérdidas) globales registradas en el ejercicio
Ganancias y pérdidas imputadas directamente a patrimonio neto - - - 10.106.101 (2.349.502) - - - 7.756.599
Resultado del ejercicio - - - - - - - 289.841.848 289.841.848
Redondeo - - - - - - 1 - 1
A 31 de diciembre de 2013 reexpresado (1) 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (5.447.523) (4.730.356) 4.335.834.785 694.360.826 289.841.848 6.647.823.403
Otros movimientos - - - - - 1.962.162 (1) - 1.962.161
Distribución de ganancias de 2013 - - - - - - - - -
Distribución de dividendos - - - - - - - (160.000.000) (160.000.000)
Ganancias a cuenta nueva - - - - - - 129.841.848 (129.841.848) -
Ganancias/(Pérdidas) globales registradas en el ejercicio
Ganancias y pérdidas imputadas directamente a patrimonio neto - - - (20.000.965) (2.845.985) - - - (22.846.950)
Resultado del ejercicio - - - - - - - 431.037.201 431.037.201
A 31 de diciembre de 2014 1.000.000.000 200.000.000 137.963.823 (25.448.488) (7.576.341) 4.337.796.947 824.202.673 431.037.201 6.897.975.815
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
280 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Estado de flujos de efectivo
En euros
Notas 2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado (1)
de los que con partes relacionadas
Resultado antes de impuestos 695.829.273 423.546.416
Ganancias/(Pérdidas) antes de impuestos de las actividades interrumpidas (4.335.025) 71.929.415
Rectificaciones por:
Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor 10 301.507.795 343.451.875
Asignaciones a provisiones no corrientes e indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 18.289.397 2.043.906
Dividendos de sociedades controladas, asociadas y otras empresas 14 (38.576.283) (38.576.283) (39.328.890) (39.328.890)
(Ingresos)/Gastos financieros netos de contratos derivados y otros gastos financieros netos 111.359.547 93.864.332 117.986.692 100.519.024
(Plusvalías)/Minusvalías y otros elementos no pecuniarios (207.599.680) (207.599.680) (68.075.882) (68.075.882)
Flujo de efectivo procedente de las actividades de explotación antes de las variaciones del capital circulante neto 876.475.024 851.553.532
- del que actividades interrumpidas 4.335.025 (71.929.415)
Aumento/(Disminución) de las provisiones no corrientes e indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados (28.209.021) (15.297.004)
(Aumento)/Disminución de existencias (42.708.359) (27.973.607)
(Aumento)/Disminución de los créditos y las deudas comerciales 28, 38 (34.009.448) 38.643.632 (163.692.418) 119.436.025
(Aumento)/Disminución de otros activos/pasivos corrientes y no corrientes (166.759.122) 5.234.195 (91.983.083) (42.937.631)
Intereses activos/(pasivos) y otros ingresos/(gastos) financieros cobrados/(pagados) (24.859.563) (23.445.157)
Dividendos cobrados de sociedades controladas, asociadas y otras empresas 14 37.416.367 37.416.367 36.959.359 36.959.359
Impuestos pagados (204.193.612) (129.599.505) (196.585.429) (165.458.453)
Flujo de efectivo por actividades de explotación (a) 413.152.266 369.536.193
- del que actividades interrumpidas - -
Inversiones en inmuebles, plantas y maquinaria 19 (268.654.680) (293.767.308)
Inversiones en activos intangibles 20 (16.031.964) (11.912.879)
Desinversiones en activos tangibles e intangibles 19, 20 - 49.090.343
Inversiones en participaciones 23 411.332.773 411.332.773 (594.355.843) (594.355.843)
Reembolsos de participaciones 23 (652.454.710) (652.454.710) -
Transferencias de participaciones 23 223.679.073 85.629.415
Flujo de efectivo por actividades de inversión (b) (302.129.508) (765.316.272)
- del que actividades interrumpidas - 76.429.415
Nuevas emisiones/(reembolsos) de deudas financieras a largo plazo 34 (33.230.984) (40.495.055)
Reembolsos y otras variaciones netas de deudas/(créditos) financieros 25, 30, 34 (559.926.688) (559.926.688) 566.927.709 618.840.213
Otras variaciones 25, 30, 34 652.454.710 652.454.710 -
Dividendos pagados 33 (160.000.000) (109.261.649) (129.500.000) (88.433.647)
Flujo de efectivo por actividades de financiación (c) (100.702.962) 396.932.654
- del que actividades interrumpidas (8.835.025) -
Aumento/(Disminución) del efectivo y otros activos equiva-lentes (a+b+c) 10.319.796 1.152.575
Efectivo y otros activos equivalentes al inicio del ejercicio 32 8.700.271 7.547.696
Efectivo y otros activos equivalentes al final del ejercicio 32 19.020.067 8.700.271
(1) Para los detalles, se remite al apartado “Principios contables y criterios de valoración”.
281
Memoria de los Estados contables
1Forma y contenido de los Estados contables
Enel Green Power SpA, que opera en el sector de la produc-
ción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, po-
see la forma jurídica de una sociedad por acciones y tiene
su domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita 125.
Enel Green Power SpA, en su calidad de Sociedad matriz,
ha preparado los Estados contables consolidados del Grupo
Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014 como una par-
te integrante del presente Informe anual de resultados, en
virtud del artículo 154 ter, apartado 1, de la Ley de Finanzas
italiana (Testo Unico della Finanza, Decreto Legislativo ita-
liano de 24 de febrero de 1998, n.º 58). La Sociedad tiene la
duración prevista por los Estatutos sociales, esto es, hasta el
31 de diciembre de 2100.
Con fecha del 12 de marzo de 2015, los Consejeros autori-
zaron la publicación de los presentes Estados contables del
ejercicio a 31 de diciembre de 2014.
Los presentes Estados contables están sujetos a auditoría
legal por parte de la sociedad de auditoría Reconta Ernst &
Young SpA.
Base de presentaciónLos Estados contables correspondientes al ejercicio ce-
rrado a 31 de diciembre de 2014 han sido preparados de
conformidad con los principios contables internacionales
Normas Internacionales de Contabilidad - NIC (Internatio-
nal Accounting Standards - IAS) y Normas Internacionales
de Información Financiera - NIIF (International Financial Re-
porting Standards - IFRS) emitidos por el Consejo de Normas
Internacionales de Contabilidad (International Accounting
Standards Board - IASB), así como con las interpretaciones
del Comité de Interpretaciones de las Normas Internaciona-
les de Información Financiera - CINIIF (International Finan-
cial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) y del Comi-
té Permanente de Interpretación (Standing Interpretations
Committee - SIC), reconocidos en la Unión Europea según el
reglamento (CE) n.º 1606/2002 y en vigor al cierre del ejer-
cicio. El conjunto de todos los principios e interpretaciones
de referencia indicados anteriormente se define a continua-
ción como “NIIF-UE”.
Los presentes Estados contables se han preparado de con-
formidad con el apartado 3 del artículo 9 del Decreto Legis-
lativo italiano n.º 38 de 28 de febrero de 2005.
Los Estados contables del ejercicio están compuestos por
las Cuentas de resultados, los Estados del resultado global
correspondiente al ejercicio, el Estado de situación patrimo-
nial, el Estado de cambios en el patrimonio neto y el Estado
de flujos de efectivo, así como por la correspondiente Me-
moria.
En el Estado de situación patrimonial, la clasificación de los
activos y los pasivos se efectuó según el criterio “corriente/
no corriente”, con una separación específica de los activos
clasificados como disponibles para la venta y de los pasivos
incluidos en un grupo de elementos enajenables clasificado
como disponible para la venta, si los hubiera. Los activos co-
rrientes, que incluyen el efectivo y otros activos equivalen-
tes, son los destinados a ser realizados, cedidos o consumi-
dos en el ciclo operativo normal de la Sociedad o en los doce
meses siguientes al cierre del ejercicio; los pasivos corrientes
son aquellos respecto de los que se contempla la extinción
en el ciclo operativo normal de la Sociedad o en los doce
meses siguientes al cierre del ejercicio.
Las Cuentas de resultados están clasificadas con arreglo a la
naturaleza de los costes, dejando constancia por separado
del resultado neto de las actividades en curso y de las even-
tuales actividades interrumpidas.
El Estado de flujos de efectivo se presenta utilizando el mé-
todo indirecto, poniendo de manifiesto aparte el eventual
flujo de efectivo de actividades de explotación, de inversión
y de financiación asociado a las actividades interrumpidas.
Las transacciones relativas a inversiones y financiaciones
que no conlleven flujos financieros (como, por ejemplo, la
transformación de contribuciones de capital en beneficio
de sociedades del Grupo en componentes de débito) no se
representan en el Estado de flujos de efectivo, sino que se
indican en las notas de la Memoria relativas a los asientos
patrimoniales afectados por las mismas.
Las tablas de las Cuentas de resultados, del Estado de situa-
ción patrimonial y del Estado de flujos de efectivo eviden-
cian las transacciones con partes relacionadas, para cuya
definición se remite al apartado “Principios contables y cri-
terios de valoración” de los Estados contables consolidados.
282 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Los Estados contables se han redactado con la perspectiva
de la continuidad societaria, aplicando el método del coste
histórico, con la excepción de los asientos de los Estados que
según las NIIF-UE se contabilizan al valor razonable, como se
indica en los criterios de valoración de cada asiento de los
Estados contables consolidados.
La moneda utilizada para la presentación de los estados fi-
nancieros es el euro, moneda funcional de la Sociedad, y los
valores reflejados en las notas explicativas de la Memoria se
expresan en millones de euros, excepto cuando se indique
lo contrario.
Los Estados contables proporcionan información compara-
tiva con el ejercicio anterior.
2principios contables y criterios de valoración
Los principios contables y los criterios de valoración son los
mismos adoptados para la redacción de los Estados conta-
bles consolidados, a los que se remite, excepción hecha de
las inversiones en sociedades controladas y asociadas y em-
presas conjuntas, que se contabilizan a su coste.
Por sociedades controladas se entienden todas las socieda-
des de cuyo control dispone Enel Green Power SpA. El con-
trol se obtiene cuando la Sociedad está expuesta o tiene de-
recho a los rendimientos variables derivados de la relación
con la participada o cuando le asiste la capacidad, mediante
el ejercicio de su poder sobre la participada, de influir en sus
rendimientos. El poder se define como la capacidad actual
de dirigir las actividades relevantes de la participada en vir-
tud de derechos sustanciales existentes.
Por sociedades asociadas se entienden las sociedades sobre
las que Enel Green Power SpA ejerce una influencia notable.
Tal condición no es sino el poder de participar en la determi-
nación de las políticas financieras y de gestión de la partici-
pada, sin disponer empero del control o el control conjunto.
Por empresa conjunta se entienden las sociedades sobre
las que Enel Green Power SpA posee el control conjunto y
goza de derechos sobre los activos netos de las mismas. Por
control conjunto se entiende el reparto del control de un
acuerdo, que existe únicamente cuando para las decisiones
relativas a las actividades relevantes se requiere el consenso
unánime de todas las partes que comparten el control.
Las participaciones en sociedades controladas, asociadas y
de control conjunto se valoran al coste de adquisición. Dicho
coste incluye el valor razonable atribuido con ocasión de la
contabilización de los posibles componentes (contingent
consideration —contraprestación contingente—). Las posi-
bles variaciones posteriores del valor razonable de dichos
componentes se imputan a las Cuentas de resultados. Dicho
coste se rectifica por eventuales pérdidas de valor; con pos-
terioridad, estas se restituyen siempre que desaparezcan los
presupuestos que las han provocado; la restitución de valor
no puede exceder el coste original.
En el caso de que la pérdida relativa a Enel Green Power SpA
exceda el valor contable de la participación y la participante
esté obligada a cumplir con las obligaciones legales o im-
plícitas de la empresa participada o a cubrir sus pérdidas, el
eventual exceso respecto al valor contable se contabiliza en
una provisión específica del pasivo, en el marco de las provi-
siones no corrientes.
En caso de la transferencia, sin sustancia económica, de una
participación a una sociedad bajo control común, la even-
tual diferencia entre la retribución percibida y su valor con-
table se apunta en el ámbito del patrimonio neto.
Los dividendos de las participaciones se contabilizan en las
Cuentas de resultados cuando se establece el derecho de los
accionistas a recibir el pago.
Los dividendos pagaderos a terceros se representan como
movimiento del patrimonio neto en la fecha en la que los
apruebe la Junta de Accionistas.
2.1 Reexpresión de los datos comparativos a 31 de diciembre de 2013Tras los cambios en las condiciones de clasificación de los
costes por compra de energía, de los créditos financieros a
controladas y empresas conjuntas y del impacto económico
de los contratos derivados y sus correspondientes valores ra-
zonables, destinados a la aplicación de las mejores prácticas
disponibles en el sector y a favorecer la claridad de los Esta-
dos contables, se procedió a efectuar reclasificaciones en las
tablas de las Cuentas de resultados, el Estado de situación
patrimonial y el Estado de flujos de efectivo, con el objetivo
de facilitar el cotejo de los datos.
Con referencia a los datos de las Cuentas de resultados de
2013, se procedió a la reclasificación:
(i) de los costes por bienes y equipos, iguales a 45 millo-
nes de euros, del asiento “Materias primas y bienes de
consumo” de los Estados contables de 2013 al asiento
“Servicios y otros bienes”;
283
(ii) de los ingresos financieros de derivados, equivalentes a 1
millón de euros, del asiento “Ingresos financieros” de los
Estados contables de 2013 al asiento “Ingresos/(Gastos)
financieros netos de contratos derivados”;
(iii) de los gastos financieros de derivados, por valor de 11
millones de euros, del asiento “Gastos financieros” de los
Estados contables de 2013 al asiento “Ingresos/(Gastos)
financieros netos de contratos derivados”.
En lo que a los datos del Estado de situación patrimonial se
refiere, se procedió a la reclasificación:
(i) de los derivados activos no corrientes/corrientes, iguales
en total a 13 millones de euros, de los asientos “Activos
financieros no corrientes/corrientes” de los Estados con-
tables de 2013 a los asientos “Derivados no corrientes/
corrientes”;
(ii) de los derivados pasivos no corrientes/corrientes, iguales
en total a 57 millones de euros, de los asientos “Pasivos
financieros no corrientes/corrientes” de los Estados con-
tables de 2013 a los asientos “Derivados no corrientes/
corrientes”;
(iii) de los créditos financieros a medio/largo plazo con con-
troladas y empresas conjuntas, iguales a 21 millones de
euros, del asiento “Créditos financieros y títulos a medio/
largo plazo” de los Estados contables de 2013 al asiento
“Otros activos financieros no corrientes”;
(iv) de los créditos financieros a corto plazo con controladas
y empresas conjuntas, iguales a 49 millones de euros, del
asiento “Créditos financieros y títulos a corto plazo” de
los Estados contables de 2013 al asiento “Otros activos
financieros corrientes”.
Las reclasificaciones de valor de los activos y los pasivos pa-
trimoniales a 1 de enero de 2013, indicadas a continuación,
no se consideraron significativas a efectos de la presentación
de la información adicional con arreglo a las modalidades
previstas por la NIC 1.41 letra b):
(i) los derivados activos no corrientes/corrientes, iguales en
total a 3 millones de euros, de los asientos “Activos finan-
cieros no corrientes/corrientes” de los Estados contables
de 2013 a los asientos “Derivados no corrientes/corrien-
tes”;
(ii) los derivados pasivos no corrientes/corrientes, iguales
en total a 29 millones de euros, de los asientos “Pasivos
financieros no corrientes/corrientes” de los Estados con-
tables de 2013 a los asientos “Derivados no corrientes/
corrientes”;
(iii) los créditos financieros a medio/largo plazo con contro-
ladas y empresas conjuntas, iguales a 23 millones de eu-
ros, del asiento “Créditos financieros y títulos a medio/
largo plazo” de los Estados contables de 2013 al asiento
“Otros activos financieros corrientes”;
(iv) los créditos financieros a corto plazo con controladas y
empresas conjuntas, iguales a 41 millones de euros, del
asiento “Créditos financieros y títulos a corto plazo” de
los Estados contables de 2013 al asiento “Otros activos
financieros corrientes”.
3principios contables recientes
En lo concerniente a los principios contables de publicación
reciente, se remite a lo indicado en los Estados contables
consolidados, salvo en lo referente a aquellos que no sean
de aplicación a efectos de la redacción de los estados con-
tables separados.
4Combinaciones de negocios del ejercicio 2014
Como ya se ha comentado en los “Hechos relevantes de
2014”, el 1 de diciembre de 2014 entró en vigor efectiva-
mente la fusión de las sociedades Enel Green Power Cutro Srl
y Enel Green Power Canaro Srl, titulares, respectivamente, de
un parque eólico y de una planta solar en funcionamiento.
No obstante, los efectos contables y fiscales de la fusión se
imputaron a los estados contables de la sociedad absorben-
te con efecto retroactivo desde el 1 de enero de 2014.
La operación permitió lograr una mayor eficiencia operativa
y una simplificación de los procesos administrativos, con la
consiguiente reducción de los costes de gestión.
Habida cuenta de que Enel Green Power SpA controlaba to-
talmente Enel Green Power Canaro Srl y Enel Green Power
Cutro Srl, la fusión fue aprobada por el Consejo de Admi-
nistración de forma simplificada, como se contempla en el
artículo 2505 del Código Civil italiano y el artículo 19 de los
Estatutos sociales.
284 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Al tratarse de una fusión simplificada, Enel Green Power no
procedió a ampliación alguna de su capital social, ni asignó
—en virtud del artículo 2504 ter del Código Civil italiano—
acciones en sustitución de las participaciones poseídas en la
sociedad objeto de absorción, que se anularon sin intercam-
bio de acciones a consecuencia de la fusión.
La operación no superó los límites de relevancia previstos
en el apartado 9 del Reglamento CE 809/2004, razón por la
cual no se procedió a la redacción de los datos pro-forma.
Las fusiones conllevaron la contabilización de un déficit por
fusión igual a 0,4 millones de euros por la sociedad Enel
Green Power Canaro Srl y de un superávit por fusión equiva-
lente a 2 millones de euros, apuntado entre las reservas de
patrimonio neto, por la sociedad Enel Green Power Cutro Srl.
información sobre las Cuentas de resultados
ingresos y ganancias
5. ingresos por ventas y servicios - 871 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas 2013 reexpresadode los que con
partes relacionadas 2014-2013
Energía 770 770 865 865 (95)
Otras ventas y prestaciones de servicios 101 101 94 94 7
Total 871 959 (88)
Los ingresos por “Energía”, iguales a 770 millones de euros
(865 millones de euros en 2013 reexpresado) e íntegramen-
te atribuibles a partes relacionadas, reflejan los volúmenes
de energía vendidos en el ejercicio, iguales a 13.867 GWh
(12.905 GWh en 2013 reexpresado), y se refieren principal-
mente:
> hasta 526 millones de euros, a 9.979 GWh de energía
vendidos en bolsa (414 millones de euros y 6.206 GWh
en 2013 reexpresado);
> hasta 187 millones de euros, a 3.504 GWh de energía
vendida a Enel Trade SpA mediante contratos bilaterales
(399 millones de euros y 6.254 GWh en 2013 reexpresa-
do);
> por 24 millones de euros, a 383 GWh vendidos al Gestor
de los Servicios Energéticos (GSE) a precio incentivado
(25 millones de euros y 296 GWh en 2013 reexpresado).
Los ingresos por energía comprenden, además, 24 millones
de euros de ingresos de la Tarifa de Alimentación (18 millo-
nes de euros en 2013 reexpresado) y 3 millones de euros
de ingresos por CCP (retribución por previsión correcta, por
sus siglas en italiano) (5 millones de euros en 2013 reexpre-
sado), introducida mediante la decisión de la AEEG 5/2010
a efectos de incentivar la correcta planificación de volcado
a la red por parte de los productores a partir de fuentes re-
novables.
El asiento “Otras ventas y prestaciones de servicios”, equiva-
lente a 101 millones de euros (94 millones de euros en 2013
reexpresado), se refiere:
> por 65 millones de euros, a las actividades relacionadas
con el diseño, la realización y la puesta en funcionamien-
to de instalaciones a favor de sociedades controladas (62
millones de euros en 2013 reexpresado);
> por 33 millones de euros, a los ingresos por tasas de
gestión y otros servicios de coordinación prestados a las
sociedades controladas (32 millones de euros en 2013
reexpresado).
Los ingresos por ventas y servicios se desglosan del siguiente
modo según la zona geográfica:
285
En millones de euros 2014 2013 reexpresado 2014-2013
Italia 795 889 (94)
Europa 15 17 (2)
Norteamérica 15 14 1
Centroamérica y Sudamérica 46 38 8
Sudáfrica - 1 (1)
Total 871 959 (88)
6. Otros ingresos - 608 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas 2013 reexpresadode los que con
partes relacionadas 2014-2013
Certificados verdes 334 334 295 295 39
Otros ingresos y ganancias 274 7 21 7 253
Total 608 316 292
El asiento “Certificados verdes”, igual a 334 millones de eu-
ros (incluido un pasivo contingente de 2 millones de euros),
se refiere a los ingresos por certificados verdes asignados a
3.457 GWh de energía producida por plantas con califica-
ción IAFR (295 millones de euros de ingresos por certifica-
dos verdes asignados a 3.346 GWh en 2013 reexpresado).
Dichos ingresos se pueden atribuir, hasta 155 millones de
euros, a los 1.605 GWh producidos por plantas geoter-
moeléctricas (137 millones de euros por 1.589 GWh en 2013
reexpresado), hasta 97 millones de euros, a los 977 GWh
producidos por parques eólicos (87 millones de euros por
958 GWh en 2013 reexpresado) y hasta 85 millones de eu-
ros, a los 876 GWh producidos por centrales hidroeléctricas
(73 millones de euros por 799 GWh en 2013 reexpresado).
Estos ingresos se refieren:
> por 132 millones de euros, a certificados verdes vendidos
a terceros (a un precio medio unitario de 96,96 euros/
MWh);
> por 96 millones de euros, a certificados verdes retirados
por el Gestor de los Servicios Energéticos (a un precio uni-
tario de 97,42 euros/MWh);
> por 85 millones de euros, a los 870 GWh de certificados
verdes acumulados pero aún no acreditados en la partida
de títulos de Enel Green Power SpA (valorados a un pre-
cio unitario de 97,42 euros/MWh);
> por 23 millones de euros, a los 234 GWh de certificados
verdes acreditados en la partida de títulos de Enel Green
Power SpA, pero aún no vendidos (valorados a un precio
medio unitario de 97,42 euros/MWh).
El asiento “Otros ingresos y ganancias” acoge principalmen-
te:
> por 243 millones de euros, la plusvalía realizada en el ám-
bito de la transacción con la sociedad Inversiones Ener-
géticas SA de Cv (INE), que contempló también la cesión
de la participación en LaGeo (148 millones de euros), y la
indemnización prevista en el acuerdo con Sharp acerca
de la compra de la producción de la fábrica de 3SUN Srl
(95 millones de euros);
> por 6 millones de euros, la repercusión de los costes del
personal trasladado (sin variaciones con relación al 31 de
diciembre reexpresado), principalmente a las controladas
de Centroamérica y Sudamérica (2 millones de euros en
2014 y en 2013 reexpresado) y Norteamérica (2 millones
de euros en 2014 y 1 millón de euros en 2013 reexpresa-
do) y a Enel Green Power España (1 millón de euros en
2014 y 1 millón de euros en 2013 reexpresado);
> por 5 millones de euros, los importes recibidos principal-
mente de terceros (entidades, consorcios y organismos
de gestión de los acueductos) por la extracción de agua
de las centrales hidroeléctricas y de los embalses propie-
dad de Enel Green Power SpA (sin modificaciones con
relación a 2013 reexpresado);
> por 5 millones de euros, las ganancias por cesión de ener-
gía térmica referidas a contratos de suministro de cale-
facción urbana estipulados con particulares, empresas
y entidades públicas (sin cambios en comparación con
2013 reexpresado).
286 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Costes
7. Compra de energía - 37 millones de eurosEl asiento, igual a 37 millones de euros (27 millones de euros
en 2013 reexpresado), se refiere casi íntegramente a inte-
racciones con partes relacionadas; acoge, en particular:
> por 21 millones de euros, el abastecimiento por parte de
Terna SpA de los recursos necesarios para el servicio de
suministro (8 millones de euros en 2013 reexpresado);
> hasta 9 millones de euros, la energía adquirida por Enel
Energia SpA para el funcionamiento de los servicios au-
xiliares de centrales, directa o indirectamente vinculados
a la producción de energía eléctrica, para los servicios de
iluminación y para la fuerza motriz (5 millones de euros
en 2013 reexpresado);
> por 4 millones de euros, la energía adquirida a GME SpA
(12 millones de euros en 2013 reexpresado).
La variación refleja sustancialmente los mayores costes del
suministro de Terna SpA (9 millones de euros).
8. Servicios y otros bienes - 259 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas 2013 reexpresadode los que con
partes relacionadas 2014-2013
Servicios 154 79 167 96 (13)
Consumo de bienes de terceros 56 3 59 5 (3)
Otros bienes 49 52 45 16 4
Total 259 271 (12)
- de los que costes por materias primas capitalizadas 2 3 (1)
Los costes por “Servicios” hacen referencia a sociedades re-
lacionadas por importe de 79 millones de euros (96 millones
de euros en 2013 reexpresado) y a terceros por importe de
75 millones de euros (71 millones de euros en 2013 reex-
presado).
Los costes por servicios de sociedades relacionadas se refie-
ren principalmente:
> a 21 millones de euros por costes por tasas de gestión
y otros servicios de apoyo prestados por la sociedad de
control Enel SpA (22 millones de euros en 2013 reexpre-
sado);
> a 27 millones de euros por servicios prestados por la so-
ciedad Enel Servizi Srl relativos principalmente a los “ser-
vicios integrales”, a los servicios informáticos, al servicio
administrativo y a la administración del personal (28 mi-
llones de euros en 2013 reexpresado);
> a 7 millones de euros por servicios de gestión energética
prestados por Enel Produzione SpA (9 millones de euros
en 2013 reexpresado);
> a 11 millones de euros por las cuotas y las retribuciones
abonadas a GME SpA por el derecho de utilización de la
capacidad de transporte (21 millones de euros en 2013
reexpresado).
Los costes por servicios de terceros se refieren principal-
mente:
> por 23 millones de euros, a las tareas de mantenimiento
y reparación de las plantas (25 millones de euros en 2013
reexpresado), que comprenden también los costes de
realización de plantas para las sociedades controladas;
> por 15 millones de euros, al pago de servicios profesiona-
les y técnicos, de asesoramiento estratégico, de dirección
y de organización empresarial y de auditoría contable, así
como otros costes (13 millones de euros en 2013 reex-
presado);
> por 13 millones de euros, a las primas de pólizas de se-
guros de diversa índole relacionadas con la cobertura de
los riesgos (12 millones de euros en 2013 reexpresado).
Los costes por “Consumo de bienes de terceros” hacen refe-
rencia principalmente a las tasas de derivación de aguas, a
las tasas de ocupación y a las sobretasas por uso de cuencas
hidrográficas y fluviales debidas a las entidades públicas lo-
cales por las concesiones de utilización de aguas públicas
con fines hidroeléctricos (53 millones de euros en 2014 y 54
millones de euros en 2013 reexpresado).
287
El asiento “Otros bienes” se refiere por 25 millones de euros
a materiales para la realización de plantas de otras socieda-
des del Grupo (15 millones de euros en 2013 reexpresado),
por 9 millones de euros a la adquisición de reactivos para
el funcionamiento de algunas centrales de producción (10
millones de euros en 2013 reexpresado) y por 6 millones de
euros a la compra de piezas de recambio, principalmente
para las instalaciones de producción geotérmica (8 millones
de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
9. Costes de personal - 147 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Sueldos y salarios 106 99 7
Gastos sociales 33 31 2
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones 6 6 -
Otros costes 2 5 (3)
Total 147 141 6
- de los que capitalizados (26) (25) (1)
Los costes de personal ascienden en total a 147 millones de
euros y constatan un incremento de 6 millones de euros, en
consonancia con la mayor composición media del personal
(79 empleados más que en 2013 reexpresado).
El asiento “Sueldos y salarios”, igual a 106 millones de euros
(99 millones de euros en 2013 reexpresado), evidencia un
aumento por el efecto del mayor coste medio y la mayor
composición media del ejercicio.
El asiento “Gastos sociales”, igual a 33 millones de euros (31
millones de euros en 2013 reexpresado), presenta un ascen-
so de 2 millones de euros, imputable a las contribuciones
abonadas al INPS (Instituto Nacional de la Seguridad Social,
según sus siglas en italiano) y a otras instituciones meno-
res por 30 millones de euros (28 millones de euros en 2013
reexpresado) y a planes de contribuciones definidas a cargo
de la empresa por 3 millones de euros (sin cambios en rela-
ción con 2013 reexpresado). En concreto, los gastos sociales
presentan la composición siguiente:
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Gastos sociales de beneficios a corto plazo 30 28 2
INAIL 1 1 -
INPS 29 27 2
Gastos sociales de programas de contribuciones definidas 3 3 -
Fopen 2 3 (1)
Fondenel 1 - 1
Total 33 31 2
En la siguiente tabla se destaca la composición media de empleados por la categoría a la que pertenecen, en comparación
con la del período anterior, así como la composición efectiva a 31 de diciembre de 2014.
Composición
Media Final Media Final
2014 2013 reexpresado
Directivos 95 90 76 78
Gerentes intermedios 277 282 284 289
Empleados 892 898 895 889
Operarios 708 702 638 671
Total 1.972 1.972 1.893 1.927
288 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
10. Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor - 303 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Amortizaciones de activos tangibles 280 261 19
Amortizaciones de activos intangibles 8 7 1
Deterioro y recuperación de valor de las participaciones 15 75 (60)
Total 303 343 (40)
- de los que capitalizados 2 4 (2)
Las “Amortizaciones de activos tangibles” hacen referencia
a las plantas de producción por un importe de 245 millones
de euros (235 millones de euros en 2013 reexpresado), a los
inmuebles por un importe de 30 millones de euros (24 mi-
llones de euros en 2013 reexpresado) y a otros activos tan-
gibles por valor de 5 millones de euros (2 millones de euros
en 2013 reexpresado). El incremento de las amortizaciones
de los activos tangibles, por un valor global de 19 millones
de euros, se debe principalmente a las amortizaciones de las
plantas puestas en marcha a lo largo de 2013, sobre todo
Serre Persano, y a la incorporación de las centrales de Enel
Green Power Cutro Srl y Enel Green Power Canaro Srl (en
conjunto iguales a 3 millones de euros).
El asiento “Deterioro y recuperación de valor de las partici-
paciones”, equivalente a 15 millones de euros (75 millones
de euros en 2013 reexpresado), refleja esencialmente la de-
valuación de las participaciones en Enel Green Power Solar
Energy Srl (6 millones de euros), PH Chucas (4 millones de
euros) y Enel Green Power Puglia Srl (3 millones de euros),
efectuada para alinear el valor al de recuperación, así como
la devaluación de activos tangibles relativos a ciertos pro-
yectos abandonados.
En 2013, la partida acogía la estimación del ajuste al valor
recuperable de las participaciones en 3SUN (60 millones de
euros) y Geotérmica Nicaragüense (13 millones de euros).
11. Otros gastos de explotación - 69 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Asignaciones netas a provisiones no corrientes 18 2 16
Contribuciones y cuotas de asociaciones 29 28 1
Impuestos y tasas 15 11 4
Otros gastos de explotación 7 4 3
Total 69 45 24
Las “Asignaciones netas a provisiones no corrientes”, iguales
a 18 millones de euros (2 millones de euros en 2013 reexpre-
sado), se refieren a la afectación de 10 millones de euros en
total a la provisión para desmantelamiento y reacondiciona-
miento y para la enajenación de plantas, a la provisión legal
por 6 millones de euros y a la provisión para el impuesto mu-
nicipal sobre los inmuebles (ICI, por sus siglas en italiano) y
el impuesto municipal único (IMU), por valor de 5 millones
de euros.
Las “Contribuciones y cuotas de asociaciones” hacen refe-
rencia principalmente a los importes abonados a munici-
pios, provincias y regiones, sedes de centrales, con arreglo
a acuerdos específicos entre las partes; en concreto, acogen
las contribuciones reconocidas a la región de Toscana, en
el ámbito del Acuerdo voluntario de implementación del
Protocolo de Entendimiento estipulado entre Enel y dicha
región, que prevé una contribución a cargo de Enel Green
Power SpA calculada en función de la producción total del
año anterior.
Los “Impuestos y tasas” se refieren principalmente al IMU
por 12 millones de euros (9 millones de euros en 2013 reex-
presado).
289
12. Costes por trabajos internos capitalizados - 30 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Personal 26 25 1
Bienes 2 3 (1)
Amortizaciones 2 4 (2)
Total 30 32 (2)
El asiento “Personal”, que aumenta en 1 millón de euros con
relación a 2013 reexpresado, se refiere principalmente a
los empleados encargados del diseño y la realización de las
plantas.
El asiento “Amortizaciones” se refiere a la cuota capitalizada
de las amortizaciones relativas a las instalaciones de perfo-
ración geotérmica.
13. Ganancias/(pérdidas) netas de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable - 74 millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Ganancias de contratos de Commodities cerrados en el ejercicio 76 76 25 25 51
Total ganancias 76 25 51
Pérdidas de contratos de Commodities cerrados en el ejercicio (2) (2) (3) (3) 1
Total pérdidas (2) (3) 1
Total ganancias/(pérdidas) de contratos de Commodities contabilizados al valor razonable 74 22 52
Las ganancias netas por la gestión del riesgo de Commodities se refieren enteramente a gastos e ingresos de contratos de-
rivados de CFH existentes con partes relacionadas y cerrados a 31 de diciembre de 2014.
14. Ganancias de participaciones - 39 millones de eurosLas “Ganancias de participaciones”, iguales a 39 millones de
euros (39 millones de euros en 2013 reexpresado), se refie-
ren por:
> 30 millones de euros, a los dividendos relativos a los re-
sultados del ejercicio 2013 de la sociedad LaGeo SA de Cv
(participada de Enel Green Power SpA al 36,2% y transfe-
rida íntegramente el 12 de diciembre de 2014);
> 9 millones de euros, a los dividendos de las sociedades
controladas italianas, principalmente Maicor Wind Srl (4
millones de euros), Enel Green Power Calabria Srl (3 mi-
llones de euros) y Energia Eolica Srl (1 millón de euros).
290 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
15. ingresos/(Gastos) financieros netos de contratos derivados - (17) millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Ingresos de derivados de cobertura fair value hedge 2 2 1 1 1
Total ingresos financieros de derivados 2 1 1
Gastos de derivados de cobertura cash flow hedge (11) (11) (11) (11) -
Gastos de derivados de trading y no de cobertura NIC (8) (8) - (8)
Total gastos financieros de derivados (19) (11) (8)
TOTAL INGRESOS/(GASTOS) FINANCIEROS DE CONTRATOS DERIVADOS (17) (10) (7)
Para mayores detalles sobre los derivados, se ruega remitirse a la Nota 45 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
16. Otros ingresos/(gastos) financieros netos - (95) millones de euros
En millones de euros
2014de los que con
partes relacionadas
2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Diferencias positivas de cambio 11 11 - 11
Intereses y otros ingresos de activos financieros 24 18 14 12 10
Total ingresos financieros 35 14 21
Intereses y otros gastos de pasivos financieros (130) (121) (9)
- financiaciones a largo plazo (98) (73) (94) (70) (4)
- financiaciones a corto plazo (28) (28) (33) (32) 5
- otros gastos financieros (14) (5) (7) (7)
- gastos financieros capitalizados 10 13 (3)
Total gastos financieros (130) (121) (9)
TOTAL INGRESOS/(GASTOS) FINANCIEROS NETOS (95) (107) 12
Los “Gastos financieros netos” se reducen en 12 millones de
euros tras el apunte de unas mayores ganancias financieras
por 21 millones de euros, relativas a diferencias positivas de
los tipos de cambio y a intereses activos devengados, con-
trarrestadas en parte por los mayores gastos financieros, por
9 millones de euros.
Con referencia a los “Gastos financieros capitalizados”, cabe
observar que el tipo utilizado para determinar su importe,
habida cuenta de las financiaciones genéricas y específicas,
es igual, de media, al 4,8%.
17. impuestos - 260 millones de euros
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Impuestos corrientes (1) 247 212 35
Rectificaciones relativas a ejercicios anteriores 2 (7) 9
Impuestos diferidos/(anticipados) 11 (1) 12
Total 260 204 56
(1) No incluyen en 2013 reexpresado los impuestos relativos a las actividades operativas interrumpidas, expuestos en el asiento “Resultado de las actividades interrumpi-das” (1 millón de euros).
291
Los “Impuestos corrientes” son iguales a 247 millones de
euros (212 millones de euros en 2013 reexpresado) y com-
prenden principalmente, por 198 millones de euros, la fis-
calidad ordinaria (164 millones de euros en 2013 reexpre-
sado) calculada aplicando los tipos en vigor para el ejercicio
fiscal 2014 (27,5% para el IRES —impuesto de sociedades,
por sus siglas en italiano— y 4,66% para el IRAP —impues-
to regional sobre las actividades productivas, por sus siglas
en italiano—), por 38 millones de euros (50 millones de eu-
ros en 2013 reexpresado) el efecto de la aplicación del IRES
complementario, también conocido como “Impuesto Robin
Hood” (RHT, por sus siglas en inglés) (6,5% en 2014 y 10,5%
en 2013 reexpresado), y por 17 millones de euros la contabi-
lización de las retenciones fiscales aplicadas en contratos de
tasas de gestión en algunos países extranjeros.
Los “Impuestos diferidos/(anticipados)” hacen referencia,
fundamentalmente, al ajuste de la fiscalidad anticipada
efectuado para tener en cuenta la sentencia n.º 10/2015
del Tribunal Constitucional italiano, que sancionó la ilegi-
timidad constitucional del “Impuesto Robin Hood” a partir
del día siguiente a su publicación en el Boletín Oficial de la
República italiana.
La Sociedad, por lo tanto, calculó los impuestos corrientes
aplicando el RHT complementario, mientras que los impues-
tos diferidos se reexpresaron con arreglo al tipo aplicable en
el momento del reintegro previsto.
En la tabla siguiente se presenta la conciliación entre la car-
ga fiscal efectiva y teórica, calculada aplicando al resultado
antes de impuestos el tipo impositivo vigente en el ejercicio.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado
Resultado antes de impuestos 691 495
Impuestos teóricos 190 27,5% 136 27,5%
IRES adicional (Impuesto Robin Hood) 38 5,5% 52 10,5%
Efecto de la inconstitucionalidad del Impuesto Robin Hood 20 2,9% - -
Impuesto regional sobre las actividades productivas (IRAP) 37 5,3% 33 6,7%
Diferencias permanentes y partidas menores (25) -3,6% (17) -3,5%
Impuestos efectivos (1) 260 37,6% 204 41,2%
(1) No incluyen en 2013 reexpresado los impuestos relativos a las actividades operativas interrumpidas, expuestos en el asiento “Resultado de las actividades interrumpi-das” (1 millón de euros).
Las “Diferencias permanentes y partidas menores” acogen
principalmente el efecto derivado del régimen de exención
de las plusvalías en participaciones que reúnan los requisi-
tos de la partecipation exemption contemplada en el artícu-
lo 87 de la Ley italiana TUIR.
18. pérdidas de las actividades interrumpidasA lo largo de 2014 se registró en el asiento “Pérdidas de las
actividades interrumpidas” la actualización del precio rela-
tivo a la cesión de todo el capital de Enel.si Srl, acaecida el
1 de julio de 2013, determinada por la variación de ciertas
partidas específicas como conclusión del proceso de verifi-
cación efectuado el 30 de junio de 2014, respecto a la situa-
ción de referencia (30 de junio de 2013).
Cabe recordar que la retribución abonada a Enel Energia
SpA en 2013 fue igual a 92 millones de euros, conllevan-
do la contabilización de una plusvalía igual a 72 millones de
euros, que se reflejó en el resultado de las actividades inte-
rrumpidas de las Cuentas de resultados, excluido el corres-
pondiente efecto fiscal (1 millón de euros).
292 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
información sobre el Estado de situación patrimonial
Activos
Activos no corrientes
19. inmuebles, plantas y maquinaria - 4.847 millones de eurosA continuación se exponen los detalles y los movimientos de los activos tangibles relativos al ejercicio 2014.
En millones de eurosTerrenos e inmuebles
Plantas y ma-quinaria
Equipos industriales y
comerciales Otros bienes
Inmovilizados en curso y anticipos Total
Coste histórico 1.226 7.530 28 60 418 9.262
Provisión de amortización (366) (4.050) (25) (47) - (4.488)
Composición a 31 de diciembre de 2013 reexpresado 860 3.480 3 13 418 4.774
Inversiones 19 118 1 3 128 269
Gastos financieros capitalizados - - - - 10 10
Amortizaciones (30) (245) (1) (4) - (280)
Pérdidas por deterioro de valor - - - - (3) (3)
Fusiones 8 74 - - - 82
Cambios en el ejercicio 21 209 - 22 (252) -
Otros movimientos (4) (1) - - - (5)
Total variaciones 14 155 - 21 (117) 73
Coste histórico 1.270 7.930 29 85 301 9.615
Provisión de amortización (396) (4.295) (26) (51) - (4.768)
Composición a 31 de diciembre de 2014 874 3.635 3 34 301 4.847
En la tabla siguiente se indican los valores netos a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013 reexpresado de los
inmuebles, plantas y maquinaria, así como de los inmovilizados en curso y los anticipos, basándose en su naturaleza.
En millones de euros
a 31.12.2014
de los que inmovilizados
en curso y anticiposa 31.12.2013 reex-
presado
de los que inmovilizados
en curso y anticipos 2014-2013
Terrenos e inmuebles 875 1 861 1 14
Plantas de producción:
- hidroeléctricas 1.625 87 1.612 65 13
- geotérmicas 1.366 132 1.366 256 -
- eólicas 665 25 633 26 32
- fotovoltaicas 230 11 228 13 2
- otros 5 1 7 6 (2)
Total plantas de producción 3.891 256 3.846 366 45
Equipos y otros bienes 43 9 40 26 3
Total bienes en ejercicio 3.934 265 3.886 392 48
Mejoras en inmuebles de terceros 3 - 2 - 1
Anticipos 35 35 25 25 10
TOTAL 4.847 301 4.774 418 73
293
El crecimiento del asiento, igual a 73 millones de euros, es
atribuible sustancialmente al efecto combinado de las in-
versiones (269 millones de euros), las amortizaciones (280
millones de euros) y la fusión por absorción de las socieda-
des controladas Enel Green Power Canaro Srl y Enel Green
Power Cutro Srl (por un valor global igual a 82 millones de
euros).
A continuación se resumen por tecnología las inversiones
efectuadas en el transcurso de 2014 y 2013 reexpresado. Es-
tas inversiones, que conjuntamente ascienden a 279 millo-
nes de euros en 2014, han experimentado una disminución
respecto a 2013 reexpresado de 27 millones de euros.
En millones de euros
2014 2013 reexpresado 2014-2013
Plantas de producción:
- geotérmicas 164 178 (14)
- hidroeléctricas 79 59 20
- eólicas 15 18 (3)
- biomasa 6 - 6
- solares 5 37 (32)
Otras inversiones operativas 10 14 (4)
Total 279 306 (27)
20. Activos intangibles - 28 millones de euros
En millones de euros Software de código
cerrado Inmovilizados
en curso y anticipos Total
Coste histórico 30 5 35
Provisión de amortización (15) - (15)
Composición a 31 de diciembre de 2013 reexpresado 15 5 20
Inversiones 14 2 16
Amortizaciones (8) (8)
Total variaciones 6 2 8
Coste histórico 44 7 51
Provisión de amortización (23) - (23)
Composición a 31 de diciembre de 2014 21 7 28
El “Software de código cerrado” se refiere sobre todo a soft-
ware para satisfacer necesidades administrativas y software
necesario para el cumplimiento de normas societarias.
Los “Inmovilizados en curso y anticipos” se refieren a costes
capitalizados para la realización de sistemas de información
encaminados a satisfacer necesidades administrativas.
21. Fondo de comercio - 6 millones de eurosEl asiento acoge principalmente el fondo de comercio de
6 millones de euros registrado en 2013 reexpresado tras la
fusión por absorción de la sociedad Enel Green Power Por-
toscuso Srl.
Cabe evidenciar, por añadidura, que en 2014 se procedió a
la fusión por absorción de Enel Green Power Canaro Srl y
de Enel Green Power Cutro Srl, poseídas al 100% por Enel
Green Power.
Los efectos reales de la fusión empezaron a producirse el 1
de diciembre de 2014, mientras que los efectos contables y
fiscales se imputaron a los estados contables de la sociedad
absorbente con eficacia retroactiva a 1 de enero de 2014.
Dicha operación conllevó la contabilización de un fondo
de comercio de 0,4 millones de euros por la sociedad Enel
Green Power Canaro Srl y de un superávit por fusión de 2 mi-
llones de euros, apuntado entre las reservas de patrimonio
neto, por la sociedad Enel Green Power Cutro Srl, ya que se
trató de una fusión entre entidades bajo un control común.
294 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
22. Activos/(pasivos) por impuestos anticipados/(diferidos) - 136 millones de euros y 9 millones de eurosA continuación se detallan los movimientos de los “Activos por impuestos anticipados” y de los “Pasivos por impuestos di-
feridos” por tipo de diferencias temporales, calculados con arreglo a los tipos impositivos contemplados en la normativa en
vigor.
En millones de euros
Aumentos/(Disminuciones) con imputación a las Cuentas de
resultados
de los que impacto del
Impuesto Robin Hood
Aumentos/(Disminuciones) con imputación
al patrimonio
de los que impacto del
Impuesto Robin Hood
a 1 de enero de 2014
a 31 de diciem-bre de 2014
Provisiones no corrientes de deducción diferida 24 (6) (4) - 18
Amortizaciones de activos tangibles e intangibles de deducción diferida 106 (9) (19) - 97
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 9 2 1 (2) (3) 9
Instrumentos financieros derivados 5 8 (3) 13
Total activos por impuestos anticipados 144 (13) (22) 5 (6) 136
Diferencias relativas a activos tangibles e intangibles 8 (2) (2) - - 6
Instrumentos financieros derivados 2 - - 1 1 3
Total pasivos por impuestos diferidos 10 (2) (2) 1 1 9
En millones de euros
Aumentos/(Disminuciones) con imputación
a las Cuentas de resultados
Aumentos/(Disminuciones) con imputación
al patrimonioOtras
variaciones
a 1 de enero de 2013 reex-
presado
a 31 de diciem-bre de 2013 reexpresado
Provisiones no corrientes de deducción diferida 11 13 - - 24
Amortizaciones de activos tangibles e intangibles de deducción diferida 104 2 - - 106
Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados 23 (14) - - 9
Instrumentos financieros derivados 9 - (4) 5
Total activos por impuestos 147 1 (4) - 144
Diferencias relativas a activos tangibles e intangibles 8 - - - 8
Instrumentos financieros derivados 1 - 1 2
Total pasivos por impuestos diferidos 9 - 1 - 10
Los “Activos por impuestos anticipados” y los “Pasivos por
impuestos diferidos” se calcularon con arreglo a los tipos im-
positivos vigentes en la fecha de apunte y ascienden respec-
tivamente a 136 millones de euros (144 millones de euros
a 31 de diciembre de 2013 reexpresado) y a 9 millones de
euros (10 millones de euros a 31 de diciembre reexpresado).
Cabe evidenciar que la variación del asiento refleja princi-
palmente la determinación de los impuestos anticipados y
diferidos calculados aplicando el tipo previsto en el momen-
to del reintegro y, por lo tanto, excluyendo el “Impuesto Ro-
bin Hood”, tras su declaración de ilegitimidad constitucional
mediante la sentencia n.º 10/2015.
No constan diferencias temporales deducibles ni pérdidas
por IRES susceptibles de comunicación y respecto de las
cuales no se hayan registrado impuestos diferidos activos.
295
23. participaciones - 4.592 millones de euros
En millones de euros
Coste original
Ajustesde valor
Valor contable a
31.12.2013 reexpresado
Cuota de participa-
ción %
Adqui-sicio-
nesCesiones/
Fusiones
Aumentos de patrimo-
nio neto/Reembolsos
Ajustes de valor
Coste original
Ajustesde valor
Valor contable a
31.12.2014
Cuota de participa-
ción %
a 31 de diciembre de 2013 reexpresado Movimientos de 2014 a 31 de diciembre de 2014
Participaciones en sociedades controladas
Enel Green Power International BV 4.615 - 4.615 100,00% - - (430) - 4.185 - 4.185 100,00%
Renovables de Guatemala SA 90 - 90 51,00% - - 2 - 92 - 92 51,00%
Enel Green Power Solar Energy Srl (1) 11 - 11 50,00% 5 - 62 (6) 78 (6) 72 100,00%
Parque Eólico Tali-nay Oriente SA (2) 44 - 44 34,56% - - - - 44 - 44 34,56%
PH Chucas SA (3) 44 - 44 22,17% - - - (4) 44 (4) 40 22,17%
Enel Green Power Calabria Srl 42 - 42 100,00% - - - - 42 - 42 100,00%
Maicor Wind Srl 25 - 25 60,00% - - - - 25 - 25 60,00%
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl 7 - 7 100,00% - - 10 - 17 - 17 100,00%
Enel Green Power Finale Emilia Srl 8 - 8 70,00% - - - - 8 - 8 70,00%
Energia Eolica Srl 4 - 4 51,00% - - - - 4 - 4 51,00%
Enel Green Power San Gillio Srl 3 - 3 80,00% - - - - 3 - 3 80,00%
Enel Green Power Puglia Srl 10 (7) 3 100,00% - - 2 (3) 12 (10) 2 100,00%
Taranto Solar Srl 1 - 1 51,00% - - - - 1 - 1 51,00%
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl - - - 51,00% 1 - - - 1 - 1 100,00%
Enel Green Power Villoresi Srl - - - 51,00% - - 1 - 1 - 1 51,00%
Enel Green Power Strambino Solar Srl - - - 60,00% - - - - - - - 60,00%
Geotérmica Nica-ragüense SA 13 (13) - 60,00% - - - - 13 (13) - 60,00%
Enel Green Power Cutro Srl 69 - 69 100,00% - (69) - - - - - -
Enel Green Power Canaro Srl 1 - 1 100,00% - (1) - - - - - -
Participaciones en sociedades asociadas
Terrae SpA 15 - 15 20,00% - - - - 15 - 15 20,00%
LaGeo SA de Cv 75 - 75 36,20% - (75) - - - - - -
Participaciones en sociedades de control conjunto
PowerCrop Srl 24 - 24 50,00% - - - - 24 - 24 50,00%
3SUN Srl 99 (89) 10 33,33% - - 6 - 105 (89) 16 33,33%
Total participaciones 5.200 (109) 5.091 (4) 6 (145) (347) (13) 4.714 (122) 4.592
(1) En 2013 la sociedad era poseída al 50%. A partir del mes de julio de 2014, Enel Green Power SpA adquirió el otro 50% de las acciones.(2) La sociedad se considera controlada por estar participada por Enel Green Power SpA en un 34,56% y por Enel Green Power Chile Ltda en un 60,92%.(3) La sociedad se considera controlada por estar participada por Enel Green Power SpA en un 22,17% y por Enel de Costa Rica SA en un 40,3%.(4) La variación con relación a los valores del Estado de situación patrimonial es atribuible a los redondeos en millones de euros.
296 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Las “Adquisiciones” se refieren principalmente a la compra
del 50% adicional de las acciones poseídas por el grupo
Sharp en la sociedad Enel Green Power & Sharp Solar Ener-
gy Srl, redenominada con posterioridad Enel Green Power
Solar Energy Srl (EGP SE).
Las “Cesiones” se refieren exclusivamente a la cuota de par-
ticipación (36,2%) en LaGeo SA de Cv por 75 millones de eu-
ros, mientras que las “Fusiones” se remiten a las antedichas
fusiones por absorción de las sociedades Enel Green Power
Cutro Srl y Enel Green Power Canaro Srl.
El asiento “Aumentos de patrimonio neto/Reembolsos”
hace referencia esencialmente a:
> el reembolso de reservas por parte de la participada Enel
Green Power International BV (652 millones de euros) en
el ámbito de la operación de reestructuración financiera
de las controladas de Norteamérica;
> aportaciones de patrimonio efectuadas a favor de Enel
Green Power International BV (222 millones de euros), a
efectos de dotar a esta última de los activos financieros
necesarios para proceder a la repatrimonialización de
algunas controladas extranjeras comprometidas en acti-
vidades de inversión, y en beneficio también de algunas
sociedades italianas (19 millones de euros);
> la repatrimonialización efectuada mediante la renuncia
al crédito financiero con la controlada EGP SE Srl (62 mi-
llones de euros).
En lo que atañe a los “Ajustes de valor”, se remite a la Nota
10, “Amortizaciones y pérdidas por deterioro de valor”.
Cabe reseñar, además, que en relación con la sociedad Mai-
cor Wind Srl, poseída al 60% por Enel Green Power SpA, la
Sociedad se comprometió a comprar a Plt Energia SpA, titu-
lar del otro 40%, toda su cuota de participación a la concu-
rrencia de algunas condiciones definidas contractualmente
por un importe estimado a 31 de diciembre de 2014 de 11
millones de euros (9 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013), con arreglo a una opción (cruzada de compra y
de venta) poseída por la parte contraria. El valor de dicha
opción es igual a cero, ya que su precio de ejercicio presenta
un valor similar al corriente (valor razonable).
En la tabla siguiente se expone la lista de las participaciones
en empresas controladas, asociadas y de control conjunto a
31 de diciembre de 2014, junto a la información de mayor
relevancia.
En millones de eurosDomicilio
social Capital social Patrimonio
neto Ganancias/
(Pérdidas) 2014Cuota de
participación % Valor contable
Participaciones en sociedades controladas
Enel Green Power International BV Países Bajos 245 4.260 148 100,00% 4.185
Renovables de Guatemala SA Guatemala 195 238 19 51,00% 92
Enel Green Power Solar Energy Srl (1) Italia - 68 (11) 100,00% 72
Parque Eólico Talinay Oriente SA (2) Chile 136 157 2 34,56% 44
PH Chucas SA (3) Costa Rica 139 124 (17) 22,17% 40
Enel Green Power Calabria Srl Italia - 47 2 100,00% 42
Maicor Wind Srl Italia 21 29 6 60,00% 25
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl Italia - 9 (4) 100,00% 17
Enel Green Power Finale Emilia Srl Italia 10 8 - 70,00% 8
Energia Eolica Srl Italia 5 10 2 51,00% 4
Enel Green Power San Gillio Srl Italia - 3 - 80,00% 3
Enel Green Power Puglia Srl Italia 1 2 (1) 100,00% 2
Taranto Solar Srl Italia - 2 - 51,00% 1
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl Italia - 1 - 100,00% 1
Enel Green Power Villoresi Srl Italia 1 1 - 51,00% 1
Enel Green Power Strambino Solar Srl Italia - - - 60,00% -
Participaciones en sociedades asociadas
Terrae SpA (4) Italia 19 62 (3) 15,00% 15
Participaciones en sociedades de control conjunto
3SUN Srl Italia 35 5 (43) 33,33% 16
PowerCrop Srl Italia 4 26 (2) 50,00% 24
Total participaciones 4.592
(1) En 2013 la sociedad era poseída al 50%. A partir del mes de julio de 2014, Enel Green Power SpA adquirió el otro 50% de las acciones.(2) La sociedad se considera controlada por estar participada por Enel Green Power SpA en un 34,56% y por Enel Green Power Chile Ltda en un 60,92%.(3) La sociedad se considera controlada por estar participada por Enel Green Power SpA en un 22,17% y por Enel de Costa Rica SA en un 40,3%.(4) Los valores se refieren a los estados contables de Terrae SpA a 31 de diciembre de 2013.
297
Las participaciones que presentan un valor contable superior al patrimonio neto de las participadas no son objeto de deva-
luación, habida cuenta de la perspectiva de rentabilidad de las Sociedades.
24. Derivados - (50) millones de euros (no corrientes) y 6 millones de euros (corrientes)
En millones de euros No corrientes Corrientes
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013 reexpresado
Derivados activos 2 6 11 -
Derivados pasivos (52) (15) (5) (2)
Total (50) (9) 6 (2)
Para más detalles sobre la naturaleza de los derivados, que se incluyen entre los activos y pasivos financieros, se remite a las
Notas 43 “Instrumentos financieros” y 45 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
25. Otros activos financieros no corrientes - 27 millones de euros
En millones de euros a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Préstamos a empleados a largo plazo 2 - 3 - (1)
Otros créditos financieros a largo plazo 25 25 18 18 7
Total 27 21 6
Los “Préstamos a empleados a largo plazo” se apuntan a
tipos de mercado y se conceden para la adquisición de la
primera vivienda o en razón de necesidades familiares espe-
ciales. Dichos empréstitos son devueltos por los empleados
de acuerdo con planes de amortización preestablecidos.
Los “Otros créditos financieros a largo plazo” acogen la fi-
nanciación de socios concedida a la sociedad 3SUN Srl por
13 millones de euros (sin cambios sustanciales en compa-
ración con el 31 de diciembre de 2013 reexpresado), a la
controlada Enel Green Power Finale Emilia por 10 millones
de euros (5 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado) y a Enel Green Power Strambino Solar Srl por
1 millón de euros (ausente a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado); la variación refleja fundamentalmente la finan-
ciación facilitada en 2014 a la sociedad Enel Green Power
Finale Emilia Srl, igual a 5 millones de euros.
26. Otros activos no corrientes - 9 millones de euros
En millones de euros a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Anticipos sobre participaciones 1 - 2 - (1)
Depósitos en efectivo en terceros 1 - 1 - -
Otros créditos varios 7 3 7 3 -
Total 9 10 (1)
Los “Otros créditos varios” son atribuibles principalmente al
crédito de IRES por el reembolso del exceso de impuesto de
sociedades abonado, en razón de la no deducción de la cuo-
ta de IRAP relativa a los gastos por trabajadores por cuenta
ajena y similares (Decreto ley italiano 201/2011).
298 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Activos corrientes
27. Existencias - 89 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Bienes y equipos 65 21 44
Certificados verdes 24 22 2
Total 89 43 46
Las existencias de bienes y equipos, iguales a 65 millones
de euros (21 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado), acogen por 49 millones de euros los paneles
fotovoltaicos adquiridos a 3SUN tras el acuerdo con Sharp
Corporation (4 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado) y por 16 millones de euros las existencias de
bienes y equipos geotérmicos y eólicos (17 millones de eu-
ros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
Las existencias de certificados verdes se refieren por valor
de 24 millones de euros a los certificados verdes vencidos y
acreditados en la partida de títulos de la Sociedad, pero no
vendidos aún (22 millones de euros a 31 de diciembre de
2013 reexpresado).
28. Créditos comerciales - 358 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Venta de energía eléctrica 136 136 130 130 6
Otros créditos 222 193 278 269 (56)
Total 358 408 (50)
Los créditos por “Venta de energía eléctrica”, iguales a 136
millones de euros (130 millones de euros a 31 de diciembre
de 2013 reexpresado), se refieren:
> a la venta de energía al GME, efectuada a través de Enel
Produzione SpA, por 112 millones de euros (86 millones
de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> a la venta de energía al GSE por 9 millones de euros (5 mi-
llones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> a la venta de energía y a la correspondiente gestión del
riesgo de Commodities realizada por Enel Trade por 15
millones de euros (39 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado).
Los “Otros créditos”, iguales a 222 millones de euros (278
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado)
se refieren principalmente a créditos comerciales con socie-
dades controladas italianas y extranjeras por los servicios de
coordinación, realización y puesta en marcha de plantas eó-
licas y fotovoltaicas.
En la siguiente tabla se reflejan los créditos comerciales des-
glosados por área geográfica.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Italia 195 191 4
UE 60 96 (36)
Fuera de la UE 103 121 (18)
Total 358 408 (50)
299
29. Créditos por impuesto de sociedades - 3 millones de eurosLos “Créditos por impuesto de sociedades” hacen referencia sobre todo a pagos a cuenta del IRES complementario (3 millo-
nes de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
30. Otros activos financieros corrientes - 793 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Otros activos financieros corrientes incluidos en el endeu-damiento: 791 49 742
créditos financieros a corto plazo con controladas 782 782 49 49 733
créditos financieros a corto plazo con Enel SpA 9 9 9
Otros activos financieros corrientes no incluidos en el en-deudamiento: 2 1 1
otros activos financieros corrientes con controladas 1 1 1 1 -
cobros diferidos 1 1 - 1
Total 793 50 743
El asiento acoge principalmente los créditos por financiacio-
nes a corto plazo concedidas a las controladas:
> Enel Green Power International BV (237 millones de eu-
ros);
> Enel Green Power North America (453 millones de eu-
ros) y Enel Green Power North America Development
(82 millones de euros), en el ámbito de la operación de
reestructuración financiera de las sociedades controladas
norteamericanas;
> PowerCrop (10 millones de euros).
Dichas financiaciones están sujetas a los tipos de mercado.
El asiento “Créditos financieros a corto plazo con Enel SpA”,
igual a 9 millones de euros, se refiere a la cuenta corrien-
te mantenida con Enel SpA (en posición deudora por 278
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
El asiento engloba, además, los créditos por ingresos finan-
cieros realizados sobre el contrato de cobertura activado
para la controlada Energia Eolica Srl.
31. Otros activos corrientes - 209 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Certificados verdes 99 99 88 88 11
Cuotas de costes diferidos 16 17 1 (1)
Créditos por subvenciones a instalaciones 3 5 (2)
Anticipos a proveedores 8 6 2
Otros créditos 83 19 31 16 52
Total 209 147 62
Los “Certificados verdes” acogen el valor razonable de los
títulos vencidos y no acreditados aún en su correspondiente
partida.
Las “Cuotas de costes diferidos” se refieren a las cuotas de
tasas de ocupación de las plantas hidroeléctricas y de otras
sobretasas adicionales abonadas anticipadamente y diferi-
das a ejercicios futuros.
Los “Créditos por subvenciones a instalaciones” representan
la parte aún no cobrada de las subvenciones reconocidas
por el Ministerio de Actividades Productivas, según recoge
la Ley italiana 488/1992.
300 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Los “Otros créditos” hacen referencia, sobre todo:
> a la contabilización de créditos con Sharp Corporation
por la cuota restante prevista en el acuerdo con Sharp so-
bre la compra de la producción de la fábrica de 3SUN Srl
(35 millones de euros);
> a los créditos derivados de la regulación del IVA del Grupo
por 7 millones de euros (en posición deudora por 35 mi-
llones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> a otros créditos con sociedades controladas por valor de
10 millones de euros;
> al apunte de un crédito con la sociedad energética esta-
tal salvadoreña Inversiones Energéticas SA de Cv (INE), en
el ámbito de la cesión de la participación de LaGeo SA de
Cv (5 millones de euros).
32. Efectivo - 19 millones de eurosEl efectivo acoge el capital líquido improductivo relacionado con la gestión operativa y que no está gravado por vínculos.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Depósitos bancarios 19 9 10
Total 19 9 10
pasivos
patrimonio neto
33. patrimonio neto - 6.898 millones de eurosEl patrimonio neto presenta la composición siguiente:
Capital social - 1.000 millones de euros El “Capital social” está representado por 5.000.000.000 de
acciones ordinarias, con un valor nominal de 0,20 euros, y
está íntegramente desembolsado.
A 31 de diciembre de 2014, según se desprende del regis-
tro de accionistas y habida cuenta de las comunicaciones
enviadas a la CONSOB y recibidas por la Sociedad con arre-
glo al artículo 120 del Decreto Legislativo italiano de 24 de
febrero de 1998, n.º 58, así como del resto de información
disponible, no se tiene constancia de accionistas en cuyo
poder obre una participación superior al 2% del capital de la
Sociedad, excepción hecha de Enel SpA (con el 68,29% del
capital social) y Norges Bank (con el 2,04% del capital social,
poseído con fecha de 11 de diciembre de 2014).
Reservas - 4.643 millones de eurosReserva legal - 200 millones de eurosLa “Reserva legal” es igual al 20% del capital social, por lo
que ha alcanzado los límites previstos en el artículo 2430 del
Código Civil italiano.
Reserva de revaloración - 138 millones de eurosLa “Reserva de revaloración”, constituida con ocasión de la
escisión de Enel Produzione SpA, representa el importe de la
revaloración realizada en el ejercicio de 2003, de conformi-
dad con la Ley italiana 350/2003. Dicha reserva está exenta
de impuestos (en caso de distribución, el importe bruto de
las reservas está sujeto al impuesto ordinario con reconoci-
miento de un crédito de impuestos del 19%).
Actualmente la distribución de esta reserva está diferida por
tiempo indefinido.
301
Ajustes por cambio de valor CFH - (25) millones de euros
En millones de euros a 31.12.2013 reexpresado
Ganancias/(Pérdidas) imputadas a
patrimonio neto en el ejercicio
Trasladados a las Cuentas de resultados
Efecto fiscal en el patrimonio neto a 31.12.2014
Ganancias/(Pérdidas) por variación del valor razonable de la cobertura de los flujos financieros (5) (38) 11 7 (25)
Ganancias/(Pérdidas) imputadas directa-mente a patrimonio neto (5) (38) 11 7 (25)
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se deja constancia de que los “Ajustes por cambio de valor CFH” se
clasifican en el nivel 2.
Reserva de actualización de los pasivos por planes de prestaciones definidas - (8) millo-nes de eurosLa reserva acoge todas las ganancias y pérdidas actuariales,
una vez deducido su efecto fiscal, de los pasivos por presta-
ciones definidas.
Otras reservas varias - 4.338 millones de eu-rosLas “Otras reservas varias” incluyen, además de las reservas
atribuidas a la Sociedad tras la escisión de Enel Produzione
SpA, 3.700 millones de euros contabilizados en 2010 por la
renuncia al crédito por parte de Enel SpA.
Ganancias y pérdidas acumuladas - 824 millones de eurosLas “Ganancias y pérdidas acumuladas” acogen los resulta-
dos de ejercicios anteriores a cuenta nueva.
Resultado del ejercicio - 431 millones de eurosA continuación se facilita la tabla correspondiente a la dis-
ponibilidad y posibilidad de distribución del patrimonio
neto.
En millones de euros Importe Posibilidad de uso Cuota disponible
Capital social 1.000
Otros 4.476 A, B, C 4.474
Reserva legal 200 B
Ajustes por cambio de valor CFH (25)
Actualización de los pasivos por planes de prestaciones definidas (8)
Ganancias y pérdidas acumuladas 824 A, B, C 824
Total 6.467 5.298
- de los que cuota distribuible 5.298
A: para ampliación de capital; B: para cobertura de pérdidas; C: para distribución a los socios.
33.1 DividendosEl dividendo del ejercicio 2014, igual a 0,032 euros por ac-
ción, por un importe total de 160 millones de euros, se pro-
pondrá a la Junta de Accionistas del 8 de mayo de 2015. En
los presentes Estados contables no se tienen en cuenta los
efectos de la distribución a los socios del dividendo del ejer-
cicio 2014.
El dividendo del ejercicio 2013, igual a 0,032 euros por ac-
ción, por un importe global de 160 millones de euros, fue
dispuesto para su pago a partir del 22 de mayo de 2014,
con fecha ex-dividendo del cupón n.º 4 coincidente con el
19 de mayo de 2014 y fecha de registro (o sea, la fecha de
legitimación para el pago del dividendo) coincidente con el
21 de mayo de 2014.
302 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
33.2 Gestión del capitalLos objetivos identificados por la Sociedad para la gestión
del capital son velar por la continuidad empresarial, crear
valor para las partes interesadas y apoyar el desarrollo del
Grupo. En concreto, la Sociedad persigue el mantenimiento
de un adecuado nivel de capitalización que permita reali-
zar un retorno económico satisfactorio para los accionistas
y garantizar el acceso a fuentes externas de financiación, en
parte mediante la obtención de una calificación adecuada.
En este contexto, la Sociedad gestiona su estructura de ca-
pital y efectúa los oportunos ajustes cuando los cambios en
las condiciones económicas así lo requieren. Durante el ejer-
cicio 2014 no se produjeron modificaciones sustanciales en
los objetivos, las políticas o los procesos.
Con las finalidades antedichas, la Sociedad vigila constante-
mente la evolución del nivel de endeudamiento en relación
con el patrimonio neto, cuya situación a 31 de diciembre de
2014 y 31 de diciembre de 2013 reexpresado se sintetiza en
la tabla siguiente.
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Posición financiera no corriente 1.956 2.000 (44)
Posición financiera corriente neta 813 1.328 (515)
Créditos financieros no corrientes a largo plazo (27) (21) (6)
Endeudamiento financiero neto 2.742 3.307 (565)
Patrimonio neto 6.907 6.648 259
Índice deuda/patrimonio 40% 50%
pasivos no corrientes
34. Financiaciones - 1.956 millones de euros (a largo plazo) y 1.623 millones de euros (a corto plazo)
En millones de euros No corrientes Corrientes
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013 reexpresado
Financiaciones a largo plazo 1.956 2.000 55 45
Financiaciones a corto plazo - - 1.568 1.342
Total 1.956 2.000 1.623 1.387
Para más detalles acerca de la naturaleza de las financiaciones se remite a la Nota 43 “Instrumentos financieros”.
35. indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados - 39 millones de eurosLa Sociedad le concede a sus empleados (incluidos los pen-
sionistas) prestaciones debidas tras el cese de la relación la-
boral, así como otros beneficios.
Entre ellos se cuentan las prestaciones ligadas a la indemni-
zación por fin de contrato, pagas extraordinarias por edad
o la consecución del derecho a la pensión de vejez, primas
de fidelidad por la satisfacción de determinados requisitos
de antigüedad en la empresa, seguros y asistencia sanitaria
complementaria, descuentos en el precio de suministro de
la energía eléctrica consumida en el ámbito doméstico, con
carácter restringido a ciertos empleados en estado de inac-
tividad, y otras prestaciones similares.
Con mayor detalle, los principales planes de prestaciones
definidas debidos tras el cese de la relación laboral son:
> las “Prestaciones por jubilación” acogen la estimación de
las provisiones destinadas a cubrir las prestaciones rela-
tivas al sistema de previsión complementaria de los di-
rectivos inactivos y las pagas que competen al personal,
en virtud de disposiciones legales o contractuales, en el
momento de la conclusión de la relación laboral;
303
> los “Descuentos en la energía” incluyen ciertos descuen-
tos relativos al suministro de energía eléctrica para uso
doméstico, que, asignados hasta finales de 2011 a los
empleados en activo y a aquellos en estado de inactivi-
dad, han sido sustituidos —a consecuencia de la firma
de acuerdos específicos con los sindicatos— por otros
procedimientos a favor de los empleados en activo y, por
tanto, hoy solo se encuentra en vigor para los empleados
en estado de inactividad;
> la “Asistencia sanitaria” acoge las prestaciones garantiza-
das a empleados o exempleados frente a los gastos mé-
dicos soportados.
El resto de principales prestaciones a largo plazo son:
> la “Prima de fidelidad”, que acoge la estimación de los
gastos destinados a la cobertura de la prestación atribui-
ble al personal destinatario del convenio colectivo eléctri-
co, a la consecución de determinados requisitos de anti-
güedad en la empresa (25 y 35 años de servicio);
> los “Planes de incentivo” contemplan la asignación, a fa-
vor de ciertos directivos de la Sociedad, del derecho a un
contravalor monetario en concepto de prima, previa veri-
ficación de determinadas condiciones.
En la tabla siguiente se pone en evidencia la variación de los
pasivos por prestaciones definidas tras el cese de la relación
laboral y otras prestaciones a largo plazo, así como la conci-
liación entre el saldo de apertura y el de cierre.
En millones de euros 2014 2013 reexpresado
Presta-ciones
por jubi-lación
Descuen-tos en la energía
Asis-tencia
sanitaria
Otras presta-ciones Total
Presta-ciones
por jubi-lación
Descuen-tos en la energía
Asis-tencia
sanitaria
Otras presta-ciones Total
VARIACIONES EN EL PASIVO ACTUARIAL
Pasivo actuarial a 1 de enero 29 5 3 7 44 70 4 3 6 83
Costes sociales relativos a los servicios cumplidos corrientes 1 - - - 1 3 - - - 3
Intereses pasivos 1 - - - 1 2 - - - 2
Pérdidas/(Ganancias) actuariales resultantes de variaciones en las hipótesis financieras 2 - - - 2 - 1 - - 1
Ajustes basados en la experiencia pasada (2) - - - (2) - - - - -
Costes relativos a los servicios cumplidos pasados - - - - - (2) - - - (2)
Pérdidas/(Ganancias) en el momento del cese - - - - - (42) - - - (42)
Pagos por ceses (6) - - - (6) (2) - - - (2)
Otras variaciones - - - (1) (1) - - - 1 1
Pasivo actuarial a 31 de diciembre (pasivo en los Estados contables) 25 5 3 6 39 29 5 3 7 44
En las tablas siguientes se evidencia el impacto de las prestaciones a los empleados en las Cuentas de resultados del ejercicio
cerrado a 31 de diciembre de 2014.
En millones de euros 2014 2013 reexpresado
Costes sociales 1 (42)
Intereses pasivos netos 1 2
Total 2 (40)
En millones de euros 2014 2013 reexpresado
Pérdidas/(Ganancias) actuariales en planes de prestaciones definidas - 2
Total - 2
Los principales supuestos utilizados en la estimación actuarial de los pasivos por prestaciones definidas se señalan a conti-
nuación.
304 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
2014 2013 reexpresado
Tipo de actualización 0,50%- 2,15% 0,75%-3,00%
Tipo de incremento de las retribuciones 1,60%-3,60% 2,00%-4,00%
Tipo de incremento del coste de los gastos sanitarios 2,60% 3,00%
En la tabla siguiente se ponen de manifiesto los resultados
del análisis de sensibilidad, que muestra los efectos que se
producirían en los pasivos por prestaciones definidas en ra-
zón de ciertas oscilaciones en las hipótesis actuariales rele-
vantes, razonablemente posibles, en la fecha de cierre del
ejercicio.
En millones de euros
Prestacio-nes por
jubilación
Descuentos en la
energíaAsistencia
sanitariaOtras pres-
taciones
Prestacio-nes por
jubilación
Descuentos en la
energíaAsistencia
sanitariaOtras pres-
taciones
2014 2013 reexpresado
Reducción del 0,5% del tipo de actualización 27 5 4 3 31 6 4 3
Aumento del 0,5% del tipo de actualización 24 4 4 3 29 5 3 3
Aumento del 0,5% de la tasa de inflación 26 5 4 3 30 5 4 3
Aumento del 0,5% de las retribuciones 26 5 4 3 30 5 4 3
Aumento del 0,5% de las pensiones abona-das actualmente 25 5 4 3 30 5 4 3
Incremento del 1% de los costes de la asis-tencia sanitaria 25 5 5 3 30 5 4 3
Incremento de 1 año de la esperanza de vida de los empleados en activo y jubilados 25 5 4 3 59 10 7 6
El análisis de sensibilidad anterior se efectuó aplicando una
metodología que extrapola el efecto sobre el pasivo neto
por prestaciones definidas tras la variación razonable de
uno solo de los parámetros, dejando intactos los demás. En
la práctica, resulta improbable que se materialice este esce-
nario, considerando además que las variaciones en algunos
supuestos podrían estar relacionadas.
La metodología y los supuestos empleados para el análisis
de sensibilidad no fueron modificados con relación al ejer-
cicio anterior.
En la tabla siguiente se ilustran los pagos de prestaciones
esperados en los próximos años por planes de prestaciones
definidas.
En millones de euros a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado
Hasta 1 año 2 7
Dentro de 1-2 años 2 2
Dentro de 2-5 años 5 5
De 5 años en adelante 13 13
36. provisiones no corrientes (incluidas las cuotas con vencimiento en los próximos 12 meses) - 76 millones de eurosLas “Provisiones no corrientes” tienen por objeto cubrir los
pasivos que podrían repercutir en la Sociedad en razón de
procesos judiciales u otros litigios, sin considerar los efectos
de los pleitos que se estima tengan un resultado positivo ni
los de aquellos cuyos posibles gastos no se puedan cuantifi-
car de un modo razonable.
Para determinar el volumen de la provisión se consideran
tanto los posibles gastos que podrían desprenderse de pro-
cesos judiciales u otros litigios durante el ejercicio, como la
actualización de las estimaciones sobre posiciones surgidas
en los ejercicios anteriores.
En la tabla que figura a continuación se ofrece el desglose
de las prestaciones no corrientes a 31 de diciembre de 2014
y a 31 de diciembre de 2013 reexpresado, distinguiendo la
cuota corriente de la no corriente.
305
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
No corriente Corriente No corriente Corriente
Provisiones no corrientes:
- para litigios legales 15 - 12 -
- para gastos en plantas de producción 38 - 30 1
Total 53 - 42 1
Provisión para gastos por ceses incentivados 7 16 26 11
TOTAL 60 16 68 12
Los movimientos de las provisiones no corrientes se detallan a continuación.
En millones de eurosa 31.12.2013 reexpresado Asignaciones Disposiciones
Otros movi-mientos a 31.12.2014
de los que cuota corriente
Provisiones no corrientes:
- para litigios legales 12 6 - (3) 15 -
- para gastos en plantas de producción 31 16 (9) - 38 -
Total 43 22 (9) (3) 53 -
Provisión para gastos por ceses incentivados 37 2 (5) (11) 23 16
TOTAL PROVISIONES NO CORRIENTES 80 24 (14) (14) 76 16
provisiones para litigios legales - 15 millones de eurosLas provisiones para litigios legales están destinadas a cu-
brir los pasivos que podrían derivarse de procesos judiciales
y otros litigios. Incluyen la estimación de los gastos debidos
a litigios entablados en el ejercicio, además de la actualiza-
ción de las estimaciones sobre posiciones surgidas en los
ejercicios precedentes, con arreglo a las indicaciones de los
especialistas jurídicos internos y externos.
provisiones para gastos en plantas de producción - 38 millones de eurosHacen referencia a las siguientes provisiones:
provisión para gastos medioambientales - 10 millones de euros La provisión recoge el importe de los costes que probable-
mente deba sufragar la Sociedad para la descontaminación
o el restablecimiento de las condiciones ambientales origi-
nales, si sus actividades redundan en perjuicio del medio
ambiente.
provisión para impuestos sobre bienes in-muebles - 9 millones de euros Dicha provisión acoge la estimación de los pasivos en que
podría desembocar el litigio fiscal en materia de impuestos
sobre bienes inmuebles. Incluye además la estimación de
los gastos debidos a una fiscalidad mayor por litigios en-
tablados en el ejercicio, además de la actualización de las
estimaciones sobre posiciones surgidas en los ejercicios pre-
cedentes.
Otras provisiones - 19 millones de eurosLas “Otras provisiones” están constituidas fundamental-
mente por la provisión para desmantelamiento y reacondi-
cionamiento, que acoge la estimación de los futuros gastos
que se habrán de soportar en presencia de obligaciones le-
gales, contractuales o implícitas, para el desmantelamiento
y el reacondicionamiento de las plantas, así como por otras
provisiones residuales.
provisión para gastos por ceses incentivados - 23 millones de eurosLa “Provisión para gastos por ceses incentivados” acoge la
provisión para ceses incentivados (en virtud del artículo 4
de la Ley italiana 92/2012, denominada “Ley Fornero”) y se
reduce en 14 millones de euros por el efecto del saldo neto
entre las asignaciones (2 millones de euros), las disposicio-
nes (5 millones de euros), las liberaciones y otros movimien-
tos (11 millones de euros). Cabe recordar que, con fecha del
6 de septiembre de 2013, Enel Green Power, junto a las otras
sociedades del Grupo Enel afectadas por el acuerdo sindi-
cal firmado en el mes de mayo de 2013 con referencia a las
condiciones de aplicación de la “Ley Fornero”, suscribió, de
hecho, con los sindicatos un acuerdo específico de imple-
mentación en el que se identifican el número de empleados
afectados (235 trabajadores), el calendario de bajas (en el
transcurso de 2013 y 2014, hasta el 1 de enero de 2015) y
306 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
las prestaciones a las que tendrán derecho los asalariados.
En dicha fecha adquirió firmeza la propuesta de Enel Green
Power, por lo que se procedió a contabilizar la provisión co-
rrespondiente.
37. Otros pasivos no corrientes - 55 millones de eurosEste asiento incluye 51 millones de euros de contribuciones
por satisfacer a los ayuntamientos de la región de Toscana,
sedes de centrales geotérmicas, según lo previsto en el artí-
culo 4 del Acuerdo Voluntario de Implementación del Pro-
tocolo de Entendimiento estipulado el 20 de diciembre de
2007 (60 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado); concretamente, dicho Acuerdo, firmado en el mes
de abril de 2010, prevé que Enel Green Power SpA abone a
las entidades locales, a título de compensación medioam-
biental y territorial, un importe definido por cada MW auto-
rizado a lo largo de la vida útil de las instalaciones.
El asiento acoge, además, la deuda con empleados cesados
en aplicación artículo 4 del Acuerdo, en relación con las su-
mas debidas en concepto de cese incentivado, por 4 millo-
nes de euros (1 millón de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado).
38. Deudas comerciales - 247 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que con partes relacionadas 2014-2013
Deudas comerciales:
- por facturas por recibir 168 85 184 100 (16)
- por facturas recibidas 79 37 131 54 (52)
Total 247 315 (68)
Las “Deudas comerciales” incluyen 125 millones de euros de
deudas con terceros (161 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado) y 122 millones de euros de deu-
das con partes relacionadas (154 millones de euros a 31 de
diciembre de 2013 reexpresado).
Las deudas con terceros se refieren principalmente a deudas
con proveedores por la adquisición de bienes y equipos y
por contratas y servicios varios.
Las deudas con partes relacionadas se refieren principal-
mente a los servicios recibidos de las sociedades del Grupo
Enel y, en particular:
> por 21 millones de euros, a los contratos de servicios con
Enel Italia Srl (antes Enel Servizi Srl), como, principalmen-
te, los contratos de servicios integrales, administración,
administración de personal y otras prestaciones (50 mi-
llones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado);
> por 19 millones de euros, a las cesiones de crédito efec-
tuadas por proveedores de Enel Green Power SpA a favor
de Enel.Factor SpA (14 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado);
> por 35 millones de euros, a los servicios de gestión de la
energía y otros servicios prestados por Enel Produzione
SpA (29 millones de euros a 31 de diciembre de 2013
reexpresado);
> por 16 millones de euros, a la compra de energía a Enel
Energia (8 millones de euros);
> por 8 millones de euros, a las tasas de gestión y de servi-
cio, así como a otros servicios prestados por la sociedad
de control Enel SpA (4 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2013 reexpresado).
En la siguiente tabla se reflejan las deudas comerciales des-
glosadas por área geográfica.
307
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Clientes
Italia 233 291 (58)
UE 14 23 (9)
Fuera de la UE - 1 (1)
Total 247 315 (68)
En consideración del vencimiento natural a corto plazo de las deudas comerciales, el análisis de sus correspondientes fechas
no se consideró significativo.
39. Deudas por impuesto de sociedades - 31 millones de eurosLas “Deudas por impuesto de sociedades” se refieren prin-
cipalmente, por 31 millones de euros, a las deudas por im-
puesto de sociedades frente a la sociedad de control Enel
SpA en el marco del Consolidado Fiscal (3 millones de euros
a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
Por añadidura, se recuerda que el asiento acogía a 31 de
diciembre de 2013 reexpresado una deuda por IRAP de 1
millón de euros y la deuda por el IRES complementario, por
valor de 1 millón de euros igualmente.
40. Otros pasivos financieros corrientes - 30 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Pagos diferidos financieros corrientes 16 14 15 13 1
Otras deudas financieras 14 14 15 15 (1)
Total 30 30 -
Los “Pagos diferidos financieros corrientes” atañen esencial-
mente a las financiaciones recibidas de Enel Green Power
International BV en la cuenta corriente intersocietaria man-
tenida con la sociedad de control Enel SpA y a la financia-
ción del BEI.
Las “Otras deudas financieras” se refieren principalmente a
los intereses pasivos devengados en la cuenta corriente in-
tersocietaria mantenida con la sociedad de control Enel SpA
por 13 millones de euros (15 millones de euros a 31 de di-
ciembre de 2013 reexpresado).
41. posición financiera neta y créditos financieros y títulos a largo plazo - 2.742 millones de eurosEn la tabla siguiente se concilia la “Posición financiera neta y créditos financieros y títulos a largo plazo” con los asientos
presentes en el Estado de situación patrimonial.
308 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
En millones de euros
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Financiaciones a largo plazo 1.956 2.000 (44)
Financiaciones a corto plazo 1.568 1.341 227
Cuota corriente de las financiaciones a largo plazo 55 45 10
Activos financieros no corrientes incluidos en el endeudamiento (27) (21) (6)
Activos financieros corrientes incluidos en el endeudamiento (791) (49) (742)
Efectivo y otros activos equivalentes (19) (9) (10)
Total 2.742 3.307 (565)
A continuación se ofrece la posición financiera neta respec-
tiva a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013
reexpresado, de conformidad con las disposiciones CONSOB
del 28 de julio de 2006, conciliada con el endeudamiento
financiero neto preparado con arreglo a las modalidades de
representación del Grupo Enel Green Power.
En millones de euros a 31.12.2014 de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas
Efectivo 19 9
Créditos financieros corrientes 791 791 49 49
Cuota corriente de las deudas financieras no corrientes (55) (45)
Otras deudas financieras corrientes (1.568) (1.562) (1.341) (1.336)
Deudas financieras corrientes (1.623) (1.386)
Posición financiera corriente neta (813) (1.328)
Deudas bancarias no corrientes (756) (800)
Otras deudas no corrientes (1.200) (1.200) (1.200) (1.200)
Deudas financieras no corrientes (1.956) (2.000)
Posición financiera no corriente (1.956) (2.000)
POSICIÓN FINANCIERA NETA con arreglo a las disposiciones CONSOB (2.769) (3.328)
Créditos financieros no corrientes y títulos a largo plazo 27 25 21 18
ENDEUDAMIENTO FINANCIERO NETO (2.742) (3.307)
La mejora de la posición financiera neta con relación al ejercicio anterior se puede atribuir esencialmente a la reestructura-
ción financiera de las participadas en Norteamérica, como se describe en el apartado “Hechos relevantes del año corriente”.
42. Otros pasivos corrientes - 107 millones de euros
En millones de euros
a 31.12.2014de los que con
partes relacionadas
a 31.12.2013 reexpresado
de los que conpartes relacionadas 2014-2013
Deudas por contribuciones de urbanización 26 - 27 - (1)
Deudas con empleados 17 - 13 - 4
Deudas con organismos de la seguridad social 11 - 9 - 2
Deudas por tasas de ocupación y de derivación de aguas y sobretasas 4 - 7 - (3)
Otros pasivos corrientes 49 6 82 45 (33)
Total 107 138 (31)
Las “Deudas por contribuciones de urbanización” incluyen
las deudas con las entidades locales sedes de las centrales
eléctricas, por contribuciones relativas a obras de urbaniza-
ción y diversas intervenciones sobre el territorio afectado
por la construcción de las plantas; particularmente, se refie-
ren a las contribuciones por desembolsar a los municipios
309
de la región de Toscana, sedes de centrales geotérmicas, con
arreglo al artículo 3 del Acuerdo Voluntario de Implemen-
tación del Protocolo de Entendimiento del 20 de diciembre
de 2007, que prevé una contribución a cargo de Enel Green
Power SpA calculada en función de la producción total del
año anterior.
Las “Deudas con organismos de la seguridad social” inclu-
yen las contribuciones a cargo de la Sociedad que gravan las
retribuciones del mes de diciembre para ser ingresadas en
el mes de enero de 2015, así como las cuotas de la indem-
nización por fin de contrato destinadas al fondo de pensio-
nes de directivos del Grupo Enel (Fondenel) y al fondo de
pensiones de empleados del Grupo Enel (Fopen), así como
los gastos relativos a otros derechos acumulados por el per-
sonal, entre los que destacan, fundamentalmente, los días
acumulados de vacaciones no disfrutados y extraordinarios.
Las “Deudas por tasas de ocupación y de derivación de
aguas y sobretasas” hacen referencia a las tasas de ocupa-
ción, a las sobretasas por uso de cuencas hidrográficas y flu-
viales y a otras tasas, adeudadas en el marco de la concesión
de uso de aguas públicas con fines hidroeléctricos.
Los “Otros pasivos corrientes” están compuestos principal-
mente por deudas con terceros por 43 millones de euros (37
millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado)
y por deudas con sociedades del Grupo por 6 millones de
euros (45 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado). La variación de las deudas con sociedades del Gru-
po refleja esencialmente la posición del IVA con Enel SpA
(de crédito por valor de 7 millones de euros a 31 de diciem-
bre de 2014 y de débito por 35 millones de euros a 31 de
diciembre de 2013 reexpresado).
43. instrumentos financierosEl objetivo de la presente nota es el de proporcionar las revelaciones que permitan valorar la relevancia de los instrumentos
financieros para la posición financiera y el rendimiento de la Sociedad.
43.1 Activos financieros por categoríaEn la tabla siguiente se indica el valor contable de cada cate-
goría de los activos financieros previstos por la NIC 39, des-
glosados entre activos financieros corrientes y no corrientes,
exponiendo separadamente los derivados de cobertura y
los derivados calculados al valor razonable contabilizado en
las Cuentas de resultados.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Financiaciones y créditos 27 21 1.170 467
Derivados activos al FVTPL 2 1 - -
Total activos financieros al valor razonable apuntado en las Cuentas de resultados 2 1 - -
Derivados de cobertura cash flow hedge - 5 11 -
Total derivados activos designados como instrumentos de cobertura - 5 11 -
TOTAL 29 27 1.181 467
43.1.1 Financiaciones y créditos En la tabla siguiente se exponen las financiaciones y los créditos por su naturaleza, desglosados en activos financieros co-
rrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013reexpresado
Efectivo y otros activos equivalentes - - 19 9
Créditos comerciales - - 358 408
Otros activos financieros corrientes - - 793 50
Otros activos financieros no corrientes 27 21 - -
Total 27 21 1.170 467
310 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Los créditos comerciales de clientes a 31 de diciembre de
2014 ascienden a 358 millones de euros (408 millones de
euros a 31 de diciembre de 2013 reexpresado).
Cabe precisar que en la Nota 44 “Gestión de riesgos” se faci-
lita el desglose por antigüedad de los créditos con terceros
vencidos, pero no devaluados.
43.1.2 Derivados activos En la tabla siguiente se muestran el valor teórico y el valor
razonable de los derivados activos, por tipo de relación de
cobertura y riesgo cubierto, desglosados en activos financie-
ros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
Valor teórico Valor razonable Valor teórico Valor razonable
a
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresadoa
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresado2014-2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresadoa
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresado2014-2013
Derivados de-signados como instrumentos de cobertura
Cash flow hedge:
- sobre el riesgo de tipo de interés - 160 - 5 (5) - - - - -
- sobre el riesgo de precio de las Commo-dities - - - - - 273 - 11 - 11
Total - 160 - 5 (5) 273 - 11 - 11
Derivados al FVTPL:
- sobre el riesgo de tipo de interés 24 25 2 1 1 - - - - -
Total 24 25 2 1 1 - - - - -
TOTAL DERIVADOS ACTIVOS 24 185 2 6 (4) 273 - 11 - 11
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable, se
deja constancia de que los derivados están clasificados to-
dos en el nivel 2.
Para mayores detalles sobre los derivados activos, se remite
a la Nota 45 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
43.2 pasivos financieros por categorías En la tabla siguiente se indica el valor contable de cada cate-
goría de los pasivos financieros previstos por la NIC 39, des-
glosados entre pasivos financieros corrientes y no corrien-
tes, exponiendo separadamente los derivados de cobertura
y los derivados calculados al valor razonable contabilizado
en las Cuentas de resultados.
En millones de euros No corrientes Corrientes
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013 reexpresado
Pasivos financieros valorados al coste amortizado 1.956 2.000 1.870 1.702
Pasivos financieros al valor razonable apuntado en las Cuentas de resul-tados
Derivados pasivos al FVTPL 2 1 5 -
Total pasivos financieros al valor razonable apuntado en las Cuentas de resultados 2 1 5 -
Derivados pasivos designados como instrumentos de cobertura
Derivados de cobertura cash flow hedge 50 14 - 2
Total derivados pasivos designados como instrumentos de cobertura 50 14 - 2
TOTAL 2.008 2.015 1.875 1.704
311
43.2.1 pasivos financieros valorados al coste amortizadoEn la tabla siguiente se exponen los pasivos financieros valorados al coste amortizado por su naturaleza, desglosados en
activos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
a 31.12.2013 reexpresado
Financiaciones a largo plazo 1.956 2.000 - -
Cuota a corto plazo de las financiaciones a largo plazo - - 55 45
Financiaciones a corto plazo - - 1.568 1.341
Deudas comerciales - - 247 315
Total 1.956 2.000 1.870 1.701
312 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Financiaciones
Financiaciones a largo plazo (incluida la cuota corriente con vencimiento en los próximos 12 meses) - 2.011 millones de euros
En la tabla siguiente se señala el valor nominal, el valor con-
table y el valor razonable de las financiaciones a largo pla-
zo a 31 de diciembre de 2014, en millones de euros y otras
monedas, incluida la cuota con vencimiento en los próximos
12 meses, agrupadas por tipo de financiación y de tipo de
interés.
En millones de euros Valor
nominalValor
contableCuota
corriente
Cuota con ven-cimiento
superior a 12 meses
Valor razonable
Valor nominal
Valor contable
Cuota corriente
Cuota con ven-cimiento
superior a 12 meses
Valor razonable 2014-2013
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
- tipo fijo 306 306 3 303 360 300 300 - 300 294 6
- tipo variable 505 505 52 453 524 545 545 45 500 537 (40)
Total 811 811 55 756 884 845 845 45 800 831 (34)
- tipo fijo 1.200 1.200 - 1.200 1.612 1.200 1.200 - 1.200 1.403 -
Total 1.200 1.200 - 1.200 1.612 1.200 1.200 - 1.200 1.403 -
Total financiaciones a tipo fijo 1.506 1.506 3 1.503 1.972 1.500 1.500 - 1.500 1.697 6
Total financiaciones a tipo variable 505 505 52 453 524 545 545 45 500 537 (40)
TOTAL 2.011 2.011 55 1.956 2.496 2.045 2.045 45 2.000 2.234 (34)
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable de
los pasivos susodichos, se clasifican en el nivel 2.
En la tabla expuesta a continuación figuran las financiacio-
nes a largo plazo por moneda y tipo de interés.
Financiaciones a largo plazo por moneda y tipo de interés
En millones de euros Saldo Valor nominal Saldo Tipo medio de interés vigente
Tipo de interés efectivo en
vigor
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado a 31.12.2014
En euros 2.011 2.011 2.045 4,49% 4,49%
Total monedas no euro - - -
TOTAL 2.011 2.011 2.045
El endeudamiento financiero a largo plazo, incluida la cuota
a corto plazo, experimenta una disminución de 34 millones
de euros con relación a 2013 reexpresado.
La variación se puede atribuir sobre todo al saldo neto entre
las devoluciones de las cuotas de las financiaciones contra-
tadas con el BEI por 27 millones de euros y con Banca In-
tesa Sanpaolo por 18 millones de euros y a la estipulación
de nuevas financiaciones con dicha entidad por valor de 11
millones de euros.
En la tabla que figura a continuación se plasman las carac-
terísticas de las principales financiaciones a largo plazo con-
tratadas en el ejercicio 2014.
313
Nuevas emisiones de financiaciones
Tipo de financiación EmisorFecha de emisión
Importe emitido (millones de euros) Moneda
Tipo de interés
Forma del tipo de interés Vencimiento
Financiación de Sasso2 Intesa Sanpaolo 25/11/2014 6 EUR 0,50% Tipo fijo 31/12/2016
Financiación de Sasso2 Intesa Sanpaolo 25/11/2014 5 EUR 0,68% Tipo variable 31/12/2016
Total 11
Financiaciones a corto plazo - 1.568 millones de euros
En la tabla siguiente se reflejan las financiaciones a corto plazo a 31 de diciembre de 2014, desglosadas por su naturaleza.
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado 2014-2013
Financiaciones a corto plazo 1.494 1.003 491
A sociedades de control y asociadas 989 998 (9)
A sociedades del Grupo Enel 500 - 500
A terceros 5 5 -
Cuenta corriente intersocietaria 74 338 (264)
Con sociedades de desarrollo italianas 74 60 14
Con Enel SpA - 278 (278)
Total 1.568 1.341 227
Se precisa que el valor razonable de las financiaciones co-
rrientes es equivalente a su valor contable, ya que el efecto
de su actualización no reviste relevancia.
El total de las financiaciones a corto plazo aumenta en 227
millones de euros, principalmente por la activación de una
nueva línea renovable con una sociedad del Grupo Enel
(Enel Finance International NV) por 500 millones de euros,
parcialmente contrarrestada por la variación de la posición
en la cuenta corriente con Enel SpA (de crédito por valor de
9 millones de euros a 31 de diciembre de 2014 y de débito
por 278 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado).
314 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
43.2.2 Derivados pasivosEn la tabla siguiente se muestran el valor teórico y el valor razonable de los derivados pasivos, por tipo de relación de cober-
tura y riesgo cubierto, desglosados en pasivos financieros corrientes y no corrientes.
En millones de euros No corriente Corriente
Valor teórico Valor razonable Valor teórico Valor razonable
a
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresadoa
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresado 2014-2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresadoa
31.12.2014
a 31.12.2013
reexpresado2014-2013
Derivados designa-dos como instrumentos de cobertura
Cash flow hedge:
- sobre el riesgo de tipo de interés 500 385 46 12 34 - - - - -
- sobre el riesgo de precio de las Commodities - - - - - 65 435 - 2 (2)
- sobre opción de compra 13 12 4 2 2 - - - - -
Total 513 397 50 14 36 65 435 - 2 (2)
Derivados al FVTPL:
- sobre el riesgo de tipo de interés 24 25 2 1 1 - - - - -
- sobre el riesgo de tipo de cambio - - - - - 535 1 5 - -
Total 24 25 2 1 1 535 1 5 - -
TOTAL DERIVADOS PASIVOS 537 422 52 15 37 600 436 5 2 (2)
Con referencia al nivel de jerarquía del valor razonable,
se deja constancia de que los derivados están clasificados
todos en el nivel 2, a excepción del derecho de opción de
compra sobra la cuota en la participada Renovables de Gua-
temala SA, que está clasificado en el nivel 3. Con referencia
al derecho de opción de compra sobre la cuota en la parti-
cipada Renovables de Guatemala SA, se deja constancia de
que las variaciones de valor con relación al ejercicio anterior
están vinculadas fundamentalmente a una apreciación de
la curva de valor futuro del tipo de cambio dólar estadouni-
dense/euro y a una disminución del tipo libre de riesgo a
largo plazo.
Para mayores detalles sobre los derivados pasivos, se remite
a la Nota 45 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
315
44. Gestión de riesgos
44.1 Objetivos y política de gestión de los riesgos financieros Con referencia a los “Objetivos y políticas de gestión de los riesgos financieros” se remite a lo indicado en los Estados con-
tables consolidados.
44.2 Riesgos de mercado En lo concerniente a los “Riesgos de mercado”, se remite a lo indicado en los Estados contables consolidados.
Riesgo de tipo de interésEn lo referente al “Riesgo de tipo de interés”, se remite a lo
indicado en los Estados contables consolidados.
En la tabla siguiente se muestra el valor teórico de los deri-
vados sobre tipos de interés a 31 de diciembre de 2014 y 31
de diciembre de 2013 reexpresado, desglosado por tipo de
contrato.
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado
Permutas de tipo de interés de variable a fijo 548 595
Total 548 595
Para mayores detalles acerca de los derivados sobre tipo de
interés, se remite a la Nota 45 “Derivados y contabilidad de
cobertura”.
El montante del endeudamiento a tipo variable con riesgo
de tipo de interés no cubierto representa el principal ele-
mento de riesgo por las repercusiones negativas que po-
drían darse en las Cuentas de resultados, equivalentes a
unos mayores gastos financieros, después de un aumento
de los tipos de interés de mercado.
A partir del análisis del endeudamiento financiero a medio
y largo plazo a 31 de diciembre de 2014, se deja constancia
de que este resulta ser a tipo variable en un porcentaje igual
al 25% (27% a 31 de diciembre de 2013) y estar cubierto al
100%, considerando las operaciones en derivados designa-
dos de cash flow hedge.
Por ende, las oscilaciones de los tipos de interés en relación
con el endeudamiento a tipo variable a medio y largo plazo
no repercuten en las Cuentas de resultados en términos de
mayores gastos financieros, gracias a las coberturas mante-
nidas.
Dichos resultados se hallan en consonancia con los límites
establecidos en las políticas de gestión de riesgos.
Análisis de sensibilidad del tipo de interésEnel Green Power SpA efectúa el análisis de sensibilidad por
medio de la estimación de los efectos de la variación en el
nivel de los tipos de interés en la cartera de instrumentos
financieros.
En concreto, el análisis de sensibilidad calibra el posible im-
pacto de escenarios de mercado en el patrimonio neto por
el componente de cobertura de los derivados cash flow hed-
ge.
Dichos escenarios son representados por la traslación para-
lela en aumento y en disminución en la curva de los tipos de
interés de referencia en la fecha de los Estados contables.
Manteniendo constantes todas las demás variables, el resul-
tado antes de impuestos se ve impactado como sigue:
316 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Aumento/ Reducción en los
puntos básicos
Impacto en las Cuentas de
resultados (antes de impuestos)
Impacto en el patrimonio
neto (antes de impuestos)
Impacto en las Cuentas de
resultados (antes de impuestos)
Impacto en el patrimonio neto
(antes de impuestos)
Variación del valor razonable de los derivados finan-cieros clasificados como instrumentos de cobertura
Cash flow hedge+25 pb - 9 - 9
-25 pb - (9) - (9)
No hay variaciones con relación al período anterior en los métodos y los supuestos utilizados en el análisis de sensibilidad.
Riesgo de cambio En lo referente al “Riesgo de cambio”, se remite a lo indicado
en los Estados contables consolidados.
En la siguiente tabla se proporciona, a fecha de 31 de di-
ciembre de 2014 y de 31 de diciembre de 2013, el valor
teórico de las operaciones activas, desglosadas por tipo de
instrumento de cobertura:
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014 a 31.12.2013
Contratos a plazo de divisas 535 1
Total 535 1
Para mayores detalles, se remite a la Nota 45 “Derivados y
contabilidad de cobertura”.
A partir del análisis del endeudamiento, se observa que Enel
Green Power SpA no mantiene pasivos financieros en divi-
sas diferentes del euro.
La Sociedad goza de un crédito financiero a corto plazo con
las dos sociedades controladas norteamericanas denomina-
do en dólares, que procedió a cubrir del riesgo de cambio
mediante la suscripción de un contrato a plazo de divisas.
No obstante, existe una mínima y residual exposición al ries-
go de cambio vinculado a un capital en efectivo mantenido
en dólares por Enel Green Power International BV; dicha ex-
posición al riesgo se neutraliza en el ámbito de los Estados
contables consolidados.
Dichos resultados se hallan en consonancia con los límites
establecidos en las políticas de gestión de riesgos.
Análisis de sensibilidad del riesgo de cambioEnel Green Power SpA efectúa el análisis de sensibilidad por
medio de la estimación de los efectos de la variación en el
nivel de los tipos de cambio en la cartera de instrumentos
financieros.
En particular, el análisis de sensibilidad calibra el posible im-
pacto de escenarios de mercado en las Cuentas de resulta-
dos por los derivados que no se cualifican para la contabili-
dad de cobertura.
Dichos escenarios responden a apreciaciones o depreciacio-
nes del tipo de cambio del euro frente a todas las divisas
extranjeras, con relación al valor registrado en la fecha de
los Estados contables.
Manteniendo constantes todas las demás variables, el resul-
tado antes de impuestos se ve impactado como sigue:
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013
Aumento/Reducción en los tipos de cambio
Impacto en las Cuentas de resul-
tados (antes de impuestos)
Impacto en el patrimonio neto
(antes de impuestos)
Impacto en las Cuentas de resul-
tados (antes de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes
de impuestos)
Euro/dólar10% 49 - - -
(10%) (59) - - -
No hay variaciones con relación al período anterior en los métodos y los supuestos utilizados en el análisis de sensibilidad.
317
Riesgo de precio de las Commodities Con el objetivo de reducir el riesgo de oscilación de los pre-
cios de la energía se utilizan varios tipos de contratos deri-
vados, en especial los contratos por diferencias (CFD, por sus
siglas en inglés) y las permutas.
La exposición al riesgo ligada a la variación del precio de la
energía se desprende esencialmente de la actividad de ven-
ta de energía a precio variable (ventas en bolsa).
Con relación a la energía vendida en la Bolsa de la energía
eléctrica, Enel Green Power SpA recurre a la estipulación de
“contratos por diferencias (CFD) a dos vías” con Enel Trade
SpA, en los cuales las diferencias se regulan a favor de la par-
te contraria en los casos en los que el Precio Único Nacional
(PUN) supere el precio de ejercicio y a favor de Enel Green
Power SpA en caso contrario. Para tales contratos no se con-
templa una prima fija, y se estipulan normalmente durante
el año anterior a la entrega de la energía.
La exposición restante, derivada de las ventas en bolsa no
cubiertas por CFD a dos vías, se puede valorar y gestionar en
función de una mayor certeza respecto a los volúmenes de
producción previstos, mediante posibles operaciones adi-
cionales de cobertura de vencimiento más cercano.
Se precisa que la Sociedad analiza todos los contratos de
compraventa de energía eléctrica cerrados, con el fin de
identificar si los mismos pueden calificarse como un contra-
to derivado susceptible de valoración según la NIC 39 o si,
aunque no se configuren como un contrato derivado, con-
tienen posibles derivados implícitos que deban valorarse
con arreglo a la NIC 39.
Por el momento no han surgido derivados implícitos que
escindir, mientras que los contratos que se califican como
derivados se han valorado en consecuencia.
En la siguiente tabla se expone el valor teórico de las tran-
sacciones en circulación a 31 de diciembre de 2014 y 31 de
diciembre de 2013 reexpresado, desglosado por tipo de ins-
trumento.
En millones de euros Valor teórico
a 31.12.2014a 31.12.2013 reexpresado
Contratos por diferencias 339 435
Total 339 435
Para mayores detalles, se ruega remitirse a la Nota 45 “Derivados y contabilidad de cobertura”.
Análisis de sensibilidad del riesgo de precio de las Commodities En la tabla siguiente se representa el valor razonable que los
contratos presentarían en caso de variación de cotizaciones
de los factores de riesgo subyacentes, manteniendo cons-
tantes todas las demás variables.
El impacto en el patrimonio neto se debe al efecto sobre el
valor razonable de los derivados en el supuesto de un incre-
mento o una disminución del 10% de las cotizaciones de los
precios de las variables subyacentes.
La exposición de la Sociedad a variaciones de los precios de
las demás Commodities no es significativa.
En millones de euros a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Aumento/Reduc-ción en los precios
de las Commodities
Impacto en las Cuentas de resul-
tados (antes de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes
de impuestos)
Impacto en las Cuen-tas de resultados
(antes de impuestos)
Impacto en el patri-monio neto (antes de
impuestos)
Contratos por diferencias10% (11) (11)
(10%) 32 9
44.3 Riesgo de créditoEn lo concerniente al “Riesgo de crédito”, se remite a lo indi-
cado en los Estados contables consolidados.
La máxima exposición al riesgo de crédito para los compo-
nentes del Estado de situación patrimonial a 31 de diciem-
bre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013 reexpresado vie-
ne representada por el valor contable, como se ilustra en el
apartado “Instrumentos financieros”.
Concentración del riesgo de crédito de los clientesEnel Green Power SpA se caracteriza por significativas con-
centraciones del riesgo de crédito con entidades del Grupo
318 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Enel y con controladas, que representan cerca del 73% del
total de los créditos (78% a 31 de diciembre de 2013 reex-
presado).
Activos financieros vencidos pero no deva-luadosA continuación se ofrece la tabla sobre los plazos de cobro
de los créditos con terceros.
En millones de euros a 31.12.2014de los que con
Administraciones públicas
Créditos comerciales no vencidos y no devaluados 31 20
Créditos comerciales vencidos pero no devaluados: 9 5
- desde hace menos de 3 meses 4 2
- desde hace de 3 a 6 meses 1 1
- desde hace de 6 a 12 meses 2 1
- desde hace de 12 a 24 meses 2 1
Total 40 25
44.4 Riesgo de liquidezEl riesgo de liquidez es el riesgo de que la Sociedad pueda
incurrir en dificultades para cumplir con sus obligaciones
asociadas a pasivos financieros liquidados mediante efecti-
vo u otros activos financieros.
Los objetivos de gestión del riesgo de liquidez son:
> garantizar un adecuado nivel de liquidez para la Socie-
dad, minimizando el correspondiente coste de oportuni-
dad;
> mantener una estructura de la deuda equilibrada en tér-
minos de perfil de vencimiento y fuentes de financiación.
Enel Green Power SpA se vale de los servicios de tesorería
centralizada desempeñados por la sociedad de control Enel
SpA, asegurándose tanto el acceso al mercado monetario y
de capitales como la gestión oportuna de los posibles exce-
dentes de liquidez.
A 31 de diciembre de 2014, la Sociedad posee las siguientes
líneas de crédito no utilizadas:
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 reexpresado
Con vencimiento hasta 1 año
Con vencimiento después de 1 año
Con vencimiento hasta 1 año
Con vencimiento después de 1 año
Líneas de crédito comprometidas 1.211 500 1.924 -
Total 1.211 500 1.924 -
La principal variación acaecida en 2014 atañe a la línea de
crédito a largo plazo contratada con la sociedad Enel Finan-
ce International NV por un importe de 500 millones de eu-
ros, no utilizados aún a diciembre de 2014.
Análisis de vencimientos En la tabla siguiente se compendia el perfil de vencimientos
de los pasivos financieros de la Sociedad en función de los
flujos de pago contractuales no actualizados.
En millones de euros Vencimiento en
Menos de 3 mesesDe 3 meses
a 1 añoDe 1 a 2 años
De 2 a 5 años
Más de 5 años
Financiaciones bancarias:
- tipo fijo - 3 18 49 236
- tipo variable 5 52 110 79 265
Total 5 55 128 128 501
Financiaciones no bancarias:
- tipo fijo - - - - 1.200
- tipo variable - 1.562 - - -
Total - 1.562 - - 1.200
319
45. Derivados y contabilidad de cobertura
45.1 Contabilidad de coberturaLos contratos derivados se registran inicialmente a su valor
razonable en la fecha de negociación para, posteriormente,
volverse a ponderar asimismo a su valor razonable.
El método de contabilización de las ganancias y las pérdidas
relativas a un derivado depende de su designación como
instrumento de cobertura y, en tal caso, de la naturaleza del
elemento cubierto.
La contabilidad de cobertura se aplica a los contratos deriva-
dos estipulados a fin de reducir el riesgo de tipo de interés,
el riesgo de cambio y el riesgo de precio de las Commodities,
así como el riesgo de crédito y de mercado si se reúnen los
criterios previstos en la NIC 39.
En la fecha de designación de la cobertura, la Sociedad debe
documentar la estrategia y los objetivos de gestión del ries-
go preestablecidos, así como la relación existente entre los
instrumentos de cobertura y los elementos cubiertos; en di-
cha fecha y posteriormente con carácter sistemático, se ha
de analizar, por añadidura, la eficacia de la cobertura me-
diante pruebas prospectivas y retrospectivas específicas, con
el fin de corroborar que los instrumentos sean eficaces en
una medida suficiente para compensar las variaciones del
valor razonable y los flujos de efectivo de los elementos cu-
biertos.
En relación con la naturaleza de los riesgos a los que se en-
cuentra expuesta, la Sociedad designa los derivados como
instrumentos de cobertura con arreglo a una de las siguien-
tes relaciones de cobertura:
> derivados de cash flow hedge relativos al riesgo de: i) la
variación de los flujos de efectivo vinculados al endeu-
damiento a largo plazo indexado a tipo variable; ii) los
cambios asociados al endeudamiento a largo plazo de-
nominado en una moneda diferente de la de cuenta o
funcional en la que opera la sociedad poseedora del pasi-
vo financiero; iii) los cambios en el precio de los combusti-
bles expresado en una moneda extranjera; iv) el importe
de las ventas de energía previstas a precio variable; v) el
precio relativo a la compraventa de carbón y Commodi-
ties petrolíferas;
> derivados de fair value hedge, que tienen por objeto la
cobertura de la exposición a la variación del valor razona-
ble de un activo, un pasivo o un compromiso irrevocable
e imputable a un riesgo específico;
> derivados de inversiones netas en negocios en el extran-
jero (net investment in a foreign operation —NIFO—), que
tienen por finalidad la cobertura de la volatilidad de los
tipos de cambio relativos a participaciones en sociedades
extranjeras.
Para más detalles sobre la naturaleza y la envergadura de los
riesgos derivados de los instrumentos financieros a los que
se encuentra expuesta la Sociedad, se remite a la Nota 44
“Gestión de riesgos”.
Cash flow hedgeLa cobertura cash flow hedge se aplica con la intención de
proteger a la Sociedad de la exposición al riesgo de variacio-
nes de los flujos de efectivo previstos asociados a un activo,
un pasivo o una transacción muy probable. Dichas fluctua-
ciones son atribuibles a un riesgo específico y, sin dicha co-
bertura, podrían incidir en las Cuentas de resultados.
La cuota eficaz de las variaciones del valor razonable de los
derivados designados y cualificados como de cobertura cash
flow hedge se contabiliza en el patrimonio neto, entre los
“Otros componentes de las Cuentas de resultados globales
(OCI)”. La ganancia o la pérdida relativas a la cuota ineficaz
se registran inmediatamente en las Cuentas de resultados.
Los importes apuntados en el patrimonio neto se trasladan
a las Cuentas de resultados en el período en que el elemen-
to cubierto también se apunte en ellas.
Cuando un instrumento de cobertura alcanza su vencimien-
to o se vende, o bien cuando la cobertura deja de reunir los
criterios para la aplicación de la hedge accounting, pero el
elemento cubierto no ha vencido ni se ha cancelado, las
ganancias y las pérdidas acumuladas apuntadas en el patri-
monio neto hasta ese momento se mantienen en suspenso
en dicha partida, trasladándose a las Cuentas de resultados
cuando se realice definitivamente la transacción futura.
Si una transacción prevista pierde su consideración de pro-
bable, las ganancias o las pérdidas registradas en el patri-
monio neto se trasladan inmediatamente a las Cuentas de
resultados.
En la actualidad, la Sociedad utiliza estas relaciones de co-
bertura para minimizar la volatilidad de las Cuentas de resul-
tados, mediante estructuras derivadas en permutas de tipos
de interés y contratos por diferencias; no obstante, no utiliza
las coberturas fair value hedge ni hedge of a net investment
in a foreign operation (NIFO).
320 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
En la tabla que figura a continuación se exponen el valor
teórico y el valor razonable de los derivados cualificados
como instrumentos de cobertura clasificados en función del
tipo de relación de cobertura.
El valor teórico de un contrato derivado es el importe con
arreglo al cual se intercambian los flujos de efectivo. Dicho
importe se puede expresar tanto en términos de valor mo-
netario como en términos de cantidad (como, por ejemplo,
toneladas convertidas a euros multiplicando el valor teórico
por el precio fijado). Los importes denominados en mone-
das diferentes del euro se convierten a dicha moneda apli-
cando los tipos de cambio vigentes a la finalización del pe-
ríodo, facilitados por el Banco Central Europeo.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013
Derivados
Cash flow hedge:
- sobre el riesgo de tipo de interés - 160 - 6 500 385 (45) (12)
- sobre el riesgo de precio de las Commodities 338 435 10 (2) - - - -
Total 338 595 10 4 500 385 (45) (12)
En lo referente a la clasificación de los derivados de cobertura
como activos no corrientes y corrientes y pasivos no corrien-
tes y corrientes, ver la Nota 43 “Instrumentos financieros”.
Relación de cobertura por tipo de riesgo cu-bierto A 31 de diciembre de 2014, la Sociedad mantiene vigentes
relaciones de cobertura cash flow hedge, en cuyo seno los
principales instrumentos de cobertura están representados
por permutas de tipos de interés dirigidas a cubrir los flujos
de efectivo futuros asociados a financiaciones a largo plazo
a tipo variable expuestas a las oscilaciones de los tipos de
interés. Dicha exposición constituye el principal elemento
de riesgo, a causa de su potencial impacto negativo en las
Cuentas de resultados. A 31 de diciembre de 2014, el valor
teórico de los contratos derivados clasificados como de cash
flow hedge asciende a 838 millones de euros, a los que co-
rresponden un valor razonable positivo de 10 millones de
euros y un valor razonable negativo de 45 millones de euros.
45.1.1 Riesgo de tipo de interésEn la tabla expuesta en lo sucesivo figuran el valor teórico y
el valor razonable de los instrumentos de cobertura del ries-
go de tipo de interés referente a las transacciones en curso
a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre de 2013,
desglosados por tipo de elemento cubierto.
En millones de euros Valor razonable Valor teórico Valor razonable Valor teórico
Instrumento de cobertura Elemento cubierto a 31.12.2014 a 31.12.2013
Permutas de tipos de interés Financiaciones bancarias a tipo variable (45) 500 (6) 545
Total (45) 500 (6) 545
El importe teórico de los derivados de cobertura cash flow
hedge asciende a 500 millones de euros. La variación experi-
mentada por dicho valor con relación al 31 de diciembre de
2013 se puede imputar a una reducción natural de la cuota
de amortización de las permutas de tipos de interés activas.
A 31 de diciembre de 2014, el valor razonable negativo de
45 millones de euros ha sufrido un empeoramiento de 39
millones de euros, referible sustancialmente a la flexión ge-
neralizada de la curva de los tipos de interés.
En la tabla expuesta a continuación figuran el valor teórico y
el valor razonable de los derivados de cobertura del riesgo de
tipo de interés a 31 de diciembre de 2014 y a 31 de diciembre
de 2013, desglosados por tipo de relación de cobertura.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
Derivados
Permutas de tipos de interés - 160 - 6 500 385 (45) (12)
Total derivados sobre tipos de interés - 160 - 6 500 385 (45) (12)
321
Derivados de cobertura cash flow hedge En la tabla siguiente se indican los flujos de efectivo previstos en los ejercicios futuros relativos a los derivados de cobertura
cash flow hedge sobre el riesgo de tipo de interés.
En millones de euros Valor razonable Distribución de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2014 2015 2016 2017 2018 2019 En adelante
CFH sobre tipos de interés (45) (10) (9) (7) (5) (12) (4)
Valor razonable positivo - - - - - - -
Valor razonable negativo (45) (10) (9) (7) (5) (12) (4)
En la tabla siguiente se exponen las repercusiones en el patrimonio neto de los derivados de cobertura cash flow hedge
sobre el riesgo de tipo de interés observadas durante el período, antes del efecto fiscal.
En millones de euros 2014 2013
Saldo de apertura a 1 de enero (6) (25)
Variación del valor razonable contabilizada en el patrimonio neto (OCI) (50) 8
Variación del valor razonable trasladada a las Cuentas de resultados 11 11
Saldo de cierre a 31 de diciembre (45) (6)
45.1.2 Riesgo de precio de las CommoditiesEn la tabla expuesta a continuación figuran el valor teórico
y el valor razonable de los derivados de cobertura del riesgo
de precio de las Commodities a 31 de diciembre de 2014 y a
31 de diciembre de 2013, desglosados por tipo de relación
de cobertura.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
a 31.12.2014
a 31.12.2013
Cash flow hedge
Derivados sobre energía:
- Contratos por diferencias 339 435 10 (2) - - - -
Total derivados sobre energía 339 435 10 (2) - - - -
TOTAL DERIVADOS SOBRE PRECIO DE LAS Commodities 339 435 10 (2) - - - -
Derivados de cobertura cash flow hedge En la tabla siguiente se indican los flujos de efectivo previstos en los ejercicios futuros relativos a los derivados de cobertura
cash flow hedge sobre el riesgo de precio de las Commodities.
En millones de euros Valor razonable Distribución de los flujos de efectivo previstos
a 31.12.2014 2015 2016 2017 2018 2019 En adelante
CFH sobre precio de las Commodities 10 10 - - - - -
Valor razonable positivo 31 28 3 - - - -
Valor razonable negativo (21) (18) (3) - - - -
322 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
En la tabla siguiente se exponen las repercusiones en el patrimonio neto de los derivados de cobertura cash flow hedge
sobre el riesgo de precio de las Commodities observadas durante el período, antes del efecto fiscal.
En millones de euros 2014 2013
Saldo de apertura a 1 de enero (2) 2
Variación del valor razonable contabilizada en el patrimonio neto (OCI) 12 (4)
Saldo de cierre a 31 de diciembre 10 (2)
45.2 Derivados al valor razonable a través de utilidad o pérdida En la tabla siguiente se expone el valor teórico y el valor razonable de los derivados al FVTPL en vigor a 31 de diciembre de
2014 y a 31 de diciembre de 2013, por cada tipo de riesgo.
En millones de euros Valor teórico Activo a valor razonable Valor teórico Pasivo a valor razonable
Derivados al FVTPLa
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013a
31.12.2014a
31.12.2013
Sobre el riesgo de tipo de interés:
- permutas de tipos de interés 24 25 2 1 24 25 (2) (1)
- contratos a plazo de divisas - - - - 535 1 (5) -
Total 24 25 2 1 559 26 (7) (1)
323
46. información sobre las partes relacionadas Para la información sobre las partes relacionadas, se remite a lo indicado en los Estados contables consolidados (Nota 48).
Para información sobre la remuneración de los Directivos con responsabilidades estratégicas, se remite a lo indicado en el
Informe sobre la remuneración, publicado en el sitio web de la Sociedad (www.enelgreenpower.com, sección “Gobierno”).
Todas las transacciones con partes relacionadas se efectuaron con arreglo a unas condiciones normales de mercado.
Se señalan a continuación las principales relaciones con las partes relacionadas.
La sociedad de control Enel SpA
Las relaciones con la sociedad de control Enel SpA se refie-
ren fundamentalmente a:
> la centralización en la Sociedad matriz de algunas fun-
ciones de apoyo inherentes a las áreas legal, personal,
secretaría general, administración, planificación y control
relativas a Enel Green Power SpA;
> los servicios de dirección y coordinación llevados a cabo
por la Sociedad matriz Enel SpA respecto a Enel Green
Power SpA.
partes relacionadas internas del Grupo Enel
Las operaciones más significativas con las sociedades con-
troladas por Enel SpA conciernen a:
> Enel Trade SpA: venta de energía y de certificados verdes
por parte de Enel Green Power SpA a Enel Trade SpA y
gestión del riesgo de Commodities por parte de Enel Tra-
de SpA para las sociedades del Grupo Enel Green Power
SpA;
> Enel Produzione SpA: venta de energía por parte de Enel
Green Power SpA a Enel Produzione SpA y prestación de
servicios de gestión remota de las centrales hidroeléctri-
cas y eólicas, mantenimiento de seguridad de las presas y
mantenimiento de las centrales hidroeléctricas, llevados a
cabo por Enel Produzione SpA para Enel Green Power SpA;
> Enel Italia Srl (antes Enel Servizi Srl): gestión de los servi-
cios de aprovisionamiento, gestión de los espacios, servi-
cios administrativos, de restauración y de gestión del par-
que de máquinas llevados a cabo por Enel Italia Srl para
Enel Green Power SpA;
> Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servicios de consultoría y
gestión técnica de los proyectos relativos a la construc-
ción de nuevas plantas llevados a cabo por Enel Ingegne-
ria e Ricerca SpA para Enel Green Power SpA y las socie-
dades del Grupo;
> Enel Finance International NV: concesión de financiaciones
a Enel Green Power SpA y a las sociedades del Grupo;
> sociedades pertenecientes al subgrupo Endesa: gestión
de servicios administrativos, de suministro de software y
hardware y de compraventa de energía para el subgrupo
Enel Green Power España.
324 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Relaciones comerciales y de diversa índole en 2014
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2014 2014 2014
Sociedad de control
Enel SpA 7 40 - 21 - -
Total 7 40 - 21 - -
Sociedades controladas y asociadas
3SUN Srl 4 - 51 - - -
Almeyda Solar SpA 1 - - - 4 1
Altomonte FV Srl 2 - - - - -
Dominica Energía Limpia Srl de Cv 7 - - - - 7
Empresa Eléctrica Panguipulli SA 12 - - - - 10
Enel Brasil Participações Ltda 6 - - - - 1
Enel Green Power Cabeça de Boi SA 1 - - - - 1
Enel Green Power Calabria Srl 3 1 - - - 2
Enel Green Power Chile Ltda 4 - - - - -
Enel Green Power Costa Rica SA 3 - - - - -
Enel Green Power Cristal Eólica SA 2 - - - - -
Enel Green Power Damascena Eólica SA 1 - - - - 1
Enel Green Power Dois Riachos Eólica SA - - - - - 1
Enel Green Power Emiliana Eólica SA 1 - - - - -
Enel Green Power España SA 19 6 - 7 - 6
Enel Green Power Esperança Eólica SA 1 - - - - 1
Enel Green Power Fazenda SA 1 - - - 1 1
Enel Green Power Finale Emilia Srl 17 - - - - 21
Enel Green Power France Sas - - - 1 - 1
Enel Green Power Guatemala SA 3 - - - - -
Enel Green Power Hellas SA 14 3 - 1 - 2
Enel Green Power International BV 5 - - - - 2
Enel Green Power Joana Eólica SA 1 - - - - -
Enel Green Power Latin America Ltda 3 - - - - -
Enel Green Power México Srl de Cv 1 - - - - -
Enel Green Power Modelo I Eólica SA 1 - - - - -
Enel Green Power Modelo II Eólica SA 1 - - - - -
Enel Green Power North America Inc. 11 - - - - 11
Enel Green Power Panama SA 3 - - - - 2
Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eólica SA 2 - - - - -
Enel Green Power Primavera Eólica SA 2 - - - - -
Enel Green Power Puglia Srl 1 - - - - -
Enel Green Power Romania Srl 17 1 - 1 - 4
Enel Green Power Salto Apiacás SA 1 - - - - 1
Enel Green Power São Judas Eólica SA 2 - - - - -
Enel Green Power Solar Energy Srl 3 - - - - -
Enel Green Power Tacaico Eólica SA 1 - - - - 1
Enel Green Power TSS Srl 3 - - - - (1)
Energia Eolica Srl 1 1 - - - -
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv 2 - - - - 1
325
Energías Renovables La Mata SAPI de Cv 5 - - - - 4
Enerlive Srl 1 1 - - - -
Enexon Hellas SA 1 - - - - -
Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA 1 - - - - 1
Generadora de Occidente Ltda - - - - - 1
Geotérmica del Norte SA 1 - - - - -
Kalenta Ltd 1 - - - - -
Maicor Wind Srl 1 - - - - -
Origin Wind Energy LLC 6 - - - - 6
PH Chucas SA 3 - - - - 2
Parque Eólico Cabo Villano SL 1 - - - - -
Parque Eólico Sierra del Madero SA 1 - - - - -
Parque Eólico Talinay SA - - - - - 1
Parque Eólico Taltal SA 2 - - - - 3
Parque Eólico Valle de los Vientos SA 3 - - - - 1
PowerCrop Srl 2 - - - - 1
Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv 1 - - - - -
Renovables de Guatemala SA 2 - - - - 1
Stipa Nayaá SA de Cv 1 - - - - 1
Total 198 13 51 10 5 100
Sociedades del Grupo Enel
Endesa SA - 1 - - - -
Enel Distribuzione SpA 1 - - - - -
Enel Energia SpA - 16 9 - - -
Enel Energy Europe SL - 2 - 1 - -
Enel.Factor SpA - 19 - - - -
Enel Ingegneria e Ricerca SpA - 4 - 1 - -
Enel Italia Srl - 21 - 30 - -
Enel Produzione SpA 112 35 2 7 - -
Enel Sole Srl - 1 - - - -
Enel Trade SpA 17 3 - - 191 -
Total 130 101 11 39 191 -
TOTAL 335 154 62 70 196 100
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2014 2014 2014
326 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Relaciones comerciales y de diversa índole en 2013
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2013 2013 2013
Sociedad de control
Enel SpA - 42 - 22 - -
Total - 42 - 22 - -
Sociedades controladas y asociadas
3SUN Srl 6 4 14 - - 1
Adams Solar PV Project Two (Pty) Ltd - 2 - - - -
Almeyda Solar SpA 8 - - - 8 -
Altomonte FV Srl 2 - - - - 1
Buffalo Dunes Wind Project LLC 5 - - - - 5
Dominica Energía Limpia Srl de Cv 2 - - - - 2
Empresa Eléctrica Panguipulli SA 2 - - - - -
Empresa Eléctrica Puyehue SA 2 - - - - -
Endesa SA - 1 - 1 - -
Enel Brasil Participações Ltda 7 - - - - 1
Enel Cove Fort LLC 2 - - - - 2
Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 6 - - - 5 1
Enel Green Power Calabria Srl 4 1 - - - 4
Enel Green Power Canaro Srl 16 - - - - -
Enel Green Power Chile Ltda 6 - - - - 4
Enel Green Power Costa Rica SA 3 - - - - -
Enel Green Power Cristal Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Cutro Srl (antes IRIS 2006 Srl) 12 1 - - - 10
Enel Green Power Emiliana Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power España SA 50 12 - 6 - 10
Enel Green Power Finale Emilia Srl 2 - - - - 2
Enel Green Power France Sas 4 1 - 1 - 1
Enel Green Power Guatemala SA 4 - - - - 2
Enel Green Power Hellas SA 8 2 - 1 - 2
Enel Green Power International BV 3 - - - - -
Enel Green Power Joana Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Latin America Ltda 3 - - - - -
Enel Green Power México Srl de Cv 1 - - - - -
Enel Green Power Modelo I Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Modelo II Eólica SA 1 - - - - 1
Enel Green Power North America Inc. 19 - - - - 9
Enel Green Power Panama SA 12 - - - - 1
Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eólica SA 2 - - - - 1
Enel Green Power Primavera Eólica SA 2 - - - - 2
Enel Green Power Puglia Srl 1 - - - - -
Enel Green Power Romania Srl 20 - - - - 4
Enel Green Power San Gillio Srl 1 - - - - -
Enel Green Power São Judas Eólica SA 2 - - - - 2
Enel Green Power Tacaico Eólica SA 1 - - - - 1
Enel Green Power TSS Srl 3 - - - - -
Energia Eolica Srl 4 1 - - - -
327
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2013 2013 2013
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv 1 - - - - -
Energías Renovables La Mata SAPI de Cv 1 - - - - 1
Enerlive Srl 2 2 - - - -
Enexon Hellas SA 1 - - - - -
Eólica Zopiloapan SAPI de Cv 7 - - - - -
Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA 1 - - - - -
Geotérmica del Norte SA 1 - - - - -
IMA Engineering Solutions Srl 3 - - - - 1
International Wind Parks Of Achaia SA 2 - - - - -
Kalenta Ltd 1 - - - - -
Maicor Wind Srl 2 - - - - -
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv 1 - - - - -
Molinos de Viento del Arenal SA 1 - - - - -
PH Chucas SA 2 - - - - 1
Parque Eólico Sierra del Madero SA 1 - - - - -
Parque Eólico Valle de los Vientos SA 3 - - - - 3
PowerCrop Srl 1 - - - - 1
Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv 1 - - - - -
Renovables de Guatemala SA 2 - - - - -
Solar Morea Energiaki SA 1 - - - - -
Stipa Nayaá SA de Cv 7 - - - - -
Varokub Green Energy Srl 1 - - - - 1
Otras partes relacionadas 3 4 - 1 - 6
Total 282 31 14 10 13 88
Sociedades del Grupo Enel
Enel Distribuzione SpA 1 - 1 - - -
Enel Energia SpA - 12 5 - - -
Enel Energy Europe SL - 1 - 1 - -
Enel.Factor SpA - 14 - - - -
Enel Ingegneria e Ricerca SpA - 13 - 8 - -
Enel Produzione SpA 85 29 - 9 - -
Enel Servizi Srl 1 50 - 28 - -
Enel Trade SpA 39 6 - - 400 -
Enel.si Srl 4 3 3 - - 1
Total 130 128 9 46 400 1
TOTAL 412 201 23 78 413 89
328 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Relaciones financieras en 2014
En millones de euros Créditos Deudas Gastos Ingresos
a 31.12.2014 2014
Sociedad de control
Enel SpA 12 67 31 -
Total 12 67 31 -
Sociedades controladas y asociadas
3SUN Srl 13 - - 1
Enel Brasil Participações Ltda - - - 1
Enel Green Power Calabria Srl - 4 - 3
Enel Green Power Chile Ltda - - - 2
Enel Green Power Finale Emilia Srl 11 - - -
Enel Green Power Hellas SA - - - 1
Enel Green Power International BV 237 2.201 90 3
Enel Green Power México Srl de Cv - - - 1
Enel Green Power North America Development 82 - - -
Enel Green Power North America Inc. 453 - - 4
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl - 60 - -
Enel Green Power Solar Energy Srl - - - 3
Enel Green Power Strambino Solar Srl 1 - - -
Energia Eolica Srl 3 2 - 3
Enerlive Srl - 7 - -
LaGeo SA de Cv - - - 30
Maicor Wind Srl - 1 - 4
PowerCrop Srl 10 - - -
Total 810 2.275 90 56
Sociedades del Grupo Enel
Enel Trade SpA 11 - 2 76
Enel Finance International NV - 501 4 -
Total 11 501 6 76
TOTAL 833 2.843 127 132
329
Relaciones financieras en 2013
En millones de euros Créditos Deudas Gastos Ingresos
a 31.12.2013 2013
Sociedad de control
Enel SpA 8 306 26 1
Total 8 306 26 1
Sociedades controladas y asociadas
3SUN Srl 13 - - 1
Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl 44 - - 2
Enel Green Power Canaro Srl - - - 1
Enel Green Power Finale Emilia Srl 5 - - -
Enel Green Power International BV - 2.210 87 2
Enel Green Power México Srl de Cv - - - 1
Enel Green Power North America Inc. - - - 4
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl - 51 - -
Enel Green Power San Gillio Srl - - - 1
Enel Green Power Strambino Solar Srl 1 - - -
Energia Eolica Srl 1 4 - 1
Enerlive Srl - 4 - -
Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA - - - 1
LaGeo SA de Cv - - - 32
Maicor Wind Srl - 1 - 4
PowerCrop Srl 5 - - -
Otras partes relacionadas - 1 - 1
Total 69 2.271 87 51
Sociedades del Grupo Enel
Enel Trade SpA - 2 3 25
Total - 2 3 25
TOTAL 77 2.579 116 77
330 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
partes relacionadas externas al Grupo Enel
Como operador en el campo de la producción de energía
eléctrica a partir de fuentes renovables, Enel Green Power
vende energía eléctrica y disfruta de servicios de distribu-
ción y transporte de un cierto número de sociedades contro-
ladas por el Estado (accionista de Enel SpA).
Las relaciones con las empresas que el Estado posee o con-
trola, atañen principalmente a:
> Gestore dei Mercati Energetici SpA;
> Gestore dei Servizi Energetici SpA;
> Acquirente Unico SpA;
> Terna SpA.
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2014 2014 2014
Partes relacionadas externas al Grupo Enel
GME SpA - - 4 11 522 3
GSE SpA 108 1 1 2 26 360
Terna SpA - - 21 (1) 2 -
Total 108 1 26 12 550 363
Costes Ingresos
En millones de euros Créditos Deudas Bienes Servicios Bienes Servicios
a 31.12.2013 2013 2013
Partes relacionadas externas al Grupo Enel
GME SpA - - 12 21 407 5
GSE SpA 92 2 - 2 27 313
Terna SpA - - 8 - 7 -
Total 92 2 20 23 441 318
331
47. Compromisos contractuales y garantías
En millones de euros
a 31.12.2014 a 31.12.2013 2014-2013
Avales y garantías prestados a: 3.215 2.114 1.101
- terceros 53 58 (5)
- sociedades controladas 3.162 2.056 1.106
Compromisos asumidos: 636 754 (118)
- suministros y servicios 636 754 (118)
Total 3.851 2.868 983
Los avales otorgados a favor de sociedades controladas son
relativos a la cobertura de los compromisos asumidos, atri-
buibles principalmente a garantizar la seriedad de la parti-
cipación en concursos encaminados al desarrollo de nuevos
proyectos, el pago de contratos de construcción de instala-
ciones, la conexión a la red eléctrica de las instalaciones en
construcción o en funcionamiento y los servicios derivados
de los contratos plurianuales de venta de energía.
Además, en razón de la opción de compra (cruzada de venta
y de compra) de las participaciones poseídas por terceros en
ciertas sociedades, la Sociedad asumió compromisos no ins-
critos en el Estado de situación patrimonial en relación con
compras a futuro estimadas en 24 millones de euros.
48. pasivos y activos potencialesEn lo que concierne a los pasivos y activos potenciales, se remite a lo indicado en los Estados contables consolidados, en la
parte referente a la Sociedad Enel Green Power SpA.
49. Hechos importantes acaecidos tras el cierre del ejercicioCon relación a los hechos importantes acaecidos tras el cierre del ejercicio, se remite a lo señalado en los Estados contables
consolidados, en la parte referente a la Sociedad Enel Green Power SpA.
332 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Retribuciones a la Sociedad de auditoría en virtud del artículo 149 duodecies del “Reglamento de Emisores de la COnSOB”Las retribuciones correspondientes al ejercicio 2014 reconocidas a la Sociedad de auditoría y a las entidades pertenecientes
a su red por la prestación de sus servicios se resumen en la tabla siguiente, elaborada según lo dispuesto en el artículo 149
duodecies del “Reglamento de Emisores de la CONSOB”.
Tipo de servicios Sujeto que ha prestado el servicio Retribuciones (en millones de euros)
Enel Green Power SpA
Auditoría contable
Ernst & Young SpA 0,3
Servicios de certificación
Ernst & Young SpA 0,1
Total 0,4
Sociedades controladas por Enel Green Power SpA
Auditoría contableErnst & Young SpA 0,1
Entidades de la red de REY 1,5
Servicios de certificaciónErnst & Young SpA -
Entidades de la red de REY -
Total 1,6
TOTAL 2,0
333
Actividades de dirección y coordinaciónA continuación se facilitan los datos fundamentales de los últimos Estados contables de Enel SpA, que realiza actividades de
dirección y coordinación de Enel Green Power SpA.
Estado de situación patrimonialEn millones de euros a 31.12.2013
ACTIVOS
Activos no corrientes
Activos tangibles e intangibles 20
Participaciones 39.289
Activos financieros no corrientes 1.520
Otros activos no corrientes 762
Total 41.591
Activos corrientes
Créditos comerciales 216
Activos financieros corrientes 5.457
Efectivo y otros activos equivalentes 3.123
Otros activos corrientes 573
Total 9.369
TOTAL ACTIVOS 50.960
PATRIMONIO NETO Y PASIVOS
PATRIMONIO NETO 25.867
Pasivos no corrientes
Financiaciones a largo plazo 17.764
Pasivos por impuestos diferidos y provisiones no corrientes 489
Pasivos financieros no corrientes 2.098
Otros pasivos no corrientes 283
Total 20.634
Pasivos corrientes
Financiaciones a corto plazo y cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo 2.714
Deudas comerciales 212
Pasivos financieros corrientes 824
Otros pasivos corrientes 709
Total 4.459
TOTAL PASIVOS 25.093
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 50.960
Cuentas de resultadosEn millones de euros 2013
Ingresos 275
Costes 349
Ganancias de participaciones 2.028
Ingresos/(Gastos) financieros netos (790)
Impuestos (208)
RESULTADO DEL EJERCICIO 1.372
334 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 CERTIFICACIóN DEL CONSEJERO DELEGADO Y DEL DIRECTIVO ENCARGADO
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad
335
Certificación del Consejero Delegado y del Directivo encargado de la redacción de los do-cumentos contables de la Sociedad, relativa a los Estados contables del ejercicio de Enel Green power SpA a 31 de diciembre de 2014, en virtud del artículo 154 bis, apartado 5, del Decreto Legislativo italiano n.º 58 del 24 de febrero de 1998 y del artículo 81 ter del Regla-mento COnSOB n.º 11971 del 14 de mayo de 1999
1. Los abajo firmantes, Francesco Venturini y Giulio Antonio Carone, en su calidad de Consejero Delegado y de Directivo en-
cargado de la redacción de los documentos contables de la Sociedad Enel Green Power SpA, respectivamente, certifican,
teniendo en cuenta también lo previsto en el artículo 154 bis, apartados 3 y 4, del Decreto Legislativo italiano n.º 58 de
24 de febrero de 1998:
a. la coherencia con las características de la Sociedad y
b. la aplicación efectiva
de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables del ejercicio de Enel Green
Power SpA, en el transcurso del período comprendido entre el 1 de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2014.
2. Al respecto, cabe señalar que:
a. la coherencia de los procedimientos administrativos y contables para la elaboración de los Estados contables del ejerci-
cio de Enel Green Power SpA fue verificada mediante la valoración del sistema de control interno sobre la información
financiera. Dicha valoración fue llevada a cabo tomando como referencia los criterios establecidos en el modelo Inter-
nal Controls - Integrated Framework emitido por el Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commis-
sion (COSO);
b. de la valoración del sistema de control interno sobre la información financiera no se desprenden aspectos relevantes.
3. Se certifica, además, que los Estados contables del ejercicio de Enel Green Power SpA a 31 de diciembre de 2014:
a. se han redactado de conformidad con los principios contables internacionales reconocidos en la Unión Europea en
virtud del reglamento (CE) n.º 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de julio de 2002;
b. corresponden a los resultados de los libros y de las escrituras de contabilidad;
c. son idóneos para proporcionar una representación verdadera y correcta de la situación patrimonial, económica y fi-
nanciera del emisor.
4. Se certifica, finalmente, que el Informe de gestión, introducido en el Informe anual de resultados de 2014 y que acompa-
ña a los Estados contables del ejercicio de Enel Green Power SpA a 31 de diciembre de 2014 comprende un análisis fiable
de la evolución y el resultado de la gestión, así como de la situación del emisor, junto con la descripción de los principales
riesgos e incertidumbres a los que está expuesto.
Roma, 12 de marzo de 2015
Francesco Venturini Giulio Antonio CaroneConsejero Delegado
de Enel Green Power SpADirectivo encargado de la redacción de los documentos
contables de la sociedad Enel Green Power SpA
informes
338 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 Informes
Informe del Comité de Auditoría en la Junta general de Accionistas de Enel Green Power SpA
339
informe del Comité de Auditoría en la Junta General de Accionistas de Enel Green power SpA convocada para aprobar los Estados contables del ejercicio 2014 (de conformidad con el artículo 153 del Decreto Legislativo italiano n.º 58 de 24 de febrero de 1998)
Señores Accionistas:
Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2014, hemos desarrollado para la Sociedad Enel Green
Power SpA (en lo sucesivo, la “Sociedad”) la actividad de supervisión prevista por la ley. En particular, de con-
formidad con lo dispuesto en el artículo 149, apartado 1, del Decreto Legislativo italiano n.º 58 de 24 de
febrero de 1998 (en lo sucesivo, para abreviar, “Ley de Finanzas Consolidada”) y del artículo 19, apartado 1,
del Decreto Legislativo italiano n.º 39 de 27 de enero 2010 (en lo sucesivo, para abreviar, “Decreto 39/2010”),
hemos supervisado:
(i) el cumplimiento de la ley y los Estatutos, así como el respeto de los principios de correcta administración
en el desarrollo de las actividades societarias;
(ii) la idoneidad de la estructura organizativa de la Sociedad en los aspectos que nos competen;
(iii) la adecuación y la eficacia del sistema de control interno y de gestión del riesgo;
(iv) el proceso de información financiera y la adecuación del sistema administrativo-contable de la Sociedad,
así como la fiabilidad de este último a la hora de reflejar de manera correcta las operaciones de gestión;
(v) la auditoría legal de las cuentas anuales y consolidadas, así como la independencia de la sociedad de au-
ditoría de cuentas externa;
(vi) los procedimientos para la aplicación efectiva de las reglas de gobierno corporativo previstas en el Código
de Conducta de las sociedades cotizadas (en adelante, por brevedad, denominado “Código de Conduc-
ta”), que suscribe la Sociedad;
(vii) la idoneidad de las disposiciones impartidas por la Sociedad a sus filiales con el fin de que Enel Green
Power SpA pueda garantizar el correcto cumplimiento de las obligaciones de información al mercado
previstas por la ley.
Al realizar las comprobaciones y controles oportunos en los perfiles y ámbitos de actividad anteriormente
mencionados, no se han encontrado problemas particulares.
Asimismo, de conformidad con las directrices establecidas por la CONSOB con la Comunicación DEM/1025564
de 6 de abril de 2001 y sus posteriores enmiendas, declaramos y señalamos lo siguiente.
> Hemos supervisado el cumplimiento de la ley y los Estatutos y no tenemos observaciones que formular al
respecto.
> Hemos recibido del Consejero Delegado, con cadencia trimestral y también gracias a nuestra participación
en las reuniones del Consejo de Administración de Enel Green Power SpA, la información adecuada sobre la
actividad realizada, sobre el estado general de la gestión y sus perspectivas de evolución, así como sobre las
operaciones más significativas desde el punto de vista económico, financiero y patrimonial llevadas a cabo
por la Sociedad y sus filiales. Podemos dar fe de que las medidas aprobadas y aplicadas han sido conformes
con la ley y los Estatutos y no han sido en absoluto imprudentes ni temerarias, no han reflejado un posible
340 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 Informes
conflicto de intereses, no han sido contrarias a las deliberaciones adoptadas por la Junta general, ni han
comprometido la integridad del patrimonio social. Para obtener una descripción de las características de
las operaciones examinadas más significativas desde el punto de vista económico, financiero y patrimonial,
consúltese el Informe de gestión de los Consejeros para los Estados contables del ejercicio cerrado el 31 de
diciembre de 2014 (capítulo “Hechos relevantes de 2014”).
> No hemos encontrado ninguna operación atípica o inusual desarrollada con terceros, con empresas del
Grupo Enel Green Power o con partes vinculadas.
> Hemos constatado que el Informe anual de resultados, que incluye, entre otros, los Estados contables del
ejercicio de la Sociedad y los Estados contables consolidados del Grupo Enel Green Power, está compuesto
por un único Informe de gestión; este último concierne tanto a los Estados contables del ejercicio como a
los Estados contables consolidados.
> Hemos constatado que en el capítulo “Información sobre las partes relacionadas” incluido en las notas ex-
plicativas de los Estados contables del ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2014 (en lo sucesivo, para
abreviar, “Estados contables de 2014”), los Consejeros han indicado de manera adecuada las principales
operaciones con las partes vinculadas (determinadas sobre la base de las normas internacionales de conta-
bilidad y las disposiciones emitidas por la CONSOB) realizadas por la Sociedad; se debe consultar dicho ca-
pítulo en lo que respecta al tipo de operaciones y sus correspondientes efectos económicos, patrimoniales
y financieros. Asimismo, en este se exponen las normas de procedimiento adoptadas para garantizar la ob-
servancia de los criterios de transparencia y equidad procesal y sustancial en las operaciones con las partes
vinculadas. Se reconoce que las operaciones indicadas se han realizado de conformidad con las condiciones
de aprobación y ejecución previstas en el Procedimiento para la regulación de las operaciones con las partes
vinculadas (en lo sucesivo, para abreviar, “Procedimiento”). Este Procedimiento, adoptado por el Consejo de
Administración de la Sociedad con fecha del 1 de diciembre de 2010 y modificado por el propio Consejo el
3 de febrero de 2014, fue redactado en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 2391 bis del Código Civil
y de las normas de actuación establecidas por la CONSOB, que determina una serie de normas destinadas
a garantizar la transparencia y la equidad, tanto sustancial como procesal, de las operaciones con las partes
vinculadas llevadas a cabo por Enel Green Power SpA directamente o a través de sus filiales. El Procedimien-
to anterior se describe en el Informe sobre el gobierno corporativo y la estructura de la propiedad para el
ejercicio 2014. Todas las operaciones con partes vinculadas llevadas a cabo durante el período de referencia
que figuran en las notas explicativas de los Estados contables de 2014 forman parte de la gestión ordinaria,
se han realizado en interés de la Sociedad y se ajustan a las condiciones del mercado.
> La Sociedad ha declarado que ha redactado los Estados contables de 2014 (al igual que los del ejercicio an-
terior) de conformidad con las normas internacionales de contabilidad Normas Internacionales de Conta-
bilidad - NIC (International Accounting Standards - IAS) y Normas Internacionales de Información Financiera
- NIIF (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas por el Consejo de Normas Internaciona-
les de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB), de acuerdo con las interpretaciones
establecidas por el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera
- CINIIF (International Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) y por el Comité Permanente
de Interpretación (Standing Interpretations Committee - SIC), reconocidos en la Unión Europea en el marco
del Reglamento CE n.º 1606/2002, en vigor al cierre del ejercicio 2014, así como según las interpretaciones
emitidas y en vigor en dicha fecha (el conjunto de estas normas e interpretaciones de referencia se abrevia-
rán en lo sucesivo como “NIIF-UE”). Además, la Sociedad ha declarado que los Estados contables de 2014
han sido elaborados y redactados de conformidad con el apartado 3 del artículo 9 del Decreto Legislativo
italiano n.º 38 de 28 de febrero de 2005 y con sus medidas de aplicación correspondientes, así como, desde
la perspectiva de desarrollo empresarial, aplicando el método del coste histórico, excepto las partidas de los
estados contables que según las NIIF-UE se reconocen al valor razonable. En las notas explicativas de los Es-
tados contables de 2014 se indican analíticamente las normas internacionales de contabilidad y los criterios
de evaluación adoptados. En relación con el cambio del método de clasificación de los costos por compra
de energía, los créditos financieros de las filiales y empresas conjuntas y las repercusiones económicas de
341
los contratos derivados y sus valores razonables, con el objetivo de aplicar las mejores prácticas presentes
en el sector y para facilitar la claridad de los Estados contables de 2014, se ha procedido a realizar reclasifi-
caciones en los esquemas de 2013 de las Cuentas de resultados, del Estado de situación patrimonial y del
Estado de flujos de efectivo, a fin de mejorar la comparabilidad de los datos. Los Estados contables de 2014
de Enel Green Power SpA han sido sometidos al criterio profesional de la sociedad de auditoría de cuentas
externa Reconta Ernst & Young SpA que, de conformidad con los artículos 14 y 16 del Decreto 39/2010,
ha expresado, mediante un informe, un dictamen sin reservas ni solicitudes de información, en particular
con respecto a la coherencia del Informe de gestión con los Estados contables de 2014. Hemos evaluado la
propuesta del Consejo de Administración relacionada con la destinación de los beneficios del ejercicio 2014
y no tenemos ninguna observación.
> La Sociedad declara que ha elaborado también los Estados contables consolidados para el ejercicio conclui-
do el 31 de diciembre de 2014 (en lo sucesivo, para abreviar, “Estados contables consolidados de 2014”) del
Grupo Enel Green Power (al igual que los del ejercicio anterior), aplicando las normas “NIIF-UE” y según lo
dispuesto en el Decreto Legislativo italiano n.º 38 de 28 de febrero de 2005 y sus correspondientes medi-
das de aplicación. También los Estados contables consolidados de 2014 del Grupo Enel Green Power han
sido redactados según la perspectiva de desarrollo empresarial, aplicando el método del coste histórico, a
excepción de las partidas de los estados contables que, según las normas NIIF-UE, se reconocen al valor ra-
zonable. Con respecto a las normas contables emitidas recientemente, en las notas, además de las normas
aún no aplicables y, por lo tanto, no adoptadas, se incluyen las normas de primera adopción, entre las que
se observa la norma “NIIF 11 - Acuerdos conjuntos”, cuya aplicación, según se describe en el párrafo 4 de las
“notas explicativas” de los Estados contables consolidados de 2014 (“Reexpresión de los datos comparati-
vos a 31 de diciembre de 2013”), ha comportado la reexpresión de los datos comparativos con fecha del 31
de diciembre de 2013. Los Estados contables consolidados de 2014 del Grupo Enel Green Power han sido
sometidos al criterio profesional de la sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst & Young
SpA que, en virtud de los artículos 14 y 16 del Decreto 39/2010, ha expresado, mediante un informe, un
dictamen sin reservas ni solicitudes de información, en particular con respecto a la coherencia del Informe
de gestión con los Estados contables consolidados de 2014.
La sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst & Young SpA, conforme con sus tareas, también
ha emitido los Informes sobre la auditoría de los Estados contables correspondientes al ejercicio 2014 de las
sociedades italianas del Grupo Enel Green Power sometidas a auditoría sin reservas. En las actividades de
auditoría llevadas a cabo por los corresponsales extranjeros de Reconta Ernst & Young SpA en los paquetes
de informes de las principales sociedades extranjeras del Grupo Enel Green Power, seleccionadas de acuer-
do con el plan de trabajo elaborado por la propia Sociedad y utilizadas para la redacción de los Estados
contables consolidados del Grupo en 2014, no se ha encontrado ninguna incidencia de importancia que
deba reflejarse en el dictamen sobre los Estados contables. Los órganos de control de las principales socie-
dades italianas del Grupo Enel Green Power han declarado, en el marco de sus competencias, que han lle-
vado a cabo sus actividades de supervisión de conformidad con la normativa vigente y no han denunciado
irregularidades ni observaciones importantes, expresando al mismo tiempo su dictamen favorable para la
aprobación de los Estados contables por parte de las correspondientes Juntas generales.
> Asimismo, cabe señalar que en el Informe de gestión, tanto de los Estados contables de 2014 como de los
Estados contables consolidados de 2014 del Grupo Enel Green Power, se ha incluido la descripción de los
principales riesgos e incertidumbres a los que están expuestos la Sociedad y el Grupo Enel Green Power,
junto con la información relativa al medio ambiente y el personal, con referencia a los cambios introducidos
por el Decreto Legislativo italiano n.º 32 de 2 de febrero de 2007 —aplicación de la Directiva 2003/51/CE,
que modificó las anteriores Directivas 78/660, 83/349, 86/635 y 91/674/CEE relativas a las cuentas anuales
y consolidadas de determinados tipos de sociedades— en el artículo 2428, párrafos 1 y 2 del Código Civil.
Los riesgos y las incertidumbres en cuestión han sido analizados en profundidad por el Comité de Auditoría
durante las reuniones periódicas con los representantes y los jefes de Departamentos de Administración,
Finanzas y Control, Auditoría y Gestión de Riesgos, así como con otros Departamentos implicados.
342 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 Informes
> Teniendo en cuenta las recomendaciones formuladas por la Autoridad Europea de Valores y Mercados
(“ESMA”) con fecha del 21 de enero de 2013, destinadas a garantizar una mayor transparencia de los méto-
dos adoptados por las sociedades cotizadas en el ámbito de los procedimientos de prueba de deterioro so-
bre la puesta en marcha (en consonancia con las recomendaciones del documento conjunto Banca d’Italia
- CONSOB - ISVAP n.º 4 de 3 marzo de 2010), el cumplimiento del procedimiento de prueba de deterioro
con los requisitos de la norma internacional de contabilidad NIC 36 ha sido objeto de aprobación expresa
por parte del Consejo de Administración de la Sociedad, previo dictamen favorable del Comité de Control
y Riesgos, en la reunión del 24 de febrero de 2015, es decir, en una fecha anterior a la aprobación de los
documentos de los Estados contables de 2014.
> Reconocemos que el Consejo de Administración de la Sociedad —tras los controles necesarios efectuados
por el Comité de Control y Riesgos— ha certificado, en la fecha de aprobación del proyecto de los Estados
contables relativos al ejercicio 2014, el cumplimiento continuo, en el ámbito del Grupo Enel Green Power,
de las normas establecidas por la CONSOB en materia de transparencia contable, de adecuación de la es-
tructura organizativa y del sistema de control interno que las filiales controladas, constituidas y regidas
según las leyes de países no pertenecientes a la Unión Europea, deben respetar con el objetivo de que las
acciones de Enel Green Power SpA puedan permanecer cotizadas en los mercados regulados italianos (en
virtud del artículo 36 del denominado “Reglamento de Mercados”, aprobado por la CONSOB mediante
resolución n.º 16191 de 29 de octubre de 2007).
> Reconocemos que el Consejo de Administración, a raíz de los controles pertinentes realizados por el Comité
de Control y Riesgos, ha certificado igualmente que la Sociedad cumple con los requisitos para la cotización
de acciones de filiales sujetas a la gestión y coordinación de otra sociedad cotizada, en virtud del artículo 37,
apartado 1, del Reglamento de Mercados. Por otra parte, en virtud del artículo 37, apartado 1, letra c), del
Reglamento de Mercados, el Comité de Auditoría ha procedido a comprobar la certificación del Consejo de
Administración relativa a la existencia del interés social en relación con la gestión de tesorería centralizada
entre la Sociedad y la sociedad de control Enel SpA.
> Hemos supervisado, en el marco de nuestra competencia, la adecuación de la estructura organizativa de
la Sociedad (y, más en general, del Grupo Enel Green Power en su conjunto), mediante la adquisición de
información por parte de los jefes de los departamentos empresariales competentes y a través de reuniones
con los órganos de control de las principales empresas italianas del Grupo Enel Green Power con el fin de
intercambiar mutuamente datos e información pertinente.
> En el curso de 2014, hemos constatado que Enel Green Power SpA ha consolidado el desarrollo de la es-
trategia organizativa denominada “Organización Transnacional”, destinada a determinar cambios organi-
zativos para apoyar el negocio y lograr una mayor flexibilidad organizativa, en consonancia con el carácter
multinacional del Grupo.
Asimismo, durante el año 2014, la Sociedad ha llevado a cabo una revisión de la estructura organizativa
con el fin de optimizar la operatividad de las distintas Áreas de Negocio y Departamentos y equilibrar sus
sinergias, debido al crecimiento de las dimensiones del Grupo, su diversidad y su complejidad geográfica.
La nueva estructura organizativa del Grupo es la siguiente:
1) Áreas de negocio:
- Europa, que incluye la Península Ibérica, además de los países incluidos anteriormente en el área Italia
y Europa;
- Latinoamérica, que incluye los países de América Central y del Sur, objeto de un fuerte crecimiento en
los últimos años (Brasil, Chile y los países andinos, México y América Central);
- Norteamérica, que incluye Estados Unidos y Canadá;
2) Departamentos de Línea:
- Desarrollo de Negocio;
- Ingeniería y Construcción;
- Operaciones y Mantenimiento;
343
participan respectivamente en el desarrollo, construcción y puesta en servicio y mantenimiento de las
plantas;
3) Departamentos de Personal y Servicios:
- Administración, Finanzas y Control;
- Relaciones Externas;
- Asuntos Regulatorios;
- Adquisiciones;
- Salud, Seguridad, Medio Ambiente y Calidad;
- Recursos Humanos y Organización;
- Asuntos Legales y Corporativos;
- Auditoría;
- Tecnología de la Información y la Comunicación;
- Innovación y Sostenibilidad.
Esta estructura es destinada a garantizar la gestión de los procesos centrales de gobierno corporativo y los
servicios de apoyo al negocio.
En comparación con la estructura organizativa con fecha del 31 de diciembre de 2013, las principales nove-
dades se han centrado en:
1) el Departamento de Desarrollo de Negocio, que se ha articulado con el establecimiento de las áreas de
África y Oriente Medio y Asia Pacífico;
2) el Departamento de Gestión de Riesgos, que se ha integrado parcialmente en el Departamento de Ad-
ministración, Finanzas y Control, en relación a la gestión del riesgo (financiero, materias primas y contra-
parte) y de los seguros, y en parte en el Departamento de Operaciones y Mantenimiento en relación con
la gestión del riesgo industrial;
3) la cesión de todos los activos en Francia y el establecimiento del país Sudáfrica, cuya responsabilidad se
ha asignado al área Europa;
4) las actividades relacionadas con la sostenibilidad y la innovación que se han integrado en el nuevo De-
partamento Innovación y Sostenibilidad, con el objetivo de maximizar la integración del desarrollo soste-
nible en la cadena de valor, promover el uso racional de los recursos y difundir métodos de participación
comunitaria coherentes con el modelo empresarial de Creación de Valor Compartido;
5) reorganización de las familias profesionales de Salud, Seguridad, Medio Ambiente y Calidad, Recursos
Humanos y Organización, Operaciones y Mantenimiento y Desarrollo de Negocio, con el fin de comple-
tar la integración entre Departamentos centrales y Áreas de negocios.
Los cambios descritos anteriormente fueron apoyados por proyectos organizativos específicos, tales como
el Global Professional System, que desde el año 2012 trabaja para crear catálogos de profesiones orientadas
a definir un lenguaje común para gestionar y alinear los procesos internos de selección, evaluación, desa-
rrollo, capacitación y movilidad.
Además, la Sociedad garantizará, sobre una base continua, la supervisión de las mejores prácticas en el mer-
cado, con el fin de iniciar de inmediato posibles acciones para mejorar sus procesos empresariales.
En vista de lo anterior, creemos que el sistema organizativo anteriormente descrito es adecuado para apo-
yar el desarrollo estratégico de la Sociedad y del Grupo Enel Green Power y resulta coherente con las nece-
sidades de control.
> Hemos supervisado la independencia de la sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst &
Young SpA, de la que hemos recibido la confirmación expresa por escrito sobre la existencia de dicho requi-
sito (según lo previsto en el artículo 17, párrafo 9, letra a) del Decreto italiano 39/2010) y hemos debatido
el contenido de dicha declaración con el socio responsable de la auditoría; a este respecto también hemos
velado, como exige el artículo 19, párrafo 1, letra d) del Decreto italiano 39/2010, por la naturaleza y mag-
nitud de los distintos servicios, relacionados con la auditoría legal de las cuentas, prestados a las sociedades
del Grupo Enel Green Power por parte de Reconta Ernst & Young SpA y de las entidades pertenecientes a la
344 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 Informes
correspondiente red, cuyos honorarios se detallan en las notas explicativas de los Estados contables 2014.
En las inspecciones llevadas a cabo, el Comité de Auditoría considera que no se han observado problemas
críticos en cuanto a la independencia de la sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst & Young
SpA. Hemos celebrado reuniones periódicas con los representantes de la sociedad de auditoría de cuentas
externa, de conformidad con el artículo 150, párrafo 3, de la Ley de Finanzas Consolidada, durante las cua-
les no hubo conclusiones relevantes que deban mencionarse en este Informe.
> Asimismo, la sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst & Young SpA ha procedido a presen-
tarnos, en virtud de lo previsto en el artículo 19, párrafo 3, del Decreto italiano 39/2010, con referencia al
ejercicio 2014, el informe “sobre las cuestiones fundamentales surgidas en la auditoría legal”, del que se
revela que no se han observado deficiencias significativas en el sistema de control interno en relación con
el proceso de información financiera. Cabe señalar a este respecto que, en algunas cuestiones relativas a los
procesos administrativos, la sociedad de auditoría de cuentas externa ha proporcionado sugerencias que,
compartidas por las estructuras operativas de la Sociedad, nos han permitido llevar a cabo mejoras.
> Hemos supervisado el proceso de información financiera, la adecuación del sistema administrativo con-
table de la Sociedad y la fiabilidad de este para representar correctamente las operaciones de gestión, así
como el cumplimiento de los principios de la correcta administración en el desempeño de las actividades
sociales y no tenemos ninguna observación que formular al respecto. Hemos llevado a cabo las correspon-
dientes comprobaciones mediante la obtención de la información del responsable del Departamento de
Administración, Finanzas y Control de la Sociedad (teniendo en cuenta el papel del Directivo encargado de
la redacción de los documentos contables de la Sociedad que lleva el interesado), el examen de la docu-
mentación empresarial y el análisis de los resultados del trabajo realizado por la sociedad de auditoría de
cuentas externa Reconta Ernst & Young SpA. El Consejero Delegado y el Directivo encargado de la redacción
de los documentos contables de Enel Green Power SpA han certificado con el informe correspondiente, con
referencia a los Estados contables de 2014: (i) la adecuación a las características de la empresa y la aplicación
efectiva de los procedimientos administrativos y contables para la preparación de los Estados contables;
(ii) la conformidad del contenido de los estados contables con las normas internacionales de contabilidad
aplicables reconocidas en la Unión Europea en virtud del Reglamento CE n.º 1606/2002; (iii) la correspon-
dencia de los estados financieros en cuestión con los resultados de los libros y los registros contables y su
idoneidad para representar, de forma verídica y correcta, la situación patrimonial, económica y financiera
de la Sociedad; (iv) que el Informe de gestión, que acompaña a los estados contables, incluye un análisis
fiable del desarrollo y del resultado de la gestión, así como de la situación de la Sociedad, junto con la des-
cripción de los principales riesgos e incertidumbres a los que se expone esta última. En el citado Informe se
ha señalado también que la adecuación de los procedimientos administrativos y contables para la prepara-
ción de los Estados contables de la Sociedad se ha verificado mediante la evaluación del sistema de control
interno sobre los informes financieros. La evaluación de dicho sistema no ha revelado ningún aspecto de
importancia. Con respecto a los Estados contables consolidados de 2014, se elabora un informe similar de
certificación. La evaluación del sistema de control interno ha sido respaldada también por los resultados de
la denominada “monitorización independiente”.
> Hemos supervisado la adecuación y la eficacia del sistema de control interno y de gestión de riesgos, con
i) reuniones periódicas con el responsable del Departamento de Auditoría, ii) la celebración de reuniones
con el Comité de Control y Riesgos, iii) la distribución de los documentos examinados en estas reuniones y
iv) la participación del Presidente del Comité de Auditoría en las reuniones del Comité de Control y Riesgos.
A raíz de las comprobaciones efectuadas, y en ausencia de puntos críticos significativos, se tienen motivos
para creer que el sistema de control interno y de gestión de riesgos es adecuado, eficaz y efectivamente
operativo; se señala que el Consejo de Administración de la Sociedad, en febrero de 2015, ha expresado una
evaluación conforme con el punto. Asimismo, ha reconocido la compatibilidad de los principales riesgos
relacionados con los objetivos estratégicos establecidos en el Plan Industrial 2015-2019 con una gestión
empresarial coherente con los mismos objetivos.
345
> En el curso del ejercicio, el Comité de Auditoría no ha recibido denuncias conforme al artículo 2408 del
Código Civil, ni se han expuesto.
> Hemos supervisado las modalidades de aplicación efectiva del Código de Conducta, al que la Sociedad se
adhiere, comprobando la conformidad del sistema de gobierno corporativo de Enel Green Power con las
recomendaciones expresadas en dicho Código. Se ha incluido información detallada sobre el sistema de
gobierno corporativo de la Sociedad en el Informe sobre el gobierno corporativo y la estructura de la pro-
piedad para el ejercicio 2014.
> Cabe señalar, según lo previsto en el criterio de aplicación 3.C.5 del Código de Conducta, que el Comité
de Auditoría, durante el mes de febrero de 2015, ha comprobado que el Consejo de Administración de la
Sociedad, al evaluar la independencia de sus componentes no ejecutivos, ha aplicado correctamente los
criterios establecidos en el Código de Conducta y ha seguido a tal fin un procedimiento de certificación
transparente, cuyas características se describen en el Informe sobre el gobierno corporativo y la estructu-
ra de la propiedad para el ejercicio 2014. En lo que respecta a la denominada “autoevaluación” de la in-
dependencia de sus componentes, el Comité de Auditoría ha comprobado la existencia de los requisitos
correspondientes en el mes de mayo de 2014, tras la renovación del órgano de control y, posteriormente,
en el mes de febrero de 2015. Los miembros del Comité de Auditoría, de conformidad con el artículo 144
quaterdecies, párrafo 3 bis, del denominado “Reglamento de Emisores”, adoptado por la CONSOB con
decisión n.º 11971 del 14 de mayo de 1999, han cumplido su obligación de comunicación de los cargos
de administración y control cubiertos en empresas italianas según lo previsto en el artículo 148 bis de la
Ley de Finanzas Consolidada y en los artículos 144 duodecies y siguientes del Reglamento de Emisores.
> La información adecuada sobre la remuneración percibida durante el ejercicio 2014, en razón de sus res-
pectivos cargos cubiertos por el Consejero Delegado/Director General, por los demás Consejeros y por los
Auditores, se incluye en el Informe sobre la remuneración en virtud del artículo 123 ter de la Ley de Finanzas
Consolidada, que ha sido sometido a la aprobación del Consejo de Administración, a propuesta del Comité
para los Nombramientos y las Remuneraciones, y publicado en cumplimiento de los términos de la ley; se
proporcionará información similar en el mismo documento de forma agregada, respetando la normativa
CONSOB de referencia, para los dirigentes con responsabilidades estratégicas. Se da fe de que la remune-
ración del Consejero Delegado/Director General y de los ejecutivos con responsabilidades estratégicas se
ajusta a las mejores prácticas, respetando el principio de la vinculación con objetivos adecuados de rendi-
miento, incluso de carácter no económico, y persiguiendo la creación de valor para los accionistas de la So-
ciedad a medio o largo plazo; cabe señalar que las propuestas al Consejo de Administración sobre la apro-
bación de dicha remuneración y la determinación de los parámetros correspondientes han sido elaboradas
por el Comité para los Nombramientos y las Remuneraciones, compuesto por Consejeros independientes.
> Reconocemos que la Sociedad adoptó en junio de 2010, con efecto a partir de la fecha de inicio de las ne-
gociaciones de acciones en el MTA, es decir, a partir del 4 de noviembre de 2010, un reglamento especial
para la gestión interna y el tratamiento de la información confidencial (que se puede consultar en el sitio
web de la empresa www.enelgreenpower.com), así como para la comunicación al exterior de documentos
e información empresarial, modificado por última vez en diciembre de 2012. Este reglamento contiene
disposiciones adecuadas dirigidas a las sociedades controladas para que Enel Green Power cumpla regular-
mente con los requisitos de información dirigida al mercado previstos por la ley, en virtud del artículo 114,
párrafo 2 de la Ley de Finanzas Consolidada. Los principales contenidos de este reglamento se describen en
el Informe de gobierno corporativo y la estructura de la propriedad para el ejercicio 2014.
> Declaramos que durante los meses de mayo y diciembre de 2014 el Consejero Delegado y el Presidente del
Consejo de Administración han presentado sus dimisiones de los cargos antes mencionados, así como la
dimisión de los cargos de Consejeros de la Sociedad. Dado que la mayoría de los Consejeros que han mante-
nido su cargo estaba constituida por Consejeros nombrados por la Junta general desarrollada con fecha 24
de abril de 2013, estos últimos, durante las sesiones del 23 de mayo de 2014 y del 17 de diciembre de 2014,
procedieron a la sustitución de los Consejeros que habían dimitido, en virtud del artículo 2386, apartado
346 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 Informes
1 del Código Civil. Dichos acuerdos se sometieron a sesión ante el Comité de Auditoría, el cual, teniendo
en cuenta la experiencia profesional de los candidatos, así como que los mismos no incurren en causas de
inelegibilidad o incompatibilidad a su cargo y cuentan con los requisitos previstos por la Ley, los aprueba.
> Durante el ejercicio 2014, el Comité de Auditoría emitió los siguientes dictámenes en virtud del artículo
2389, párrafo 3 del Código Civil:
- en la reunión del 25 de julio de 2014, un dictamen sobre la propuesta, recibida por el Comité para los
Nombramientos y las Remuneraciones de la Sociedad, relativa a la retribución atribuida al nuevo Conse-
jero Delegado y Director General y a la reducción de la remuneración del Presidente del Consejo de Ad-
ministración de la Sociedad, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 84 ter del Decreto ley italiano
n.º 69 de 21 de junio de 2013, convertido, con modificaciones, en la Ley italiana n.º 98 de 9 de agosto
de 2013, que establece: “Disposiciones urgentes para reactivar la economía ” (denominado “Decreto del
hacer”);
- en la reunión del 17 de diciembre de 2014, tras la dimisión del Presidente del Consejo de Administración,
el Comité de Auditoría ha procedido a emitir un dictamen sobre la propuesta recibida por Comité para
los Nombramientos y las Remuneraciones de la Sociedad, en lo que respecta a la remuneración del nuevo
Presidente del Consejo de Administración.
> Reconocemos que la Sociedad también adoptó con fecha del 1 de diciembre de 2008 un Código Ético (dis-
ponible en el sitio web de la empresa www.enelgreenpower.com) —posteriormente actualizado a raíz de
las modificaciones normativas y organizativas introducidas, así como para adaptar aún más los contenidos
a las mejores prácticas internacionales— que expresa los compromisos y las responsabilidades éticas en la
actividad empresarial, regulando e informando los comportamientos empresariales con transparencia y
equidad para todas las partes interesadas.
> Con referencia a la normativa incluida en el Decreto Legislativo italiano del 8 de junio de 2001, n.º 231 (en lo
sucesivo, el “Decreto Legislativo 231/2001”), la Sociedad adoptó a partir del 1 de diciembre de 2008 y pos-
teriormente actualizó sobre la base de novedades legislativas de vez en cuando adoptadas en la materia,
un modelo organizativo y de gestión cuyos contenidos resultan coherentes con las directrices elaboradas
por las asociaciones de categoría. El modelo en cuestión, concebido como instrumento que deben adoptar
todas las empresas italianas del Grupo, se compone de una “parte general” y de diferentes “partes especia-
les”, dedicadas a las distintas tipologías de delitos determinados por el Decreto Legislativo 231/2001 y que
el propio modelo pretende evitar. Para una descripción de las principales características de este modelo y de
las correspondientes modalidades de adopción por parte de las distintas sociedades del Grupo, consúltese
lo indicado en el Informe de gobierno corporativo y la estructura de la propriedad para el ejercicio 2014.
La Sociedad también ha procedido a establecer un Organismo de Vigilancia (OdV), destinado a supervisar
el funcionamiento y cumplimiento del propio modelo y de velar por su actualización, compuesto por tres
miembros: en 2014 se compone de los jefes de los Departamentos de Auditoría y Asuntos Legales y Corpo-
rativos y de un asesor externo a la Sociedad, con experiencia y conocimientos específicos en el campo que
pueda garantizar la autonomía e independencia, que ha asumido el cargo de Presidente del OdV. El Comité
de Auditoría ha recibido información adecuada sobre las principales actividades realizadas en el curso de
2014 por parte del OdV; al examinar estas actividades, no se observó ninguna evidencia de hechos ni situa-
ciones que se deban mencionar en el presente Informe.
> Se reconoce que, desde el 1 de diciembre de 2008, el Consejo de Administración aprobó el Plan de “Toleran-
cia Cero a la Corrupción” (disponible en el sitio web de la empresa www.enelgreenpower.com) que integra
el Código Ético y el modelo organizativo y de gestión de conformidad con el Decreto Legislativo 231/2001,
que recoge las recomendaciones en materia de corrupción formuladas por Transparencia Internacional.
> La actividad de supervisión del Comité de Auditoría en el ejercicio 2014 fue llevada a cabo en veintidós (22)
reuniones, de las cuales doce (12) conjuntamente con el Comité de Control y Riesgos, así como con la parti-
cipación en dieciocho (18) reuniones del Consejo de Administración y en siete (7) reuniones del Comité de
Relaciones con Partes Vinculadas, de las cuales en dos (2) reuniones participó todo el Comité de Auditoría,
347
mientras que en las cinco (5) restantes participó solo el Presidente del Comité de Auditoría. Además, de las
once (11) reuniones del Comité para los Nombramientos y las Remuneraciones, el Presidente del Comité de
Auditoría participó en diez (10) reuniones, mientras que el Auditor Ascoli participó en dos (2) y el Auditor
Leccese en una (1).
En el transcurso de dicha actividad y sobre la base de la información obtenida por la sociedad de auditoría de
cuentas externa Reconta Ernst & Young SpA no se han observado omisiones, hechos censurables ni irregu-
laridades ni, en ningún caso, hechos significativos que requieran notificación a la Autoridad de vigilancia ni
mención en el presente Informe.
El Comité de Auditoría, a raíz de la actividad de supervisión desarrollada y sobre la base de lo observado en el
intercambio de datos e información con la sociedad de auditoría de cuentas externa Reconta Ernst & Young
SpA, les propone aprobar los Estados contables del ejercicio de la Sociedad a fecha de 31 de diciembre de
2014, de conformidad con lo propuesto por el Consejo de Administración.
Roma, 8 de abril de 2015 El Comité de Auditoría
Prof. Franco Fontana – Presidente
Dra. Maria Rosaria Leccese – Auditora
Dr. Giuseppe Ascoli – Auditor
348 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 INFORMES
Informe de la Sociedad de auditoría sobre los Estados contables del ejercicio de 2014 del Grupo Enel Green Power
351
352 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 GOBIERNO CORPORATIVO
Gobierno corporativo
353
Gobierno corporativo
El sistema de gobierno corporativo de Enel Green Power
SpA concuerda con los principios contenidos en el Código
de Conducta de las sociedades cotizadas (20), al que se ad-
hiere la Sociedad. Dicho sistema de gobierno corporativo se
halla además imbuido de las recomendaciones formuladas
por la CONSOB sobre la materia y, más en general, de las
mejores prácticas internacionales.
El sistema de gobierno societario adoptado por parte de
Enel Green Power y del Grupo societario dependiente de
ella está orientado, sobre todo, al objetivo de la creación de
valor para los accionistas con un horizonte de medio y largo
plazo, a sabiendas de la relevancia social de las actividades
emprendidas por el Grupo y la consiguiente necesidad de
considerar adecuadamente todos los intereses implicados
durante su ejecución.
De conformidad con lo previsto por la legislación italiana en
materia de sociedades con acciones cotizadas, la organiza-
ción de la Sociedad se caracteriza por la presencia:
> de un Consejo de Administración encargado de velar por
la gestión de la empresa, cuyos miembros son nombra-
dos por la Junta con arreglo a las listas presentadas por
los accionistas y por el Consejo de Administración salien-
te, habida cuenta de —entre otras cosas— los requisitos
de independencia y de equilibrio entre sexos;
> de un Comité de Auditoría llamado a vigilar: (i) el cum-
plimiento de la ley y los Estatutos sociales, así como el
respeto de los principios de una correcta administración
durante el despliegue de las actividades sociales; (ii) el pro-
ceso de información financiera, así como la idoneidad de
la estructura organizativa, el sistema de control interno y
el sistema administrativo y contable de la Sociedad; (iii) la
auditoría legal de la contabilidad anual y la contabilidad
consolidada, así como la independencia de la sociedad de
auditoría legal; y, finalmente, (iv), los procedimientos con-
cretos de aplicación de las reglas de gobierno societario
contempladas en el Código de Conducta;
> de la Junta de Accionistas, competente para deliberar,
entre otras cosas —en convocatoria general o extraordi-
naria—, con relación a: (i) el nombramiento y la revoca-
ción de los componentes del Consejo de Administración
y el Comité de Auditoría, así como sobre sus correspon-
dientes retribuciones y responsabilidades; (ii) la aproba-
ción de los Estados contables y la distribución del resul-
tado; (iii) la adquisición y la enajenación de sus acciones;
(iv) los planes de accionariado; (v) las modificaciones de
los Estatutos sociales; (vi) la emisión de obligaciones con-
vertibles.
La actividad de auditoría legal de las cuentas se encuentra
confiada a una sociedad especializada inscrita en el perti-
nente registro, designada por la Junta de Accionistas a pro-
puesta motivada del Comité de Auditoría.
Para información detallada acerca del sistema de gobierno corporativo, se remite al Informe sobre el gobierno corporativo
y la estructura de la propiedad de Enel Green Power, publicado en el sitio web de la Sociedad (www.enelgreenpower.com,
sección “Gobierno”).
Alberto De Paoli (P)Francesco Venturini (CD/DG)
Luca Anderlini (2,3)Carlo Angelici (2,3)Andrea Brentan
Giovanni Battista Lombardo (1)Giovanni Pietro Malagnino (1,3)
Luciana Tarozzi (1)Francesca GostinelliPaola Muratorio (2)
Sociedad deauditoría
Ernst & Young
Franco Fontana (P)Giuseppe AscoliMaria Rosaria
Leccese
Junta
Consejo deAdministración
Comitéde Control y
Riesgos1
Comité para losNombramientos
y las Remuneraciones2
Comité de Relaciones con
Partes Vinculadas3
Comité de Auditoría
(20) Disponible en sus diversas ediciones en el sitio web de la Bolsa italiana (en la dirección http://www.borsaitaliana.it).
354 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 estados contables del ejercIcIo
Anexos
356 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Empresas y participaciones relevantes del Grupo Enel Green Power a 31 de diciembre de 2014
357
De conformidad con lo dispuesto por la Comunicación COnSOB n.º DEM/6064293 del 28 de julio de 2006 y por el artículo 126 de la Decisión COnSOB n.º 11971 del 14 de mayo de 1999, a continuación se ofrece la relación de las empresas controladas por Enel Green po-wer SpA y asociadas a la misma a 31 de diciembre de 2014, en virtud de lo previsto en el artículo 2359 del Código Civil italiano, así como de otras participaciones relevantes.todas las participaciones se poseen con título de propiedad.para cada empresa se indica: la denominación, el domicilio social, el capital social, la mone-da en la cual está expresado, las sociedades del Grupo que poseen una participación en la empresa y los respectivos porcentajes de posesión y el porcentaje de posesión del Grupo, así como el método de consolidación.
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
Sociedad de control
Enel Green Power SpA Roma Italia 1.000.000.000 EUR Enel SpA 100,00% 68,29% Cartera
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
Controladas
(Cataldo) Hydro Power Associates
Nueva York EE. UU. - USD Chi Black River Inc. 100,00% 50,00% Total
Hydro Development Group Inc. 50,00%
3-101-665717 SA San José Costa Rica 10.000 CRC PH Chucas SA 62,48% 100,00% Total
3SUN Srl Catania Italia 35.205.984 EUR Enel Green Power SpA 33,33% 33,33% Puesta en equivalencia
Adams Solar PV Project Two (RF) (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
10.000.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 60,00% 60,00% Total
Adam Solar PV Project Three (Pty) Ltd
Mowbray República de Sudáfrica
1 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Agassiz Beach LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Agatos Green Power Trino
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power Solar Energy Srl
80,00% 80,00% Total
Aguilón 20 SA Zaragoza España 2.682.000 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Total
Albany Solar LLC Minneapolis EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Almeyda Solar SpA Santiago Chile 1.736.965.000 CLP Enel Green Power Chile Ltda 99,91% 100,00% Total
Almussafes Servicios Energéticos SL
Valencia España 3.010 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Altomonte Fv Srl Cosenza Italia 100.000 EUR Enel Green Power Solar Energy Srl
100,00% 100,00% Total
Alvorada Energia SA Río de Janeiro Brasil 17.117.416 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Annandale Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Apiacás Energia SA Río de Janeiro Brasil 21.216.846 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Aquenergy Systems Inc.
Greenville EE. UU. 10.500 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.
100,00% 100,00% Total
Atwater Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Aurora Distributed Solar LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Autumn Hills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Barnet Hydro Company
Burlington EE. UU. - USD Sweetwater Hydroelectric Inc. 100,00% 90,00% Total
Enel Green Power North Ame-rica Inc.
10,00%
Beaver Falls Water Power Company
Philadelphia EE. UU. - USD Beaver Valley Holdings Ltd 67,50% 67,50% Total
Beaver Valley Holdings Ltd
Philadelphia EE. UU. 2 USD Hydro Development Group Inc. 100,00% 100,00% Total
Beaver Valley Power Company
Philadelphia EE. UU. 30 USD Hydro Development Group Inc. 100,00% 100,00% Total
Biowatt - Recursos Energéticos Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Black River Hydro Assoc
Nueva York EE. UU. - USD (Cataldo) Hydro Power Asso-ciates
75,00% 75,00% Total
Boiro Energía SA Boiro España 601.010 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
358 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Boott Field LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Boott Hydropower Inc. 100,00% 100,00% Total
Boott Hydropower Inc. Boston EE. UU. - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Boott SheldonHoldings LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Hydro Finance Holding Com-pany Inc.
100,00% 100,00% Total
Bp Hydro Associates Boise EE. UU. - USD Chi Idaho Inc. 100,00% 68,00% Total
Enel Green Power North Ame-rica Inc.
32,00%
Bp Hydro Finance Partnership
Salt Lake City EE. UU. - USD Fulcrum Inc. 100,00% 24,08% Total
Bp Hydro Associates 75,92%
Brooten Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Buffalo Dunes Wind Project LLC
Topeka EE. UU. - USD EGPNA Development Holdings LLC
75,00% 75,00% Total
Business Venture Inves-tments 1468 (Pty) Ltd
Lombardy East República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Bypass Limited Boise EE. UU. - USD Northwest Hydro Inc. 100,00% 69,35% Total
Chi West Inc. 29,65%
El Dorado Hydro 1,00%
Bypass Power Company
Los Ángeles EE. UU. 1 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Camposgen- Energia Lda
Oeiras Portugal 5.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
60,00% 80,00% Total
Pp - Co-Geração SA 20,00%
Canastota Wind Power LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Caney River Wind Project LLC
Topeka EE. UU. - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Carocraft (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
116 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 97,00% 97,00% Total
Carodex (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
116 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 98,49% 98,49% Total
Castle Rock Ridge Limited Partnership
Calgary Canadá - CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 99,90% Total
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
Central Hidráulica Güejar-Sierra SL
Sevilla España 364.210 EUR Enel Green Power España SL 19,98% 33,30% Puesta en equivalencia
Chi Black River Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Idaho Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Minnesota Wind LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Operations Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Power Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi Power Marketing Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chi West Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Chisago Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Chisholm View Wind Project LLC
Oklahoma City EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 75,00% 75,00% Total
Cogeneración Lipsa SL Barcelona España 720.000 EUR Enel Green Power España SL 12,00% 20,00% Puesta en equivalencia
Companhia Térmica Lusol ACE
Barreiro Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
57,00% 95,00% Total
Companhia Térmica Ribeira Velha ACE
São Paio de Oleiros
Portugal - EUR Pp - Co-Geração SA 60,00% 49,00% Total
TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
51,00%
Compañía Eólica Tierras Altas SA
Soria España 13.222.000 EUR Enel Green Power España SL 21,38% 35,63% Puesta en equivalencia
Coneross Power Corpo-ration Inc.
Greenville EE. UU. 110.000 USD Aquenergy Systems Inc. 100,00% 100,00% Total
Consolidated Hydro New Hampshire Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 130 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
359
Consolidated Hydro New York Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 200 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Consolidated Hydro Southeast Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 95,00% Total
Gauley River Power Partners LP 5,00%
Consolidated Pumped Storage Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 550.000 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
81,82% 81,82% Total
Consorcio Eólico Marino Cabo de Tra-falgar SL
Cádiz España 200.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Copenhagen Asso-ciates
Nueva York EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 50,00% Total
Hydro Development Group Inc. 50,00%
Corporación Eólica de Zaragoza SL
Zaragoza España 1.021.600 EUR Enel Green Power España SL 15,00% 25,00% Puesta en equivalencia
Courtenay Wind Farm LLC
Bismark EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
De Rock’l Srl Bucarest Rumanía 5.629.000 RON Enel Green Power Romania Srl 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
0,00%
Depuración Destilación Reciclaje SL
Boiro España 600.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Desarrollo de Fuerzas Renovables Srl de Cv
Ciudad de México
México 5.313.807 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
100,00% 99,99% Total
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
0,01%
Diego de Almagro Matriz SpA
Santiago Chile 351.604.338 CLP Empresa Eléctrica Panguipulli SA
99,91% 100,00% Total
Dioflash (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Dodge Center Distribu-ted Solar LLC
Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Dominica Energía Limpia Srl de Cv
Colonia Guadalu-pe Inn
México 279.282.225 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
100,00% 99,96% Total
Enel Green Power Guatemala SA
0,04%
EGP BioEnergy Srl Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power Puglia Srl 100,00% 100,00% Total
EGP Jewel Valley LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
EGP Stillwater Solar LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
EGP Timber Hills Project LLC
Los Ángeles EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
EGPNA Development Holdings LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ameri-ca Development LLC
100,00% 100,00% Total
EGPNA Wind Holdings 1 LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Electra Capital (RF) (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
10.000.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 60,00% 60,00% Total
Enel Green Power Cabeça de Boi SA
Río de Janeiro Brasil 19.017.956 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Damascena Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Parque Eólico Serra Azul Ltda 100,00% 1,00% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,00%
Enel Green Power Delfina A Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Delfina B Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Delfina C Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Delfina D Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Delfina E Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Dois Riachos Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Emiliana Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 120.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Parque Eólico Curva dos Ventos Ltda
1,00%
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
360 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Enel Green Power Esperança Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
100,00% 1,00% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,00%
Enel Green Power Itu-verava Norte Solar SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Ituverava Solar SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Ituverava Sul Solar SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Joana Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 120.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Parque Eólico Curva dos Ventos Ltda
1,00%
Enel Green Power Maniçoba Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.000.000 BRL Parque Eólico Serra Azul Ltda 100,00% 1,00% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,00%
Enel Green Power Modelo I Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 125.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Modelo II Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 1.250.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,00% 99,00% Total
Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 135.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,99% 99,00% Total
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
1,00%
Enel Green Power Pedra do Gerônimo Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 135.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,99% 99,00% Total
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
1,00%
Enel Green Power Salto Apiacás SA
São Domingos - Niterói
Brasil 14.412.120 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Parque Eólico Serra Azul Ltda 1,00%
Enel Green Power Tacaico Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 80.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 99,99% 99,00% Total
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
1,00%
Enel Soluções Energéti-cas Ltda
São Domingos - Niterói
Brasil 5.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,99% Total
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
0,01%
EOLVERDE - SGPS SA Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
45,00% 75,00% Total
Eastwood Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Eed - Empreendimen-tos Eólicos do Douro SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Eevm - Empreendi-mentos Eólicos Vale do Minho SA
Oporto Portugal 200.000 EUR EOLVERDE - SGPS SA 22,50% 50,00% Puesta en equivalencia
EGP Geronimo Holding Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 1.000 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
EGP Solar 1 LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
El Dorado Hydro Los Ángeles EE. UU. - USD Chi West Inc. 100,00% 82,50% Total
Northwest Hydro Inc. 17,50%
Elcomex Solar Energy Srl
Costanza Rumanía 4.590.000 RON Enel Green Power Romania Srl 100,00% 99,90% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
0,10%
Empreendimento Eólico de Rego Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Empreendimentos Eólicos da Serra do Sicó SA
Oporto Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
31,43% 52,38% Total
Empreendimentos Eólicos de Viade Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
48,00% 80,00% Total
Empresa Eléctrica Panguipulli SA
Santiago Chile 48.038.937 CLP Enel Green Power Latin America Ltda
99,91% 0,01% Total
Enel Green Power Chile Ltda 99,99%
Empresa Nacional de Geotermia SA
Santiago Chile 12.647.752.517 CLP Enel Green Power Chile Ltda 50,95% 51,00% Total
Enel Alberta Wind Inc. Calgary Canadá 16.251.021 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Enel Atlantic Canada LP
St. John (Newfoundland)
Canadá - CAD Newind Group Inc. 100,00% 0,10% Total
Enel Green Power Canada Inc. 99,90%
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
361
Enel Brasil Partici-pações Ltda
Río de Janeiro Brasil 1.631.724.678 BRL Enel Green Power Latin America Ltda
100,00% 0,01% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
99,99%
Enel Cove Fort II LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Cove Fort LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD EGPNA Development Holdings LLC
100,00% 100,00% Total
Enel Fortuna SA Panama República de Panamá
100.000.000 USD Enel Green Power Panama SA 50,06% 50,06% Total
Enel Geothermal LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Bulgaria EAD
Sofía Bulgaria 35.231.000 BGN Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl
Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Calabria Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Canada Inc.
Montreal Canadá 85.681.857 CAD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Chile Ltda
Santiago Chile 15.649.360.000 CLP Hydromac Energy BV 99,91% 0,01% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
99,99%
Enel Green Power Colombia SA
Bogotá Colombia 300.000.000 COP Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Costa Rica SA
San José Costa Rica 27.500.000 USD Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Cristal Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 104.833.131 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Enel Green Power Des-envolvimento Ltda
Río de Janeiro Brasil 13.900.297 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,99% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
0,01%
Enel Green Power Ecuador SA
Quito Ecuador 26.000 USD Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
1,00%
Enel Green Power El Salvador SA de Cv
San Salvador El Salvador 3.071.090 SVC Enel Green Power Internatio-nal BV
99,00% 99,00% Total
Enel Gren Power Latin America Ltda
0,00%
Enel Green Power España SL
Madrid España 11.153 EUR Enel Green Power Internatio-nal BV
60,00% 60,00% Total
Enel Green Power Fazenda SA
Río de Janeiro Brasil 12.834.623 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Finale Emilia Srl
Roma Italia 10.000.000 EUR Enel Green Power SpA 70,00% 70,00% Total
Enel Green Power Granadilla SL
Tenerife España 3.012 EUR Enel Green Power España SL 39,00% 65,00% Total
Enel Green Power Guatemala SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 5.000 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 98,00% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
2,00%
Enel Green Power Hellas SA
Maroussi Grecia 7.687.850 EUR Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power International BV
Ámsterdam Países Bajos 244.532.298 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
Santiago Chile 30.728.470 CLP Hydromac Energy BV 99,91% 99,90% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
0,01%
Enel Green Power México Srl de Cv
Ciudad de México
México 973.703.665 MXN Enel Green Power Latin America Ltda
100,00% 0,01% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
99,99%
Enel Green Power North America Develo-pment LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power North America Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 50 USD Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
362 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Enel Green Power Panama SA
Panamá República de Panamá
3.000 USD Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Par-tecipazioni Speciali Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Perú SA
Lima Perú 1.000 PEN Enel Green Power Internatio-nal BV
99,91% 99,90% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
0,01%
Enel Green Power Primavera Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 140.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Enel Green Power Puglia Srl
Roma Italia 1.000.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power RSA (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power South Africa 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Romania Srl
Sat Rusu de Sus Nuseni
Rumanía 2.430.631.000 RON Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power São Judas Eólica SA
Río de Janeiro Brasil 100.000.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Enel Green Power San Gillio Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 80,00% 80,00% Total
Enel Green Power Solar Energy Srl
Roma Italia 10.000 EUR Enel Green Power SpA 100,00% 100,00% Total
Enel Green Power South Africa
Ámsterdam Países Bajos 18.000 EUR Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Strambino Solar Srl
Turín Italia 250.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Total
Enel Green Power Turkey Enerji Yatirimlari Anonim Şirketi
Estambul Turquía 10.154.658 TRY Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Uruguay SA
Montevideo Uruguay 400.000 UYU Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
Enel Green Power Villoresi Srl
Roma Italia 200.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Puesta en equivalencia
Enel Kansas LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Nevkan Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Enel Salt Wells LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Stillwater LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Surprise Valley LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00% Total
Enel Texkan Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Chi Power Inc. 100,00% 100,00% Total
Enelpower do Brasil Ltda
Río de Janeiro Brasil 1.242.000 BRL Enel Green Power Latin America Ltda
100,00% 0,01% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,99%
Eneop - Eólicas de Portugal SA
Paço de Arcos, Oeiras
Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
21,58% 17,98% Puesta en equivalencia
Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
17,98%
Enercor - Produção de Energia ACE
Montijo Portugal - EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
60,00% 70,00% Total
Pp - Co-Geração SA 30,00%
Energia Eolica Srl Roma Italia 4.840.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Total
Energía Global de México (Enermex) SA de Cv
Ciudad de México
México 50.000 MXN Enel Green Power Internatio-nal BV
99,00% 99,00% Total
Energía Global Opera-ciones SA
San José Costa Rica 10.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 100,00% 100,00% Total
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
Ciudad de México
México 5.339.650 MXN Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 99,96% Total
Enel Green Power Guatemala SA
0,04%
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
363
Energía Nueva de Iggu Srl de Cv
Ciudad de México
México 3.139.737.500 MXN Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
99,91% 0,01% Total
Enel Green Power México Srl de Cv
99,90%
Energías Especiales de Careón SA
La Coruña España 270.450 EUR Enel Green Power España SL 46,20% 77,00% Total
Energías Especiales de Peña Armada SA
Madrid España 963.300 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Energías Especiales del Alto Ulla SA
Madrid España 1.722.600 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Energías Especiales del Bierzo SA
Torre del Bierzo España 1.635.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Energias Renovables La Mata SAPI de Cv
Ciudad de México
México 656.615.400 MXN Energía Nueva de Iggu Srl de Cv 100,00% 0,01% Total
Enel Green Power México Srl de Cv
99,99%
Energética de Rosselló AIE
Barcelona España 3.606.060 EUR Enel Green Power España SL 16,20% 27,00% Puesta en equivalencia
Energía de la Loma SA Jaén España 4.450.000 EUR Enel Green Power España SL 30,52% 50,86% Total
Energías Alternativas del Sur SL
Las Palmas de Gran Canaria
España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Energías de Aragón II SL
Zaragoza España 18.500.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Energías de Graus SL Barcelona España 1.298.160 EUR Enel Green Power España SL 40,00% 66,67% Total
Energías de la Mancha SA
Villarta de San Juan (Ciudad Real)
España 279.500 EUR Enel Green Power España SL 41,05% 68,42% Total
Enerlive Srl Roma Italia 6.520.000 EUR Maicor Wind Srl 60,00% 100,00% Total
Enexon Hellas SA Maroussi Grecia 18.771.600 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Eolcinf - Produçao de Energia Eólica Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Eolflor - Produçao de Energia Eólica Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Essex Company Boston EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Estrellada SA Montevideo Uruguay 448.000 UYU Enel Green Power Uruguay SA 100,00% 100,00% Total
Explotaciones Eólicas de Escucha SA
Zaragoza España 3.505.000 EUR Enel Green Power España SL 42,00% 70,00% Total
Explotaciones EólicasEl Puerto SA
Teruel España 3.230.000 EUR Enel Green Power España SL 44,16% 73,60% Total
Explotaciones Eólicas Saso Plano SA
Zaragoza España 5.488.500 EUR Enel Green Power España SL 39,00% 65,00% Total
Explotaciones Eólicas Sierra Costera SA
Zaragoza España 8.046.800 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Explotaciones Eólicas Sierra La Virgen SA
Zaragoza España 4.200.000 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Eólica del Noroeste SL La Coruña España 36.100 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Total
Eólica del Principado SAU
Oviedo España 90.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólica Valle del Ebro SA Zaragoza España 5.559.340 EUR Enel Green Power España SL 30,30% 50,50% Total
Eólica Zopiloapan SAPI de Cv
Ciudad de México
México 1.877.201.540 MXN Enel Green Power Partecipazio-ni Speciali Srl
96,48% 39,50% Total
Enel Green Power México Srl de Cv
56,98%
Eólicas de Agaete SL Las Palmas de Gran Canaria
España 240.400 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Eólicas de Fuencalien-te SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 216.360 EUR Enel Green Power España SL 33,00% 55,00% Total
Eólicas de Fuerteven-tura AIE
Fuerteventura - Las Palmas
España - EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de la Patagonia SA
Buenos Aires Argentina 480.930 ARS Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de Lanzarote SL Las Palmas de Gran Canaria
España 1.758.000 EUR Enel Green Power España SL 24,00% 40,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de Tenerife AIE Santa Cruz de Tenerife
España 420.708 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Eólicas de Tirajana AIE Las Palmas de Gran Canaria
España - EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
364 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Fiesta City Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Finerge - Gestão de Projectos Energéti-cos SA
Oporto Portugal 750.000 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Florence Hills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Fuentes Renovables de Guatemala SA
Ciudad deGuatemala
Guatemala 5.000 GTQ Enel Green Power Guatemala SA
97,53% 60,00% Total
Renovables de Guatemala SA 40,00%
Fulcrum Inc. Boise EE. UU. 1.003 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Gibson Bay Wind Farm (RF) (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 60,00% 60,00% Total
GV Energie Rigenerabi-li ITAL-RO Srl
Bucarest Rumanía 675.400 RON Enel Green Power Romania Srl 100,00% 99,99% Total
Enel Green Power Internatio-nal BV
0,01%
Gauley Hydro LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 100,00% Total
Gauley River Manage-ment Corporation
Willison EE. UU. 1 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Gauley River Power Partners LP
Willison EE. UU. - USD Gauley River Management Corporation
100,00% 100,00% Total
Generadora de Occi-dente Ltda
Ciudad de Guatemala
Guatemala 16.261.697 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Guatemala SA
1,00%
Generadora Monte-cristo SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 3.820.000 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 99,99% Total
Enel Green Power Guatemala SA
0,01%
Geotérmica del Norte SA
Santiago Chile 64.779.811.451 CLP Enel Green Power Chile Ltda 50,95% 51,00% Total
Geronimo Huron Wind Farm LLC
Andover EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Geronimo Wind Energy LLC
Minneapolis EE. UU. - USD EGP Geronimo Holding Com-pany Inc.
49,20% 49,20% Puesta en equivalencia
Goodwell Wind Project LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Hispano Generación De Energía Solar SL
Jerez de los Caballeros (Badajoz)
España 3.500 EUR Enel Green Power España SL 30,60% 51,00% Total
Hadley Ridge LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Hastings Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Hidroelectricidad del Pacífico Srl de Cv
Ciudad de México
México 30.890.736 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Hidroeléctrica De Ourol SL
Lugo España 1.608.200 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Hidroeléctrica Don Rafael SA
San José Costa Rica 10.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 65,00% 65,00% Total
Highfalls Hydro Com-pany Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Hope Creek LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Hydro Development Group Inc.
Albany EE. UU. 12 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydro Energies Corpo-ration
Willison EE. UU. 5.000 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydro Finance Holding Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Hydromac Energy BV Ámsterdam Países Bajos 18.000 EUR Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 100,00% Total
International Eolian of Korinthia SA
Maroussi Grecia 6.471.798 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
International Eolian of Grammatiko SA
Maroussi Grecia 436.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 1 SA
Maroussi Grecia 418.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 2 SA
Maroussi Grecia 514.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
365
International Eolian of Peloponnisos 3 SA
Maroussi Grecia 423.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 4 SA
Maroussi Grecia 465.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 5 SA
Maroussi Grecia 509.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 6 SA
Maroussi Grecia 447.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 7 SA
Maroussi Grecia 418.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
International Eolian of Peloponnisos 8 SA
Maroussi Grecia 418.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Isamu Ikeda Energia SA Río de Janeiro Brasil 61.474.476 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Italgest Energy (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Jack River LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Jessica Mills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Julia Hills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Kongul Enerji Sanayi Ve Ticaret Anonim Şirketi
Estambul Turquía 50.000 TRY Enel Green Power Turkey Enerji Yatirimlari Anonim Şirketi
100,00% 100,00% Total
Kalenta SA Maroussi Grecia 4.359.000 EUR Enel Green Power Solar Energy Srl
100,00% 100,00% Total
Kings River Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Kinneytown Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
LaChute Hydro Com-pany Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Lake Emily Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Lake Pulaski Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Lawrence Creek Solar LLC
Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Lawrence Hydroelectric Associates LP
Boston EE. UU. - USD Essex Company 100,00% 92,50% Total
Enel Green Power North Ame-rica Inc.
7,50%
Lester Prairie Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Little Elk Wind Project LLC
Oklahoma City EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Littleville Power Com-pany Inc.
Boston EE. UU. 1 USD Hydro Development Group Inc. 100,00% 100,00% Total
Lower Saranac Corpo-ration
Nueva York EE. UU. 1 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Lower Saranac Hydro Partners LP
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 99,00% Total
Lower Saranac Corporation 1,00%
Maicor Wind Srl Roma Italia 20.850.000 EUR Enel Green Power SpA 60,00% 60,00% Total
Manlenox (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
97 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 98,87% 98,87% Total
Mascoma Hydro Cor-poration
Concord EE. UU. 1 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Mason Mountain Wind Project LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
Matrigenix (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Mayhew Lake Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Metro Wind LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Mexicana de Hidroelec-tricidad Mexhidro Srl de Cv
Ciudad de México
México 181.728.701 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Midway Farms Wind Project LLC
Dallas EE. UU. - USD Trade Wind Energy LLC 100,00% 100,00% Total
Mill Shoals Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Minicentrales del Canal Imperial-Gallur SL
Zaragoza España 1.820.000 EUR Enel Green Power España SL 21,90% 36,50% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
366 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Missisquoi Associates GP
Los Ángeles EE. UU. - USD Sheldon Springs Hydro Asso-ciates LP
100,00% 99,00% Total
Sheldon Vermont Hydro Com-pany Inc.
1,00%
Molinos de Viento del Arenal SA
San José Costa Rica 9.709.200 USD Enel Green Power Costa Rica SA 49,00% 49,00% Total
Montrose Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Mustang Run Wind Project LLC
Oklahoma City EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Nojoli Wind Farm (RF) (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
10.000.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 60,00% 60,00% Total
Nevkan Renewables LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00% Total
Newbury Hydro Company
Burlington EE. UU. - USD Sweetwater Hydroelectric Inc. 100,00% 1,00% Total
Enel Green Power North Ame-rica Inc.
99,00%
Newind Group Inc. St. John (Newfoundland)
Canadá 578.192 CAD Enel Green Power Canada Inc. 100,00% 100,00% Total
Northwest Hydro Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Notch Butte Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Odell Wind Farm LLC Minneapolis EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Operación y Man-tenimiento Tierras Morenas SA
San José Costa Rica 30.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 85,00% 85,00% Total
Origin Goodwell Holdings LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD EGPNA Wind Holdings 1 LLC 100,00% 100,00% Total
Origin Wind Energy LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Osage Wind LLC Delaware EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 50,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Ottauquechee Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Oxagesa AIE Teruel España 6.010 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Puesta en equivalencia
Oyster Bay Wind Farm (Pty) Ltd
Ciudad del Cabo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
P.E. Cote SA San José Costa Rica 10.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 65,00% 65,00% Total
P.V. Huacas SA San José Costa Rica 10.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 65,00% 65,00% Total
Parque Eólico Curva dos Ventos Ltda
Bahia Brasil 420.000 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Parque Eólico Engenho Geradora de Energia Ltda
Fortaleza Brasil 685.423 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Parque Eólico Fontes dos Ventos Ltda
Recife Brasil 5.091.945 BRL Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
99,04% 0,04% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,00%
Parque Eólico Ouroven-tos Ltda
Bahia Brasil 566.347 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Parque Eólico Serra Azul Ltda
Bahia Brasil 940.567 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 99,00% Total
Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
1,00%
Parque Eólico Ventania Geradora de Energia Ltda
Fortaleza Brasil 440.267 BRL Enel Green Power Desenvolvi-mento Ltda
100,00% 1,00% Total
Enel Brasil Participações Ltda 99,00%
PH Chucas SA San José Costa Rica 100.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 62,48% 40,31% Total
Enel Green Power SpA 22,17%
PH Don Pedro SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 33,44% 33,44% Total
PH Guacimo SA San José Costa Rica 50.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 65,00% 65,00% Total
PH Río Volcán SA San José Costa Rica 100.001 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 34,32% 34,32% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
367
Padoma Wind Power LLC
Los Ángeles EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Papeleira Portugue-sa SA
São Paio de Oleiros
Portugal 916.229 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
1,57% 2,62% Puesta en equivalencia
Paravento SL Lugo España 3.006 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Parc Eolic Els Aligars SL Barcelona España 1.313.100 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Parc Eolic La Tossa-La Mola D’en Pascual SL
Barcelona España 1.183.100 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Parque Eólico de Belmonte SA
Madrid España 120.400 EUR Enel Green Power España SL 30,10% 50,16% Total
Parque Eólico Taltal SA Santiago Chile 20.878.010.000 CLP Enel Green Power Latin America Ltda
99,91% 0,01% Total
Enel Green Power Chile Ltda 99,99%
Parque Eólico A Cape-lada AIE
Santiago de Compostela
España 5.857.586 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Parque Eólico Carretera de Arinaga SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 1.603.000 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Parque Eólico de Aragón AIE
Zaragoza España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 48,00% 80,00% Total
Parque Eólico de Barbanza SA
La Coruña España 3.606.000 EUR Enel Green Power España SL 45,00% 75,00% Total
Parque Eólico de Gevancas SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Parque Eólico de San Andrés SA
La Coruña España 552.920 EUR Enel Green Power España SL 49,20% 82,00% Total
Parque Eólico de Santa Lucía SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 901.500 EUR Enel Green Power España SL 39,40% 65,67% Total
Parque Eólico do Alto da Vaca Lda
Oporto Portugal 125.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
45,00% 75,00% Total
Parque Eólico do Vale do Abade Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
30,60% 51,00% Total
Parque Eólico Finca de Mogán SA
Las Palmas de Gran Canaria
España 3.810.340 EUR Enel Green Power España SL 54,00% 90,00% Total
Parque Eólico Montes de Las Navas SA
Madrid España 6.540.000 EUR Enel Green Power España SL 45,30% 75,50% Total
Parque Eólico Punta de Teno SA
Tenerife España 528.880 EUR Enel Green Power España SL 31,20% 52,00% Total
Parque Eólico Renaico SpA
Santiago Chile 1.000.000 CLP Enel Green Power Chile Ltda 99,91% 100,00% Total
Parque Eólico Serra da Capucha SA
Oporto Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
60,00% 50,00% Total
Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
50,00%
Parque Eólico Sierra del Madero SA
Soria España 7.193.970 EUR Enel Green Power España SL 34,80% 58,00% Total
Parque Eólico Valle de los Vientos SA
Santiago Chile 566.096.564 CLP Enel Green Power Chile Ltda 99,91% 99,99% Total
Enel Green Power Latin America Ltda
0,01%
Parque Solar Carrera Pinto SA
Santiago Chile 10.000.000 CLP Enel Green Power Chile Ltda 98,91% 99,00% Total
Parque Eólico Talinay Oriente SA
Santiago Chile 66.092.165.171 CLP Enel Green Power Chile Ltda 95,43% 60,92% Total
Enel Green Power SpA 34,57%
Paynesville Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Pelzer Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Consolidated Hydro Southeast Inc.
100,00% 100,00% Total
Pine Island Distributed Solar LLC
Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Pipestone Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Planta Eólica Europea SA
Sevilla España 1.198.530 EUR Enel Green Power España SL 33,67% 56,12% Total
PowerCrop Srl Bolonia Italia 4.000.000 EUR Enel Green Power SpA 50,00% 50,00% Puesta en equivalencia
PowerCrop Macchia-reddu Srl
Bolonia Italia 100.000 EUR PowerCrop Srl 50,00% 100,00% Puesta en equivalencia
PowerCrop Russi Srl Bolonia Italia 10.000 EUR PowerCrop Srl 50,00% 100,00% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
368 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Pp - Co-Geração SA São Paio de Oleiros
Portugal 50.000 EUR TP - Sociedade Térmica Portu-guesa SA
60,00% 100,00% Total
Prairie Rose Transmis-sion LLC
Minneapolis EE. UU. - USD Prairie Rose Wind LLC 75,00% 100,00% Total
Prairie Rose Wind LLC Nueva York EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 75,00% 75,00% Total
Primavera Energia SA Río de Janeiro Brasil 36.965.445 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Productor Regional de Energía Renovable SA
Valladolid España 710.500 EUR Enel Green Power España SL 51,00% 85,00% Total
Productor Regional de Energía Renovable III SA
Valladolid España 88.398 EUR Enel Green Power España SL 49,73% 82,89% Total
Productora de Energías SA
Barcelona España 30.050 EUR Enel Green Power España SL 18,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Promociones Energéti-cas del Bierzo SL
Ponferrada España 12.020 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Proveedora de Elec-tricidad de Occidente Srl de Cv
Ciudad de México
México 89.708.735 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
99,99% 99,99% Total
Proyecto Eólico El Pedregal SA
San José Costa Rica 10.000 CRC Enel Green Power Costa Rica SA 65,00% 65,00% Total
Proyectos Universi-tarios de Energías Renovables SL
Alicante España 180.000 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Puesta en equivalencia
Pulida Energy (RF) (Pty) Ltd
Houghton República de Sudáfrica
10.000.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 52,70% 52,70% Total
Pyrites Associates GP Nueva York EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 50,00% Total
Hydro Development Group Inc. 50,00%
Quatiara Energia SA Río de Janeiro Brasil 16.566.511 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Rattlesnake Creek Wind Project LLC
Lincoln EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Renovables de Guate-mala SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 1.924.465.600 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
93,84% 42,83% Total
Enel Green Power SpA 51,00%
Enel Green Power Guatemala SA
0,01%
Rock Creek Limited Partnership
Los Ángeles EE. UU. - USD Northwest Hydro Inc. 100,00% 17,50% Total
Chi West Inc. 82,50%
Rocky Caney Wind LLC Nueva York EE. UU. - USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Rocky Ridge Wind Project LLC
Oklahoma City EE. UU. - USD Rocky Caney Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Ruthton Ridge LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Salto de San Rafael SL Sevilla España 461.410 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
San Juan Mesa Wind Project II LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Padoma Wind Power LLC 100,00% 100,00% Total
Scandia Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Se Hazelton A LP Los Ángeles EE. UU. - USD Chi West Inc. 100,00% 99,00% Total
Bypass Power Company 1,00%
Sealve - Sociedade Eléctrica de Alvaiázere SA
Oporto Portugal 50.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Serra do Moncoso Cambas SL
La Coruña España 3.125 EUR Enel Green Power España SL 60,00% 100,00% Total
Servicio de Operación y Mantenimiento para Energías Renovables Srl de Cv
Ciudad de México
México 3.000 MXN Enel Green Power Guatemala SA
0,02% 0,01% Total
Energía Nueva Energía Limpia México Srl de Cv
0,01%
Sheldon Springs Hydro Associates LP
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Sheldon Vermont Hydro Com-pany Inc.
100,00% 100,00% Total
Sheldon Vermont Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Boott Sheldon Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Sisconer - Exploração de Sistemas de Conver-são de Energia Lda
Oporto Portugal 5.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
33,00% 55,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
369
Sistema Eléctrico de Conexión Montes Orientales SL
Granada España 44.900 EUR Enel Green Power España SL 10,02% 16,70% Puesta en equivalencia
Sistema Eléctrico de Conexión Valcaire SL
Madrid España 175.200 EUR Enel Green Power España SL 16,88% 28,13% Puesta en equivalencia
Sistemas Energéticos Mañón Ortigueira SA
La Coruña España 2.007.750 EUR Enel Green Power España SL 57,60% 96,00% Total
Slate Creek Hydro Associates LP
Los Ángeles EE. UU. - USD Slate Creek Hydro Company Inc. 100,00% 100,00% Total
Slate Creek Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Smoky Hills Wind Farm LLC
Topeka EE. UU. - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Smoky Hills Wind Project II LLC
Topeka EE. UU. - USD Nevkan Renewables LLC 100,00% 100,00% Total
Snyder Wind Farm LLC Dallas EE. UU. - USD Texkan Wind LLC 100,00% 100,00% Total
Socibe Energia SA Río de Janeiro Brasil 19.969.032 BRL Enel Brasil Participações Ltda 100,00% 100,00% Total
Sociedad Eólica de Andalucía SA
Sevilla España 4.507.591 EUR Enel Green Power España SL 38,84% 64,74% Total
Sociedad Eólica El Puntal SL
Sevilla España 1.643.000 EUR Enel Green Power España SL 30,00% 50,00% Puesta en equivalencia
Sociedad Eólica Los Lances SA
Cádiz España 2.404.048 EUR Enel Green Power España SL 36,00% 60,00% Total
Società Agricola Trino Srl
Milán Italia 50.000 EUR Agatos Green Power Trino 80,00% 100,00% Total
Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Somersworth Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 100 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Sotavento Galicia SA Santiago de Compostela
España 601.000 EUR Enel Green Power España SL 21,60% 36,00% Puesta en equivalencia
South Fork Wind LLC Minneapolis EE. UU. 100 USD Enel Kansas LLC 100,00% 100,00% Total
Southwest Transmis-sion LLC
Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Spartan Hills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Stipa Nayaá SA de Cv Colonia Cuauhtémoc
México 1.811.016.348 MXN Enel Green Power México Srl de Cv
95,37% 55,21% Total
Enel Green Power Partecipazio-ni Speciali Srl
40,16%
Sublunary Trading (RF) (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
8.757.214 ZAR Enel Green Power Solar Energy Srl
57,00% 57,00% Total
Summit Energy Storage Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 2.050.000 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
75,00% 75,00% Total
Sun River LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Sweetwater Hydroelectric Inc.
Concord EE. UU. 250 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
TERRAE Iniziative per lo sviluppo agroindustriale SpA
Roma Italia 19.060.811 EUR Enel Green Power SpA 20,00% 20,00% Puesta en equivalencia
TOBIVOX (RF) (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
10.000.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 60,00% 60,00% Total
TP - Sociedade Térmica Portuguesa SA
Lisboa Portugal 3.750.000 EUR Finerge - Gestão de Projectos Energéticos SA
60,00% 100,00% Total
Taranto Solar Srl Roma Italia 100.000 EUR Enel Green Power SpA 51,00% 51,00% Total
Tecnoguat SA Ciudad de Guatemala
Guatemala 30.948.000 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
75,00% 75,00% Total
Texkan Wind LLC Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00% Total
Tko Power Inc. Los Ángeles EE. UU. 1 USD Chi West Inc. 100,00% 100,00% Total
Toledo Pv AEIE Madrid España 26.890 EUR Enel Green Power España SL 20,00% 33,33% Puesta en equivalencia
Trade Wind Energy LLC Nueva York EE. UU. - USD Chi Power Inc. 100,00% 1,00% Total
Enel Kansas LLC 99,00%
Tradewind Energy Inc. Wilmington (Delaware)
EE. UU. 200.000 USD Enel Kansas LLC 19,90% 19,90% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
370 Informe anual de resultados al 31 de dIcIembre de 2014 anexos
Transmisora de Energía Renovable SA
Ciudad de Guatemala
Guatemala 237.341.200 GTQ Enel Green Power Internatio-nal BV
100,00% 99,98% Total
Enel Green Power Guatemala SA
0,01%
Generadora Montecristo 0,01%
Triton Power Company Nueva York EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 2,00% Total
Highfalls Hydro Company Inc. 98,00%
Tsar Nicholas LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Twin Falls Hydro Associates
Seattle EE. UU. - USD Twin Falls Hydro Company Inc. 51,00% 51,00% Total
Twin Falls Hydro Com-pany Inc.
Wilmington (Delaware)
EE. UU. 10 USD Twin Saranac Holdings LLC 100,00% 100,00% Total
Twin Lake Hills LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Twin Saranac Holdings LLC
Wilmington (Delaware)
EE. UU. - USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Ukuqala Solar (Pty)Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Upington Solar (Pty) Ltd
Johannesburgo República de Sudáfrica
1.000 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 100,00% 100,00% Total
Vektör Enerji Üretim Anonim Şirketi
Estambul Turquía 740.000 TRY Enel Green Power International BV
100,00% 100,00% Total
Vidigenix (Pty) Ltd Houghton República de Sudáfrica
97 ZAR Enel Green Power RSA (Pty) Ltd 97,75% 97,75% Total
WP Bulgaria 1 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 10 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 11 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 12 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 13 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 14 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 15 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 19 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 21 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 26 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 3 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 6 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 8 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
WP Bulgaria 9 EOOD Sofía Bulgaria 5.000 BGN Enel Green Power Bulgaria EAD 100,00% 100,00% Total
Waseca Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
West Faribault Solar LLC
Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
West Waconia Solar LLC
Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Western New York Wind Corporation
Albany EE. UU. 300 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Willimantic Power Corporation
Hartford EE. UU. 1.000 USD Enel Green Power North Ame-rica Inc.
100,00% 100,00% Total
Wind Park of Koryfao SA
Maroussi Grecia 60.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 100,00% 100,00% Total
Wind Parks of Bolibas SA
Maroussi Grecia 551.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Distomos SA
Maroussi Grecia 556.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Drimo-nakia SA
Maroussi Grecia 736.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Folia SA Maroussi Grecia 424.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Gagari SA
Maroussi Grecia 389.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Goraki SA
Maroussi Grecia 551.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Gourles SA
Maroussi Grecia 555.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
371
Wind Parks of Kafoutsi SA
Maroussi Grecia 551.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Korinthia SA
Maroussi Grecia 3.504.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Makri-lakoma SA
Maroussi Grecia 614.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Mirovigli SA
Maroussi Grecia 225.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Pelagia SA
Maroussi Grecia 653.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Petalo SA
Maroussi Grecia 575.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Sagias SA
Maroussi Grecia 601.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Skoubi SA
Maroussi Grecia 472.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Strou-boulas SA
Maroussi Grecia 576.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Trikorfo SA
Maroussi Grecia 260.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 29,25% 29,25% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Vitalio SA
Maroussi Grecia 361.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Vourlas SA
Maroussi Grecia 554.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 30,00% 30,00% Puesta en equivalencia
Wind Parks of Anatoli-Prinia SA
Maroussi Grecia 1.110.400 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Kathara SA
Maroussi Grecia 296.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Kerasia SA
Maroussi Grecia 252.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Milia SA Maroussi Grecia 399.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Mitika SA
Maroussi Grecia 255.500 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Paliopir-gos SA
Maroussi Grecia 200.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Platanos SA
Maroussi Grecia 179.000 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Wind Parks of Spilia SA Maroussi Grecia 496.100 EUR Enel Green Power Hellas SA 80,00% 80,00% Total
Winter’s Spawn LLC Minneapolis EE. UU. - USD Chi Minnesota Wind LLC 51,00% 51,00% Total
Wyoming Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Zumbrota Solar LLC Minnesota EE. UU. - USD Aurora Distributed Solar LLC 100,00% 100,00% Total
Denominación Domicilio social País Capital social Moneda Poseída por% posesión Grupo
% posesión acciones ordinarias
Método de consolidación
Concept designInarea - Roma
RealizaciónAleteia Communication - Roma
FotoArchivo EnelAlessandro Cosmelli
Revisión de textospostScriptum - Roma
ImprentaSystem Graphic - Roma
Publicación fuera de comercio
Editado por Comunicación Italia
Exclusión de responsabilidad:Este Informe, expedido en italiano, ha sido traducido al español ex-clusivamente para facilitar su lectura por parte de los lectores inter-nacionales.
El presente fascículo forma parte integrante
del Informe Financiero Anual objeto
del artículo 154 ter, apartado 1, del Texto Único de las Finanzas
(Decreto Legislativo 24 de febrero de 1998, n.° 58)
Enel Green Power
Sociedad por acciones
Domicilio social en Roma
Viale Regina Margherita, 125
Capital social
Euro 1.000.000.000 completamente desembolsado
Número de Identificación Fiscal y Registro de Empresas
de Roma n.° 10236451000
R.E.A. [Registro mercantil italiano] de Roma n.° 1219253
Número de IVA 10236451000
