Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

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1 Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

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5 Índice La estructura de Enel Green Power 5 Órganos sociales 6 Preámbulo 8 Síntesis de los resultados 12 Hechos relevantes del primer trimestre de Acontecimientos posteriores 19 Evolución previsible de la gestión 20 Escenario de referencia 21 Aspectos normativos y tarifarios 24 Principales variaciones del área de consolidación 26 Resultados por área de actividad 28 > Italia y Europa 30 > Península Ibérica y Latinoamérica 32 > Norteamérica 35 > Minoristas 36 Estados contables intermedios resumidos consolidados a 31 de marzo de 2013 Cuentas de resultados consolidadas sintéticas 40 Estados consolidados del resultado global correspondiente al período 41 Situación patrimonial consolidada sintética 42 Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado 43 Estado de flujos de efectivo consolidados sintético 44 Gestión económica, patrimonial y financiera 45 Otra información 53 Declaración del Directivo encargado de la redacción de los documentos contables de la sociedad según las disposiciones del artículo 154 bis, apartado 2 del Decreto Legislativo 58/

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7 La estructura de Enel Green Power Sociedades de Enel Green Power Italia y Europa Península Ibérica Norteamérica Minoristas y Latinoamérica Enel Green Power Portoscuso Maicor Wind Enel Green Power España Enel Brasil Participações Enel Green Power North America Enel.si 3SUN (1) Enel Energía Alerce Enel Green Power & Sharp Solar Energy (1) Enel Green Power Romania Enel Green Power Bulgaria Enel de Costa Rica Enel Guatemala Impulsora Nacional de Electricidad Enel Green Power Hellas Enel Panama Enel Green Power France Grupo EGI PowerCrop (1) Enel Green Power Colombia Otras menores en Italia (2) Enel Green Power Perú Nuevos países Enel Green Power South Africa Enel Green Power Jeotermal Enerji Yatirimlari (1) Empresa conjunta. (2) Agatos Green Power Trino, Enel Green Power CAI Agroenergy, Enel Green Power Calabria, Enel Green Power Canaro, Enel Green Power Partecipazioni Speciali, Enel Green Power Puglia, Enel Green Power San Gillio, Enel Green Power Strambino Solar, Enel Green Power TSS, Enel Green Power Villoresi, Energia Eolica, Enerlive, Iris 2006, Taranto Solar. 5

8 Órganos sociales Consejo de Administración (1) Presidente Luigi Ferraris Consejero Delegado (2) Francesco Starace Consejeros Luca Anderlini Carlo Angelici Andrea Brentan Francesca Gostinelli Giovanni Battista Lombardo Giovanni Pietro Malagnino Paola Muratorio Luciana Tarozzi Comité de Auditores Presidente Auditores titulares Auditores suplentes Franco Fontana Giuseppe Ascoli Leonardo Perrone Giulio Monti Pierpaolo Singer (1) A partir del 24 de abril de (2) A partir del 6 de mayo de Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

9 Composición de las competencias Consejo de Administración El Consejo goza de los más amplios poderes para la administración ordinaria y extraordinaria de la Sociedad y, en particular, tiene la competencia exclusiva para la definición de la orientación estratégica, organizativa y de control interno de la Sociedad y del Grupo Enel Green Power. Presidente del Consejo de Administración El Presidente tiene, en virtud de los Estatutos sociales y la legislación aplicable, los poderes relativos al funcionamiento de los órganos sociales (Junta de Accionistas y Consejo de Administración), así como la representación legal de la Sociedad y la firma social. Además, con arreglo a la decisión del Consejo del 6 de mayo de 2013, el Presidente verifica la ejecución de las resoluciones alcanzadas por el Consejo de Administración. Consejero Delegado El Consejero Delegado tiene en virtud de los Estatutos sociales la representación legal de la Sociedad y la firma social y, con arreglo a la decisión del Consejo del 6 de mayo de 2013, también goza de todos los poderes para la administración de la Sociedad, a excepción de los que la ley, los Estatutos sociales o las resoluciones del Consejo de Administración atribuyen a otras personas u órganos. 7

10 Preámbulo El Informe de resultados a 31 de marzo de 2013 se ha redactado con arreglo a lo contemplado en el art. 154 ter, apartado 5, del Decreto Legislativo italiano del 24 de febrero de 1998, n. 58, y de conformidad con los criterios de contabilización y ponderación de datos establecidos en los principios contables internacionales Normas Internacionales de Contabilidad - NIC (International Accounting Standards - IAS) y Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF (International Financial Reporting Standards - IFRS) publicados por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y con las interpretaciones emitidas 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 virtud del Reglamento (CE) n. 1606/2002 y en vigor al cierre del período. Principios contables y criterios de valoración Los principios contables y los criterios de valoración aplicados para la redacción del presente Informe de resultados a 31 de marzo de 2013, no sometido a auditoría legal, concuerdan con los adoptados para la preparación de los Estados contables consolidados a 31 de diciembre de 2012, a los que se remite para su más prolijo desarrollo. Cabe constatar, además, que a partir del 1 de enero de 2013 resultan aplicables los siguientes principios contables internacionales, las siguientes modificaciones de los principios existentes y las siguientes interpretaciones: > > Enmiendas a la NIC 1 - Exposición en los estados financieros de los asientos de los otros componentes de las Cuentas de resultados globales. Las enmiendas al principio disponen que, en la sección de los otros componentes de las Cuentas de resultados globales (OCI), se han de distinguir los elementos que en el futuro se clasificarán en las Cuentas de resultados (lo que se denomina reciclaje ) de los que no. La aplicación retroactiva de dicha modificación no tuvo repercusiones significativas en el presente Informe. > > NIC 19 - Prestaciones para los empleados. Sustituye la versión de la NIC 19 aplicada hasta la redacción de los estados contables relativos al ejercicio La modificación más significativa aportada al principio hace referencia a la obligación de contabilizar todas las ganancias/pérdidas actuariales de los OCI, con la consecuente eliminación del llamado enfoque de la banda de fluctuación. La nueva versión del principio, además, introduce reglas más estrictas para la presentación de los datos en los estados contables, descomponiendo el coste en tres componentes (es decir, coste por servicios cumplidos; interés neto de los pasivos/activos netos de programas de prestaciones definidas; actualización de los pasivos/activos netos de programas de prestaciones definidas); introduce el cálculo de los intereses activos en sustitución del rendimiento esperado sobre activos afectos al plan; ya no contempla la posibilidad de diferir la contabilización del coste por servicios cumplidos pasados; amplía la información que se ha de presentar en los estados e introduce reglas más detalladas para la contabilización de las indemnizaciones por fin de contrato. Los efectos derivados de la aplicación, con carácter retroactivo, de dicho principio en el presente Informe se ilustran en el apartado Redeterminación de los datos del Estado de situación patrimonial y de las Cuentas de resultados. > > NIIF 13 - Cálculo del valor razonable. Representa un marco de trabajo transversal al que referirse cada vez que otros principios contables requieran o permitan aplicar el criterio del valor razonable. El principio representa una guía que indica cómo determinar el valor razonable, introduciendo, entre otras cosas, requisitos específicos de presentación de información. La aplicación prospectiva de dicho principio no tuvo repercusiones significativas en el presente Informe. 8 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

11 > > Enmiendas a la NIIF 7 - Compensación de activos y pasivos financieros. Las enmiendas disponen la ampliación de la información en materia de compensación de activos y pasivos financieros, con el propósito de lograr que los usuarios de los estados contables puedan valorar los efectos, incluso los potenciales, sobre la posición financiera de la Sociedad de los contratos de compensación, incluidos los derechos de compensación asociados a los activos o los pasivos contabilizados en los estados. La aplicación retroactiva de dicha modificación no tuvo repercusiones en el presente Informe. > > Enmiendas a la NIC 12 - Impuesto diferido: recuperación de los activos subyacentes. La enmienda introduce una bonificación en la contabilización de los impuestos diferidos según las modalidades mediante las que se recupere el valor contable de los activos subyacentes. Dicha bonificación se refiere a los ordenamientos en los que se contemplan tipos diferenciados según si la sociedad decide vender o utilizar en su ciclo operativo dichos activos. La aplicación retroactiva de dicha modificación no tuvo repercusiones en el presente Informe. > > Ciclo anual de mejoras anuales de las NIIF Se refieren a enmiendas formales y aclaraciones de principios ya existentes cuya aplicación retroactiva no ha provocado una repercusión en el presente Informe. En concreto, se modificaron los principios siguientes: -- NIIF 1 - Adopción por primera vez de las normas internacionales de información financiera ; la modificación dispone que una sociedad que haya interrumpido la aplicación de las NIIF/NIC (o sea, si los estados contables anuales más recientes no contienen una declaración de conformidad a las NIIF/NIC explícita y sin reservas) puede, si decide redactar los estados de acuerdo con las NIIF/NIC, aplicar la NIIF 1 o aplicar las NIIF/NIC retroactivamente con arreglo a las disposiciones de la NIC 8, como si no hubiese dejado nunca de aplicar los susodichos principios. La NIIF 1 fue modificada, además, en relación con la capitalización de los gastos financieros: una sociedad que la adopte por primera vez puede elegir entre aplicar las disposiciones de la NIC 23 a partir de la fecha de primera adopción de las NIIF/NIC o desde una fecha anterior, según lo indicado en el apartado 28 de la NIC 23. La sociedad que aplique por primera vez la NIC 23 no debe rectificar los gastos financieros capitalizados según los principios contables aplicados precedentemente, sino que debe aplicar las disposiciones de la NIC 23 solo en relación con los gastos financieros soportados a partir de la fecha preelegida, según lo indicado anteriormente. -- NIC 1 - Presentación de los estados financieros ; la modificación aclara cómo se debe presentar la información comparativa en los estados y especifica que la sociedad puede decidir voluntariamente presentar la información comparativa complementaria. En concreto, precisa que una sociedad debe presentar una tercera tabla con la situación patrimonial-financiera al inicio del ejercicio anterior como complemento de las tablas informativas comparativas mínimas requeridas si: -- aplica retroactivamente un principio contable, redetermina retroactivamente asientos de sus estados contables o reclasifica algunos asientos de sus estados, y -- la aplicación retroactiva, la redeterminación retroactiva o la reclasificación tienen una repercusión significativa en la información dada a conocer en la tabla de la situación patrimonial-financiera al inicio del ejercicio anterior. Cuando una sociedad reclasifique los importes comparativos, deberá indicar (también en referencia al inicio del ejercicio anterior) la naturaleza de la reclasificación, el importe de cada asiento reclasificado y los motivos de dicha reclasificación. -- NIC 16 - Inmuebles, plantas y maquinaria ; la modificación dilucida que si las piezas de repuesto y los equipos satisfacen los requisitos para ser clasificados como inmuebles, plantas y maquinaria, se han de contabilizar y valorar según la NIC 16, en caso contrario se han de contabilizar y valorar como existencias. -- NIC 32 - Instrumentos financieros: presentación e información a revelar ; la modificación estipula que el impuesto de sociedades relacionado con las distribuciones a los poseedores de instrumentos representativos de capital y el relacionado con los costes de transacción relativos a operaciones sobre el capital se han de contabilizar según las disposiciones de la NIC NIC 34 - Información financiera intermedia ; en la modificación se dispone que en los informes financieros intermedios se ha de indicar el total de los activos y los pasivos de un sector específico solo si dicho dato se facilita regularmente al nivel directivo más alto y si ha sufrido una variación significativa en comparación con los últimos estados contables presentados. > > CINIIF 20 - Costes de desbroce en la fase de producción de una mina de superficie. La interpretación dispone el 9

12 tratamiento contable aplicable a los costes soportados por la retirada, en la fase de producción, de materiales de desecho en la minería, aclarando cuándo pueden ser contabilizados como un activo. La aplicación prospectiva de dicha interpretación no tuvo repercusiones en el presente Informe. Redeterminación de los datos del Estado de situación patrimonial y de las Cuentas de resultados Tras la aplicación, a partir del 1 de enero de 2013, con carácter retroactivo, de la nueva versión del principio contable NIC 19 - Prestaciones para los empleados, se evidencian los principales efectos que repercuten en los resultados económicos y patrimoniales incluidos solo a efectos comparativos en el presente Informe de resultados: > > al no ser ya aplicable el denominado enfoque de la banda de fluctuación, todas las ganancias y las pérdidas actuariales se contabilizan directamente en el patrimonio neto; además, se contabilizaron en el patrimonio neto las ganancias y las pérdidas actuariales no contabilizadas en aplicación del método susodicho (equivalentes a 3 millones de euros), con la consiguiente rectificación de los correspondientes pasivos por prestaciones a empleados y de los activos netos afectos a los programas del personal apuntados en el Estado de situación patrimonial a 31 de diciembre de Sobre ambas variaciones se calcularon los efectos fiscales teóricos; > > al dejar de permitirse diferir el registro contable de los costes por servicios cumplidos pasados en las Cuentas de resultados, la cuota no contabilizada a 31 de diciembre de 2012 se anotó como incremento de los pasivos por prestaciones a los empleados en dicha fecha, por un importe de 40 millones de euros. También en este caso, se calcularon los efectos fiscales teóricos. En la tabla siguiente se constatan las variaciones de la tabla del Estado de situación patrimonial consolidado sintético en razón de las enmiendas susodichas, incluidos los efectos fiscales correspondientes. Los efectos sobre los Estados consolidados del resultado global correspondiente al período y sobre el Estado de flujos de efectivo consolidados sintético se limitan, en cambio, a algunas reclasificaciones entre los diversos componentes, en consonancia con lo indicado en la tabla del Estado de situación patrimonial. En millones de euros a Efecto NIC 19R a reexpresado Activos por impuestos anticipados Otros activos no corrientes Activos no corrientes Activos corrientes Activos disponibles para la venta TOTAL ACTIVOS PATRIMONIO NETO Y PASIVOS Patrimonio neto del Grupo (28) Participaciones minoritarias TOTAL PATRIMONIO NETO (28) Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados Otros pasivos no corrientes Pasivos no corrientes Pasivos corrientes Pasivos disponibles para la venta TOTAL PASIVOS TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

13 Cabe constatar, además, que la repercusión en las Cuentas de resultados consolidadas sintéticas, en relación con el primer trimestre de 2012, y en el Estado de situación patrimonial consolidado a 31 de diciembre de 2011 es irrelevante, por lo que no se ha expuesto. Definición de los indicadores de rendimiento A efectos de ilustrar los resultados económicos del Grupo Enel Green Power y de analizar su estructura patrimonial y financiera, se han preparado varias tablas clasificadas diferentes de las previstas por los principios contables NIIF-UE adoptados por el Grupo y contenidos en los Estados contables intermedios resumidos consolidados. Dichas tablas clasificadas contienen indicadores de rendimiento alternativos a los resultantes directamente de las tablas de los Estados contables intermedios resumidos consolidados, que la dirección estima útiles para la supervisión de la evolución del Grupo y representativos de los resultados económicos y financieros producidos por las actividades de negocio. A continuación se indican los criterios utilizados para la elaboración de dichos indicadores: Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities: determinados como suma de los Ingresos y de las Ganancias/(Pérdidas) netas de la gestión del riesgo de Commodities. 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. y los Pasivos por impuestos diferidos incluidos en el asiento Provisiones varias y pasivos por impuestos diferidos. Capital circulante neto: definido como la diferencia entre Activos corrientes y Pasivos corrientes, excluyendo: > > las partidas menores incluidas en el asiento Activos financieros corrientes y clasificadas entre los Otros activos corrientes ; > > el Efectivo y otros activos equivalentes ; > > las Financiaciones a corto plazo y 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 el Capital circulante neto, la Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados, las Provisiones no corrientes y los Pasivos por impuestos diferidos, incluidos en el asiento Provisiones varias y pasivos por impuestos diferidos, y de los Activos por impuestos anticipados incluidos en el asiento Otros activos no corrientes. Activos inmovilizados netos: definidos como la diferencia entre Activos no corrientes y Pasivos no corrientes, excluyendo: > > los Activos por impuestos anticipados y otras partidas menores, incluidas en el asiento Otros activos no corrientes ; > > las Financiaciones a largo plazo ; > > la Indemnización por fin de contrato y otras prestaciones a empleados, las Provisiones no corrientes Endeudamiento financiero neto: representa un indicador de la estructura financiera y viene determinado por las Financiaciones a largo plazo, las Financiaciones a corto plazo y cuotas corrientes de las financiaciones a largo plazo, sin contar el Efectivo y otros activos equivalentes y los Activos financieros corrientes y no corrientes (como créditos financieros y títulos diferentes de participaciones) incluidos en Otros activos corrientes y Otros activos no corrientes. 11

14 Síntesis de los resultados Datos operativos A continuación se muestran los principales datos operativos. Capacidad instalada neta (MW) a a Variación a a Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Solar Cogeneración (33) Biomasa Total La capacidad instalada neta del Grupo a 31 de marzo de 2013 es igual a MW, con un incremento de 987 MW respecto al 31 de marzo de 2012 (1). En la misma fecha, la capacidad instalada neta es igual a MW (+12,3% con relación al 31 de marzo de 2012) en el área Italia y Europa, a MW (+12,2% en comparación con el 31 de marzo de 2012) en el área Península Ibérica y Latinoamérica y a MW (+22,4% con relación al 31 de marzo de 2012) en el área Norteamérica. El incremento registrado en el área Italia y Europa, equivalente a 444 MW, está motivado principalmente por la puesta en marcha de parques eólicos en Rumanía (229 MW), Italia (97 MW) y Grecia (27 MW), así como de centrales fotovoltaicas en Italia (14 MW) y Grecia (74 MW). El crecimiento registrado en el área Península Ibérica y Latinoamérica, igual a 316 MW, se desprende sustancialmente de la puesta en marcha de parques eólicos en México (144 MW), en Chile (90 MW) y en la Península Ibérica (113 MW). El aumento registrado en el área Norteamérica se refiere a la puesta en funcionamiento de parques eólicos (227 MW). Respecto al 31 de diciembre de 2012, la capacidad instalada neta del Grupo se incrementa en 187 MW (+2,3%), de los que 164 MW (+3,8%) corresponden a la energía eólica, 48 MW (+29,8%) a la solar y 1 MW (+0,1%) a la geotérmica, teniendo en cuenta los desmantelamientos planificados, equivalentes a 26 MW, en el sector de la cogeneración. Producción de energía eléctrica (TWh) 1. er trimestre Variación Hidroeléctrica 2,6 2,1 0,5 Geotérmica 1,4 1,4 - Eólica 3,2 2,2 1,0 Solar (1) Cogeneración 0,1 0,1 - Biomasa 0,1 0,1 - Total 7,4 5,9 1,5 (1) La producción solar es igual a 46 GWh en el primer trimestre de 2013 (27 GWh en el primer trimestre de 2012). (1) Teniendo en cuenta unos desmantelamientos planificados de 33 MW. 12 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

15 La producción de energía eléctrica del Grupo en el primer trimestre de 2013 es igual a 7,4 TWh, un crecimiento de 1,5 TWh (+25,4%) con relación al mismo período de En concreto, el aumento de la producción eólica (+1,0 TWh) refleja la mayor capacidad instalada, mientras que el aumento de la producción hidroeléctrica (+0,5 TWh) se deriva de la consonancia de la pluviometría con la media histórica en Italia. La producción de energía eléctrica fue igual a 3,7 TWh en el área Italia y Europa (+32,1% con respecto al primer trimestre de 2012), 2,5 TWh en el área Península Ibérica y Latinoamérica (+23,4% en comparación con el primer trimestre de 2012) y 1,2 TWh en el área Norteamérica (+13,2% en relación con el primer trimestre de 2012). El factor de carga medio del primer trimestre de 2013 (es decir, la relación entre la producción efectiva y la teórica) es igual al 42,5% (37,9% en el primer trimestre de 2012). La mejora de este índice se desprende de la mayor disponibilidad en el período de las fuentes hidráulica y eólica, habida cuenta además de la menor pluviometría registrada en Italia en Datos económicos En millones de euros 1. er trimestre Variación Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities Margen de explotación bruto Resultado operativo Resultado del período del Grupo y de terceros Resultado del período del Grupo Los ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities del Grupo ascienden a 724 millones de euros y evidencian un incremento de 125 millones de euros respecto al primer trimestre de 2012 (+20,9%), como la combinación de una mejora de 141 millones de euros de los ingresos por venta de energía eléctrica (iguales a 693 millones en el primer trimestre de 2013) y de una reducción de 16 millones de euros de los otros ingresos (equivalentes a 31 millones de euros en 2013). El incremento de los ingresos por venta de energía eléctrica, incluidos los incentivos (que crecen 79 millones de euros), se deriva principalmente del aumento de la producción en Italia y Europa (84 millones de euros), que compensó con creces la reducción de los precios medios en Italia, la Península Ibérica y Latinoamérica (51 millones de euros) y Norteamérica (6 millones de euros). La reducción de los otros ingresos se puede atribuir sobre todo a la contracción de los ingresos de la actividad minorista de Enel.si. El margen de explotación bruto, igual a 478 millones de euros, presenta un aumento de 99 millones de euros (+26,1%) respecto al mismo período de 2012, generalmente en consonancia con el incremento de los ingresos por venta de energía eléctrica (+25,5%). El área Italia y Europa registró un margen de explotación bruto igual a 282 millones de euros, un aumento de 72 millones de euros con relación al primer trimestre de 2012 (cuando fue igual a 210 millones de euros), en razón del susodicho incremento de los ingresos, solo parcialmente compensado por el aumento de los costes vinculados sobre todo a la mayor capacidad instalada (igual a 13 millones de euros). El área Península Ibérica y Latinoamérica registró un margen de explotación bruto igual a 160 millones de euros, un aumento de 29 millones de euros con respecto al mismo período del ejercicio anterior (cuando ascendió a 131 millones de euros). Dicha evolución refleja el incremento de los ingresos, en parte contrarrestado por la introduc- 13

16 ción en España de un impuesto del 7% sobre los ingresos y por el aumento de los gastos de explotación vinculados a la mayor capacidad instalada y de los costes por compra de energía eléctrica en Latinoamérica. El área Norteamérica registró un margen de explotación bruto igual a 40 millones de euros, un aumento de 3 millones de euros en relación con el mismo período del ejercicio anterior (cuando fue igual a 37 millones de euros), por el efecto del incremento de los ingresos, parcialmente contrarrestado por los gastos de explotación más elevados, asociados a la mayor capacidad instalada. La actividad minorista presentó un margen de explotación bruto negativo por 4 millones de euros, una reducción de 5 millones de euros respecto al primer trimestre de 2012 (1 millón de euros), en razón, sobre todo, de los menores volúmenes de venta. El resultado operativo asciende a 320 millones de euros, una mejora de 90 millones de euros (+39,1%) con relación a los 230 millones de euros del período correspondiente del ejercicio anterior. El resultado del período del Grupo y de terceros asciende a 185 millones de euros, una subida de 63 millones de euros (+51,6%) con relación a los 122 millones de euros del primer trimestre de La variación del período refleja, además del incremento del resultado operativo, el aumento de la cuota de las ganancias de inversiones contabilizadas con el método de puesta en equivalencia (iguales a 21 millones de euros), parcialmente contrarrestado por el aumento de los gastos financieros netos (equivalentes a 9 millones de euros) y de los impuestos del período (iguales a 39 millones de euros). El resultado del período del Grupo asciende a 148 millones de euros, una subida de 51 millones de euros (+52,6%) con relación a los 97 millones de euros del primer trimestre de Dicho incremento es reflejo principalmente de los mejores resultados de la Sociedad matriz. Datos patrimoniales y financieros En millones de euros 1. er trimestre Variación Capital invertido neto (1) (2) Endeudamiento financiero neto (1) Patrimonio neto (incluidas cuotas de terceros) (1) Flujo de efectivo por actividades de explotación (204) 167 (371) Inversiones (14) (1) A 31 de marzo de 2013 y a 31 de diciembre de Cabe señalar que el valor a 31 de diciembre de 2012 acoge los efectos de la reexpresión, para cuyo detalle se remite al apartado Redeterminación de los datos del Estado de situación patrimonial y de las Cuentas de resultados. (2) Los Activos netos disponibles para la venta equivalen a 100 millones de euros a 31 de marzo de 2013 (ausentes a 31 de diciembre de 2012). La situación patrimonial consolidada a 31 de marzo de 2013 evidencia un capital invertido neto de millones de euros ( millones de euros a 31 de diciembre de 2012 reexpresado, para cuyo desglose se remite al apartado Redeterminación de los datos del Estado de situación patrimonial y de las Cuentas de resultados ). Dicho capital está cubierto por el patrimonio neto del Grupo y de terceros por valor de millones de euros (7.944 millones de euros a 31 de diciembre de 2012 reexpresado) y por el endeudamiento financiero neto por valor de millones de euros (4.614 millones de euros a 31 de diciembre de 2012). A 31 de marzo de 2013, la incidencia del endeudamiento financiero neto en el patrimonio neto total, la llamada relación deuda-patrimonio (debt to equity), se sitúa en el 0,62 (0,58 a 31 de diciembre de 2012 reexpresado). El endeudamiento financiero neto, igual a millones de euros, presenta un incremento de 511 millones de euros, referible principalmente al aumento del endeuda- 14 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

17 miento a corto plazo (322 millones de euros) y a la reducción del efectivo y los créditos financieros a corto plazo (142 millones de euros). Las inversiones operativas del primer trimestre de 2013 son iguales a 261 millones de euros, una disminución de 14 millones de euros con relación al mismo período de Además de las inversiones operativas, se efectuaron inversiones de índole financiera para la adquisición de la sociedad chilena Talinay (por 81 millones de euros) y de la sociedad italiana PowerCrop (4 millones de euros). Datos económicos por área de actividad En la tabla siguiente se exponen los valores económicos del primer trimestre de 2013 y del primer trimestre de 2012, desglosados por área de actividad. En millones de euros 1. er trimestre er trimestre 2012 Margen de Margen de Ingresos (1) explotación bruto Resultado operativo Ingresos (1) explotación bruto Resultado operativo Italia y Europa Península Ibérica y Latinoamérica Norteamérica Minoristas 9 (4) (6) Eliminaciones y rectificaciones (13) - - (7) - - Total (1) Ingresos totales, incluido el efecto de la gestión del riesgo de Commodities. A continuación se muestra el detalle por área de actividad de la composición del personal. Empleados (n.) a a a Italia y Europa Península Ibérica y Latinoamérica Norteamérica Minoristas Total El número de empleados del Grupo a 31 de marzo de 2013 asciende a (3.512 a 31 de diciembre de 2012), lo que supone un aumento de 91 trabajadores. 15

18 Hechos relevantes del primer trimestre de 2013 El Tribunal de Apelación de París confirma el laudo de la Corte Internacional de Arbitraje a favor de Enel Green Power 9 de enero de El Tribunal de Apelación de París confirmó el laudo emitido por la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (ICC, por sus siglas en inglés) en relación con el procedimiento arbitral internacional entablado por Enel Green Power contra Inversiones Energéticas (INE), su socio en LaGeo, la empresa conjunta para el desarrollo del sector geotérmico en El Salvador. Los jueces parisinos han rechazado la apelación de INE para la anulación de la decisión favorable a Enel Green Power, confirmando que esta había sido emitida a la finalización de un proceso justo. El dictamen del Tribunal de Apelación confirma el derecho de Enel Green Power a imputar a capital las inversiones efectuadas en LaGeo, mediante la suscripción de acciones de nueva emisión de dicha empresa conjunta. Puesta en funcionamiento de nuevas plantas fotovoltaicas en Grecia 30 de enero de Enel Green Power Hellas puso en marcha trece nuevas instalaciones fotovoltaicas con una capacidad instalada de 42 MW, capaces de producir a pleno funcionamiento unos 55 millones de kwh al año. Están localizadas en Macedonia (15 MW), Tracia (14 MW), Tesalia (10 MW) y el sur de Grecia (3 MW). Simultáneamente, ESSE, la empresa conjunta con Sharp, puso en servicio seis nuevas plantas fotovoltaicas con una capacidad instalada de 15,3 MW, capaces de producir a pleno rendimiento unos 21 millones de kwh al año. Están ubicadas en Tracia (9,8 MW), Macedonia (3,5 MW) y Epiro (2 MW). Con estas instalaciones, la capacidad solar instalada a día de hoy por la empresa conjunta italo-japonesa asciende a 38 MW, aproximadamente. La puesta en marcha de las nuevas plantas de ambas sociedades permitirá, a pleno funcionamiento, la generación de 76 millones de kwh limpios, evitando así la emisión de más de toneladas de CO 2 a la atmósfera cada año. 16 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

19 Iniciadas las obras de la central geotérmica Bagnore 4 de Toscana 18 marzo de Se pusieron en marcha las obras para la construcción de la central geotermoeléctrica Bagnore 4, en los municipios de Santa Fiora y Arcidosso, en la provincia de Grosseto, en Toscana. El proyecto contempla la realización de dos grupos de 20 MW cada uno, para una capacidad instalada total de 40 MW, capaces de generar, a pleno rendimiento, hasta 310 millones de kwh de energía al año, con un ahorro de toneladas equivalentes de petróleo (TEP). La inversión total prevista para la realización de Bagnore 4 es de unos 120 millones de euros. Puesta en funcionamiento de dos nuevos parques eólicos en la provincia de Málaga 21 de marzo de Enel Green Power España conectó a la red dos nuevos parques eólicos en la provincia de Málaga. El primero es el parque de Angosturas, sito en los municipios de Campillos y Teba y compuesto de 18 turbinas de 2 MW, con una capacidad instalada total de 36 MW. La energía producida, que se estima en 68 millones de kwh anuales, es susceptible de responder a las necesidades energéticas de más de familias españolas cada año, evitando así la emisión de más de toneladas de CO 2. El segundo es el parque de Madroñales, con una capacidad instalada de 34 MW, situado en los municipios de Almargen, Campillos y Teba, y compuesto de 17 turbinas de 2 MW. Estas instalaciones podrán producir, a pleno funcionamiento, unos 77 millones de kwh, equivalentes a la demanda anual de energía de unas familias españolas, evitando la emisión a la atmósfera de más de toneladas de CO 2. Acuerdo de financiación con BBVA en Chile 22 de marzo de Enel Green Power, a través de su sociedad controlada Enel Latin America (Chile) Ltda, concluyó con Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Chile (BBVA) un contrato de financiación de 100 millones de dólares estadounidenses destinado a la cobertura parcial del programa de inversiones previstas para los próximos años en el país. El contrato de financiación, que tendrá una duración de 5 años y se abonará en 2013, 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 la sociedad de control Enel Green Power. 17

20 Puesta en marcha del primer parque eólico en Chile 25 de marzo de Enel Green Power conectó a la red su primer parque eólico en Chile, en Talinay, en la región de Coquimbo. El parque eólico de Talinay posee una capacidad instalada de 90 MW, capaz de generar, a pleno rendimiento, hasta 200 millones de kwh al año. La nueva planta, diseñada y desarrollada por Vestas, está compuesta de 45 turbinas eólicas de 2 MW de dicha compañía danesa. La realización de las instalaciones de Talinay ha supuesto una inversión total de unos 165 millones de dólares estadounidenses. Además, se está construyendo el parque eólico de 90 MW de Valle de los Vientos, en la II región de Antofagasta. Enel Green Power y SECI Energia (Maccaferri), juntas para el desarrollo de plantas de biomasa a partir de la reconversión de azucareras 26 de marzo de Enel Green Power y SECI Energia firmaron el acuerdo definitivo para la adquisición del 50% de PowerCrop, sociedad del Grupo Maccaferri dedicada a la reconversión energética a biomasa de las antiguas azucareras de Eridania. Con esta adquisición, Enel Green Power activa una colaboración de amplio alcance con SECI Energia para el desarrollo de la generación de energía a partir de biomasa de cadena de suministro corta, mediante la construcción de cinco nuevas plantas de alta eficiencia con una capacidad instalada global de 150 MW que, una vez realizadas, podrían llegar a generar hasta millones de kwh. La realización de los cinco proyectos de reconversión Russi (Rávena), con una potencia de 31 MW, Macchiareddu (Cagliari), de 50 MW, Castiglion Fiorentino (Arezzo), de 19 MW, Fermo (Fermo), de 19 MW y Avezzano (L Aquila), de 30 MW, que garantizarán la recolocación de los trabajadores de las antiguas azucareras, permite la finalización del recorrido de recuperación iniciado tras la reforma del sector azucarero, devolviendo oportunidades de desarrollo a algunas de las más importantes zonas agrícolas nacionales, con una notable repercusión económica en los territorios. 18 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

21 Acontecimientos posteriores Acuerdo de sociedad de capital y asociación tributaria con GE Capital EFS Buffalo Dunes 8 de abril de Enel Green Power North America firmó una asociación con EFS Buffalo Dunes, sociedad controlada por GE Capital, para financiar el desarrollo del proyecto eólico Buffalo Dunes, que dispondrá de una capacidad instalada de 250 MW. EFS Buffalo Dunes invirtió 40 millones de dólares para la adquisición del 51% del proyecto, mientras que EGPNA seguirá poseyendo el 49%. Las partes financiarán proporcionalmente la construcción del parque, que requerirá una inversión total igual a 370 millones de dólares. A fecha del 31 de marzo de 2013, el proyecto en cuestión era propiedad al 100% de EGPNA. Por consiguiente, al amparo de las intenciones de la dirección, manifestadas en el transcurso del Consejo de Administración celebrado en el mes de febrero de 2013 y, sobre todo, de las medidas tomadas, el valor de la inversión en el proyecto Buffalo Dunes a 31 de marzo de 2013 se reclasificó entre los activos disponibles para la venta. Concesión para la construcción de un parque eólico en Chile 16 de abril de Enel Green Power ha ganado un concurso público de licitación organizado por el Ministerio de Bienes Nacionales para un parque eólico denominado Sierra Gorda Este, situado en la región de Antofagasta. La compañía se adjudicó el derecho exclusivo de desarrollar, construir y gestionar hasta 130 MW de capacidad eólica. Si el parque se construye a su capacidad máxima, el factor de carga superará el 30%. La planta se extenderá sobre una zona de unas hectáreas. Junta ordinaria y extraordinaria de accionistas de Enel Green Power SpA 24 de abril de La Junta designó el nuevo Consejo de Administración (para el desglose de los componentes se remite al apartado Órganos sociales ). 19

22 Evolución previsible de la gestión 2012 se ha erigido como un año fundamental para la confirmación de la posición de liderazgo de Enel Green Power en el sector de las energías renovables y para la consecución de los objetivos estratégicos asumidos con el mercado financiero. El Grupo, en el transcurso de 2013, continuará la ejecución del Plan Estratégico, acelerando el crecimiento de la potencia instalada y centrando sus esfuerzos principalmente en los países emergentes, a través de un desarrollo equilibrado en todas las tecnologías principales. De forma paralela al objetivo del crecimiento de la capacidad, Enel Green Power centrará sus esfuerzos en la racionalización de los gastos de explotación mediante una gestión cada vez más directa del parque de plantas y en la explotación eficiente de las mismas. Se confirma, además, la búsqueda de las economías de escala, principalmente en el ámbito de las compras. La atención del Grupo se dirigirá a los mercados con abundantes recursos renovables, estabilidad del sistema normativo y un elevado crecimiento económico. En 2013 se seguirá en busca de nuevas oportunidades de crecimiento en países con un amplio potencial de desarrollo, siempre con la meta de mantener la diversificación geográfica. El Grupo mantendrá su compromiso en el sector de la investigación y el desarrollo de tecnologías innovadoras, poniendo la máxima atención a las problemáticas medioambientales y a la seguridad. 20 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

23 Escenario de referencia Los mercados de la energía eléctrica Evolución de la demanda de energía eléctrica TWh 1. er trimestre Variación Italia 80,4 83,7-4,0% España 64,6 67,5-4,3% Brasil 114,6 111,8 2,5% Chile 12,2 11,8 3,4% Colombia 14,7 14,5 1,4% Fuente: operadores de los sistemas de transmisión (TSO, por sus siglas en inglés) nacionales. En Europa, los países maduros registran tasas de crecimiento negativas de la demanda de energía eléctrica, sobre todo a causa de la ralentización de los consumos industriales y las incertidumbres en el contexto macroeconómico. En particular, en Italia se constata un descenso del -4,0% y en España del -4,3%. Continúa, en cambio, el fuerte crecimiento de los países de Latinoamérica, con incrementos sostenidos en Brasil (+2,5%), Colombia (+1,4%) y Chile (+3,4%). Italia Producción y demanda de energía eléctrica en Italia En millones de kwh 1. er trimestre Variaciones Producción neta: - termoeléctrica (7.962) -13,9% - hidroeléctrica ,5% - eólica ,6% - geotermoeléctrica (32) -2,5% - fotovoltaica (144) -4,0% Total producción neta (3.874) -5,3% Importaciones netas ,4% Energía entrante en red (3.480) -4,1% Consumos para bombeos (511) (681) ,0% Demanda de energía en la red (3.310) -4,0% Fuente: Terna - Rete Elettrica Nazionale (Informe mensual - final marzo de 2013). La demanda de energía en Italia en el primer trimestre de 2013 se anota una disminución (-4,0%) con relación al valor registrado en el mismo período de 2012, quedando en 80,4 TWh. Esta demanda fue satisfecha en un 85,0% por 21

24 la producción neta nacional destinada al consumo (86,0% en el primer trimestre 2012) y en el restante 15,0% por las importaciones netas (14,0% en el primer trimestre de 2012). Las importaciones netas del primer trimestre de 2013 registran un incremento de 0,4 TWh, debido principalmente a la diferencia de los precios de la energía eléctrica en los países extranjeros respecto al mercado doméstico. La producción neta en el primer trimestre de 2013 registra una disminución del 5,3% (-3,9 TWh), elevándose a 68,9 TWh. En concreto, el incremento de la energía eléctrica generada a partir de la fuente hidroeléctrica (+2,9 TWh), tras las mejores condiciones de pluviometría, así como la mayor producción eólica (+1,4 TWh), fueron los factores que, asociados a la susodicha disminución de la demanda de energía eléctrica, conllevaron una reducción de la generación de energía termoeléctrica de 8,0 TWh. España Producción y demanda de energía eléctrica en el mercado peninsular En millones de kwh 1. er trimestre Variaciones Producción bruta régimen ordinario: - termoeléctrica (14.151) -51,6% - nuclear (1.667) -10,1% - hidroeléctrica ,4% Total producción bruta régimen ordinario (9.629) -20,1% Consumos de servicios auxiliares (1.388) (2.087) ,5% Producción régimen especial ,9% Producción neta (3.035) -4,2% Exportaciones netas (1) (1.721) (2.836) ,3% Consumos para bombeos (2.314) (1.322) (992) -75,0% Demanda de energía en la red (2.912) -4,3% (1) Incluye el saldo de intercambio con el sistema extrapeninsular. Fuente: Red Eléctrica de España (Balance eléctrico diario Peninsular - final marzo de 2013). Los volúmenes del primer trimestre de 2012 están actualizados a 22 de marzo de La demanda de energía en el mercado peninsular en el primer trimestre de 2013 descendió (-4,3%) en relación con el valor registrado en el mismo período de 2012, quedando en 64,6 TWh. Dicha demanda fue satisfecha íntegramente a partir de la producción neta nacional destinada al consumo. Las exportaciones netas en el primer trimestre de 2013 disminuyen (-39,3%) en comparación con los valores contabilizados en el primer trimestre de La producción neta en el primer trimestre de 2013 registra una disminución del 4,2% (-3,0 TWh) en razón, sobre todo, de la mayor producción hidroeléctrica (+6,2 TWh), debida a las mejores condiciones de pluviometría respecto al primer trimestre de 2012, así como de la mayor producción en régimen especial (+5,9 TWh); fenómenos que han conllevado, junto con la reducción de la demanda de energía, una reducción de la producción a partir de la fuente termoeléctrica (-14,2 TWh) y de la fuente nuclear (-1,7 TWh). 22 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

25 Producción y demanda de energía eléctrica en el mercado extrapeninsular En millones de kwh 1. er trimestre Variaciones Producción bruta régimen ordinario: - termoeléctrica (444) -12,2% Total producción bruta régimen ordinario (444) -12,2% Consumos de servicios auxiliares (193) (217) 24 11,1% Producción régimen especial (31) -13,3% Producción neta (451) -12,3% Importaciones netas Demanda de energía en la red (232) -6,2% Fuente: Red Eléctrica de España (Balance eléctrico diario Extrapeninsulares - final marzo de 2013). La demanda de energía en el mercado extrapeninsular en el primer trimestre de 2013 se anota una disminución (-6,2%) con relación al valor registrado en el mismo período de 2012, quedando en 3,5 TWh. Dicha demanda fue satisfecha casi íntegramente a partir de la producción neta destinada al consumo. Las importaciones netas en el primer trimestre de 2013 alcanzaron los 0,3 TWh y corresponden al intercambio con la Península Ibérica. La producción neta en el primer trimestre de 2013 se apunta una contracción del 12,3% (-0,5 TWh) por la menor producción termoeléctrica (-12,2%) y la menor producción en régimen especial. Precios de la energía eléctrica Precio medio del cargo de base en el primer trimestre de 2013 (euro/mwh) Variación del precio del cargo de base 1. er trimestre de er trimestre de 2012 Precio medio del pico de demanda en el primer trimestre de 2013 (euro/mwh) Variación del precio del pico de demanda 1. er trimestre de er trimestre de 2012 Italia 63,8-22% 70,4-23% España 40,5-20% 46,8-14% Brasil 123,7 332% 208,8 160% Chile 104,3-31% 199,2-5,3% Colombia 70,9 99% 101,8 66% 23

26 Aspectos normativos y tarifarios Respecto a los Estados contables consolidados a 31 de diciembre de 2012, a los que se remite para un desarrollo más completo, a continuación se exponen las principales variaciones constatadas en el primer trimestre de Italia La Estrategia Energética Nacional (SEN, por sus siglas en italiano) fue presentada en su versión definitiva mediante el decreto interministerial del 8 de marzo de 2013, confirmando los mismos objetivos y las prioridades de acción ya previstos en el documento precedente emitido el 16 de octubre de El coste indicativo acumulado anual de los incentivos de las fuentes renovables eléctricas diferentes de la fotovoltaica, actualizado a 28 de febrero de 2013, es de unos millones de euros; cuando se alcancen los millones, los mecanismos de incentivo tocarán a su fin. El coste indicativo acumulado anual de los incentivos del sector fotovoltaico, actualizado a marzo de 2013, es de unos millones de euros; cuando se alcancen los millones, se extinguirán los mecanismos de incentivo. Rumanía En Rumanía, la principal forma de incentivación para todas las fuentes renovables es el sistema de los certificados verdes (CV), a excepción de las centrales hidroeléctricas con una potencia superior a los 10 MW, que no acceden a ningún sistema de incentivos. A efectos de contener el coste que supone el mecanismo de apoyo de las renovables para los consumidores finales, el Gobierno rumano anunció que pretendía intervenir en dicho mecanismo y el 2 de abril de 2013 sometió a consulta la propuesta de enmienda temporal del mecanismo de los CV. La consulta tiene una duración de treinta días. La propuesta, entre sus diversas medidas, contempla la suspensión, durante un período limitado (del 1 de julio de 2013 al 31 de diciembre de 2016), de la emisión de parte de los certificados verdes 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 certificados verdes retenidos se reasignarán gradualmente a partir del 1 de enero 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). México El 9 de abril de 2013 fue aprobada por el Congreso mexicano la Estrategia Energética Nacional , confirmando el impulso a las renovables a través de la participación de inversores privados y la voluntad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (35% de la producción a partir de fuentes no fósiles de ahora a 2024). El documento está en manos del Gobierno, para su oficialización definitiva. 24 Enel Green Power Informe de resultados a 31 de marzo de 2013

27 Brasil El 6 de marzo de 2013, el Consejo Nacional de Políticas Energéticas (CNPE) publicó la Decisión n. 3/2013 con el objetivo de modificar las disposiciones relativas al algoritmo de cálculo de definición del precio de bolsa (PLD). En espera de la implementación completa del nuevo modelo, a partir del 1 de agosto de 2013, la resolución introduce un modelo transitorio que contempla la definición de dos precios distintos en el mercado mayorista (PLD1 y PLD2). Chile El 8 de marzo de 2013 se publicó en el Diario Oficial el Decreto Supremo n. 114 del Ministerio de Energía, que rige algunos aspectos de la Ley n en materia geotérmica. El decreto, que deroga el anterior Decreto n. 32, describe un cuadro normativo de mejoras sobre una serie de aspectos, como el reconocimiento del denominado derecho de exclusividad para la obtención de la concesión de explotación una vez concluidas las actividades de exploración, garantizando así una mayor seguridad jurídica y protección al inversor. 25

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