Relazione semestrale

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30 GIUGNO 2002
Relazione semestrale
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30 GIUGNO 2002 Relazione semestrale
INDICE
Dati di sintesi
Principali eventi del primo semestre 2002
Il Gruppo Enel
Consiglio di Amministrazione, Collegio Sindacale
e Società di Revisione
Il titolo Enel
7
8
10
11
12
INFORMAZIONI SULLA GESTIONE
28
Generazione ed Energy Management
Infrastrutture, Reti e Mercato
Energia elettrica
Gas
Terna
Telecomunicazioni
Servizi alle aziende e Attività diversificate
29
34
34
39
42
44
49
Capogruppo
53
Ricerca e sviluppo
58
Risorse umane
59
Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2002
e prevedibile evoluzione della gestione
62
Risultati economico-finanziari
65
Indice
Aree di attività
Risultati economici per area di attività
16
22
I risultati del semestre
Quadro normativo e tariffario
PROSPETTI CONTABILI CONSOLIDATI E NOTE ILLUSTRATIVE
Stato patrimoniale consolidato
Conto economico consolidato
Note illustrative
Informazioni sullo Stato patrimoniale consolidato - Attivo
Informazioni sullo Stato patrimoniale consolidato - Passivo
Impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale
Informazioni sul Conto economico consolidato
Allegati
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel
al 30 giugno 2002
80
82
83
89
100
111
114
120
PROSPETTI CONTABILI DI ENEL SPA
136
138
Indice
Stato patrimoniale
Conto economico
4
RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE
141
DATI DI SINTESI
1° semestre
2002
2001
Dati economici (milioni di euro)
14.404
14.757 (1)
14.291 (2)
Margine operativo lordo
Ricavi
3.869
4.380 (1)
4.616 (2)
Risultato operativo
1.448
1.991
(1)
2.350 (2)
Utile netto del Gruppo
1.375
973 (1)
1.529 (2)
Capitale investito lordo
48.350
47.191 (3)
Capitale investito netto
44.206
43.039 (3)
Indebitamento finanziario complessivo
23.932
21.930 (3)
Patrimonio netto complessivo
20.274
21.109 (3)
2.093
2.645
Dati patrimoniali e finanziari (milioni di euro)
Cash flow operativo
Dati per azione (euro) (4)
Utile netto per azione
0,23
0,16 (1)
Patrimonio netto del Gruppo per azione
3,32
3,46 (3)
0,25 (2)
Dati operativi
Energia venduta sul mercato libero e vincolato (TWh)
96,8
Energia vettoriata per il mercato libero (TWh)
44,4
36,3
Energia netta prodotta (TWh)
76,4
77,7 (1)
73.068
72.661 (3)
Dipendenti alla fine del periodo (n.)
103,6
86,1 (2)
Indicatori di mercato
Prezzo medio del greggio Brent (dollari/b)
26,6
123,6
119,5
Cambio medio dollaro/euro
0,898
0,898
3,50%
4,57%
Euribor a sei mesi (media del semestre)
(1)
I dati si riferiscono al Conto economico consolidato pro forma che esclude Elettrogen e Valgen cedute nel corso
del 2001 e include Infostrada dal 1° gennaio 2001. Sono inoltre riflessi gli impatti sull’ammortamento della differenza di consolidamento e sugli oneri finanziari derivanti dall’acquisizione di Infostrada stessa nonché dalla cessione di Elettrogen e Valgen.
(2)
Dati a suo tempo pubblicati e riferiti al perimetro di consolidamento vigente nel 1° semestre 2001.
(3)
Riferiti al 31.12.2001.
(4)
Calcolati sul numero di azioni post-raggruppamento (6.063.075.189).
7
23,1
Prezzo medio dell’olio combustibile ATZ (dollari/t)
PRINCIPALI EVENTI DEL PRIMO SEMESTRE 2002
Gennaio
• Finalizzazione dell’acquisizione del Gruppo Viesgo, operante in Spagna nel
settore della generazione e distribuzione di energia elettrica, al prezzo di
1.870 milioni di euro, salvo conguaglio in relazione alle verifiche ancora in
corso;
• fusione per incorporazione di Infostrada in WIND, con effetto dal 1° gennaio
2002, e prosecuzione delle attività di integrazione tecnica e commerciale
delle due entità;
• scissione del ramo aziendale “vendita gas” (attività di vendita di gas naturale ai clienti residenziali e industriali) da Enel Distribuzione Gas a Enel Vendita Gas, con effetto dal 1° gennaio 2002;
• acquisizione del Gruppo Marcotti, attivo nella distribuzione e vendita di gas
naturale nell’Italia settentrionale e centrale, per un corrispettivo di 91 milioni di euro;
• pieno accoglimento da parte del TAR Lombardia dei ricorsi di Enel contro la
delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas con la quale erano stati fissati i criteri e le modalità di calcolo dei cosiddetti stranded cost sulla base di un meccanismo di computo ritenuto da Enel in violazione dei criteri indicati nella normativa di riferimento. Il 9 maggio 2002 sono decorsi i termini
per un eventuale appello al Consiglio di Stato da parte dell’Autorità e, dunque, la decisione del TAR Lombardia si è definitivamente consolidata.
8
Febbraio
• Accordo tra Elettroambiente, società del Gruppo Enel specializzata nel trattamento e recupero energetico dei rifiuti, e il Gruppo Marcegaglia, finalizzato alla realizzazione di un impianto di produzione di energia elettrica alimentato a biomasse a Cutro (Crotone);
• alleanza strategica di Enel Green Power con il Gruppo Camfin per lo sviluppo congiunto di iniziative nel settore delle tecnologie per l’ambiente e delle
energie rinnovabili.
Marzo
• Acquisizione del 98,58% del capitale della Camuzzi Gazometri per un investimento complessivo di 1.043 milioni di euro (di cui 434 milioni di euro già corrisposti nel 2001 a titolo di acconto). L’operazione è stata finalizzata nel mese di maggio e ha consentito al Gruppo Enel di diventare il secondo operatore nel mercato della distribuzione di gas in Italia, con circa 1,7 milioni di clienti e una capacità distributiva annua superiore ai 3 miliardi di metri cubi;
• accordo tra Enelpower e la brasiliana ANEEL (Agencia Nacional de Energia
Electrica) per la costruzione e la successiva gestione di un tratto di linea ad
alta tensione lungo circa 1.300 km che collegherà il Nord al Sud del Brasile. Il
valore del progetto è di circa 400 milioni di euro, che si prevede di finanziare per il 70% mediante project financing;
• chiusura della procedura per la cessione di Eurogen, aggiudicata al consorzio Edipower. Il trasferimento della proprietà è avvenuto il 31 maggio 2002,
previa corresponsione del corrispettivo di 3.057 milioni di euro (soggetto a
un eventuale aggiustamento prezzo che, come previsto contrattualmente, è
in corso di definizione), oltre al rimborso del debito infragruppo pari a 751
milioni di euro;
• avvio delle attività preliminari per la cessione di Interpower, quali la pubblicazione del bando di gara e la preparazione dell’Information Memorandum;
• cessione da Enel Real Estate al Gruppo Deutsche Bank del 49% della Immobiliare Rio Nuovo al prezzo di 44 milioni di euro.
Aprile
• Sentenza del TAR della Lombardia favorevole a Enel Distribuzione in merito
all’impugnazione del provvedimento sanzionatorio emesso dall’Autorità
per l’Energia Elettrica ed il Gas nel maggio 2001 che comminava una sanzione pecuniaria di 46,5 milioni di euro. L’Autorità, con atto notificato il 5 giugno 2002, ha impugnato dinanzi al Consiglio di Stato tale decisione del TAR
Lombardia e si è in attesa della fissazione della data di discussione.
Maggio
• Avvio operativo della nuova organizzazione commerciale di Enel Distribuzione, basata su 25 Contact Center e 2.300 operatori che rispondono al Numero Verde 800 900 800, un servizio gratuito attivo 24 ore su 24 tutti i giorni, inclusi i festivi. Dal 7 maggio 2002 con una semplice telefonata si possono
effettuare tutte le operazioni prima svolte agli sportelli;
• l’Assemblea degli Azionisti del 24 maggio 2002 ha autorizzato il Consiglio di
Amministrazione della Capogruppo ad acquistare, in una o più volte, fino a
un massimo di 155 milioni di azioni ordinarie Enel, per un importo massimo
di 1 miliardo di euro. A tutt’oggi tale delega non è stata ancora esercitata;
• il nuovo Consiglio di Amministrazione, presieduto da Piero Gnudi e composto da Mauro Miccio, Franco Morganti, Fernando Napolitano, Francesco Taranto e Gianfranco Tosi ha nominato Paolo Scaroni Amministratore Delegato e Direttore Generale di Enel SpA.
9
Giugno
• Il Consiglio di Stato, con sentenza del 22 giugno 2002, ha accolto il ricorso in
appello proposto dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato
contro la sentenza del TAR del Lazio che, a sua volta, aveva pienamente accolto il ricorso di Enel in merito al noto provvedimento con cui la suddetta
Autorità autorizzava l’acquisto di Infostrada imponendo la cessione di 5.500
MW di capacità di generazione. Il Consiglio di Stato ha però annullato tale
obbligo di cessione, rimandando agli ulteriori provvedimenti della stessa Autorità.
IL GRUPPO ENEL
Enel SpA
Generazione
ed Energy
Management
Infrastrutture
Reti e Mercato
Italia
Attività internazionali
Energia elettrica
Gas
Enel Produzione
Electra de Viesgo
Enel Distribuzione
Camuzzi
Enel Green Power
CHI Energy
Enel Trade
Enel Distribuzione Gas
Interpower
EGI
Deval
Enel Vendita Gas
Elettroambiente
So.l.e.
Enel Trade
Enel.FTL
Enel.si
Enel Logistica
Combustibili
10
Conphoebus
Proprietà Rete
di Trasmissione
Nazionale
Telecomunicazioni
Terna
WIND
Servizi alle
aziende e
Attività diversificate
Enel.it
CESI
Ape
Enelpower
Sfera
Enel.Hydro
Enel Real Estate
Enel.Factor
Enel Capital
Enel.Re
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE,
COLLEGIO SINDACALE E SOCIETÀ DI REVISIONE
Consiglio di Amministrazione
Collegio Sindacale
Presidente
Piero Gnudi
Presidente
Bruno De Leo
Amministratore Delegato
e Direttore Generale
Paolo Scaroni
Sindaci effettivi
Franco Fontana
Gustavo Minervini
Consiglieri
Mauro Miccio
Franco Morganti
Fernando Napolitano
Francesco Taranto
Gianfranco Tosi
Sindaci supplenti
Francesco Bilotti
Roberto Ulissi
Società di Revisione
KPMG SpA
11
IL TITOLO ENEL
Nei primi sei mesi del 2002 i mercati azionari internazionali hanno registrato
un ridimensionamento dei corsi correlato all’andamento sfavorevole del ciclo
economico negli Stati Uniti e in Europa. Il fenomeno è altresì rimarcato da una
generale sfiducia dei risparmiatori verso l’investimento azionario, dopo gli
eventi che hanno colpito le grandi compagnie americane, anche in settori tradizionalmente protetti quali quello energetico.
In tale contesto, il titolo Enel riporta, a fine giugno, un ridimensionamento pari all’8% circa rispetto ai valori di inizio anno, a fronte però di un calo del 13%
circa dell’indice di borsa MIB30.
Il titolo ha quindi mantenuto nel corso dell’anno una tendenza costantemente in linea o migliore di quella dei mercati azionari di riferimento, pur risentendo dell’andamento negativo del settore delle telecomunicazioni, insito nella componente di valore relativa a WIND.
Sulla performance complessiva del titolo incide inoltre positivamente il dividendo unitario di 0,36 euro distribuito a giugno, superiore del 38,5% rispetto
a quello dell’esercizio precedente (0,26 euro). Tale valore rappresenta un rendimento, calcolato alla data di stacco della cedola (24 giugno 2002), pari a circa il 6,5%, tra i più alti in Europa.
I volumi giornalieri mediamente scambiati nel corso del primo semestre 2002
sono stati pari a circa 20 milioni di azioni.
12
Andamento del titolo Enel e degli Indici MIB30 e FT-SE Electricity dal 1° gennaio 2002
(prezzo ufficiale/volumi giornalieri trattati)
300
7,00
275
6,50
250
225
6,00
200
150
az./mln.
5,50
125
5,00
100
4,50
50
25
4,00
Volumi
Enel
MIB30
FT-SE Electricity
Settembre
Agosto
Luglio
Giugno
Maggio
Aprile
Marzo
Febbraio
0
13
75
Gennaio
euro
175
INFORMAZIONI SULLA GESTIONE
PREMESSA
Le seguenti informazioni sulla gestione del Gruppo Enel sono state predisposte a corredo dei prospetti contabili consolidati di Gruppo e delle relative note illustrative cui si fa rinvio per una più completa lettura.
Tali informazioni sulla gestione sono conformi a quanto richiesto dall’art. 81
del D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.
I RISULTATI DEL SEMESTRE
Informazioni sulla gestione
Quadro di riferimento
16
Lo scenario dell’economia italiana nel corso del primo semestre del 2002 risulta ancora fortemente condizionato dalla brusca frenata manifestata nell’ultimo trimestre del 2001.
La produzione industriale giornaliera italiana, tra gennaio e maggio del 2002,
al netto dei fattori stagionali è risultata inferiore del 3,1% rispetto al corrispondente periodo del 2001.
Con il rafforzamento dell’euro sul dollaro, la debolezza del petrolio e il rilassamento della tensione registrata all’inizio dell’anno sui prezzi degli alimentari, l’inflazione ha segnato a giugno un aumento del 2,2%, in flessione rispetto ai primi mesi dell’anno.
In tale contesto, e considerato il mantenimento della politica monetaria espansiva della Federal Reserve americana, la Banca Centrale Europea non ha modificato in questa prima parte del 2002 il proprio orientamento di politica monetaria, lasciando invariato al 3,25% il tasso ufficiale di riferimento.
Per quanto riguarda i cambi, il rapporto medio tra dollaro ed euro è stato pari nel corso dei primi sei mesi del 2002 a 0,898, in linea con quello dello stesso
periodo del 2001. In termini puntuali, il rapporto tra le due valute al 30 giugno
2002 è di 0,9975 a fronte di un valore pari a 0,8813 di fine 2001, con un apprezzamento della valuta europea del 13,2%.
Sui mercati dei prodotti energetici, il prezzo medio nel primo semestre 2002
del petrolio greggio Brent per transazioni a pronti, pari a 23,1 dollari al barile
(dollari/b), è inferiore del 13,2% rispetto a quello dello stesso periodo del 2001
(26,6 dollari/b). L’andamento puntuale nel periodo ha evidenziato, tuttavia, un
costante e deciso trend al rialzo nella prima metà del semestre, dopo i minimi
raggiunti alla fine dello scorso anno. Il prezzo è infatti passato da circa 19 dollari/b del 31 dicembre 2001, a quasi 27 dollari/b della prima decade di aprile
2002. Successivamente i prezzi si sono stabilizzati prevalentemente nella fascia
fra 24 e 26 dollari/b, pur continuando a mostrare una volatilità giornaliera e
settimanale particolarmente elevata. Il prezzo puntuale al 30 giugno 2002 è
pari a 25,5 dollari/b.
Tra le cause che hanno determinato il rialzo, oltre ai tagli produttivi prontamente decisi dall’OPEC, con il parziale appoggio dei Paesi esterni al cartello,
rientrano fattori di ordine politico legati alla forte tensione del contesto mediorientale, che hanno avuto riflesso sul livello dei prezzi mediante un premio
per il rischio di estensione del conflitto nell’area.
Riguardo all’olio combustibile, i prezzi del primo semestre 2002, confrontati
con quelli dell’analogo periodo del 2001, evidenziano una dinamica generalmente più sostenuta rispetto al greggio, con andamenti divergenti tra la tipologia a basso tenore di zolfo (BTZ) e quella ad alto tenore (ATZ). In particolare,
Bilancio energia Italia (fonte GRTN)
Milioni di kWh
1° semestre
2002
2001
Variazioni
Produzione lorda
Termoelettrica
Idroelettrica
Geotermoelettrica e altre fonti
Totale produzione lorda
Consumi servizi ausiliari
Produzione netta
Importazioni nette
Energia immessa in rete
Consumi per pompaggi
Energia richiesta sulla rete
117.249
105.727
11.522
10,9%
21.878
30.013
(8.135)
-27,1%
2.765
2.696
69
2,6%
141.892
138.436
3.456
2,5%
(6.817)
(6.480)
(337)
5,2%
135.075
131.956
3.119
2,4%
25.403
24.581
822
3,3%
160.478
156.537
3.941
2,5%
(5.386)
(4.828)
(558)
11,6%
155.092
151.709
3.383
2,2%
Nella giornata del 21 giugno 2002, anche a seguito di fattori climatici, si è registrata la punta massima del fabbisogno in potenza sulla rete nazionale
(50.974 MW), valore in crescita del 5,9% rispetto alla corrispondente punta
massima di giugno 2001 (48.133 MW). Tale richiesta di potenza è stata fronteggiata mediante elettricità di fonte termoelettrica (61,8%), scambi con l’estero (11,5%) ed elettricità di fonte idroelettrica (25,7%), coprendo la parte rimanente con elettricità di fonte geotermoelettrica ed eolica.
17
La richiesta di energia elettrica in Italia è cresciuta del 2,2% rispetto ai primi sei
mesi del 2001, passando da 151,7 miliardi di kWh a 155,1 miliardi di kWh. Il tasso di crescita è in linea con quello registrato nel primo semestre e nell’intero
esercizio 2001, e migliore rispetto a quello del primo trimestre 2002 (+1,7%).
La produzione lorda evidenzia un incremento del 2,5%, in linea con quello dell’energia immessa nella rete. Nell’ambito dei singoli comparti, la generazione
termoelettrica cresce del 10,9% a fronte di un calo della produzione idroelettrica del 27,1%. Quest’ultima ha risentito delle sfavorevoli condizioni di idraulicità che hanno caratterizzato i primi mesi del 2002. La crescita delle importazioni consegue anche a lavori di adeguamento di alcune linee di interconnessione che, dal mese di settembre 2001, hanno consentito un incremento della
capacità massima di trasporto.
i prezzi medi dell’olio combustibile (indice Platt’s CIF Med) nel primo semestre
2002 sono stati rispettivamente pari a 123,6 dollari a tonnellata (dollari/t) per
l’ATZ e a 134,3 dollari/t per il BTZ. Nei primi sei mesi del 2001 i valori medi si erano posizionati a 119,5 dollari/t per l’ATZ e a 142,4 dollari/t per il BTZ; la variazione è quindi pari a circa +3% per l’ATZ e a circa -6% per il BTZ.
Nel corso del primo semestre 2002, i prezzi del gas naturale sono risultati sostanzialmente inferiori rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio, in relazione al livello e all’andamento delle quotazioni energetiche (inferiori di oltre il 10% rispetto al primo semestre 2001, anche se in tendenziale
rialzo rispetto ai valori registrati nella fase finale dello stesso anno), nonché all’andamento del cambio euro/dollaro, cui i prezzi del gas sono strutturalmente correlati con differenti divari temporali.
I prezzi del carbone da vapore sul mercato internazionale (indice Coal Week International per mix Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) hanno subíto notevoli decrementi nei loro valori medi tra il primo semestre 2001 e il primo semestre 2002 passando, rispettivamente, da 41,81 dollari/t a 36,64 dollari/t (-12,4%).
L’andamento al ribasso dei prezzi del carbone persiste dall’inizio del 2002 a
causa principalmente di un eccesso di offerta rispetto alla domanda che nel
corso del semestre si è rivelata molto debole.
I risultati del Gruppo Enel
Produzione, vendita e trasporto di energia elettrica in Italia
Milioni di kWh
1° semestre
2002 2001 pro forma
Variazioni
1° semestre
2001
Produzione netta
Termoelettrica
60.729
55.855
4.874
8,7%
62.141
Idroelettrica
13.518
19.600
(6.082)
-31,0%
21.708
2.098
2.163
(65)
-3,0%
2.163
21
58
(37)
-63,8%
59
76.366
77.676
(1.310)
-1,7%
86.071
7.088
3.017
4.071
134,9%
3.170
Geotermoelettrica
Altre fonti
Totale produzione netta
Vendite delle società di produzione
Acquisti di energia
11.776
9.034
2.742
30,4%
792
Da fornitori esteri
11.309
12.627
(1.318)
-10,4%
12.627
Dal Gestore della Rete
15.212
18.697
(3.485)
-18,6%
18.697
38.297
40.358
(2.061)
-5,1%
32.116
Totale acquisti
Vendite di energia
Vendite sul mercato vincolato:
Alta tensione
18
Da fornitori nazionali
8.527
9.128
(601)
-6,6%
9.128
Media tensione
21.259
28.205
(6.946)
-24,6%
28.205
Bassa tensione
52.322
53.245
(923)
-1,7%
53.245
82.108
90.578
(8.470)
-9,4%
90.578
Alta tensione
7.464
8.357
(893)
-10,7%
8.357
Media tensione
7.219
4.683
2.536
54,2%
4.683
Totale mercato vincolato
Vendite sul mercato libero:
9
2
7
Totale mercato libero
Bassa tensione
14.692
13.042
1.650
12,7%
13.042
Totale vendite di energia
96.800
103.620
(6.820)
-6,6%
103.620
126.525
126.920
(395)
-0,3%
126.920
Energia trasportata sulla rete
di Enel Distribuzione
2
I dati del primo semestre 2001 oggetto di confronto sono esposti nella versione pro forma che esclude la produzione netta delle società Elettrogen e Valgen
(la prima ceduta il 20 settembre 2001 e la seconda il 1° giugno 2001), riclassificandola come incremento degli acquisti da fornitori nazionali. La tabella riporta comunque, nell’ultima colonna, i dati a suo tempo pubblicati e riferiti al
perimetro operativo a quel momento esistente.
L’energia trasportata sulla rete di Enel Distribuzione è l’insieme di quella venduta direttamente ai clienti del mercato vincolato e di quella destinata al mercato libero canalizzata su tale rete. A decorrere dal 1° gennaio 2002 la remunerazione del trasporto di energia è fissata in misura unica, senza distinzione
di tipologia del cliente finale.
Le vendite sul mercato libero e vincolato registrano nel complesso un calo del
6,6%.
Il mercato vincolato riporta una diminuzione del 9,4%, concentrata essenzialmente sull’alta e media tensione, indotta dalla progressiva apertura a favore
del mercato libero, nonché dalla cessione delle reti urbane di Roma e Torino
(avvenuta nel secondo semestre del 2001). A perimetro invariato tale contrazione sarebbe stata pari a circa il 6%.
Le vendite sul mercato libero mostrano una crescita del 12,7% rispetto al primo semestre del 2001 grazie al notevole incremento (+54,2%) delle vendite in
media tensione. La flessione delle vendite di energia in alta tensione ai clienti
non vincolati, pari al 10,7%, è stata influenzata dalla possibilità per gli utilizzatori finali, a seguito della delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il
Gas n. 317/2001, di acquistare, tramite le aste indette dal Gestore della Rete,
l’energia prodotta da impianti ammessi agli incentivi ex provvedimento CIP n.
6/92, oltre a una parte di quella importata.
L’energia complessivamente trasportata sulla rete di Enel Distribuzione è pari
a 126.525 milioni di kWh, sostanzialmente in linea con i volumi del primo semestre 2001 (126.920 milioni di kWh) a riprova che il calo dei volumi di vendita conseguente all’apertura del mercato è in sostanza recuperato attraverso il
servizio del trasporto.
La produzione netta di energia del Gruppo Enel in Italia è pari nel semestre a
76.366 milioni di kWh, in diminuzione, a perimetro omogeneo, dell’1,7% rispetto allo stesso periodo del 2001. Nell’ambito delle fonti di generazione, il primo semestre del 2002 ha visto un decremento della produzione idroelettrica (31,0%, pari a -6.082 milioni di kWh) per effetto della minore idraulicità, in massima parte compensata dalla crescita di quella termoelettrica (+8,7%, pari a
+4.874 milioni di kWh). Le vendite effettuate direttamente dalle società di generazione passano da 3.017 milioni di kWh nei primi sei mesi del 2001 a 7.088
milioni di kWh nello stesso periodo del 2002, per effetto principalmente dei
maggiori prelievi operati sulla rete da parte degli operatori del mercato libero.
Risultati della gestione
Sintesi dei risultati del primo semestre 2002
2002
1° semestre
2001 pro forma
12.724
13.378
(620)
-4,9%
3.637
4.498
(861)
-19,1%
Risultato operativo ante ammortamento
delle differenze da consolidamento
2.021
2.800
(779)
-27,8%
Risultato operativo
1.990
2.784
(794)
-28,5%
1.887
1.620
267
16,5%
232
(118)
350
(269)
(520)
251
48,3%
Risultato operativo
(542)
(793)
251
31,7%
(207)
(241)
14.404
14.757
(353)
-2,4%
3.869
4.380
(511)
-11,7%
1.752
2.280
(528)
-23,2%
Risultato operativo
1.448
1.991
(543)
-27,3%
Milioni di euro
Variazioni
Energia elettrica, gas e servizi
Ricavi
Telecomunicazioni
Ricavi
Elisioni
Ricavi
Totale Gruppo
Ricavi
I risultati del primo semestre 2001 sono esposti, a fini comparativi, nella versione pro forma che esclude le risultanze di Elettrogen e Valgen e include quelle di Infostrada (inclusi gli effetti indotti dall’acquisizione) relative al primo
trimestre.
La gestione economica riporta un margine operativo lordo di 3.869 milioni di
euro, in flessione di 511 milioni di euro (-11,7%) rispetto a quello del primo se-
19
20
mestre 2001, determinato su base pro forma. La variazione è determinata da un
miglioramento di 350 milioni di euro nel settore delle telecomunicazioni e da
una flessione di 861 milioni di euro nell’attività elettrica, del gas e dei servizi, di
cui 780 milioni di euro riferiti all’area Generazione ed Energy Management e
160 milioni di euro relativi alla contrazione del margine sulle importazioni di
energia, in parte compensati dal miglioramento dell’area Infrastrutture, Reti e
Mercato. I principali fattori che hanno inciso sui risultati dell’area Generazione
ed Energy Management sono da ricercarsi nel venir meno a partire dal 2002 del
bonus di 0,31 centesimi di euro riconosciuto per i soli anni 2000 e 2001 sulla produzione destinata al mercato vincolato (-202 milioni di euro), nella rilevazione
sul primo semestre 2001 di maggiori ricavi a carattere non ricorrente (201 milioni di euro) e nell’onere imposto a partire dal 2002 conseguente alle disposizioni in materia di “certificati verdi” (73 milioni di euro). Ulteriori elementi di rilievo sono rappresentati dalla minore produzione idroelettrica, nonché dalla
riduzione del differenziale positivo tra la componente tariffaria destinata alla
copertura del costo del combustibile e l’onere sostenuto a tale titolo, in relazione al diverso andamento del mercato dei combustibili nei due periodi di riferimento. Effetti positivi sono stati invece prodotti dai maggiori margini conseguiti dalle attività internazionali (+89 milioni di euro), di cui 72 milioni di euro conseguiti dal Gruppo Viesgo, acquisito all’inizio del 2002.
WIND registra una crescita dei ricavi del 16,5% rispetto ai primi sei mesi del
2001, con un margine operativo lordo che passa da un valore negativo di 118
milioni di euro a uno positivo di 232 milioni di euro.
Il risultato operativo del Gruppo si attesta a 1.448 milioni di euro, evidenziando una flessione di 543 milioni di euro (-27,3%) sostanzialmente in linea, in valore assoluto, con quella del margine operativo lordo.
L’utile netto di competenza del Gruppo è pari a 1.375 milioni di euro, a fronte
di 973 milioni di euro del primo semestre 2001, sempre determinati su base pro
forma. La crescita di 402 milioni di euro risente dei maggiori proventi straordinari netti che includono la plusvalenza conseguita sulla vendita di Eurogen, al
netto dell’adeguamento dell’avviamento di WIND. Il miglioramento del risultato risente inoltre di un minor carico fiscale da collegare in via prioritaria alla già
citata plusvalenza sulla cessione di Eurogen, soggetta a imposta sostitutiva.
Il cash flow della gestione corrente è pari a 2.093 milioni di euro, a fronte di
2.645 milioni di euro nel primo semestre del 2001. La riduzione è imputabile alle maggiori risorse destinate al pagamento di imposte sul reddito, interessi
passivi e altri oneri finanziari; il contributo dell’attività operativa è infatti pressoché costante, con un valore pari a circa 3.700 milioni di euro.
La struttura patrimoniale al 30 giugno 2002 evidenzia un capitale investito netto di 44.206 milioni di euro (43.039 milioni di euro al 31 dicembre 2001) e un indebitamento finanziario complessivo di 23.932 milioni di euro, in crescita di
2.002 milioni di euro rispetto alla fine del 2001, risentendo anche del pagamento da parte della Capogruppo di dividendi per 2.183 milioni di euro. L’incidenza dell’indebitamento sul patrimonio netto complessivo a fine semestre è di
1,18, a fronte di un valore di 1,04 al 31 dicembre 2001 e di 1,3 al 30 giugno 2001.
Gli investimenti complessivi (attività materiali e immateriali) del primo semestre 2002 sono pari a 2.271 milioni di euro, così ripartiti:
Variazione
473
246
782
609
173
Telecomunicazioni
638
1.112
(474)
Terna
TOTALE
227
65
31
34
313
192
121
2.271
2.190
81
Gli investimenti del primo semestre 2002 sono nel complesso in linea con quelli dello stesso periodo del 2001, rideterminati pro forma a perimetro omogeneo. La ripartizione per aree di attività evidenzia una crescita marcata nell’attività elettrica (impianti di generazione e reti di distribuzione) dovuta al programma di riconversione di impianti di produzione termica in ciclo combinato
a turbogas e agli investimenti legati al progetto “contatore elettronico”. Questi ultimi sono stati pari a circa 100 milioni di euro. Nel settore delle telecomunicazioni, il dato del primo semestre 2001 include l’importo di 362 milioni di
euro relativo al saldo riconosciuto per l’aggiudicazione della licenza UMTS. Al
netto di tale elemento, gli investimenti in tale area calano di 112 milioni di euro, rispecchiando un momentaneo rallentamento. L’aumento registrato nell’area delle attività diversificate è legato essenzialmente all’avanzamento della
costruzione di una linea di trasmissione ad altissima tensione in Brasile, attualmente considerata nell’ambito del settore ingegneria e costruzioni.
Al 30 giugno 2002 i dipendenti del Gruppo sono 73.068 (contro 72.661 al 31 dicembre 2001). Nel corso del semestre il saldo tra cessazioni e nuove assunzioni
è negativo (-1.062 dipendenti), mentre le variazioni intervenute nel perimetro
operativo hanno comportato un incremento netto dell’organico pari a 1.469
dipendenti.
1° semestre
2002
2001
21
Milioni di euro
QUADRO NORMATIVO E TARIFFARIO
Settore elettrico
22
Il 1° gennaio 2002 sono entrate in vigore nuove norme che disciplinano in maniera unitaria le condizioni tecniche ed economiche dei servizi di trasporto,
misura e vendita di energia elettrica per il mercato libero e per quello vincolato. La normativa è stata inserita in un “Testo integrato” che sostituisce le disposizioni tariffarie precedenti. In particolare, è stata introdotta una disciplina del trasporto dell’energia elettrica unica per i clienti del mercato libero e
per quelli del mercato vincolato, compatibile con l’avvio della Borsa dell’Elettricità e sostitutiva della precedente regolamentazione in materia di vettoriamento.
Sempre all’inizio del 2002 sono entrate in vigore le nuove tariffe per i servizi
elettrici regolamentati. Per le forniture domestiche, l’Autorità per l’Energia
Elettrica ed il Gas ha ridisegnato provvisoriamente le diverse componenti tariffarie, in attesa dell’entrata in vigore del meccanismo di tutela dei clienti in
condizioni di disagio economico, in corso di definizione da parte del Governo.
Per le forniture non domestiche, il Testo integrato fornisce i valori delle componenti tariffarie a copertura dei costi di trasporto, distribuzione e vendita
delle opzioni tariffarie base. Nel complesso, la somma di tali componenti è rimasta sostanzialmente invariata rispetto all’anno precedente.
Con riguardo al prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica destinata ai clienti del
mercato vincolato, la componente destinata alla copertura dei costi fissi di produzione è stata fissata, per valori di fascia oraria, a un livello lievemente superiore a quello del 2001 (in media a 2,06 centesimi di euro al kWh a fronte di 2,05
centesimi di euro al kWh nel 2001).
Come previsto dalla normativa già emanata in precedenza, dal 1° gennaio
2002 non è più in vigore la componente tariffaria di 0,31 centesimi di euro al
kWh istituita per gli anni 2000 e 2001 a favore della produzione da impianti
non incentivati destinata al mercato vincolato. Inoltre, sempre a decorrere dal
1° gennaio 2002, le componenti tariffarie “di gradualità”, istituite per realizzare il graduale allineamento dei prezzi ai costi delle forniture non domestiche, sono state soppresse, determinando una riduzione dei prezzi delle forniture in bassa tensione di circa 0,7 centesimi di euro al kWh, e un aumento di
quelli per la media e alta tensione rispettivamente di circa 0,15 e 0,62 centesimi di euro al kWh.
Dal 1° gennaio 2002 ai clienti di Enel Distribuzione sono applicate le tariffe proposte nel settembre 2001 (in linea con i vincoli imposti) e approvate dall’Autorità. In aggiunta alle opzioni tariffarie base, Enel Distribuzione offre inoltre alla sua clientela, domestica e non, opzioni tariffarie speciali.
I “certificati verdi”
Il D.Lgs. n. 79/99 (Decreto Bersani) definisce un nuovo quadro normativo per la
promozione dell’energia elettrica prodotta da “nuovi” impianti alimentati da
fonti rinnovabili, in sostituzione di quello previsto dalla Legge 9/91 e dal provvedimento CIP n. 6/92. Le principali caratteristiche sono così sintetizzabili:
• obiettivi quantitativi di produzione e importazione annuale di energia da
nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili, con specifici obblighi posti a
carico degli importatori e dei produttori;
• remunerazione degli investimenti basata su meccanismi di mercato (vendita
di “certificati verdi” e vendita dell’energia in due mercati separati), anziché
su prezzi amministrati, con regole rigide per il loro aggiornamento.
Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che, in base alla Legge 9/91 e al
provvedimento CIP n. 6/92, usufruiscono attualmente di convenzioni di acquisto con il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, continuano a beneficiare del ritiro garantito dell’energia a prezzi amministrati per la durata di otto anni a partire dalla data di messa in servizio.
Gli obblighi posti a carico degli importatori e dei produttori decorrono dal
2002, anno a partire dal quale tali soggetti devono immettere nel sistema elettrico nazionale una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati
da fonti rinnovabili (entrati in esercizio, ripotenziati, riattivati od oggetto di rifacimento successivamente al 1° aprile 1999), pari al 2% dell’energia generata
da fonti non rinnovabili importata o prodotta nell’anno precedente.
L’obbligo può essere soddisfatto anche tramite acquisto di diritti (cosiddetti
“certificati verdi”) da altri produttori o dal Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale.
Per quanto riguarda il Gruppo Enel, nel 2002 l’obbligo è quantificato in circa
2.300 milioni di kWh.
Disegno di legge di “Riforma e riordino del settore energetico”
Il 19 luglio 2002 il Consiglio dei Ministri ha approvato, in sede preliminare, il disegno di legge di riordino e riforma del settore energetico.
Il disegno, che tiene anche conto degli orientamenti emersi nel corso dell’indagine conoscitiva sul settore condotta nei primi mesi del 2002 dalla Xª Commissione della Camera dei Deputati, definisce le competenze dello Stato e delle Regioni alla luce del nuovo Titolo V della Costituzione con l’obiettivo di completare il processo di liberalizzazione dei mercati di elettricità e gas.
23
Nel corso del primo semestre del 2002 è proseguito il processo di regolamentazione del settore gas. L’Autorità ha provveduto a disciplinare l’attività di
stoccaggio, di rigassificazione e di distribuzione.
Attualmente sono in vigore le tariffe di trasporto e per l’uso di terminali di rigassificazione per l’anno termico 1° ottobre 2001–30 settembre 2002, calcolate dalle imprese e approvate dall’Autorità, nel rispetto dei vincoli fissati dalla
Delibera n. 120/01. Nel primo semestre 2002 sono state applicate le tariffe di
distribuzione e vendita determinate per l’anno termico 1° luglio 2001–30 giugno 2002, sulla base del vincolo dei ricavi di distribuzione stabiliti dall’Autorità
con la Delibera n. 237/00.
L’Autorità ha modificato e integrato le disposizioni in materia di determinazione di tariffe di distribuzione del gas per tenere conto delle sentenze del TAR
Lombardia che, pur confermando la legittimità di un sistema tariffario fondato
sull’impiego del criterio parametrico, hanno riconosciuto legittima la determinazione delle tariffe sulla base di dati reali, qualora disponibili. L’Autorità ha infatti provveduto a disciplinare l’accesso prioritario ai nuovi terminali di rigassificazione per chi investe nella loro costruzione, prevedendo che ai finanziatori
dell’impianto venga riservato l’80% della capacità del terminale per 20 anni. La
norma avrà validità fino al raggiungimento di una capacità complessiva nazionale di rigassificazione di 25 miliardi di metri cubi annui e si applicherà solo per
gli impianti che entreranno in esercizio entro il 31 dicembre 2010.
L’Autorità, nelle more dell’adozione del codice di stoccaggio, ha stabilito i criteri transitori di accesso al servizio di stoccaggio validi dal 1° aprile 2002 e ha
fissato i criteri per la determinazione delle relative tariffe in modo da assicurare una congrua remunerazione del capitale investito. Sulla base di questa normativa, le imprese di stoccaggio hanno sottoposto i corrispettivi tariffari all’approvazione dell’Autorità.
L’Autorità ha infine stabilito le modalità per il riconoscimento in tariffa dei costi degli interventi da realizzare per aumentare la sicurezza sugli impianti dei
clienti.
Settore del gas
24
Le principali novità di interesse per Enel sono in sintesi le seguenti:
• l’abrogazione, a partire dal 1° gennaio 2004, degli stranded cost relativi agli
impianti di generazione. A parziale compensazione viene, inoltre, abrogata,
a partire dal 1° gennaio 2002, la “penale idroelettrica”;
• l’abrogazione degli incrementi della carbon tax a carico dei combustibili impiegati negli impianti di combustione e l’attribuzione al Governo del compito di introdurre un sistema alternativo di tassazione delle emissioni di CO2
basato sull’emission trading;
• l’unificazione della proprietà e della gestione della rete di trasmissione nazionale e la quotazione in Borsa del soggetto derivante da tale processo. Viene, inoltre, garantita la “terzietà” di tale rete (nonché di quella analoga relativa al gas) rispetto agli operatori del settore e rispetto ai soggetti ancora
a controllo pubblico, che non potranno detenere una quota superiore al
10% delle società proprietarie e gestrici delle reti in oggetto;
• l’emanazione di indirizzi all’Autorità per la definizione delle tariffe relative
alle reti di trasporto e distribuzione per il prossimo periodo regolatorio. Le
nuove tariffe dovranno prevedere, fra l’altro, l’adeguamento della remunerazione ai livelli delle altre utility europee e l’applicazione del meccanismo
del price cap solamente sui costi operativi e sugli ammortamenti, escludendo quindi il capitale investito;
• l’ampliamento del mercato libero, con l’estensione della qualifica di idoneità
a tutti i clienti finali non domestici a partire dal 1° gennaio 2004;
• la ridefinizione dei rapporti fra Autorità di settore e Governo, attribuendo
al Ministero delle Attività produttive un potere sostitutivo in caso di ritardi
da parte dell’Autorità nell’esercizio delle sue funzioni.
Superato l’esame da parte della Conferenza Stato-Regioni, previsto per i primi
giorni di settembre 2002, il provvedimento tornerà in Consiglio dei Ministri per
l’approvazione definitiva e passerà poi al Parlamento per iniziare il normale
iter legislativo.
Settore telecomunicazioni
I principali sviluppi relativi allo scenario regolamentare nel primo semestre
2002 possono essere riassunti come segue.
Interconnessione flat per l’accesso a Internet
Con la Delibera n. 5/02/CIR, l’Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni
(AGCOM) ha approvato le condizioni economiche per il servizio di interconnessione forfetario per l’accesso a Internet FRIACO (Flat Rate Internet Access
Call Origination), prevedendo, rispetto ai prezzi inizialmente proposti da Telecom Italia, riduzioni dal 19% al 26%.
Proposta di offerta di riferimento di Telecom Italia per l’anno 2001
Con la Delibera n. 4/02/CIR, AGCOM ha approvato l’offerta di riferimento pubblicata da Telecom Italia il 7 settembre 2001 riducendo le condizioni economiche dei servizi di interconnessione per la fonia (tra il -1,6% e il -17,7%) e confermando le condizioni economiche per i servizi in accesso disaggregato alla
rete locale fissate con la Delibera n. 14/00/CIR.
Proposta di offerta di riferimento di Telecom Italia per l’anno 2002
Il 18 aprile 2002 Telecom Italia ha pubblicato la propria proposta di offerta di
riferimento per l’anno 2002 che attualmente è in corso di valutazione da parte dell’AGCOM. Rispetto all’offerta di riferimento per il 2001 approvata dall’AGCOM si segnala, in particolare, la riduzione delle tariffe di raccolta e di terminazione (riduzioni comprese tra -5% e -10%).
Linee affittate
Le condizioni economiche dell’offerta all’ingrosso di linee affittate di Telecom
Italia sono state approvate dall’AGCOM il 20 febbraio 2002 (Delibera n.
59/02/CONS) e prevedono, rispetto ai prezzi della corrispondente offerta alla
clientela finale, riduzioni del 10% sia per i circuiti diretti analogici sia per l’offerta standard dei circuiti diretti numerici e del 3% per l’offerta pianificata dei
circuiti diretti numerici.
Mobile Number Portability
Il 25 febbraio 2002 è stato siglato un accordo quadro tra TIM, Omnitel, WIND,
Blu e IPSE. L’avvio del servizio è avvenuto il 5 maggio 2002.
25
Wireless Local Loop
La gara per l’assegnazione delle licenze e delle frequenze per il Wireless Local
Loop (WLL), bandita tramite annuncio sulla Gazzetta Ufficiale il 21 gennaio
2002, si è svolta il 7 maggio 2002. La gara prevedeva che per ciascuna area di
estensione geografica, corrispondente al territorio di una singola regione italiana e delle Province autonome di Trento e Bolzano, fossero assegnate fino a
7 licenze nella banda 24,5-26,5 GHz e fino a 3 licenze nella banda 27,5-29,5
GHz, con un limite di una sola licenza per area di estensione geografica per uno
stesso soggetto.
Ventinove aziende sono state ammesse alla gara, con WIND, TIM e Omnitel in
lizza per l’assegnazione delle frequenze WLL in tutte le regioni e le province
autonome. WIND è risultata aggiudicataria di una licenza e di un blocco di frequenze in ognuna delle regioni italiane (nel caso delle Province autonome di
Trento e di Bolzano sono state assegnate due distinte licenze).
Parità di trattamento interna-esterna
Il 15 maggio 2002 l’AGCOM ha approvato la Delibera n. 152/02/CONS con cui
sono state adottate alcune misure atte a garantire la piena applicazione del
principio di parità di trattamento interna-esterna da parte di Telecom Italia.
Sono state, tra l’altro, fissate condizioni più rigorose per ciò che concerne la
contabilità regolatoria, la separazione funzionale tra rete e servizi e i test di
prezzo che debbono essere superati da Telecom Italia preventivamente rispetto all’introduzione di una nuova offerta commerciale.
AREE DI ATTIVITÀ
RISULTATI ECONOMICI PER AREA DI ATTIVITÀ
Milioni di euro
2002
1° semestre
2001 pro forma (1)
Variazioni
Ricavi
5.794
6.165
(371)
-6,0%
1.487
2.267
(780)
-34,4%
811
1.630
(819)
-50,2%
Risultato operativo
790
1.628
(838)
-51,5%
Ricavi
9.902
11.365
(1.463)
-12,9%
1.681
1.597
84
5,3%
1.039
771
268
34,8%
Risultato operativo
1.029
757
272
35,9%
Ricavi
413
376
37
9,8%
275
235
40
17,0%
Risultato operativo
150
117
33
28,2%
1.887
1.620
267
16,5%
232
(118)
350
(269)
(520)
251
48,3%
Risultato operativo
(542)
(793)
251
31,7%
Terna
Telecomunicazioni
Ricavi
28
Ricavi
1.280
913
367
40,2%
149
178
(29)
-16,3%
Risultato operativo
(12)
75
(87)
Capogruppo
1.029
2.284
(1.255)
-54,9%
Ricavi
85
247
(162)
-65,6%
Risultato operativo
73
233
(160)
-68,7%
(5.901)
(7.966)
2.065
(40)
(26)
(14)
Rettifiche ed elisioni
Ricavi
(40)
(26)
(14)
Risultato operativo
(40)
(26)
(14)
14.404
14.757
(353)
-2,4%
3.869
4.380
(511)
-11,7%
1.752
2.280
(528)
-23,2%
Risultato operativo
1.448
1.991
(543)
-27,3%
Totale Gruppo
Ricavi
(1)
I dati del primo semestre 2001 si riferiscono al Conto economico pro forma che esclude Elettrogen e Valgen e recepisce Infostrada (inclusi gli effetti derivanti dalla sua acquisizione) dal 1° gennaio 2001.
GENERAZIONE ED ENERGY MANAGEMENT
L’area include le attività di generazione dell’energia elettrica in Italia e all’estero, oltre al trading e sourcing di combustibili (in capo a Enel.FTL e alle sue
controllate). La missione affidata all’area in oggetto nell’ambito della nuova
struttura organizzativa del Gruppo consiste nel produrre e offrire al mercato
energia, integrando tutti gli elementi della catena del valore: dal procurement
del combustibile, al trading e risk management.
Ai fini dell’analisi dei risultati sono state separate le “Attività internazionali”
rappresentate dal Gruppo Viesgo (Spagna), acquisito all’inizio di gennaio 2002
e dalle controllate americane CHI Energy ed EGI.
Risultati economici Generazione ed Energy Management
Milioni di euro
1° semestre
2001 pro forma
Variazioni
Ricavi
5.360
6.136
(776)
-12,6%
1.382
2.251
(869)
-38,6%
764
1.618
(854)
-52,8%
Risultato operativo
764
1.618
(854)
-52,8%
Ricavi
446
29
417
105
16
89
47
12
35
Risultato operativo
26
10
16
(12)
-
(12)
Ricavi
5.794
6.165
(371)
-6,0%
1.487
2.267
(780)
-34,4%
811
1.630
(819)
-50,2%
Risultato operativo
790
1.628
(838)
-51,5%
786
+5,6%
(1)
Attività internazionali (2)
Elisioni
29
Totale
14.919
(1)
I dati del primo semestre 2001 escludono Elettrogen e Valgen.
(2)
I dati del primo semestre 2001 si riferiscono alla sola CHI Energy.
(3)
Il dato è riferito al 31 dicembre 2001.
14.133 (3)
Italia
Il settore, che ha in Enel Produzione la società capofila, opera in Italia attraverso le seguenti entità:
• generazione di energia elettrica:
- Enel Produzione (generazione termoelettrica e idroelettrica); Enel Green
Power ed Elettroambiente (attive nel campo delle energie rinnovabili);
- Eurogen, ceduta il 31 maggio 2002, e Interpower, destinata a essere ceduta entro la fine del 2002, in ottemperanza a quanto disposto dalla normativa di riassetto del settore;
• sourcing e trading dei combustibili e servizi logistici:
- Gruppo Enel.FTL ed Enel Logistica Combustibili (B&F Logistics);
• tecnologie legate allo sviluppo di fonti energetiche alternative:
- Conphoebus.
Il primo semestre del 2002 ha visto il completamento della procedura di cessione
della controllata Eurogen, aggiudicata al consorzio Edipower per un corrispettivo
di 3.057 milioni di euro, importo soggetto a un eventuale aggiustamento di prez-
Italia
2002
zo, così come contrattualmente pattuito. A tali importi si aggiunge il rimborso del
debito infragruppo pari a 751 milioni di euro. Al consorzio Edipower partecipano
Edison (40%), AEM Milano (13,4%), AEM Torino (13,3%), ATEL (13,3%), Unicredito Italiano (10%), Interbanca (5%) e Royal Bank of Scotland (5%).
Dopo l’avvio della fase finale della gara di Eurogen sono iniziate le attività preliminari relative alla vendita di Interpower. In data 21 aprile 2002 Enel ha pubblicato il bando di gara che fissava come scadenza per la presentazione delle
manifestazioni di interesse il giorno 13 maggio, data in cui sono pervenute 19
lettere di interesse da parte di operatori nazionali, internazionali e consorzi.
Successivamente Enel ha inviato l’Information Memorandum ai 19 potenziali
acquirenti, invitandoli a presentare un’offerta non vincolante il 26 giugno. La
fase successiva del processo vede i potenziali compratori, ammessi a procedere nella gara, svolgere le attività di due diligence in modo analogo a quanto
accaduto per Elettrogen e Eurogen. Al termine di questa fase i compratori saranno invitati a presentare un’offerta vincolante per l’acquisto della partecipazione azionaria in Interpower. L’aggiudicazione della gara, con la firma del
contratto di compravendita, è prevista entro la fine del 2002.
Produzione di energia
Produzione netta del Gruppo Enel in Italia
Milioni di kWh
30
1° semestre
2001 pro forma
2002
Variazioni
Termoelettrica
60.729
79,5%
55.855
71,9%
4.874
8,7%
Idroelettrica
13.518
17,7%
19.600
25,2%
(6.082)
-31,0%
2.098
2,7%
2.163
2,8%
(65)
-3,0%
21
0,1%
58
0,1%
(37)
-63,8%
76.366
100,0%
77.676
100,0%
(1.310)
-1,7%
Geotermoelettrica
Altre fonti
TOTALE
I dati della produzione netta del primo semestre 2001 oggetto di confronto sono esposti nella versione pro forma che esclude l’attività di Elettrogen e Valgen
(la prima ceduta il 20 settembre 2001 e la seconda il 1° giugno 2001). Il contributo di Eurogen alla produzione del primo semestre 2002 è relativo ai cinque
mesi antecedenti la cessione.
La produzione netta, come sopra rappresentata, riporta un calo dell’1,7%. La
discesa è marcata nella fonte idroelettrica (-31,0% pari a -6.082 milioni di kWh)
per effetto della scarsa idraulicità che ha caratterizzato soprattutto il primo trimestre del 2002. I primi mesi del 2001 avevano peraltro beneficiato di una
idraulicità superiore alla norma. Tale calo è stato in buona parte compensato
dalla fonte termoelettrica, in crescita dell’8,7% (+4.874 milioni di kWh).
Contributi alla produzione termica lorda
Milioni di kWh
2002
1° semestre
2001 pro forma
Variazioni
Olio combustibile
25.575
39,6%
21.999
36,8%
3.576
Gas naturale
20.351
31,4%
20.822
34,8%
(471)
-2,3%
Carbone
15.882
24,5%
14.029
23,5%
1.853
13,2%
Altri
TOTALE
16,3%
2.934
4,5%
2.906
4,9%
28
1,0%
64.742
100,0%
59.756
100,0%
4.986
8,3%
L’incremento della produzione si è concentrato principalmente sulle centrali
alimentate a olio combustibile, e in misura minore su quelle a carbone. L’impiego del gas è pressoché costante nel valore assoluto non potendo ancora beneficiare dell’avvio degli impianti a ciclo combinato, in corso di conversione.
Investimenti e impianti
Investimenti in impianti di generazione in Italia
1° semestre
2002
2001
327
175
152
86,9%
Impianti idroelettrici
31
37
(6)
-16,2%
Impianti geotermici
66
25
41
164,0%
Impianti con fonti alternative
17
20
(3)
-15,0%
441
257
184
71,6%
Impianti termoelettrici
TOTALE
Variazioni
La crescita considerevole degli investimenti in impianti termoelettrici è legata
essenzialmente ai lavori di riconversione a ciclo combinato delle centrali di La
Casella, Priolo Gargallo, Porto Corsini e Pietrafitta di proprietà di Enel Produzione. Il primo semestre del 2002 ha visto parimenti un’intensa attività realizzativa nel campo geotermico; tuttavia l’incremento rispetto ai primi sei mesi
del 2001 sconta il rallentamento intervenuto in quel periodo, poi recuperato
nella seconda parte dell’esercizio.
Potenza efficiente netta del Gruppo installata in Italia
Enel Produzione
Interpower
Enel Green Power
al 30.06.2002
Totale Italia
Totale Italia
al 31.12.2001
Variazione
Termoelettrici
25.662
2.548
-
28.210
34.237
(6.027)
Idroelettrici
12.899
63
1.381
14.343
15.061
(718)
33
MW
Geotermici
-
-
573
573
540
Eolici e fotovoltaici
-
-
51
51
43
8
38.561
2.611
2.005
43.177
49.881
(6.704)
TOTALE
La riduzione della potenza efficiente netta installata in Italia detenuta dal
Gruppo Enel conseguente alla cessione di Eurogen è pari a 7.008 MW, di cui
6.242 MW di natura termoelettrica e 766 MW idroelettrica mentre i nuovi impianti entrati in esercizio nel semestre hanno comportato un incremento di
304 MW.
Risultati economici
L’analisi dei risultati economici del settore Generazione ed Energy Management - Italia mostra nel primo semestre del 2002 un calo dei ricavi, passati da
6.136 milioni di euro a 5.360 milioni di euro (-776 milioni di euro, pari a -12,6%).
I fattori che hanno maggiormente contribuito al decremento dei ricavi trovano
origine nell’area della produzione di energia elettrica e sono così sintetizzabili:
• riduzione unitaria (pari a circa 1,3 centesimi di euro al kWh), rispetto al primo semestre del 2001, della componente del prezzo di vendita dell’energia
destinata a coprire il costo del combustibile, in funzione del diverso andamento dei prezzi di riferimento dei prodotti energetici, per un importo di
circa 800 milioni di euro;
• venir meno dal 2002 della componente di ricavo riconosciuta nel 2000 e nel
2001 all’energia elettrica prodotta per il mercato vincolato da impianti non
incentivati (bonus di 0,31 centesimi di euro per kWh), con un effetto di 202
milioni di euro;
• minori contributi dalla Cassa Conguaglio per produzione pregressa da impianti incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92 per 84 milioni di euro e proventizzazione nel 2001 dell’accantonamento di 117 milioni di euro effettuato in precedenza a fronte di una stima di oneri per stranded cost;
31
Milioni di euro
• incremento dei ricavi per vendite di combustibili da parte di Enel.FTL a terzi
e ad altri settori del Gruppo per circa 400 milioni di euro.
L’impatto dovuto ai suddetti fattori è stato in parte compensato dalla crescita
dei volumi di attività registrati da Enel.FTL nei confronti di clienti esterni al
Gruppo Enel e dalle vendite di gas naturale a Enel Trade. Nel primo semestre
2002 i relativi ricavi sono pari a 746 milioni di euro, in crescita di 387 milioni di
euro rispetto ai primi sei mesi del 2001.
32
Il margine operativo lordo si posiziona a 1.382 milioni di euro, in calo di 869 milioni di euro (-38,6%) rispetto ai 2.251 milioni di euro del primo semestre 2001,
per effetto dei seguenti principali fattori:
• riduzione di circa 250 milioni di euro del differenziale fra la componente tariffaria destinata alla copertura del costo del combustibile e l’onere sostenuto a tale titolo. Per effetto del meccanismo di determinazione della tariffa,
tale differenza era particolarmente ampia nel primo semestre del 2001 e si è
successivamente ridotta nel corso dell’esercizio, rimanendo comunque positiva in termini di valore assoluto per circa 50 milioni di euro;
• diminuzione di circa 170 milioni di euro del margine lordo sulla produzione
idroelettrica e geotermica, conseguente alla discesa dei volumi rispetto al
primo semestre del 2001. Il suddetto margine deriva in buona parte dalla
maggior valorizzazione della produzione idroelettrica e geotermica prodotta da impianti non rientranti nel perimetro del provvedimento CIP n. 6/92, a
seguito dell’introduzione del prezzo unico di cessione dell’energia. Tale
“rendita” viene solo parzialmente assorbita dal pagamento di un maggior
onere per l’accesso alla rete di trasmissione nazionale. Alla formazione del
margine lordo contribuiscono anche le vendite al Gestore della Rete di energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92;
• venir meno del già citato bonus di 0,31 centesimi di euro al kWh, con un impatto di 202 milioni di euro;
• proventizzazione, nel primo semestre 2001, degli accantonamenti di 117 milioni di euro, effettuati in precedenza a fronte della stima di oneri per stranded cost e il cui presupposto è venuto meno nel 2001 con l’emanazione delle specifiche normative;
• riduzione di 84 milioni di euro dei contributi dalla Cassa Conguaglio per produzione pregressa da impianti incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92;
• accertamento nel primo semestre 2002 di oneri relativi ai cosiddetti “certificati verdi” per 73 milioni di euro;
• incremento dei margini delle operazioni di trading di Enel.FTL, quantificabile in circa 30 milioni di euro, di cui 24 milioni di euro relativi al gas.
Il minor contributo di Eurogen nel primo semestre del 2002, per effetto della
cessione avvenuta alla fine del mese di maggio, è stato sostanzialmente compensato dai risparmi netti sul costo del lavoro e delle risorse esterne.
Il risultato operativo passa da 1.618 milioni di euro a 764 milioni di euro, in calo di 854 milioni di euro (-52,8%), in leggero recupero rispetto alla diminuzione del margine operativo lordo, a seguito di minori accantonamenti di 15 milioni di euro ai fondi per rischi e oneri. Gli ammortamenti risultano sostanzialmente invariati.
Attività internazionali
Le attività internazionali sono attualmente rappresentate dal Gruppo Viesgo,
operante in Spagna nella produzione (e in misura minore nella distribuzione)
di energia elettrica, e dalle controllate americane CHI Energy ed EGI (generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili). Nel primo semestre del 2001 il
Gruppo Enel ha operato all’estero unicamente tramite CHI Energy.
Il Gruppo Viesgo è stato acquisito all’inizio del mese di gennaio 2002 per un
controvalore di 1.870 milioni di euro (salvo conguaglio, in relazione alle verifiche tuttora in corso), cui si aggiunge un indebitamento di circa 150 milioni di
euro accollato a Enel. La potenza netta installata degli impianti di Viesgo è pari a circa 2.200 MW, di cui circa il 73% termoelettrica (carbone e olio combustibile) e il restante 27% idroelettrica; i dipendenti sono circa 900.
Termoelettrici
Idroelettrici
Eolici e fotovoltaici
TOTALE
CHI Energy
EGI
Gruppo Viesgo
Totale
-
-
1.599
1.599
163
134
604
901
92
24
-
116
255
158
2.203
2.616
I ricavi del primo semestre 2002 sono pari, nel complesso, a 446 milioni di euro, dei quali 391 milioni di euro conseguiti da Viesgo.
Quest’ultimo ha realizzato nei primi sei mesi del 2002 una produzione netta di
4.055 milioni di kWh (di cui 3.668 milioni di kWh da fonte termoelettrica) mentre quella delle società americane è stata pari a 798 milioni di kWh. La produzione netta della CHI Energy nei primi sei mesi del 2001 era di 331 milioni di kWh.
La gestione ha generato un margine operativo lordo di 105 milioni di euro, di
cui 72 milioni di euro relativi al Gruppo Viesgo e 33 milioni di euro a CHI Energy
ed EGI. Il margine operativo lordo conseguito dalla CHI Energy nei primi sei
mesi del 2001 era pari a 16 milioni di euro.
Il risultato operativo si attesta a 26 milioni di euro a seguito della rilevazione
di ammortamenti e accantonamenti per 79 milioni di euro, di cui 21 milioni di
euro calcolati sulle differenze da consolidamento, ammortizzate in 20 anni.
33
MW
Potenza netta impianti di generazione esteri
INFRASTRUTTURE, RETI E MERCATO
La nuova struttura organizzativa del Gruppo ha individuato due specifiche
aree operative, entrambe facenti capo a Enel Distribuzione in qualità di società
capofila:
• Infrastrutture e Reti, con la missione di gestire i business regolamentati sfruttando le sinergie di costo e di investimento di una gestione integrata. Tale
area è destinata a raggruppare l’attività di distribuzione dell’energia elettrica e del gas;
• Mercato, con la missione di sviluppare un’offerta integrata di prodotti e servizi di energia elettrica e gas tramite canali distributivi mirati. L’area raggrupperà le attività di vendita di energia elettrica e gas sul mercato libero e
vincolato, oltre ai servizi di illuminazione pubblica e artistica (So.l.e.) e al
franchising (Enel.si), nel settore dei servizi alla clientela diretta.
Ai fini dell’analisi gestionale, nell’attuale fase transitoria verso la definizione
di regole che consentano di individuare i risultati di ciascuna delle due aree di
cui sopra, si ritiene opportuno considerarle in via congiunta, separando all’interno i settori dell’energia elettrica e del gas.
Risultati economici Infrastrutture, Reti e Mercato
1° semestre
2001
Ricavi
9.551
11.223
(1.672)
-14,9%
1.633
1.578
55
3,5%
1.010
758
252
33,2%
Risultato operativo
1.010
758
252
33,2%
351
142
209
147,2%
48
19
29
152,6%
123,1%
Variazioni
Energia elettrica
34
2002
Milioni di euro
Gas
Ricavi
29
13
16
Risultato operativo
19
(1)
20
Ricavi
9.902
11.365
(1.463)
-12,9%
1.681
1.597
84
5,3%
1.039
771
268
34,8%
Risultato operativo
1.029
757
272
35,9%
11.300
9.942
1.358
13,7%
Totale
Energia elettrica
Il raggruppamento include Enel Distribuzione (rete di distribuzione di energia
destinata al mercato libero e vincolato e vendita di energia sul mercato vincolato), Deval (analoga a Enel Distribuzione ma limitata al territorio della Valle
d’Aosta), Enel Trade (vendita di energia elettrica sul mercato libero), So.l.e (illuminazione pubblica e artistica) ed Enel.si (franchising).
Aspetti di rilievo del semestre
Il primo semestre del 2002 ha visto l’avvio dell’applicazione delle disposizioni
in materia di trasporto, misura e vendita dell’energia elettrica contenute nel
Testo integrato che disciplina la fornitura dei principali servizi forniti dai distributori. Con tale delibera l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha equiparato la disciplina del trasporto tra il mercato libero e quello vincolato, ope-
rando un allineamento dei prezzi applicati ai clienti liberi e a quelli vincolati
per la componente tariffaria relativa al trasporto, superando così gli squilibri
della precedente normativa.
Il mercato libero dell’energia elettrica ha proseguito la sua espansione, anche
a seguito della riduzione, dal 1° gennaio 2002, delle soglie di idoneità, mediante l’estensione del diritto alla qualifica di clienti idonei alle imprese, ai consorzi di imprese e ai clienti finali aventi consumi annuali pari a 9 milioni di kWh
annui e con dimensione minima di 1 milione di kWh per ciascun partecipante
al consorzio, così come previsto dal Decreto Bersani.
Al 30 giugno 2002 i siti registrati come “idonei” presso l’Autorità per l’Energia
Elettrica ed il Gas sono 10.581 (8.525 quelli appartenenti a consorzi), con un
consumo annuo pari a 124,2 miliardi di kWh. Sulla base di stime interne, il mercato libero effettivo per l’intero 2002 risulterebbe pari a 92 miliardi di kWh.
35
Con riferimento al contenzioso instaurato da Enel Distribuzione innanzi al Tribunale Amministrativo Regionale (TAR) per la Lombardia, avente per oggetto
l’impugnazione del provvedimento sanzionatorio emesso dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (con Delibera n. 99 del 3 maggio 2001), il 4 aprile 2002
è stata depositata la sentenza di primo grado, pienamente favorevole alla società, mediante la quale il TAR ha accolto la domanda principale di Enel Distribuzione, dichiarando l’intervenuta estinzione dell’obbligazione di pagamento
della sanzione pecuniaria (pari a 46,5 milioni di euro) a seguito del pagamento
in misura ridotta (pari a circa 52.000 euro) eseguito dalla società stessa il 15 giugno 2001, ai sensi dell’art. 16 della Legge n. 689/91. L’Autorità con atto notificato il 5 giugno 2002 ha impugnato dinanzi al Consiglio di Stato la decisione del
TAR Lombardia e si è in attesa della fissazione della data di discussione.
Nel mese di marzo 2002 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato
(Antitrust) ha avviato un’istruttoria nei confronti di Enel Trade, nonché della
Capogruppo, prospettando un presunto abuso di posizione dominante sul
mercato della vendita di energia elettrica ai clienti idonei, ai sensi dell’art. 82
del Trattato della Comunità Europea. La procedura prevede che, a conclusione
della fase istruttoria, l’Antitrust comunichi a Enel Trade e alla Capogruppo gli
eventuali addebiti, concedendo termine per memorie difensive e la possibilità
di una audizione finale. Allo stato attuale il 15 febbraio 2003 rappresenta il termine ultimo per la conclusione del procedimento. Enel Trade sta collaborando
con l’Antitrust fornendo i dati e le informazioni richieste e confida di poter
adeguatamente dimostrare che la condotta negoziale e le strategie di marketing autonomamente adottate e oggetto dell’istruttoria sono state coerenti e
conformi alle regole della concorrenza.
Nella prima parte del 2002 sono proseguite le operazioni finalizzate alla cessione delle reti di distribuzione di Enel Distribuzione alle aziende municipalizzate che ne hanno fatto richiesta. Gli eventi di maggior rilievo su tale versante
riguardano le reti di Milano e Verona. Per la prima, Enel e AEM Milano hanno
raggiunto un accordo che prevede la cessione del relativo ramo d’azienda al
prezzo fissato il 31 marzo 2001 dal Collegio degli Arbitratori, pari a 424 milioni di euro, fermo restando il proseguimento delle cause pendenti dinanzi all’Autorità Giudiziaria di Milano. Il ramo serve circa 385.000 clienti tramite una
rete che si sviluppa su circa 4.500 km. Relativamente alla rete di Verona, il Collegio degli Arbitratori ha formalmente concluso i lavori il 26 giugno 2002, indicando un valore del ramo d’azienda di 108 milioni di euro. I clienti serviti sono circa 90.000 con una rete di circa 1.800 km. In entrambi i casi sono attualmente in corso le istruttorie antitrust e il perfezionamento si prevede possa avvenire entro il corrente anno.
Reti e investimenti
Investimenti in reti di distribuzione di energia elettrica
2002
1° semestre
2001
79
72
7
9,7%
Media tensione
309
280
29
10,4%
Bassa tensione
324
212
112
52,8%
TOTALE
712
564
148
26,2%
Milioni di euro
Alta tensione
36
Variazioni
L’incremento degli investimenti in media tensione è imputabile all’attuazione
dei piani di miglioramento della qualità del servizio, in ottemperanza alle deliberazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas.
L’incremento degli investimenti in bassa tensione riflette circa 100 milioni di
euro di investimenti legati al progetto “contatore elettronico”. Nel primo semestre del 2002 il programma di sostituzione ha riguardato circa 1,6 milioni di
contatori.
Riguardo alle finalità degli interventi, l’intero incremento degli investimenti è
da attribuire a quelli destinati alla crescita della qualità del servizio. Ciò in relazione alla citata sostituzione dei contatori, nonché al potenziamento della
rete di media tensione e all’attuazione del programma di telecontrollo delle
cabine di trasformazione in media e bassa tensione.
Questi ultimi interventi hanno contribuito in maniera determinante alla significativa riduzione di oltre il 25% della durata cumulata delle interruzioni per
utente di bassa tensione rispetto al primo semestre del 2001, favorita peraltro
dal buon andamento meteorologico dei primi mesi del 2002.
Nel corso dei primi sei mesi del 2002 sono proseguite le azioni volte al contenimento dell’impatto ambientale delle reti elettriche, in coerenza con i princípi e gli obiettivi strategici adottati dal Gruppo Enel, quali lo studio accurato dei
tracciati delle linee elettriche, l’impiego di soluzioni tecnologiche innovative
nella costruzione di nuovi impianti, l’utilizzo esclusivamente di cavo aereo isolato o interrato per la costruzione delle linee di bassa tensione e l’impiego del
cavo aereo isolato o interrato anche per le linee a media tensione.
Reti di distribuzione di energia elettrica
km
n.
al 30.06.2002
Linee alta tensione
Cabine primarie
Linee media tensione
Cabine secondarie
Linee bassa tensione
km
n.
al 31.12.2001
km
n.
Variazioni
20.125
-
20.154
-
(29)
-
-
1.937
-
1.919
-
18
332.408
-
331.181
-
1.227
-
-
407.518
-
405.372
-
2.146
710.828
-
708.905
-
1.923
-
La maggior consistenza degli impianti riflette il programma delle attività costruttive, volte al miglioramento della qualità del servizio, avviate già a partire dall’esercizio 2000.
Risultati economici
Nelle analisi che seguono i ricavi conseguiti da Enel Distribuzione per vendite
di energia sul mercato vincolato e trasporto per il mercato libero sono considerati congiuntamente. Ciò a seguito dell’introduzione dal 2002 della nuova
normativa che ha previsto l’unificazione dei corrispettivi applicati per il servizio di trasporto ai clienti del mercato vincolato e a quelli del mercato libero e
la determinazione in via unitaria dei ricavi ammessi ai fini del calcolo dei vincoli tariffari.
In sostanza, la componente tariffaria riferita al “trasporto” costituisce l’elemento primario di remunerazione dell’attività di Enel Distribuzione, mentre le
altre componenti della tariffa, fatturate ai soli clienti vincolati, rappresentano
la copertura del costo di acquisto dell’energia e dell’utilizzo della rete di trasmissione nazionale. Il “margine vendita e trasporto energia”, pari alla differenza tra i ricavi da vendite e trasporto energia e la somma dei costi per acquisti di energia, utilizzo della rete di trasporto nazionale e vettoriamenti passivi,
è il punto di partenza essenziale per l’analisi dei risultati economici di Enel Distribuzione nell’attuale contesto operativo e regolatorio.
I ricavi consuntivati nel primo semestre 2002 dalle società dell’area Infrastrutture, Reti e Mercato operanti nel settore elettrico, sono pari a 9.551 milioni di
euro, in calo di 1.672 milioni di euro (-14,9%) rispetto a quelli dell’analogo periodo del 2001, che si erano attestati a 11.223 milioni di euro. Tale riduzione è
dovuta ai seguenti principali fattori:
• minori ricavi di Enel Distribuzione per vendite e trasporto di energia per
1.677 milioni di euro, prevalentemente a seguito della riduzione dei corrispettivi unitari medi;
• minori ricavi da vendita di energia sul mercato libero per 131 milioni di euro;
• maggiori ricavi dell’attività di trading dell’energia sui mercati internazionali pari a 63 milioni di euro;
• maggiori ricavi dell’attività di franchising (Enel.si) e illuminazione pubblica
(So.l.e.) per 20 milioni di euro;
• maggiori ricavi di diversa natura per 53 milioni di euro.
Vendite e trasporto energia (Enel Distribuzione e Deval)
Milioni di kWh
Trasportati
Venduti
per il
sul
mercato mercato
libero vincolato
Milioni di kWh
Totale
Milioni
di euro
c€/kWh
Trasportati
Venduti
per il
sul
mercato mercato
libero vincolato
1° semestre 2002
Totale
Milioni
di euro
c€/kWh
1° semestre 2001
Alta tensione
21.672
8.527
30.199
626
2,07
19.401
9.128
28.529
649
2,27
Media tensione
22.504
21.259
43.763
1.916
4,38
16.931
28.205
45.136
2.627
5,82
241
52.322
52.563
5.563
10,58
10
53.245
53.255
6.506
12,22
44.417
82.108
126.525
8.105
6,41
36.342
90.578
126.920
9.782
7,71
Bassa tensione
TOTALE
I ricavi complessivi per vendita e trasporto di energia sono pari, nel primo semestre 2002, a 8.105 milioni di euro, in calo di 1.677 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2001. Le vendite sul mercato vincolato calano di 8.470 milioni di kWh mentre i volumi di energia trasportata per il mercato libero sono
in crescita di 8.075 milioni di kWh; il totale dell’energia complessivamente “distribuita” rimane quindi sostanzialmente in linea con quello sviluppato nei primi sei mesi del 2001.
L’andamento del ricavo medio, passato da 7,71 a 6,41 centesimi di euro per
kWh, è stato influenzato essenzialmente dalla contrazione del ricavo unitario
riconosciuto a copertura del costo variabile del combustibile, passato dai 5,30
centesimi di euro per kWh del primo semestre 2001 ai 4,00 centesimi di euro
nell’analogo periodo del 2002.
Dall’analisi per livelli di tensione si osserva che il calo del fatturato ha riguardato in misura differente tutti i comparti, in relazione sia al diverso andamento delle vendite sia al diverso effetto derivante dalla soppressione del meccanismo della gradualità.
37
In particolare, da tale analisi emerge che:
• per l’alta tensione i ricavi tariffari sono risultati pari a 626 milioni di euro (-23
milioni di euro rispetto al primo semestre del 2001) a fronte di un incremento dell’energia distribuita (+1.670 milioni di kWh, pari a +5,8%) e di un decremento del prezzo medio (-0,2 centesimi di euro al kWh) per effetto principalmente della modifica delle opzioni tariffarie applicate per il servizio di
trasporto, parzialmente bilanciata dall’abolizione dello sconto di gradualità;
• per la media tensione i ricavi tariffari sono risultati pari a 1.916 milioni di euro, con una riduzione di 711 milioni di euro rispetto al primo semestre 2001.
Tale andamento riflette la flessione sia dell’energia distribuita (-1.373 milioni di kWh, pari a -3,0%) sia del prezzo medio (-1,4 centesimi di euro al kWh).
La riduzione del prezzo medio deriva dalla già citata riduzione della componente a copertura del costo complessivo di generazione e dal diverso mix di
clienti tra mercato vincolato (in calo di 6.946 milioni di kWh) e mercato libero (in crescita di 5.573 milioni di kWh);
• per la bassa tensione i ricavi tariffari sono risultati pari a 5.563 milioni di euro, con una riduzione di 943 milioni di euro, a fronte di minor energia distribuita (-692 milioni di kWh, pari a -1,3%) e di una consistente riduzione del
prezzo medio (-1,6 centesimi di euro al kWh). Quest’ultima è imputabile, in
via principale, oltre alla già citata riduzione della componente a copertura
del costo complessivo di generazione, all’abolizione della maggiorazione
applicata tramite la componente di gradualità.
38
Vendite di energia sul mercato libero
Milioni
di euro
Milioni
di kWh
c€/kWh
1° semestre 2002
Milioni
di euro
Milioni
di kWh
c€/kWh
1° semestre 2001
Milioni
di kWh
c€/kWh
Variazioni
Alta tensione
407
7.464
5,45
555
8.357
6,64
-10,7%
-17,9%
Media tensione
433
7.228
5,99
416
4.685
8,88
54,3%
-32,5%
TOTALE
840
14.692
5,72
971
13.042
7,45
12,7%
-23,2%
Le vendite di energia sul mercato libero crescono nel primo semestre 2002 del
12,7% grazie alla dinamica della media tensione (+54,3%), mentre le forniture in alta tensione sono in flessione (-10,7%) a seguito della possibilità di alcuni clienti di acquisire direttamente dal Gestore della Rete energia prodotta da
impianti incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92 ed energia di provenienza
estera. L’aumento delle vendite in media tensione è da collegare principalmente all’ingresso nel mercato libero di numerosi clienti riuniti in consorzi.
In termini di ricavi, il primo semestre del 2002 riporta una discesa di 131 milioni
di euro (-13,5%) in quanto il calo dei prezzi unitari di vendita (-23,2% in media)
è risultato superiore alla crescita dei volumi. Così come per il mercato vincolato,
l’impatto maggiore è stato determinato dalla riduzione della componente legata all’andamento dei prezzi dei combustibili. Un ulteriore elemento di contrazione dei ricavi è rappresentato dalla variazione regolamentare riguardante il
trasporto di energia. Infatti, la nuova disciplina per l’anno 2002 fissata dalle Delibere dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n. 228/01 e 124/02 prevede la
fatturazione da parte dei fornitori di energia dei corrispettivi per servizi di rete
e scambio ai soli clienti che ne abbiano conferito il mandato, anziché alla totalità degli stessi come in precedenza. Sempre in base a tale nuova normativa, i gestori delle reti di distribuzione fatturano le componenti di trasporto ai clienti allacciati alle rispettive reti.
Nel primo semestre del 2002 Enel Trade ha operato sui mercati internazionali
dell’elettricità tramite le principali Borse Elettriche dei Paesi europei (Parigi e
Francoforte) e svolgendo attività di trading direttamente con primari operatori internazionali sul mercato francese, tedesco e svizzero. I ricavi conseguiti sono pari a 63 milioni di euro e non trovano riscontro nel primo semestre del 2001.
Nella prima parte del 2002 è proseguito lo sviluppo dell’attività di franchising
(Enel.si) e dei servizi di illuminazione pubblica (So.l.e.) con conseguenti benefíci in termini di ricavi per circa 20 milioni di euro.
Il risultato operativo registra una crescita di 252 milioni di euro (+33,2%) attestandosi a 1.010 milioni di euro a fronte di 758 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001. L’incremento rispetto alla variazione del margine operativo lordo
è pari a 197 milioni di euro. L’adeguamento del trattamento contabile dei contributi di allacciamento a forfait alla nuova realtà operativa ha determinato un
effetto positivo di 235 milioni di euro. I contributi di allacciamento a forfait
corrisposti dalla clientela del settore elettrico sino al 31 dicembre 2001 erano
infatti contabilizzati a indiretta rettifica del costo degli investimenti effettuati sulle reti di distribuzione, in quanto a essi riferibili e correlabili. A partire dal
presente esercizio, i contributi di allacciamento a forfait non risultano più correlati con i citati investimenti, in conseguenza della nuova realtà tecnica e della mutata natura degli investimenti stessi sempre più rivolti verso obiettivi di
qualità del servizio e di salvaguardia ambientale; vengono pertanto considerati integralmente di competenza dell’esercizio in cui sono fatturati. Il beneficio descritto è stato in parte compensato da maggiori ammortamenti per 18
milioni di euro e maggiori accantonamenti per 20 milioni di euro.
Gas
Nel primo semestre del 2002 il Gruppo Enel ha proseguito il processo di espansione nel settore della distribuzione e vendita di gas tramite l’acquisizione dei
Gruppi Marcotti e Camuzzi.
39
Il margine operativo lordo cresce nel complesso di 55 milioni di euro (+3,5%) passando da 1.578 milioni di euro nel primo semestre 2001 a 1.633 milioni di euro.
I fattori rilevanti che hanno concorso alla variazione sono così sintetizzabili:
• contrazione di 99 milioni di euro del costo del lavoro in ambito Enel Distribuzione per effetto della riduzione dell’organico medio conseguente alle intense azioni di razionalizzazione dell’attività;
• aumento dei ricavi diversi pari a 56 milioni di euro, come sopra specificato;
• flessione del margine da vendita e trasporto di energia di Enel Distribuzione
che si riduce di 71 milioni di euro, sul quale hanno pesato elementi negativi
quali il citato allineamento dei prezzi del trasporto di energia, la cessione,
nella seconda parte del 2001, delle reti di distribuzione di Roma e Torino, il
previsto venir meno della componente tariffaria di gradualità, l’applicazione del meccanismo del price cap (con un impatto di circa l’1,2% rispetto al
2001), solo in parte bilanciati da una più favorevole distribuzione degli acquisti di energia all’interno delle varie fasce orarie;
• riduzione del margine operativo lordo di Enel Trade di 26 milioni di euro per
effetto di maggiori pressioni competitive sul mercato libero e per fattori legati al sourcing.
L’aumento dei ricavi diversi (+56 milioni di euro) riguarda il riconoscimento da
parte del Gestore della Rete di un conguaglio sugli importi fatturati nel 2001
in seguito alla conclusione della procedura di accertamento dei reali prelievi di
energia effettuati da Enel Distribuzione nel 2001 (circa 34 milioni di euro),
nonché conguagli relativi al vettoriamento attivo verso lo stesso Gestore della
Rete e altre società (circa 33 milioni di euro) al netto di minori proventi di varia natura per la differenza di 11 milioni di euro.
Il 31 gennaio 2002 è stata finalizzata l’acquisizione del Gruppo Marcotti, costituito da sei società (Gead, Geico, Adda Gas, Coregas, Arda Gas e Gasdotti Comunali) attive nella distribuzione di gas naturale nelle Regioni Piemonte, Lombardia, Liguria, Emilia Romagna e Toscana, a un prezzo di 91 milioni di euro.
Le società acquisite sono titolari di 149 concessioni di distribuzione e forniscono circa 70.000 clienti.
Con un accordo stipulato il 4 marzo 2002 Enel ha acquistato il 98,58% del capitale della Camuzzi Gazometri per un investimento complessivo pari a 1.043
milioni di euro di cui 434 milioni di euro già corrisposti nel 2001 a titolo di acconto. Dalla vendita sono state escluse le attività argentine, il Piacenza Calcio,
le attività editoriali e di telecomunicazioni.
L’operazione, ottenuto il nulla osta dalle competenti Autorità, è stata finalizzata nel mese di maggio 2002. Grazie a questa acquisizione il Gruppo Enel consolida la sua posizione di secondo operatore nel mercato della distribuzione del
gas in Italia, con oltre 1,7 milioni di clienti e una capacità distributiva superiore
ai 3 miliardi di metri cubi di gas. I risultati del Gruppo Camuzzi parteciperanno
al consolidato del Gruppo Enel a decorrere dal secondo semestre del 2002.
40
In ambito interno, con effetto dal 1° gennaio 2002, in ottemperanza alla normativa vigente, è divenuta operativa la scissione da Enel Distribuzione Gas a
Enel Vendita Gas del ramo aziendale inerente all’attività di vendita del gas naturale ai clienti del mercato vincolato.
Nella seconda parte dell’esercizio sarà avviato un ampio progetto di riorganizzazione societaria con l’obiettivo, da raggiungere entro il 2003, di ricondurre
tutta l’attività a tre sole entità, dedicando la prima alla distribuzione (gestione
della rete), la seconda alla vendita e la terza ai servizi di supporto.
Risultati economici
La notevole crescita dei ricavi, passati da 142 milioni di euro nel primo semestre del 2001 a 351 milioni di euro (+209 milioni di euro, pari a +147,2%) è relativa sia al mercato vincolato (+99 milioni di euro) sia a quello libero (+110 milioni di euro).
Sul mercato vincolato, il perimetro operativo si è notevolmente ampliato rispetto a quello del primo semestre 2001 per effetto delle acquisizioni effettuate nel
corso del 2001 e all’inizio del 2002. Nei primi sei mesi del 2002 il Gruppo Enel, tramite Enel Vendita Gas e alcune società minori, ha servito un totale di circa
700.000 clienti, erogando circa 770 milioni di metri cubi di gas e generando ricavi dalla sola vendita gas sul mercato vincolato per circa 220 milioni di euro.
Enel Trade, la cui attività nel primo semestre 2001 era in fase di avvio, ha consuntivato ricavi per 122 milioni di euro, fornendo 652 milioni di metri cubi di gas.
Il margine operativo lordo si è attestato a 48 milioni di euro, in crescita di 29
milioni di euro rispetto a quello del primo semestre del 2001 (+152,6%).
Il miglioramento è dovuto alle società operanti sul mercato vincolato (+21 milioni di euro) e a Enel Trade (+8 milioni di euro).
Si evidenzia peraltro che l’attività di trading sul gas effettuata da Enel.FTL (inclusa nell’area Generazione ed Energy Management) ha generato nel primo
semestre del 2002 un margine operativo lordo di 24 milioni di euro. Il margine
operativo lordo complessivamente generato dalle attività “gas” del Gruppo
Enel è quindi pari a 72 milioni di euro a fronte di 19 milioni di euro nei primi
sei mesi del 2001.
Il risultato operativo migliora di 20 milioni di euro, passando da un valore negativo di 1 milione di euro a uno positivo di 19 milioni di euro, scontando 9 milioni di euro di maggiori ammortamenti rispetto alla crescita del margine operativo lordo.
Gli ammortamenti del primo semestre 2001 sono riferiti in gran parte alla differenza di consolidamento, di cui una quota rilevante è stata successivamente
attribuita a incremento del valore delle immobilizzazioni materiali, cui si applica in media un’aliquota di ammortamento più bassa. Ciò spiega la crescita
limitata degli ammortamenti tra i due periodi, pur in presenza di un notevole
ampliamento del perimetro operativo.
41
TERNA
Terna è proprietaria della rete di trasmissione nazionale ed è responsabile all’interno del Gruppo delle attività di esercizio, manutenzione e sviluppo della
stessa sulla base delle indicazioni del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale. Quest’ultimo, interamente controllato dal Ministero del Tesoro, è responsabile delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia, nonché
della gestione unificata della rete di trasmissione nazionale.
Nel corso del primo semestre 2002 la società ha consolidato la sua attività nel
campo della manutenzione e realizzazione degli impianti di alta tensione. Sono state inoltre sviluppate nuove opportunità in ambiti non regolamentati, offrendo servizi specialistici sia nell’ambito del Gruppo, sia a clienti terzi.
Risultati del primo semestre 2002
2002
1° semestre
2001
Ricavi
413
376
37
9,8%
Costi operativi
138
141
(3)
-2,1%
17,0%
Milioni di euro
Variazioni
275
235
40
Ammortamenti e accantonamenti
125
118
7
5,9%
Risultato operativo
150
117
33
28,2%
(48)
-1,4%
(1)
3.282
3.330 (1)
Dato al 31.12.2001
42
Rispetto al primo semestre 2001 i ricavi crescono di 37 milioni di euro. In tale
ambito il corrispettivo per l’utilizzo della rete di trasmissione nazionale registra un incremento di 14 milioni di euro, per effetto di modifiche tariffarie intervenute dal 1° gennaio 2002, che hanno di fatto innalzato il livello di remunerazione dell’attività. Le altre tipologie di ricavo registrano un aumento di 15
milioni di euro dei corrispettivi per la manutenzione delle reti di alta tensione
di proprietà di Enel Distribuzione e un aumento dei proventi di varia natura pari a 8 milioni di euro. Il primo aumento consegue all’acquisizione da Enel Distribuzione del relativo ramo di attività, avvenuta il 1° giugno 2001, mentre i
secondi includono maggiori rimborsi per danni di circa 4 milioni di euro e maggiori quote di contributi in conto impianti e proventi diversi per circa 4 milioni
di euro.
I costi operativi si riducono di 3 milioni di euro, nonostante l’ampliamento del
perimetro di attività, beneficiando delle azioni intraprese per il contenimento
degli stessi.
Il margine operativo lordo si attesta a 275 milioni di euro, in crescita del 17%
rispetto ai primi sei mesi del 2001.
Gli ammortamenti e accantonamenti crescono di 7 milioni di euro essenzialmente per i nuovi impianti entrati in esercizio, tra i quali la linea di trasmissione Italia-Grecia.
Il risultato operativo, in aumento del 28,2%, si attesta a 150 milioni di euro.
Investimenti e impianti
Gli investimenti effettuati da Terna nel corso dei primi sei mesi del 2002 ammontano a 61 milioni di euro, rispetto ai 30 milioni di euro del primo semestre
2001 che risentivano di un rallentamento dell’attività, poi recuperato nella seconda parte dell’esercizio.
Consistenza degli impianti Terna
km
n.
km
al 31.12.2001
Stazioni
270
-
268
-
Trasformatori
553
-
550
-
Stalli
3.654
-
3.649
-
Linee
-
33.883
-
33.580
Terne
1.795
37.514
1.786
37.218
al 30.06.2002
La crescita delle linee considera l’entrata in esercizio sperimentale del collegamento Italia-Grecia, mentre l’incremento delle terne rappresenta il differenziale tra la realizzazione di nuovi collegamenti e la dismissione di tratte non
più utilizzabili.
43
n.
TELECOMUNICAZIONI
Il settore si identifica con il Gruppo WIND, che opera nei campi della telefonia
mobile, fissa e dei servizi Internet. WIND rappresenta le offerte della telefonia
mobile e quelle convergenti, Infostrada esclusivamente quelle di telefonia fissa, mentre Libero individua tutte le attività Internet, sia quelle tradizionali collegate alla telefonia fissa, sia quelle in fase di sviluppo per la telefonia mobile
(Wap, GPRS e UMTS).
44
Nei primi sei mesi del 2002 il Gruppo WIND ha confermato la propria capacità
di crescita nei tre segmenti di mercato del fisso, del mobile e di Internet, con
un incremento dei ricavi totali, a perimetro di consolidamento equivalente, pari al 16,5% (al 20% se si considerano solo i servizi), rispetto al primo semestre
del 2001, e un margine operativo lordo di 232 milioni di euro, equivalente al
12,3% dei ricavi.
Nel corso di questo periodo, WIND ha introdotto alcune importanti innovazioni di mercato. In particolare, a giugno sono stati lanciati i nuovi servizi di messaggistica multimediale (MMS), che rappresentano un primo passo verso lo sviluppo di servizi mobili di nuova generazione, mentre è proseguita intensamente l’attività di predisposizione al lancio di servizi di telefonia fissa in accesso disaggregato (ULL, Unbundling del Local Loop), con l’installazione di apparati WIND in oltre 400 siti.
Il semestre ha visto anche il completamento dell’integrazione con Infostrada,
con la prosecuzione del processo di vendita incrociata sulla base clienti acquisita da quest’ultima. Come conseguenza di tale integrazione, il Gruppo WIND
rappresenta oggi il più importante operatore nazionale alternativo all’operatore ex monopolista e uno dei più importanti nuovi operatori nel panorama
europeo.
Al 30 giugno 2002, il numero totale dei clienti del Gruppo WIND raggiunge i
26,3 milioni, di cui 7,2 milioni nella telefonia fissa, 8,1 milioni nella telefonia
mobile e 11 milioni di clienti registrati per il servizio Internet.
Scenario competitivo
Telefonia mobile
Al 30 giugno 2002 il numero di SIM card di telefonia mobile sul mercato italiano è pari a circa 52 milioni con una penetrazione sulla popolazione del 90%.
L’incremento rispetto al 31 dicembre 2001 è di circa 1 milione di SIM card e di
quasi il 2% in termini di copertura della popolazione.
Come atteso, la crescita del mercato ha dato i primi segni di maturazione; due
fattori di rilievo devono tuttavia essere considerati:
• il mercato italiano è caratterizzato da un’elevata incidenza di “doppie carte” (clienti che possiedono più di una SIM card con lo stesso operatore o con
operatori diversi). Tenendo conto di questo effetto, si può stimare che l’effettiva incidenza dei clienti di telefonia mobile sulla popolazione vada quindi corretta al ribasso (intorno all’86%);
• la recente introduzione della “portabilità” del numero (MNP, Mobile Number Portability) ha accentuato il fenomeno di migrazione dei clienti fra i diversi operatori sul mercato, determinando un numero di attivazioni lorde
che permane significativo e alquanto superiore all’entità degli incrementi
netti.
Inoltre, il mercato ha dato i primi segnali di concentrazione con un numero di
operatori in attività inferiore rispetto all’insieme degli operatori licenziatari.
WIND ha portato la propria base clienti da 7,9 milioni di SIM card al 31 dicembre 2001 a 8,1 milioni di SIM card al 30 giugno 2002, con una quota di mercato del 15%.
L’incremento di circa 200.000 unità rispetto alla fine del 2001 è il risultato del
Internet
Nel primo semestre di quest’anno è proseguito il trend di crescita dei servizi Internet.
Per quanto riguarda WIND, al 30 giugno 2002 il numero dei clienti registrati ha
segnato un ulteriore aumento, attestandosi intorno agli 11 milioni circa. Di
questi, circa 3,5 milioni sono attivi (hanno, cioè, utilizzato il servizio almeno
una volta nell’ultimo mese).
Il successo di WIND nel mercato dell’accesso Internet è confermato dal fatto
che, nel corso del semestre, il numero di minuti trasportati ha continuato a essere superiore di circa il 30% al numero dei minuti di voce fissa, totalizzando
circa 14,8 miliardi di minuti, con un incremento di quasi il 16% rispetto al primo semestre del 2001.
Per quanto riguarda il mercato rappresentato dai cosiddetti portali, WIND ha
unificato i tre portali precedenti (www.inwind.it, www.iol.it e www.libero.it)
mantenendo il trademark “Libero” nella comunicazione.
Nel corso del semestre, Libero ha mantenuto la leadership in Italia sia in termini di page view (con una media di 630 milioni di page view/mese) sia in termini di reach (penetrazione sul numero di utilizzatori di Internet) con il 54,8%.
L’impegno del Gruppo Wind nello sviluppo dei prodotti ADSL (Asymmetric Digital Subscriber Line), che vengono commercializzati con il marchio “Libero
ADSL” e “Verde ADSL”, è proseguito nonostante l’attivazione di un nuovo
cliente richieda la collaborazione dell’operatore ex monopolista. Al 30 giugno
2002 risultavano installate circa 25.000 linee ADSL.
45
Telefonia fissa
Nel mercato della telefonia fissa, il numero di abbonamenti complessivamente acquisito dai nuovi operatori (con l’esclusione, quindi, di Telecom Italia Wireline) alla fine del primo semestre del 2002 ha sfiorato gli 11 milioni (rispetto
ai 10 milioni registrati alla fine del 2001). WIND ha continuato ad acquisire
nuovi clienti nella telefonia fissa, raggiungendo i 7,2 milioni a fine giugno
2002, pari ai due terzi del mercato totale degli operatori alternativi.
Di particolare rilievo è stato il trend nell’acquisizione di clienti in preselezione
dell’operatore (CPS, Carrier Pre-Selection) che si sono attestati intorno agli 1,9
milioni. Ciò significa che al 30 giugno 2002 quasi l’8% dei clienti sul mercato
italiano aveva scelto WIND-Infostrada come operatore unico di servizi di telefonia fissa, rimanendo in rapporto con l’operatore dominante solo per quanto riguarda il canone relativo all’affitto del cosiddetto ultimo miglio.
Riguardo ai servizi in Carrier Selection (CS), WIND mantiene un rapporto diretto di fatturazione con ulteriori 5,3 milioni di clienti.
Complessivamente, circa il 30% dei clienti di telefonia fissa in Italia ha una relazione con il gruppo WIND-Infostrada. Questo risultato pone il gruppo all’avanguardia in Europa fra gli operatori alternativi agli ex monopolisti.
Il traffico totale di voce fisso nel primo semestre 2002 è stato pari a circa 11,4
miliardi di minuti, che rappresenta una crescita di oltre il 18% rispetto al primo
semestre del 2001.
saldo netto fra le nuove acquisizioni e le disattivazioni, queste ultime effettuate nell’ambito di una complessiva operazione di razionalizzazione volta a
eliminare dalla propria base i clienti non più attivi.
Il segmento delle carte prepagate continua a rappresentare la quasi totalità
(circa il 98%) delle SIM card di WIND, in linea con quanto registrato sul mercato italiano nel suo complesso (dove l’88% circa delle carte attive è prepagato).
Il traffico voce totale nel semestre è stato pari a 3,7 miliardi di minuti, con un
incremento rispetto al primo semestre del 2001 del 28% circa.
Attività commerciali
46
Lo sviluppo della base clienti e dei ricavi di WIND è avvenuto in un contesto di
introduzione continua di nuovi servizi ai clienti, legati sia allo sviluppo delle
piattaforme tecnologiche utilizzate sia al posizionamento di WIND come operatore integrato di servizi mobili, fissi e Internet.
Allo scopo di stimolare l’utilizzo dei servizi, incrementare il volume di traffico
effettuato e aumentare i ricavi da interconnessione, sono proseguite le attività
di commercializzazione del prodotto “Pieno WIND”, che permette a coloro che
sottoscrivono l’opzione di ricaricare la propria carta per ogni secondo di chiamata ricevuta (sia da rete fissa sia da rete mobile).
In febbraio WIND ha lanciato in promozione l’offerta integrata “Non solo ADSL”,
che prevede un bonus per i clienti che sottoscrivano un abbonamento ADSL insieme al servizio di preselezione automatica dell’operatore.
In marzo WIND ha lanciato “MinutoZero”, l’offerta che prevede – per i clienti
ex Infostrada attivati in CPS – il primo minuto di conversazione gratuito su ogni
chiamata urbana, interurbana e verso due cellulari WIND effettuata dal telefono di casa.
Ad aprile WIND ha lanciato “Noi Tre”, offerta riservata ai clienti di telefonia fissa Infostrada e ai clienti mobili WIND. L’opzione può essere attivata su un numero di telefonia fissa Infostrada e prevedere fino a due numeri mobili WIND,
con tariffe particolarmente vantaggiose per le chiamate fra i tre numeri prescelti dal cliente, senza distinzione tra fisso e mobile.
Sempre ad aprile, WIND ha lanciato, primo fra gli operatori mobili nazionali, il
servizio di MNP con l’operazione “passa a WIND”, che consente ai clienti di altri operatori mobili (sia che essi siano sottoscrittori di un abbonamento o che
utilizzino una carta prepagata) di passare ai servizi WIND mantenendo il proprio numero di telefono e usufruendo di un bonus sul traffico generato, oltre
all’adesione gratuita al servizio WIP (WIND Important Person). Al 30 giugno,
WIND aveva già registrato circa 26.000 prenotazioni per il servizio di MNP.
A giugno sono stati introdotti i messaggi multimediali (MMS) che consentono,
su terminali predisposti, di inviare immagini, suoni e testi combinati fra loro
verso un altro cellulare o una casella di posta elettronica.
Sviluppo delle infrastrutture tecnologiche
Le infrastrutture e i servizi realizzati dal Gruppo WIND sono di assoluta avanguardia tecnologica e permettono di offrire prodotti integrati di telefonia fissa, mobile e Internet unici in Italia e tra i primi nel mondo.
Nel corso dei primi sei mesi del 2002 la realizzazione della rete è proseguita a
ritmi sostenuti, comportando investimenti per circa 500 milioni di euro.
Al 30 giugno 2002 risultavano installate 47 centrali di commutazione mobile
(Mobile Switching Center, MSC) e 57 centrali di commutazione fissa (Access
Switch, AS), che costituiscono il cuore della rete per i servizi di fonia e che assicurano l’accesso, il transito e la gestione del traffico.
Grazie alla copertura di tutti i 231 distretti italiani, che rappresentano il 100%
della popolazione, i servizi di telefonia fissa in CS e CPS sono disponibili su tutto il territorio italiano. La rete commutata di WIND è, inoltre, interconnessa
con i principali operatori internazionali e le funzionalità di gateway internazionale sono assicurate dai due nodi dedicati, localizzati a Roma e a Milano.
L’instradamento dei flussi di interconnessione internazionale è assicurato da
un sistema LCR (Least Cost Routing) che valuta il costo e la qualità del servizio
e instrada il traffico sull’operatore ottimale.
Con riferimento alla rete di accesso radio, al 30 giugno 2002 erano operative
circa 6.700 stazioni radiobase (Base Transceiver Station, BTS) gestite da 192
controllori di stazioni radiobase (Base Station Controller, BSC). La rete radio-
Il 2 agosto 2002 WIND e Blu, il quarto operatore italiano di telefonia mobile,
hanno concluso un contratto preliminare di cessione di ramo d’azienda. Sulla
base di tali accordi, alla stipula del contratto definitivo, WIND acquisirà un ramo aziendale rappresentato dall’attuale base clienti di Blu (circa 600.000 clienti attivi al 30 giugno 2002), il call center di Palermo, circa 540 dipendenti, i diritti di uso del marchio oltre a 300 siti per stazioni radio-base e ad altri apparati. L’obbligazione delle parti alla sottoscrizione del contratto definitivo è sottoposta al verificarsi di alcune condizioni sospensive tra le quali le principali sono la decisione della Commissione Europea di compatibilità con la normativa
sulla concorrenza e la sottoscrizione di circoscritti impegni di non concorrenza
da parte di TIM e Vodafone-Omnitel.
Andamento della gestione
Milioni di euro
2002
1° semestre
2001 pro forma
Ricavi
1.887
1.620
267
16,5%
Costi operativi
1.655
1.738
(83)
-4,8%
232
(118)
350
501
402
99
24,6%
(269)
(520)
251
48,3%
273
273
-
-
(542)
(793)
251
31,7%
11.960
13.148
(1.188)
-9,0%
Ammortamento differenze da consolidamento
Risultato operativo
Variazioni
I risultati del primo semestre 2001 sono esposti, a fini comparativi, nella versione pro forma che considera i dati di Infostrada dell’intero periodo, riflet-
47
Acquisizione del ramo d’azienda “Blu”
mobile copriva direttamente il 97% della popolazione italiana e l’83% del territorio.
Nel corso del periodo è proseguito su tutto il territorio nazionale l’aggiornamento della rete mobile per il servizio GPRS (General Packet Radio Service) che
consente di offrire alla clientela residenziale e aziendale, oltre ai servizi di telefonia mobile tradizionali, anche servizi dati con velocità di cifra molto superiore a quella standard GSM.
Al 30 giugno 2002, il backbone trasmissivo aveva un’estensione di circa 18.000
km e permetteva di collegare 103 capoluoghi di provincia e gran parte delle
principali città italiane.
Grazie a questa infrastruttura trasmissiva, la quasi totalità del traffico di backbone è trasportata su mezzi propri senza necessità di mezzi affittati da terzi;
ciò permette una significativa riduzione dei costi di trasmissione, un notevole
miglioramento della capacità di gestione delle risorse trasmissive e una migliore qualità del servizio.
I servizi di telefonia fissa e Internet sono disponibili su tutto il territorio nazionale anche per il traffico di tipo locale.
Infine, per poter fornire accesso, alta capacità ed elevate prestazioni per servizi voce, dati e Internet anche a livello locale, oltre a ottimizzare i costi di interconnessione (soprattutto in vista dell’avvio dei servizi in unbundling) sono proseguite le attività inerenti ai progetti e alle realizzazioni delle reti metropolitane in fibra ottica (Metropolitan Area Network, MAN). In particolare, risultano realizzate infrastrutture (cavidotti e fibre) per circa 2.130 km.
tendo anche nello stesso modo l’ammortamento della differenza da consolidamento conseguente all’acquisizione.
I ricavi complessivi registrano una crescita del 16,5%, passando da 1.620 milioni
di euro nei primi sei mesi del 2001 a 1.887 milioni di euro nel periodo corrente.
Considerando unicamente i ricavi verso clienti esterni al Gruppo Enel, pari nel
primo semestre 2002 a 1.759 milioni di euro, la crescita si posiziona al 24,3%,
confermando la progressiva affermazione di WIND sul mercato della telefonia
fissa e mobile, nonché di Internet, mediante l’espansione del portafoglio di offerte di servizi e l’aumento del numero dei clienti. I costi operativi passano da
1.738 milioni di euro nel primo semestre 2001 a 1.655 milioni di euro nello stesso periodo del 2002, con una riduzione di 83 milioni di euro (-4,8%). In particolare i costi di roaming scendono di 125 milioni di euro come conseguenza dello sviluppo della rete di trasmissione mobile sul territorio nazionale e del conseguente ridimensionamento della fornitura richiesta agli altri operatori concorrenti. L’incremento delle altre voci di costo è correlato allo sviluppo dell’attività sopra descritto.
Il margine operativo lordo passa da un valore negativo di 118 milioni di euro a
uno positivo di 232 milioni di euro, con un miglioramento di 350 milioni di euro, beneficiando della crescita dei volumi e della minore incidenza dei costi
operativi.
48
Il risultato operativo ante ammortamento delle differenze da consolidamento
migliora di 251 milioni di euro, passando da un valore negativo di 520 milioni
di euro nel primo semestre 2001 a uno, sempre negativo, di 269 milioni di euro nei primi sei mesi del 2002. La dinamica è più contenuta rispetto a quella registrata dal margine operativo lordo a seguito di maggiori ammortamenti e accantonamenti per 99 milioni di euro. I soli ammortamenti sono in crescita di
116 milioni di euro per effetto dei consistenti investimenti sostenuti nello sviluppo della rete.
Il risultato operativo rileva la medesima variazione di cui sopra essendo stabile l’ammortamento delle differenze di consolidamento nei due periodi di riferimento.
SERVIZI ALLE AZIENDE E ATTIVITÀ DIVERSIFICATE
Nell’ambito della nuova struttura organizzativa del Gruppo, l’area denominata “Servizi alle aziende e Attività diversificate” si propone di assicurare servizi
competitivi alle società del Gruppo e di ottimizzare le proprie attività verso il
mercato esterno. Fanno parte di tale area il settore immobiliare e servizi, l’ingegneria e costruzioni, i servizi informatici, nonché il settore idrico, la ricerca,
i servizi di formazione e gestione amministrativa del personale, il factoring e i
servizi assicurativi.
Risultati economici del semestre
Milioni di euro
2002
1° semestre
2001
Variazioni
Ricavi
295
(63)
-21,4%
84
87
(3)
-3,4%
Risultato operativo
47
44
3
6,8%
108,0%
Ingegneria e costruzioni
Ricavi
726
349
377
(23)
21
(44)
Risultato operativo
(82)
15
(97)
Servizi informatici
223
181
42
23,2%
Ricavi
77
72
5
6,9%
Risultato operativo
28
28
-
-
139
126
13
10,3%
Altre attività
Ricavi
11
(2)
13
Risultato operativo
(5)
(12)
7
(40)
(38)
(2)
58,3%
Elisioni
Ricavi
Totale settore
Ricavi
Risultato operativo
1.280
913
367
40,2%
149
178
(29)
-16,3%
(12)
75
(87)
2.648
2.390
258
10,8%
Immobiliare e servizi
Nel settore operano le società Enel Real Estate (già Sei) e Dalmazia Trieste.
Enel Real Estate è titolare della parte prevalente del patrimonio immobiliare
strumentale a uso uffici del Gruppo, mentre in Dalmazia Trieste è concentrata
la proprietà degli immobili civili destinati a essere ceduti.
Oltre all’attività mirata alla valorizzazione del patrimonio immobiliare di proprietà, Enel Real Estate opera nei settori del facility management (fornitura di
servizi di edificio quali manutenzione, pulizia, ristorazione ecc.) e della logistica dei materiali.
I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2002 sono pari a 232 milioni di euro,
in calo di 63 milioni di euro (-21,4%) rispetto allo stesso periodo del 2001, per
effetto della riduzione del perimetro operativo, conseguente ai conferimenti
dei rami di attività immobiliare e di noleggio di veicoli effettuati nel corso del
2001. I ricavi verso soggetti esterni al Gruppo Enel sono pari a 44 milioni di euro a fronte di 31 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001, con una crescita di
13 milioni di euro, di cui 9 milioni di euro per maggiori vendite di immobili civili da parte di Dalmazia Trieste.
Il margine operativo lordo si attesta a 84 milioni di euro nel primo semestre
2002, in calo di 3 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2001. La ri-
49
232
Immobiliare e servizi
duzione indotta dai minori volumi di attività di Enel Real Estate è stata in gran
parte bilanciata dai migliori risultati delle vendite di immobili da parte di Dalmazia Trieste.
Il risultato operativo migliora di 3 milioni di euro, attestandosi a 47 milioni di
euro principalmente per il minor carico di ammortamenti conseguente ai citati conferimenti di rami operativi.
Nel mese di marzo 2002 Enel Real Estate ha ceduto al gruppo Deutsche Bank il
49% detenuto nella collegata Immobiliare Rio Nuovo per un corrispettivo di 44
milioni di euro rilevando una plusvalenza di 5 milioni di euro rispetto al valore
iscritto nel bilancio civilistico e di 13 milioni di euro con riferimento ai valori del
bilancio consolidato.
50
Enelpower e le società da essa controllate – Enelpower UK, Enelpower Development and Contractor Saudi Arabia, Enelpower do Brasil e TSN – costituiscono il settore ingegneria e costruzioni del Gruppo Enel.
Avendo individuato alcune aree di maggior interesse in Europa, Sud America,
Medio Oriente e Africa, Enelpower ha partecipato nel corso del 2001 a iniziative volte alla progettazione e alla realizzazione di impianti industriali in campo energetico operando:
• come developer, per lo sviluppo di iniziative volte alla realizzazione di complessi sistemi energetici, nelle quali la società è direttamente coinvolta anche
come investitore, sia in Italia sia all’estero;
• come EPC general contractor, per la realizzazione “chiavi in mano” di sistemi energetici complessi per conto di società del Gruppo Enel e per conto terzi a seguito della partecipazione a gare internazionali in Italia e all’estero.
Backlog Gruppo Enelpower
Milioni di euro
Gruppo Enel
Terzi
Totale
Backlog al 1° gennaio 2002
1.725
1.340
3.065
Riclassifica Elettrogen
(364)
364
-
448
106
554
403
(212)
191
(341)
(381)
(722)
Ordini del primo semestre 2002
Varianti
Ricavi del primo semestre 2002
Riclassifica Eurogen
(744)
744
-
Backlog al 30 giugno 2002
1.127
1.961
3.088
La gestione del primo semestre 2002 ha visto le società del Gruppo Enelpower impegnate nella realizzazione di impianti destinati ai clienti finali oltre che nell’avanzamento dell’iniziativa di costruzione di una linea di trasmissione ad altissima
tensione in Brasile. Tale impianto avrà la lunghezza di circa 1.100 km e sarà gestito in concessione trentennale dalla società controllata TSN. L’investimento complessivo previsto è di circa 310 milioni di euro, di cui circa 100 milioni di euro costituiscono l’investimento effettuato nei primi sei mesi del 2002. Il 7 marzo 2002 la
stessa Enelpower ha siglato un accordo per la costruzione e la successiva gestione
tramite concessione trentennale di un altro tratto di linea lungo circa 1.300 km, che
collegherà il Nord al Sud del Brasile. Il progetto ha un valore complessivo di circa
400 milioni di euro che si prevede di finanziare per il 70% tramite un project financing curato da un istituto di credito locale. La realizzazione avverrà attraverso
una società di scopo (Novatrans), di cui Enelpower deterrà il 90% del capitale.
I ricavi del primo semestre 2002 (comprensivi dell’avanzamento dei lavori in
corso di realizzazione) ammontano a 726 milioni di euro, in crescita di 377 mi-
lioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2001 (+108,0%) per effetto degli ordini acquisiti nel corso dell’esercizio 2001. Il margine operativo lordo e il risultato operativo del primo semestre 2002 (entrambi negativi) sono influenzati
dalle difficoltà che hanno riguardato alcune commesse nell’area Nord AfricaMedio Oriente. Il relativo impatto sul margine operativo lordo è pari a 70 milioni di euro, mentre quello sul risultato operativo è di 118 milioni di euro,
scontando accantonamenti al fondo rischi per 48 milioni di euro.
Nell’ambito degli oneri straordinari è stata rilevata una svalutazione di parti di
impianto destinate a iniziative internazionali, che si sarebbero dovute sviluppare in Sud America e delle quali non si prevede la realizzazione, per un importo di 73 milioni di euro.
I ricavi del primo semestre 2002 sono pari a 223 milioni di euro e presentano
una crescita di 42 milioni di euro (+23,2%) rispetto ai primi sei mesi del 2001.
Le prestazioni a clienti esterni al Gruppo Enel hanno generato nei primi sei mesi del 2002 ricavi per 20 milioni di euro, in crescita di 9 milioni di euro rispetto
51
Enel.it, uno dei principali operatori nel mercato dell’Information & Communication Technology (ICT), ha la missione di gestire e sviluppare le attività informatiche del Gruppo Enel al fine di migliorarne la posizione competitiva rispetto al mercato. Valorizzando l’esperienza accumulata all’interno del Gruppo, la
società ha inoltre sviluppato la propria presenza sul mercato esterno attraverso un portafoglio di offerta che comprende servizi di full outsourcing informatico, di stampa, postalizzazione e soluzioni integrate. Infatti, nel corso del
primo semestre del 2002, Enel.it ha accresciuto la propria presenza sul mercato esterno anche attraverso l’offerta di un’ampia gamma di soluzioni personalizzate, acquisendo nuovi clienti anche mediante accordi commerciali con i
principali operatori del mercato. Il fatturato esterno ammonta a 20 milioni di
euro, a fronte dei 9 milioni di euro del primo semestre 2001.
La gestione di Enel.it nel corso del semestre è stata contraddistinta principalmente dalle seguenti attività:
• si è concluso nel mese di febbraio il progetto Contact Center per Enel Distribuzione con l’attivazione dell’ultimo Cluster comprendente i siti di Roma,
Potenza, L’Aquila e Campobasso;
• nel corso del primo trimestre sono state ampliate le funzionalità dei portali
di Terna con servizi orientati alla clientela e di Enel Trade con servizi riguardanti la vendita di energia elettrica on line;
• nel mese di marzo Enel.it ha reso disponibile il nuovo portale Business to Business di Enel Distribuzione denominato “EDB”. Tale portale è dedicato ai
fornitori di materiali e agli appaltatori di Enel Distribuzione e consente tra
l’altro di effettuare aste on line, di trasmettere via Web documenti commerciali e di richiedere la qualificazione nell’albo fornitori. Tale piattaforma
verrà successivamente estesa ad altre società del Gruppo;
• dal mese di gennaio sono state avviate le attività di monitoraggio remoto dei
contatori elettronici tramite il sistema “Telegestore” che assicura l’attivazione dei dispositivi attraverso l’acquisizione delle informazioni relative alle apparecchiature già installate; a giugno risultano gestiti circa 400.000 contatori elettronici;
• nel corso del semestre Enel.it ha ampliato il portafoglio dei clienti cui fornisce
il servizio di posta ibrida ed è attualmente impegnata nella realizzazione di
servizi a valore aggiunto (per es., servizi di creazione CD, archiviazione ottica, e-mail service, creatività ecc.) che consentiranno, assieme ai tradizionali
servizi di elaborazione, trasmissione, stampa, imbustamento e recapito della
corrispondenza, di fornire soluzioni più competitive e complete al mercato.
Servizi informatici
al primo semestre 2001. La crescita dei ricavi captive consegue all’attribuzione
a Enel.it dell’attività di postalizzazione delle fatture e della corrispondenza
commerciale, in precedenza effettuate direttamente dalle società operative.
Il margine operativo lordo si attesta a 77 milioni di euro, in crescita di 5 milioni di euro sul primo semestre del 2001. Il risultato operativo si mantiene stabile a 28 milioni di euro.
Altre attività
Il settore idrico (Enel.Hydro) ha operato nel corso del primo semestre 2002 per
l’avvio delle iniziative congiunte finalizzate alla gestione delle risorse idriche
negli ambiti di Latina, del Sarnese Vesuviano e della Calabria, a seguito dell’aggiudicazione delle rispettive gare svolte nel 2001. La seconda parte dell’esercizio vedrà impegnata Enel.Hydro nella partecipazione a gare per l’aggiudicazione di aree strategiche, in particolare per la gestione dei servizi idrici in
importanti zone della Sicilia.
52
Enel.Factor anche nel semestre di riferimento ha continuato a operare esclusivamente nell’ambito del Gruppo Enel, come cessionaria di crediti ceduti dai
fornitori delle società del Gruppo stesso ovvero da queste ultime. I volumi di
attività si sono notevolmente incrementati. La società ha infatti generato un
turnover di 971 milioni di euro, con una crescita di circa l’86% rispetto al primo
semestre del 2001. Anche il monte crediti al 30 giugno 2002 è in crescita rispetto alla fine dell’esercizio, attestandosi a 784 milioni di euro (+12% sul 31
dicembre 2001).
CAPOGRUPPO
La Capogruppo, nella propria funzione di holding industriale, definisce gli
obiettivi strategici a livello di Gruppo e di società partecipate e ne coordina
l’attività. Enel SpA svolge inoltre per tutte le società del Gruppo (con esclusione di WIND) la funzione di tesoreria centrale, provvede alla gestione e alla copertura dei rischi assicurativi, fornisce assistenza e indirizzi in materia di organizzazione e relazioni industriali e in materia contabile-amministrativa, fiscale
e legale.
L’analisi dei risultati economico-finanziari di Enel SpA e il loro confronto con
quelli del primo semestre dell’esercizio precedente risentono ancora del processo di trasformazione della Capogruppo da azienda elettrica integrata a holding industriale.
La gestione economica della Capogruppo nel primo semestre 2002 è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando e scomponendo opportunamente il Conto economico redatto ai fini civilistici.
1° semestre
Milioni di euro
2002
2001
Variazione
Vendite a società del Gruppo
886
2.101
(1.215)
Altri ricavi da società del Gruppo
123
140
(17)
20
43
(23)
1.029
2.284
(1.255)
Ricavi:
Proventi diversi
Totale ricavi
Costi operativi:
Costo del lavoro
29
29
-
Acquisti combustibili
339
1.434
(1.095)
Acquisti energia elettrica
459
425
34
94
108
(14)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi
Altri costi
23
41
(18)
944
2.037
(1.093)
MARGINE OPERATIVO LORDO
85
247
(162)
12
14
(2)
RISULTATO OPERATIVO
73
233
(160)
Totale costi operativi
Dividendi e credito d’imposta
Proventi (Oneri) finanziari netti
RISULTATO ANTE COMPONENTI
STRAORDINARIE E IMPOSTE
Proventi (Oneri) straordinari netti
Svalutazioni di partecipazioni
779
1.261
(482)
(130)
(204)
74
722
1.290
(568)
2.933
25
2.908
(4.436)
(783)
(3.653)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE
(781)
532
(1.313)
Imposte sul risultato di periodo
(792)
204
(996)
11
328
(317)
UTILE NETTO DEL PERIODO
53
La società inoltre continua a detenere la titolarità dei contratti pluriennali per
l’acquisto di energia elettrica dall’estero. Tale energia viene ceduta, ai prezzi
stabiliti dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, a Enel Distribuzione.
Nel primo semestre 2002, la Capogruppo ha mantenuto, per vincoli contrattuali, la titolarità di alcuni contratti di acquisto di combustibile per produzione termica che è stato poi somministrato al costo alle società controllate dell’area Generazione ed Energy Management. L’attività di trasferimento di tali
contratti a Enel.FTL – la società del Gruppo Enel responsabile dell’acquisto, della vendita, del trading dei combustibili e dei relativi servizi logistici – è entrata
nella fase terminale e la sua conclusione definitiva è prevista entro la fine del
presente esercizio.
La Capogruppo ha conseguito nel semestre ricavi per complessivi 1.029 milioni di
euro, di cui 1.009 milioni di euro da società del Gruppo. La riduzione delle vendite a società controllate è da collegare principalmente ai sopra citati trasferimenti di titolarità dei contratti di acquisito di combustibile a Enel.FTL (-1.089 milioni di euro), nonché alla riduzione del prezzo di cessione a Enel Distribuzione
dell’energia importata (-111 milioni di euro).
Gli altri ricavi da società del Gruppo si riferiscono essenzialmente ai proventi
per prestazioni di assistenza e consulenza rese alle controllate (management
fees) e includono altresì il riaddebito degli oneri relativi al trattamento di previdenza integrativa dei dirigenti in quiescenza di competenza delle controllate stesse (9 milioni di euro). La riduzione rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente è da attribuire alla variazione del perimetro del Gruppo, a
seguito delle cessioni intervenute nell’area della generazione e in quella della
distribuzione dell’energia elettrica, come previsto dal Decreto Bersani.
I proventi diversi includono principalmente ricavi dall’attività di permuta energia (8 milioni di euro) e dalla vendita di combustibile a terzi (1 milione di euro), oltre a sopravvenienze attive di varia natura (9 milioni di euro). In particolare, la variazione tra i due periodi è da collegare in massima parte all’accertamento nel 2001 di conguagli sui prezzi dell’energia acquistata da produttori
nazionali in esercizi precedenti la cui rilevazione, interessando sia i contributi
da Cassa Conguaglio sia i costi per acquisto energia, ha determinato anche sopravvenienze passive di pari importo incluse tra gli altri costi.
54
Nel primo semestre 2002 la consistenza media del personale della Capogruppo
risulta pari a 544 unità, rispetto alle 542 dell’analogo periodo dell’esercizio
precedente.
Gli acquisti di energia elettrica sono relativi ai contratti di importazione pluriennali, stipulati prima del nuovo assetto del settore elettrico, e ammontano
a 10.736 milioni di kWh acquistati a un prezzo medio di 4,30 centesimi di euro
al kWh (4,07 centesimi di euro al kWh nel primo semestre 2001).
I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi si riferiscono ad addebiti sia da società del Gruppo (principalmente per servizi informatici, di edificio e di telecomunicazioni), sia da terzi. La variazione tra i due periodi in esame è in buona parte dovuta a minori acquisti di prestazioni e servizi da società
del Gruppo.
Il risultato operativo della Capogruppo nel primo semestre 2002 è diminuito di
160 milioni di euro rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente. Tale
decremento deriva principalmente dai minori margini conseguiti nell’attività
di compravendita di energia elettrica in relazione essenzialmente all’andamento del prezzo dell’energia venduta a Enel Distribuzione, correlato a quotazioni dei combustibili particolarmente basse nel periodo di riferimento.
I dividendi incassati e il relativo credito d’imposta, pari a 779 milioni di euro, si
riferiscono agli utili conseguiti dalle società controllate nell’esercizio 2001 al
netto dell’acconto distribuito da alcune di esse nel settembre 2001.
Gli oneri finanziari netti sono pari a 130 milioni di euro. La riduzione rispetto
allo stesso periodo dell’esercizio precedente è attribuibile alla contrazione dell’indebitamento da collegare in massima parte alle cessioni di partecipazioni finalizzate nel semestre, nonché a tassi d’interesse più bassi.
I proventi straordinari netti hanno influito sul risultato per 2.933 milioni di eu-
Le imposte sul reddito si riferiscono all’imposta sostitutiva sulla plusvalenza
conseguita con la cessione di Eurogen (539 milioni di euro), nonché all’accertamento di imposte anticipate sulla perdita fiscale del periodo (1.331 milioni di
euro) il cui recupero è previsto con i risultati del secondo semestre 2002. Prevalendo quest’ultima componente correttiva, il saldo delle imposte determina
pertanto un effetto positivo sul Conto economico.
Per effetto di quanto sopra descritto, l’utile netto del primo semestre 2002 della Capogruppo si attesta a 11 milioni di euro. La prevista distribuzione alla Capogruppo delle riserve da ammortamenti anticipati che le società del Gruppo
hanno fiscalmente affrancato nel periodo di imposta 2001, unitamente agli effetti di altre operazioni straordinarie in programma nel secondo semestre, dovrebbe peraltro consentire all’utile netto dell’esercizio 2002 di attestarsi su un
livello analogo a quello del 2001.
55
Le svalutazioni di partecipazioni si riferiscono principalmente al settore delle
telecomunicazioni (4.221 milioni di euro). Infatti, alla luce dei recenti andamenti dei mercati delle telecomunicazioni, che riflettono un ridimensionamento delle aspettative di crescita del settore e che, inevitabilmente, influenzeranno anche WIND, si è ritenuto necessario effettuare una stima del valore
del business telecomunicazioni del Gruppo, sulla base di una valutazione prudenziale dei flussi di cassa futuri attualmente prevedibili. Da tale stima è emersa la necessità di svalutare la partecipazione WIND detenuta da Enel Investment Holding BV (38,725%) di 3.733 milioni di euro, portando il valore residuo
al 30 giugno 2002 di tale partecipazione a 3.098 milioni di euro. Si evidenzia al
riguardo che la partecipazione WIND di Enel Investment Holding BV rappresenta la contropartita ricevuta nell’agosto del 2001 a seguito del conferimento alla WIND stessa del 100% di Infostrada, acquisita in data 31 marzo 2001. Il
valore di libro è quindi in massima parte rappresentato dall’avviamento corrisposto a seguito di tale acquisizione. Per effetto della suddetta svalutazione la
situazione contabile al 30 giugno 2002 di Enel Investment Holding BV (interamente controllata dalla Capogruppo) ha evidenziato una perdita di 4.221 milioni di euro e un patrimonio netto negativo per 2.218 milioni di euro. Conseguentemente è stato necessario svalutare integralmente la partecipazione in
Enel Investment Holding BV (2.003 milioni di euro) e costituire un fondo oneri
da partecipazione per la quota di patrimonio netto negativa da ripianare
(2.218 milioni di euro).
Occorre comunque osservare che la partecipazione in WIND detenuta direttamente dalla Capogruppo (pari al 34,7%) è iscritta a un valore di 325 milioni di
euro, che considera svalutazioni per 1.420 milioni di euro effettuate negli esercizi precedenti ai soli fini fiscali. Pertanto, il costo storico, pari a 1.745 milioni
di euro, risulta inferiore di 1.031 milioni di euro rispetto al valore determinato
pro quota in base alla suddetta valutazione prudenziale del business telecomunicazioni del Gruppo.
Le svalutazioni di partecipazioni includono inoltre 174 milioni di euro relativi
a Enelpower che nel semestre ha subíto, essenzialmente in relazione a difficoltà incontrate nell’esecuzione di alcune commesse e a oneri di carattere
straordinario, una perdita di 175 milioni di euro, pervenendo così a un patrimonio netto negativo di 42 milioni di euro.
ro e sono in massima parte riconducibili alla plusvalenza generata dalla cessione di Eurogen al consorzio Edipower (2.901 milioni di euro soggetti a un eventuale aggiustamento di prezzo che, come previsto contrattualmente, è in corso di definizione).
La situazione patrimoniale della Capogruppo al 30 giugno 2002 confrontata
con quella al 31 dicembre 2001 e redatta in forma riclassificata è esposta nella
seguente tabella:
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
Immobilizzazioni nette:
Materiali e immateriali
Finanziarie
Totale
27
25
2
18.325
21.184
(2.859)
18.352
21.209
(2.857)
32
23
9
-
1
(1)
Capitale circolante netto:
Clienti
Rimanenze
Cassa Conguaglio netta
Altre attività
Crediti netti verso controllate e collegate
1
1
631
1.208
313
50
263
(177)
302
(479)
Fornitori
(457)
(663)
206
Altre passività
(424)
(230)
(194)
Crediti (Debiti) tributari netti
Totale
1.128
115
1.013
19.480
21.324
(1.844)
Fondi diversi
(2.411)
(154)
(2.257)
17.069
21.170
(4.101)
Patrimonio netto
11.178
13.350
(2.172)
5.891
7.820
(1.929)
17.069
21.170
(4.101)
56
2
1.839
TOTALE
Le immobilizzazioni finanziarie si riducono di 2.859 milioni di euro per effetto
dei seguenti movimenti intervenuti nel semestre:
• cessione, in data 31 maggio 2002, di Eurogen, il cui valore di libro era pari a
106 milioni di euro. Inoltre, nell’ottica di razionalizzazione del settore immobiliare, la Capogruppo ha ceduto a valore di libro (325 milioni di euro) a
Enel Real Estate la sua partecipazione in Dalmazia Trieste;
• azzeramento del valore delle partecipazioni in Enel Investment Holding per
2.003 milioni di euro e in Enelpower per 132 milioni di euro (già illustrato nel
commento della gestione economica); inoltre anche alla luce dell’andamento dei mercati di riferimento sono stati svalutati alcuni investimenti nel campo del corporate venture capital per 31 milioni di euro. Il valore di iscrizione
di alcune società controllate e collegate che presentano perdite è stato rettificato mediante svalutazioni pari a 10 milioni di euro, sino a concorrenza
della corrispondente frazione di patrimonio netto;
• recupero dalla controllata Enel Distribuzione Gas, che nel maggio 2002 ha
acquisito il 98,58% del capitale della Camuzzi Gazometri, dell’anticipo di 434
milioni di euro versato nell’ottobre 2001;
• aumenti di capitale sociale in società controllate per un totale di 182 milioni
di euro, di cui 144 milioni di euro attinenti al settore delle telecomunicazioni e 38 milioni di euro in società diverse.
Il capitale circolante netto è positivo per 1.128 milioni di euro, con una variazione di 1.013 milioni di euro rispetto al valore al 31 dicembre 2001. La variazione consegue in prevalenza ai seguenti fenomeni:
• l’incremento delle altre attività è da imputare alla contabilizzazione di 1.331
milioni di euro relativi a imposte differite attive la cui recuperabilità è prevista nel secondo semestre dell’esercizio in corso;
• l’incremento dei crediti netti verso controllate e collegate è dovuto al diverso
andamento delle posizioni di credito e debito delle singole società per l’IVA di
Gruppo, nonché alla rilevazione a fine anno di debiti e crediti verso le partecipate per interessi sui conti correnti di finanziamento, registrati nel corso
dell’esercizio alla voce Ratei;
• i debiti tributari netti aumentano per l’accertamento dell’imposta sostitutiva sulla plusvalenza realizzata sulla cessione di Eurogen;
• i debiti verso fornitori sono influenzati dai trasferimenti di titolarità dei contratti di acquisito di combustibile;
• infine, le altre passività al 30 giugno 2002 risultano influenzate anche dall’accertamento dei ratei per interessi sui conti correnti di finanziamento intersocietari.
I fondi diversi aumentano di 2.257 milioni di euro principalmente per la già citata costituzione di un fondo oneri da partecipazioni di 2.260 milioni di euro
per le quote di patrimonio netto negativo da ripianare di Enel Investment Holding ed Enel Power.
L’ammontare del patrimonio netto al 30 giugno 2002 considera, rispetto a
quello di fine 2001, il pagamento di 2.183 milioni di euro per dividendi e il risultato del semestre pari a 11 milioni di euro.
L’indebitamento della Capogruppo al 30 giugno 2002 e le variazioni rispetto al
31 dicembre 2001 sono riepilogati nella seguente tabella:
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
Indebitamento a medio e lungo termine:
Mutui
2.432
2.674
(242)
Obbligazioni
5.924
5.956
(32)
Obbligazioni proprie e altre partite
(546)
(556)
10
Quote accollate alle società controllate
(4.451)
(5.215)
764
Indebitamento a medio e lungo termine
3.359
2.859
500
Finanziamento a WIND Telecomunicazioni Spa
(505)
(492)
(13)
Posizione finanziaria netta a medio e lungo termine
2.854
2.367
487
5.428
5.454
(26)
Indebitamento a breve termine:
Indebitamento a breve verso banche
Situazione finanziaria netta a breve verso società
controllate e collegate
Indebitamento a breve termine
Disponibilità presso banche e titoli a breve
(2.355)
104
(2.459)
3.073
5.558
(2.485)
(36)
(105)
69
Posizione finanziaria netta a breve termine
3.037
5.453
(2.416)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO COMPLESSIVO
5.891
7.820
(1.929)
57
L’indebitamento finanziario netto complessivo è sceso da 7.820 a 5.891 milioni di euro, con una diminuzione di 1.929 milioni di euro. La posizione finanziaria netta a medio e lungo termine, pari a 2.854 milioni di euro, evidenzia un
aumento di 487 milioni di euro, mentre la posizione finanziaria netta a breve
si attesta a 3.037 milioni di euro, registrando un decremento complessivo pari
a 2.416 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2001. Le variazioni menzionate
hanno prodotto, tra l’altro, un ribilanciamento tra indebitamento a medio e
lungo termine e indebitamento a breve termine; la dilatazione di quest’ultimo
nel biennio passato si era resa opportuna al fine di conferire alla struttura finanziaria della società quella flessibilità necessaria a recepire l’effetto delle dismissioni previste in attuazione del Decreto Bersani. L’indebitamento a breve
termine ha consentito, tra l’altro, di beneficiare del livello contenuto dei tassi
di interesse a breve termine che ha continuato a caratterizzare anche il primo
semestre 2002.
RICERCA E SVILUPPO
L’attività di ricerca e sviluppo vede impegnato il Gruppo Enel su due versanti:
• “ricerca di sistema”, svolta a favore di tutti gli attori del sistema elettrico italiano, regolamentata dalla normativa di riassetto del settore elettrico e remunerata da un’apposita componente tariffaria. Tale attività è svolta dal
CESI, di cui Enel detiene attualmente il 43,92%;
• “ricerca competitiva”, finalizzata a ricadute dirette all’interno del Gruppo,
che vede impegnate risorse qualificate nell’ambito di Enel Produzione e di
Enel Green Power.
58
Nel corso del primo semestre 2002 le attività di “ricerca di sistema” sono proseguite mediante lo sviluppo del programma triennale (2000-2002) già consegnato all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas il 19 novembre 2001.
Al fine di consentire un confronto e una valutazione diretta da parte degli utilizzatori finali di tale ricerca, il CESI ha organizzato nel primo semestre del 2002
il secondo Convegno Annuale sulla Ricerca di Sistema, con la presentazione e
la diffusione del corrispondente Rapporto Annuale 2001.
Sempre al fine di una più ampia diffusione dei risultati, sono stati tenuti corsi
su “Problematiche ambientali del Sistema Elettrico” e “Borsa elettrica, volatilità dei prezzi e simulatori di mercato”, nonché un seminario su “I prezzi zonali
nella disciplina del mercato elettrico”.
È stato infine aperto il sito Web della “ricerca di sistema” (all’indirizzo www.ricercadisistema.it) con le informazioni salienti sulle attività sviluppate e in corso di realizzazione. La documentazione tecnica (circa 1.000 rapporti) è per ora
accessibile solo all’Autorità, in attesa di istruzioni per le modalità di accesso
pubblico.
Sul lato della “ricerca competitiva”, i primi sei mesi del 2002 hanno visto gli
sforzi concentrarsi su studi e sperimentazioni principalmente nel campo dell’utilizzo di combustibili a basso costo, della minimizzazione delle emissioni inquinanti nelle centrali a carbone, nonché in quello della diagnostica e affidabilità degli impianti.
RISORSE UMANE
Politiche di sviluppo delle risorse
Nel corso del primo semestre del 2002 ha preso avvio l’attività di comunicazione interna sui valori e sugli orientamenti che sono alla base delle politiche di
gestione e sviluppo delle risorse umane del Gruppo Enel. Ciò attraverso un piano articolato di iniziative di comunicazione diffusa al personale del Gruppo –
programmate anche per il secondo semestre – che hanno consentito di sviluppare una riflessione e una condivisione sui principali fattori di sviluppo organizzativo a sostegno del cambiamento.
Con riferimento alle attività di sviluppo, nel corso dei prossimi mesi saranno definiti e attivati – anche con il supporto di adeguati sistemi informativi – i processi di valutazione integrata delle risorse umane sulla base del sistema professionale di Gruppo, sul quale proseguirà l’attività di revisione e integrazione
di nuove aree e ruoli professionali, al fine di garantire una costante aderenza
del sistema stesso al processo di evoluzione dell’azienda.
È stato inoltre avviato, nel quadro del più ampio sistema di formazione e sviluppo, un piano di formazione istituzionale rivolto a popolazioni aziendali trasversali al Gruppo (neo-assunti laureati, neo-quadri e neo-dirigenti) finalizzato a favorire la condivisione dei valori fondamentali della cultura Enel, a sviluppare senso di appartenenza al Gruppo, oltre che a rafforzare le conoscenze
e le capacità ritenute cruciali.
Sistemi di remunerazione e incentivazione
Piani di stock option
In data 28 marzo 2002 il Consiglio di Amministrazione di Enel ha approvato il piano di stock option per l’anno 2002 e il relativo regolamento attuativo, in esecuzione della delega conferita dall’Assemblea Straordinaria del 25 maggio 2001.
Il piano prevede che ai dirigenti individuati dal Consiglio di Amministrazione vengano assegnati diritti personali (“opzioni”) relativi alla sottoscrizione di un corrispondente numero di azioni ordinarie Enel di nuova emissione. In particolare, il
Consiglio di Amministrazione ha deliberato l’assegnazione di n. 39.245.000 opzioni in favore di circa 380 dirigenti del Gruppo. Il piano prevede che le opzioni – una volta realizzatesi le condizioni di esercizio – possano essere esercitate
per una quota del 30% a decorrere dal 2003, per una quota del 30% a decorrere dal 2004 e per il residuo 40% a decorrere dal 2005; in ogni caso le opzioni
non potranno essere esercitate oltre il 31 dicembre 2007. L’esercizio delle opzioni è condizionato al raggiungimento dei parametri di performance fissati
dal Consiglio di Amministrazione. Più in dettaglio, il piano dispone che tutte le
opzioni assegnate divengano esercitabili qualora nel corso del 2002 venga superato l’importo di riferimento del margine operativo lordo e l’andamento
dell’azione Enel risulti superiore – secondo i criteri di calcolo indicati nel regolamento – a quello di uno specifico indice di riferimento. Nell’ipotesi in cui anche uno solo degli obiettivi ora indicati non venga raggiunto tutte le opzioni
assegnate decadono automaticamente. Il prezzo di sottoscrizione (strike price)
è stato fissato a 6,426 euro per azione, pari alla media aritmetica dei prezzi di
riferimento di Borsa dell’azione Enel nel periodo compreso tra il 28 febbraio e
il 28 marzo 2002.
59
La gestione dei sistemi di remunerazione nel Gruppo è orientata da tempo all’integrazione fra sistemi di valutazione e sistema premiante, ponendo particolare attenzione a quanto avviene nel mercato. A tale proposito, al fine di assicurare un coerente confronto retributivo del Gruppo rispetto al mercato, nel
corso del primo semestre 2002 è stato avviato il processo di aggiornamento
delle valutazioni dei ruoli manageriali (dirigenti e un certo numero di quadri)
per tenere conto delle recenti evoluzioni organizzative.
Con riguardo ai preesistenti piani di stock option deliberati da Enel SpA e da
WIND non si evidenziano elementi di novità rispetto a quanto compiutamente descritto in sede di bilancio consolidato 2001.
Relazioni industriali
Il 26 marzo 2002 si è concluso, con la firma del verbale di “classificazione”, il confronto preventivo con le Organizzazioni Sindacali sull’Area Rete di Enel Distribuzione, durato oltre un anno. Ciò ha consentito di avviare la ristrutturazione
dell’Area Amministrativa e procedere a una ‘verifica’ dell’Area Commerciale.
Il 19 aprile 2002 è stato sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali nazionali il
verbale “di armonizzazione”, cioè di raccordo, tra la normativa prevista dal
contratto di settore e quella definita dai contratti aziendali precedentemente
in vigore.
Nel secondo semestre dell’esercizio l’attività di relazioni industriali sarà focalizzata principalmente sul tentativo di definire, congiuntamente ai rappresentanti dei datori di lavoro (inclusa la Confindustria), la regolamentazione di settore sul diritto di sciopero, nonché di addivenire a un accordo pluriennale, in
sede aziendale, sul premio di risultato.
Organico
60
Consistenza al 31.12.2001
72.661
Variazione di perimetro e acquisizioni:
Gruppo Camuzzi
Gruppo Viesgo
Altre acquisizioni
Cessioni di aziende e rami aziendali
2.167
941
110
(1.749)
1.469
Assunzioni
643
Cessazioni
(1.705)
(1.062)
Consistenza al 30.06.2002
73.068
L’organico del Gruppo registra una crescita netta di 407 dipendenti nel corso
dei primi sei mesi del 2002 a seguito delle movimentazioni sopra riassunte. In
particolare, i mutamenti intervenuti nel perimetro operativo hanno comportato un incremento netto di 1.469 dipendenti, mentre il saldo tra assunzioni e
cessazioni è negativo per 1.062 unità. La cessione di Eurogen ha determinato
l’uscita dal Gruppo di 1.738 dipendenti, mentre le cessazioni dal servizio sono
rappresentate principalmente da esodi consensuali incentivati.
Al 30 giugno 2002 i dipendenti impegnati nelle attività del Gruppo all’estero
sono 1.562.
Il mix dell’organico evidenzia una crescita delle figure di profilo più elevato
(quadri e dirigenti) conseguente al posizionamento del Gruppo verso attività
a sempre maggior valore aggiunto per la clientela.
Organico per categoria professionale
n. addetti
al 30.06.2002
al 31.12.2001
905
859
46
5.310
5.153
157
Impiegati
43.093
43.284
(191)
Operai
23.760
23.365
395
TOTALE
73.068
72.661
407
Dirigenti
Quadri
Variazione
L’evoluzione degli organici delle singole aree di attività registra una riduzione
nel settore Generazione ed Energy Management, principalmente a seguito
della cessione di Eurogen, e un incremento nell’area Infrastrutture, Reti e Mercato per l’espansione nell’attività di distribuzione e vendita del gas (acquisizione del Gruppo Camuzzi e di operatori minori).
Organico per aree di attività
%
al 30.06.2002
Capogruppo
n. addetti
%
al 31.12.2001
542
0,7%
534
0,7%
13.756
18,8%
15.046
20,8%
54,5%
41.193
56,4%
39.629
Terna
3.203
4,4%
3.214
4,4%
Telecomunicazioni
8.261
11,3%
8.428
11,6%
6.113
8,4%
5.810
8,0%
73.068
100,0%
72.661
100,0%
TOTALE GRUPPO
61
n. addetti
FATTI DI RILIEVO SUCCESSIVI AL 30 GIUGNO 2002
E PREVEDIBILE EVOLUZIONE DELLA GESTIONE
Accordo con Gazprom per fornitura di gas dalla Russia
Enel.FTL e la società russa Gazprom, in data 3 luglio 2002, hanno firmato un accordo ventennale per la fornitura a Enel, a partire dal 2005, di 3 miliardi di metri cubi di gas provenienti dalla Russia. L’operazione si inquadra nella strategia
di Enel di diversificazione delle forniture e di approvvigionamento diretto di
gas dai Paesi produttori, con l’obiettivo di importare direttamente, entro cinque anni, 18 miliardi di metri cubi destinati alle proprie centrali termoelettriche e alla vendita sul mercato italiano.
Definizione della nuova struttura organizzativa di Gruppo
Il 5 luglio 2002 è stata avviata la nuova struttura organizzativa del Gruppo Enel
che prevede il raggruppamento delle società del Gruppo all’interno di cinque
aree, in modo da facilitare la focalizzazione e la specializzazione dei diversi business. Si mantengono a livello di corporate l’indirizzo strategico e le principali decisioni operative, mentre la gestione dell’ottimizzazione economica e delle sinergie operative viene demandata alle nuove aree di business: area Generazione ed Energy Management, area Infrastrutture e Reti, area Mercato, area
Telecomunicazioni, area Servizi alle Aziende e Attività diversificate.
Inaugurazione del cavo di interconnessione tra Italia e Grecia
62
Il 9 luglio 2002 è stato inaugurato il cavo sottomarino di interconnessione tra
Italia e Grecia, lungo 163 km e posato sul fondale fino a una profondità di
1.000 metri. Il progetto, sviluppato e realizzato da Enel, ha rappresentato un
costo totale di 339 milioni di euro, il 40% del quale finanziato dall’Unione Europea. Capofila nella realizzazione è stata Enelpower. La gestione del cavo è
stata trasferita al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, mentre la proprietà resta a Enel tramite la controllata Terna.
Inaugurazione del 500° negozio Enel.si
A un anno dall’apertura del primo negozio, il 26 luglio 2002 Enel.si ha inaugurato a Livorno il suo 500° negozio, nell’ambito di una strategia di sviluppo che
prevede di arrivare a 2.500 punti vendita entro il 2004. I negozi Enel.si offrono
una vasta gamma di servizi e prodotti innovativi per famiglie e aziende nel
campo dell’impiantistica elettrica, della climatizzazione degli ambienti, della
sicurezza, dell’uso razionale dell’energia e della domotica.
Conclusione dell’arbitraggio tra Enel e AGSM Verona
Alla fine del mese di luglio 2002 si è concluso l’arbitraggio tra Enel e AGSM Verona per la cessione, ai sensi del Decreto Bersani, della rete di distribuzione
elettrica nei Comuni di Verona e Grezzana, che viene valutata 108 milioni di
euro. Il ramo d’azienda serve 90.000 clienti e ha un’estensione della rete elettrica di oltre 1.800 km.
Protocollo d’intesa con Assopetroli
Enel Green Power e Conphoebus hanno siglato, in data 31 luglio 2002, un protocollo d’intesa con Assopetroli, l’associazione di categoria che rappresenta
circa 1.000 società per la fornitura di prodotti energetici, con lo scopo di promuovere l’utilizzo delle fonti rinnovabili e il risparmio energetico sia negli impianti di proprietà sia presso i clienti serviti.
Acquisizione del ramo d’azienda “Blu”
Il 2 agosto 2002 WIND e Blu, il quarto operatore italiano di telefonia mobile,
hanno concluso un contratto preliminare di cessione di ramo d’azienda. Sulla
base di tali accordi, alla stipula del contratto definitivo, WIND acquisirà un ramo aziendale rappresentato dall’attuale base clienti di Blu (circa 600.000 clienti attivi al 30 giugno 2002), il call center di Palermo, circa 540 dipendenti, i diritti di uso del marchio, oltre a 300 siti per stazioni radio-base e ad altri apparati. L’obbligazione delle parti alla sottoscrizione del contratto definitivo è sottoposta al verificarsi di alcune condizioni sospensive tra le quali le principali sono la decisione della Commissione Europea di compatibilità con la normativa
sulla concorrenza e la sottoscrizione di circoscritti impegni di non concorrenza
da parte di TIM e Vodafone-Omnitel.
Cessione della rete di distribuzione ad AEM Milano
Provvedimento di blocco delle tariffe
In data 31 agosto 2002 il Governo ha adottato un provvedimento di sospensione dell’aumento delle tariffe elettriche che comporterà per il Gruppo Enel
minori ricavi e minori margini, nei tre mesi di validità del decreto (settembrenovembre 2002), pari a circa 40 milioni di euro, al netto dell’eventuale ulteriore adeguamento che, come previsto dalla regolamentazione vigente, viene fissato nel mese di ottobre con effetti sull’ultimo bimestre dell’anno.
Prevedibile evoluzione della gestione
Nella seconda parte dell’esercizio in corso proseguirà il processo di liberalizzazione del mercato elettrico attraverso la cessione di Interpower e delle reti metropolitane di Milano e Verona.
Le modifiche del quadro regolatorio intervenute all’inizio del 2002 avranno un
impatto sui margini reddituali in linea con quanto già riscontrato nella prima
metà dell’anno.
La riduzione del margine operativo lordo conseguente alla cessione di capacità
produttiva e di reti di distribuzione, nonché alle modifiche del quadro regolatorio, sarà in parte compensata dall’ulteriore crescita della contribuzione di
WIND, del Gas (Camuzzi) e dalla ulteriore riduzione dei costi operativi che beneficeranno, in particolare, del minor costo del personale, conseguente alla riduzione dell’organico indotta dagli esodi incentivati.
L’indebitamento finanziario beneficerà dell’effetto delle suddette cessioni di
attività e si posizionerà a fine esercizio su un livello inferiore a quello del 30
giugno 2002.
63
Il 7 agosto 2002 Enel e AEM Milano hanno raggiunto un accordo che prevede
la cessione a quest’ultima della rete di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Milano e Rozzano alle condizioni stabilite il 31 marzo 2001 dal Collegio degli Arbitratori, che prevedevano una valutazione di 424 milioni di euro.
Resta fermo il proseguimento delle cause pendenti avanti all’Autorità Giudiziaria di Milano.
RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI
La gestione economica del Gruppo Enel per il primo semestre 2002 è riportata in
sintesi nel seguente prospetto, ottenuto esponendo, con criteri conformi alla prassi internazionale, i dati del Conto economico redatto secondo lo schema di legge.
Al fine di effettuare un confronto omogeneo, il Conto economico del primo semestre 2001 è esposto nella versione pro forma che non considera le risultanze di Elettrogen e Valgen (la prima ceduta il 20 settembre 2001 e la seconda il
1° giugno 2001) e include quelle di Infostrada (acquisita il 1° aprile 2001) dal 1°
gennaio 2001. Sono altresì riflessi gli impatti delle suddette variazioni di perimetro sugli oneri finanziari e sull’ammortamento delle differenze di consolidamento, oltre ai relativi impatti fiscali. La variazione del perimetro di consolidamento del primo semestre 2002 rispetto all’analogo periodo del 2001, considerato su base pro forma, è limitata al Gruppo Viesgo (acquisito l’8 gennaio
2002), ad alcune società minori operanti nel settore del gas (acquisite all’inizio
del 2002), al Gruppo Powerco, nonché alle attività di distribuzione dell’energia
elettrica nelle aree di Roma e Torino (cedute nel secondo semestre del 2001).
Poiché tali variazioni non assumono dimensioni tali da inficiare la comparabilità dei dati, il Conto economico pro forma del primo semestre 2001 non riporta alcuna rettifica a esse relativa. Viene comunque esposto anche il Conto economico del primo semestre 2001 nella versione a suo tempo pubblicata.
Le variazioni riportate nel prospetto e i commenti successivi sono riferiti al confronto con il Conto economico del primo semestre 2001 pro forma.
%
66
Milioni di euro
Ricavi:
Energia elettrica e contributi
da Cassa Conguaglio
Servizi di telecomunicazione
Altri servizi, vendite e proventi diversi
Totale ricavi
Costi operativi:
Costo del lavoro
Consumi di combustibili
Energia elettrica da terzi
Interconnessioni e roaming
Servizi e godimento beni di terzi
Combustibili per trading e gas
per la distribuzione
Materiali
Altri costi
Costi capitalizzati
Totale costi operativi
MARGINE OPERATIVO LORDO
Ammortamenti e accantonamenti:
Ammortamenti economico-tecnici
Accantonamenti e svalutazioni
Totale ammortamenti e accantonamenti
RISULTATO OPERATIVO
Proventi (Oneri) da partecipazioni
RISULTATO ANTE COMPONENTI
STRAORDINARIE E IMPOSTE
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE
Imposte sul risultato del periodo
UTILE DEL GRUPPO E DI TERZI
Risultato di pertinenza di terzi
UTILE DEL GRUPPO
2002
%
1° semestre
2001 pro forma
%
%
1° semestre
2001
Variazioni
10.140
1.759
2.505
14.404
70,4
12,2
17,4
100,0
11.433
1.415
1.909
14.757
77,5
9,6
12,9
100,0
(1.293)
344
596
(353)
-11,3
24,3
31,2
-2,4
11.372
1.141
1.778
14.291
79,6
8,0
12,4
100,0
1.784
2.298
2.188
717
2.048
12,4
16,0
15,2
5,0
14,2
1.878
2.296
2.329
770
2.047
12,7
15,6
15,8
5,2
13,9
(94)
2
(141)
(53)
1
-5,0
0,1
-6,1
-6,9
1.891
2.607
1.743
672
2.007
13,2
18,2
12,2
4,7
14,0
853
791
347
(491)
10.535
3.869
5,9
5,5
2,4
-3,4
73,2
26,8
631
511
335
(420)
10.377
4.380
4,3
3,5
2,3
-2,8
70,5
29,5
222
280
12
(71)
158
(511)
35,2
54,8
3,6
-16,9
1,5
-11,7
358
490
322
(415)
9.675
4.616
2,5
3,4
2,3
-2,9
67,6
32,4
2.202
219
2.421
1.448
(606)
(21)
15,3
1,5
16,8
10,0
-4,2
-0,1
2.217
172
2.389
1.991
(519)
-
15,0
1,2
16,2
13,3
-3,5
-
(15)
47
32
(543)
(87)
(21)
-0,7
27,3
1,3
-27,3
-16,8
2.104
162
2.266
2.350
(521)
-
14,7
1,1
15,8
16,6
-3,6
-
821
544
1.365
74
1.291
84
1.375
5,7
3,7
9,4
0,5
8,9
0,6
9,5
1.472
29
1.501
692
809
164
973
9,8
0,2
10,0
4,7
5,3
1,1
6,4
(651)
515
(136)
(618)
482
(80)
402
-44,2
1.829
457
2.286
921
1.365
164
1.529
13,0
3,2
16,2
6,4
9,8
1,1
10,9
-9,1
-89,3
59,6
-48,8
41,3
Ricavi
I fattori che hanno in parte compensato l’impatto dei fenomeni di cui sopra sono i seguenti:
• incremento di 417 milioni di euro dei ricavi conseguiti dalle società operanti
all’estero, a seguito essenzialmente dell’acquisizione del Gruppo Viesgo;
• maggiori ricavi dalle vendite dirette delle società di generazione operanti in
Italia (+267 milioni di euro) per l’incremento delle quantità vendute (+4.071
milioni di kWh, pari a +134,9%) che consegue principalmente ai maggiori
prelievi operati sulla rete da parte degli operatori del mercato libero a seguito della nuova disciplina per il bilanciamento e lo scambio di energia elettrica introdotta dalla delibera dell’Autorità n. 317/2001. Le società di generazione hanno inoltre conseguito nei primi sei mesi del 2002 proventi per 98
milioni di euro a fronte delle operazioni di copertura poste in essere per limitare gli impatti sui propri ricavi derivanti dalla volatilità dei prezzi dei prodotti energetici, nell’ambito dell’attuale meccanismo di determinazione della componente tariffaria a copertura del costo del combustibile;
• ricavi delle operazioni di trading dell’energia elettrica sui mercati internazionali, avviate da Enel Trade nel 2002, pari a 63 milioni di euro.
Servizi di telecomunicazione
I ricavi di WIND verso clienti terzi sono passati da 1.415 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001 a 1.759 milioni di euro nello stesso periodo del 2002, registrando una crescita di 344 milioni di euro (+24,3%) connessa alla progressiva
67
Energia elettrica e contributi da Cassa Conguaglio
Come indicato e motivato in sede di analisi dei risultati dell’area Reti, Infrastrutture e Mercato, i ricavi da vendita di energia elettrica sul mercato vincolato sono considerati congiuntamente a quelli derivanti dal trasporto dell’energia destinata al mercato libero; per omogeneità, anche i dati del primo semestre 2001 sono esposti in modo uniforme.
I ricavi da vendita, trasporto di energia e contributi dalla Cassa Conguaglio si
riducono di 1.293 milioni di euro (-11,3%) rispetto al primo semestre 2001 per
effetto principalmente dei seguenti fenomeni:
• riduzione dei ricavi da vendite sul mercato vincolato e trasporto di energia
che calano di 1.704 milioni di euro a seguito del calo delle quantità vendute
(-9,4% pari a -8.470 milioni di kWh) e alla contrazione della componente destinata alla copertura del costo dei combustibili termici, passata da 5,3 centesimi di euro al kWh nel primo semestre del 2001 a 4,0 centesimi di euro al
kWh nei primi sei mesi del 2002. L’impatto sui ricavi è stato in parte attenuato dalla crescita di 8.075 milioni di kWh (+22,2%) dell’energia trasportata per
il mercato libero;
• riduzione di 131 milioni di euro dei ricavi da vendite sul mercato libero a seguito della discesa dei prezzi dei prodotti energetici di riferimento, in parte
compensata dalla crescita dei volumi di vendita (+12,7%);
• riduzione di 293 milioni di euro dei contributi dalla Cassa Conguaglio, di cui
202 milioni di euro per il venir meno a partire dal 1° gennaio 2002 della componente di 0,31 centesimi di euro al kWh a titolo di maggiore valorizzazione (rispetto al prezzo all’ingrosso) riconosciuta dall’Autorità per l’Energia
Elettrica ed il Gas negli anni 2000 e 2001 all’energia prodotta e destinata al
mercato vincolato. Il primo semestre del 2002 registra inoltre una riduzione
di 84 milioni di euro dei contributi su produzione pregressa da impianti incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92.
I ricavi del primo semestre 2002 sono pari a 14.404 milioni di euro, in calo di 353
milioni di euro (-2,4%) rispetto ai primi sei mesi del 2001. La variazione è analizzata con riferimento alle principali componenti.
affermazione dell’offerta commerciale proposta, nonché alla crescita del mercato di riferimento.
Altri servizi, vendite e proventi diversi
Crescono nel semestre di 596 milioni di euro (+31,2%) principalmente in relazione alle seguenti attività:
• ingegneria e costruzioni, con un incremento di 238 milioni di euro (da 135 a
373 milioni di euro);
• vendita di gas naturale sul mercato libero da parte di Enel Trade, in crescita
di 110 milioni di euro;
• vendita di gas naturale sul mercato vincolato, in aumento di 95 milioni di euro;
• trading di combustibili, con un incremento di 104 milioni di euro;
• servizi informatici, facility management, franchising e illuminazione pubblica, in crescita di circa 37 milioni di euro.
68
I proventi diversi del primo semestre 2001 includevano 117 milioni di euro dovuti alla proventizzazione del fondo oneri da stranded cost; le componenti di
carattere non ricorrente rilevate nei primi sei mesi del 2002 sono pari a 67 milioni di euro e si riferiscono a conguagli effettuati dal Gestore della Rete e da
altri operatori su prelievi e trasporto di energia dell’esercizio precedente. La riduzione di circa 50 milioni di euro registrata da tali voci di ricavo è stata compensata, nel primo semestre del 2002, da maggiori corrispettivi per l’utilizzo
della rete di trasmissione nazionale, in crescita di 14 milioni di euro, dall’effetto della variazione di perimetro pari a 17 milioni di euro e da maggiori vendite di immobili e di materiali vari per circa 20 milioni di euro.
Costi operativi
I costi operativi passano da 10.377 milioni di euro nel primo semestre del 2001
a 10.535 milioni di euro nello stesso periodo del 2002 registrando un aumento
di 158 milioni di euro (+1,5%), qui di seguito analizzato.
Costo del lavoro
Il costo del lavoro si riduce nel complesso di 94 milioni di euro (-5,0%). Il calo,
escludendo l’incidenza della variazione di perimetro (+29 milioni di euro, relativi essenzialmente al Gruppo Viesgo) e dell’area Telecomunicazioni (+7 milioni di euro), perviene a 130 milioni di euro e rappresenta un risparmio del 7,6%
rispetto allo stesso periodo del 2001, a fronte di una discesa dell’organico medio pari al 9,6%. Il maggior costo unitario medio riflette l’aumento indotto dal
rinnovo del contratto di settore, oltre alla normale dinamica retributiva.
Combustibili per produzione termica ed energia elettrica da terzi
I costi per consumi di combustibili destinati alla produzione termica sono pari a
2.298 milioni di euro, di cui 2.193 milioni di euro relativi alle società italiane e
105 milioni di euro sostenuti dal Gruppo Viesgo. I primi calano di 103 milioni di
euro a fronte di un aumento della produzione termoelettrica netta dell’8,7%.
Il diverso andamento trova fondamento nei minori prezzi unitari dei prodotti
energetici vigenti nel primo semestre 2002 rispetto allo stesso periodo del 2001.
I costi per acquisti di energia elettrica scendono nel semestre di 141 milioni di
euro (-6,1%) a fronte di una riduzione del 5,1% nei volumi acquistati. I minori
costi unitari mediamente sostenuti derivano in prevalenza dalla riduzione delle quotazioni dei prodotti energetici cui sono legati i prezzi di parte degli acquisti di energia.
Interconnessioni e roaming
I costi per interconnessioni e roaming, esclusivi del settore telecomunicazioni,
Altre tipologie di costi operativi
Nell’ambito delle altre tipologie di costi operativi si evidenzia quanto segue:
• i costi per acquisto di combustibili per l’attività di trading e di gas per la distribuzione passano da 631 milioni di euro nel primo semestre 2001 a 853 milioni di euro nell’analogo periodo del 2002, con una crescita di 222 milioni di
euro (+35,2%). I dati riflettono l’ampliamento della clientela conseguente
alle acquisizioni di società distributrici di gas effettuate nel corso del 2001 e
all’inizio del 2002, lo sviluppo dell’attività di trading di combustibili intrapresa tramite Enel.FTL e di quella sul mercato libero del gas da parte di Enel
Trade;
• i costi per consumi di materiali si incrementano di 280 milioni di euro
(+54,8%) essenzialmente per i maggiori fabbisogni legati alla crescita dell’attività di ingegneria e costruzioni per clienti terzi e alle maggiori capitalizzazioni del periodo. Queste ultime passano da 420 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001 a 491 milioni di euro nel periodo corrente;
• gli altri costi si incrementano di 12 milioni di euro, passando da 335 milioni
di euro a 347 milioni di euro nel primo semestre 2002 per effetto della rilevazione di 87 milioni di euro di oneri connessi al sistema dei “certificati verdi”, compensati da una riduzione di altre voci pari a 75 milioni di euro. Le sopravvenienze e minusvalenze sono inferiori di 49 milioni di euro e i contributi sulle licenze di telecomunicazione calano di 13 milioni di euro.
69
Servizi e godimento beni di terzi
I costi per servizi e godimento di beni di terzi ammontano a 2.048 milioni di euro, in linea nel loro complesso con il dato del primo semestre 2001 (2.047 milioni di euro) a fronte di una serie di variazioni di segno contrapposto. Le principali sono qui di seguito sintetizzate:
• aumento di 127 milioni di euro dei costi per servizi e appalti, assorbiti dall’attività di ingegneria e costruzioni in conseguenza dei maggiori volumi di
attività;
• incremento pari a 60 milioni di euro dei costi per locazioni, noleggi e relativi oneri accessori conseguenti alla cessione di rami di attività in tali settori nel
corso del 2001 e alle operazioni di outsourcing effettuate;
• incremento di 34 milioni di euro dei costi dell’area Telecomunicazioni per
manutenzione della rete e per servizi in outsourcing legati allo sviluppo della rete stessa e alla crescita dei volumi di attività;
• maggiori costi per 26 milioni di euro assorbiti nel semestre dalle attività internazionali per effetto dell’ampliamento del perimetro operativo;
• riduzione dell’onere per la restituzione della maggior valorizzazione dell’energia prodotta da fonte idro-geotermica (penale idroelettrica) pari a 243
milioni di euro, a seguito della minore produzione idroelettrica.
diminuiscono nel semestre di 53 milioni di euro (-6,9%), a seguito dei benefíci
derivanti dallo sviluppo delle reti di WIND, che ha consentito di terminare, nel
corso del terzo trimestre del 2001, l’accordo di roaming con Telecom Italia Mobile e di ridurre il traffico canalizzato sugli altri operatori. I costi di roaming
presentano un calo di 125 milioni di euro (da 175 a 50 milioni di euro) mentre
l’onere per interconnessioni cresce di 72 milioni di euro (da 595 a 667 milioni
di euro) a causa del notevole incremento del traffico.
Il margine operativo lordo si attesta nel primo semestre del 2002 a 3.869 milioni di euro, con una riduzione di 511 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2001 (-11,7%). La variazione è così rappresentabile in sintesi:
Milioni di euro
Miglioramento del margine di WIND
130
Maggior margine attività elettriche internazionali e settore gas
118
Taglio della tariffa di c€ 0,31 al kWh riconosciuta ai produttori nel 2000 e nel 2001
(202)
Diminuzione della produzione idroelettrica
(170)
Maggior rimborso dei costi per combustibile termico nel 1° semestre 2001
(250)
Minori proventi di carattere non ricorrente
(134)
Oneri per “certificati verdi”
Minor margine da vendita e trasporto energia Enel Distribuzione
Minori margini della Capogruppo (in prevalenza per attività di import di energia)
Altri fenomeni
TOTALE
70
350
Riduzione del costo del lavoro (al netto area Telecomunicazioni e variaz. di perimetro)
(87)
(71)
(162)
(33)
(511)
Il miglioramento del settore telecomunicazioni è commentato in sede di analisi di tale area di attività. La riduzione del costo del lavoro è analizzata allo
specifico punto del presente capitolo. Il maggior contributo, pari a circa 100
milioni di euro, è fornito dal settore elettrico nell’ambito dell’area Infrastrutture, Reti e Mercato.
Il contributo fornito alla variazione del margine operativo lordo dall’espansione internazionale è pari a 89 milioni di euro (di cui 72 milioni di euro relativi al
Gruppo Viesgo) mentre il settore della distribuzione e vendita del gas ha generato un maggior margine di 29 milioni di euro.
Gli impatti negativi derivanti dal venir meno della componente tariffaria di 0,31
centesimi di euro, dalla contrazione della produzione idroelettrica, dal differenziale sul rimborso dei costi dei combustibili e sull’onere per “certificati verdi”, sono descritti nel capitolo relativo all’area Generazione ed Energy Management.
I minori proventi di carattere non ricorrente si riferiscono alla proventizzazione del fondo oneri per stranded cost (117 milioni di euro) effettuata nel primo
semestre 2001, e a minori contributi su produzione pregressa da impianti incentivati ex provvedimento CIP n. 6/92 (84 milioni di euro), parzialmente compensati da conguagli effettuati dal Gestore della Rete e da altri operatori su
prelievi e trasporto di energia dell’esercizio precedente (67 milioni di euro).
Il minor margine operativo lordo conseguito dalla Capogruppo (riferito essenzialmente all’attività di importazione di energia elettrica) è analizzato nel relativo capitolo, così come il leggero calo del margine da vendita e trasporto di
energia di Enel Distribuzione.
Nell’ambito degli altri fenomeni, le difficoltà incontrate da Enelpower su alcune commesse nell’area Nord Africa-Medio Oriente hanno determinato un impatto negativo di 70 milioni di euro.
Risultato operativo
Il risultato operativo del primo semestre 2002 è pari a 1.448 milioni di euro, in
calo di 543 milioni di euro (-27,3%) rispetto a quello registrato nei primi sei mesi del 2001. La variazione assoluta è sostanzialmente in linea con quella del
margine operativo lordo in quanto gli ammortamenti e accantonamenti evi-
denziano una crescita di 32 milioni di euro. In particolare, gli ammortamenti si
riducono di 15 milioni di euro seppure con andamenti difformi nelle varie aree
di attività. Nel settore telecomunicazioni gli ammortamenti sono in crescita di
116 milioni di euro per l’entrata in esercizio di rilevanti investimenti sulle reti.
L’allargamento del perimetro di consolidamento, principalmente a seguito
dell’acquisizione Viesgo, determina un incremento di 71 milioni di euro, mentre la diminuzione attribuibile alle restanti aree è pari a 202 milioni di euro. Tale effetto è imputabile essenzialmente all’adeguamento del trattamento contabile dei contributi di allacciamento a forfait alla nuova realtà tecnica, descritto in sede di analisi dei risultati del settore elettrico dell’area Infrastrutture, Reti e Mercato. Gli accantonamenti e svalutazioni registrano una crescita di
47 milioni di euro in massima parte riferibile al settore ingegneria e costruzioni per rischi e oneri su commesse.
Oneri finanziari netti
Evidenziano un aumento di 87 milioni di euro (+16,8%), di cui circa 50 milioni
di euro conseguenti al deprezzamento del Real brasiliano, valuta di riferimento dell’iniziativa di realizzazione di una linea di trasmissione ad altissima tensione nel Paese sudamericano. L’impatto del maggior indebitamento medio rispetto a quello del primo semestre 2001 è stato sostanzialmente compensato
dalla flessione dei tassi d’interesse sul mercato, di cui il Gruppo ha potuto beneficiare grazie alla politica di gestione dell’esposizione finanziaria.
Proventi straordinari netti
I proventi straordinari netti del primo semestre 2002 sono pari a 544 milioni di
euro confrontati con un ammontare di 29 milioni di euro nei primi sei mesi del
2001. Quest’ultimo dato si riferisce al Conto economico pro forma che non considera Valgen nel perimetro di consolidamento, escludendo quindi anche il
provento straordinario conseguito con la cessione avvenuta il 1° giugno 2001.
I proventi di natura straordinaria rilevati nel primo semestre del 2002 sono pari a 2.459 milioni di euro, rappresentati dalle seguenti partite:
• plusvalenza derivante dalla cessione di Eurogen, pari a 2.340 milioni di euro;
• altre plusvalenze di natura straordinaria per 13 milioni di euro;
• sopravvenienze attive e insussistenze del passivo di varia natura pari a 106
milioni di euro, di cui 57 milioni di euro relativi a imposte di esercizi precedenti, legate in massima parte a operazioni straordinarie.
Gli oneri straordinari ammontano a 1.915 milioni di euro e si riferiscono ai seguenti elementi:
• svalutazione per 1.511 milioni di euro della differenza da consolidamento relativa alla partecipazione in WIND, determinata su basi prudenziali in relazione agli andamenti dei mercati di riferimento del settore delle telecomunicazioni, che riflettono un ridimensionamento delle aspettative di crescita;
• oneri per incentivi all’esodo del personale pari a 223 milioni di euro;
• svalutazione, per 73 milioni di euro, di parti d’impianto destinate a iniziative internazionali nel settore dell’Engineering & Contracting, di cui allo stato
attuale, anche in considerazione delle situazioni contingenti dei Paesi in cui
esse si sarebbero dovute sviluppare (Sud America), non si prevede la realizzazione;
• svalutazione, per 59 milioni di euro, di impianti oggetto di smantellamento
in conseguenza del piano di trasformazione di parte della capacità produttiva in cicli combinati a turbogas;
• sopravvenienze di diversa natura per i restanti 49 milioni di euro.
71
Risultato prima delle imposte
Il risultato ante imposte si riduce di 136 milioni di euro (-9,1%) per effetto delle seguenti componenti:
Milioni di euro
Riduzione del risultato operativo
(543)
Aumento degli oneri finanziari netti e da partecipazioni
(108)
Incremento dei proventi straordinari netti
TOTALE
515
(136)
Imposte sul reddito
72
Le imposte sul reddito presentano un’incidenza del 5,4% sul risultato ante imposte a fronte del 46,1% del primo semestre 2001, riesposto pro forma. La notevole riduzione dell’incidenza è influenzata in via prioritaria dalla tassazione
della plusvalenza sulla cessione di Eurogen in base all’aliquota del 19%, oltre
al rilascio dell’eccedenza del fondo imposte differite originariamente contabilizzato sulle rettifiche di consolidamento relative a tale partecipata. Nel determinare le imposte di competenza del semestre è stata considerata una stima
prudenziale dei benefíci conseguenti all’applicazione della “Legge Tremontibis” (incentivazione fiscale sugli investimenti).
L’incidenza fiscale normalizzata, relativa al solo risultato ordinario (con esclusione degli effetti connessi alla cessione di Eurogen, di quelli relativi al settore
delle telecomunicazioni, nonché dei benefíci della Tremonti-bis) è pari nel primo semestre del 2002 a circa il 47%, in linea con quella normalizzata dell’esercizio 2001.
I flussi finanziari del primo semestre 2002 sono rappresentati nel seguente rendiconto finanziario, posto a confronto con quello del primo semestre 2001 a suo
tempo pubblicato. Esso è riferito a un perimetro di attività che includeva Elettrogen e Valgen, cedute nel corso del 2001, e l’attività di Infostrada a decorrere dal
1° aprile 2001. I flussi del primo semestre 2002 si riferiscono al nuovo perimetro,
che considera anche l’attività delle nuove società operanti nel settore del gas (con
esclusione del Gruppo Camuzzi) e del Gruppo Viesgo, acquisito a inizio 2002.
Milioni di euro
1° semestre
2002
2001
Variazione
CASH FLOW DELLA GESTIONE CORRENTE
1.365
2.202
2.104
98
Svalutazioni di immobilizzazioni
1.602
501
1.101
144
(224)
368
26
(4)
30
(2.362)
(935)
(1.427)
(145)
(92)
(53)
751
617
134
74
921
(847)
3.583
4.253
(670)
Variazione netta fondi diversi
Variazione netta fondi TFR
Minusvalenze/plusvalenze ed elementi straordinari
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Imposte sul reddito
Liquidità generata dall’attività d’esercizio prima
delle variazioni del capitale circolante netto
(74)
1.291
Ammortamenti
(Aumento)/Diminuzione:
Rimanenze
(502)
(47)
(455)
160
(976)
1.136
(164)
(145)
(19)
Crediti netti verso Cassa Conguaglio
241
1.412
(1.171)
Debiti
120
(913)
1.033
Altre passività
245
91
154
3.683
3.675
8
145
92
53
Crediti
Ratei e risconti attivi
Liquidità generata dall’attività operativa
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati
Imposte sul reddito pagate
Liquidità generata dalla gestione corrente
(702)
(440)
(262)
(1.033)
(682)
(351)
2.093
2.645
(552)
CASH FLOW PER L’ATTIVITÀ DI INVESTIMENTO
Investimenti in immobilizzazioni immateriali
(207)
(559)
352
(2.064)
(1.576)
(488)
Investimenti/disinvestimenti netti
in partecipazioni consolidate (al netto delle
disponibilità liquide delle società acquisite)
806
(8.127)
8.933
Investimenti in immobilizzazioni finanziarie e altre
(60)
(34)
(26)
33
1.235
(1.202)
Investimenti in immobilizzazioni materiali
Disinvestimenti di immobilizzazioni materiali
Altre variazioni delle immobilizzazioni
Liquidità impiegata nell’attività di investimento
(50)
(23)
(27)
(1.542)
(9.084)
7.542
CASH FLOW PER L’ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO
Variazione dei debiti a medio e lungo termine
Variazione dei debiti a breve termine e linee di credito
Dividendi pagati e riserve distribuite
Pagamento imposte sostitutive per affrancamento riserve
Aumenti di capitale versati da terzi
Liquidità impiegata nell’attività di finanziamento
CASH FLOW GENERATO (IMPIEGATO) NEL PERIODO
DISPONIBILITÀ LIQUIDE INIZIALI
Disponibilità liquide iniziali WIND
DISPONIBILITÀ LIQUIDE FINALI
747
2.239
(1.492)
1.325
5.694
(4.369)
(2.183)
(1.578)
(605)
(402)
-
(402)
57
191
(134)
(456)
6.546
(7.002)
95
107
(12)
587
491
96
-
61
(61)
682
659
23
73
Utile dell’esercizio (Gruppo e terzi)
La variazione degli elementi patrimoniali intervenuta a seguito della cessione
di Eurogen e dell’acquisizione di partecipazioni di controllo (Gruppo Viesgo,
Gruppo Camuzzi ecc.) nel corso del primo semestre 2002 è dettagliata nella seguente tabella:
Milioni di euro
Differenze da consolidamento
(20)
Immobilizzazioni materiali
561
Immobilizzazioni finanziarie
72
Totale immobilizzazioni
2.295
Capitale circolante netto
(128)
Fondi e altre partite
139
Debiti finanziari
(53)
TOTALE
2.253
Cash flow della gestione corrente
74
1.682
Immobilizzazioni immateriali
La liquidità generata dalla gestione corrente nel primo semestre del 2002 ammonta a 2.093 milioni di euro a fronte di 2.645 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001. I minori flussi di 552 milioni di euro derivano principalmente da
maggiori esborsi per imposte sul reddito (per effetto delle imposte sostitutive
sulle plusvalenze straordinarie) e oneri finanziari, in quanto la liquidità generata dall’attività operativa non evidenzia variazioni di rilievo tra i due periodi
in esame (3.683 milioni di euro nel primo semestre del 2002 a fronte di 3.675
milioni di euro nell’analogo periodo del 2001). I benefíci derivanti dalla gestione del capitale circolante netto (+678 milioni di euro in termini di differenziale sui flussi) hanno consentito di compensare il minor apporto dell’attività
di esercizio (-670 milioni di euro) che rispecchia il diverso livello del margine
operativo lordo conseguito nei due periodi in esame.
Cash flow per l’attività di investimento
La liquidità assorbita dall’attività di investimento nel corso del primo semestre
2002 è pari a 1.542 milioni di euro. Nei primi sei mesi del 2001 il fabbisogno aveva raggiunto 9.084 milioni di euro per effetto dell’acquisizione di Infostrada.
Gli investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali del primo semestre
2002 ammontano a 2.271 milioni di euro, mentre l’incasso risultante dalla cessione di Eurogen, al netto degli esborsi per l’acquisizione di partecipazioni consolidate, è pari a 806 milioni di euro. Tale importo non considera l’indebitamento delle società oggetto di cessione e acquisizione ed è al netto degli acconti già versati nel corso del 2001 e delle disponibilità liquide delle società acquisite.
Cash flow per l’attività di finanziamento
Nel primo semestre del 2002 si sono manifestati esborsi pari a 2.183 milioni di
euro connessi al pagamento dei dividendi da parte della Capogruppo a valere
sul risultato dell’esercizio 2001, nonché il primo versamento dell’imposta sostitutiva dovuta a seguito dell’affrancamento delle riserve da ammortamenti anticipati, pari a 402 milioni di euro. Tali necessità finanziarie, unitamente a quelle assorbite dall’attività d’investimento sono state coperte in misura quasi ugua-
le dalla gestione corrente (2.093 milioni di euro) e dal ricorso all’indebitamento per 2.072 milioni di euro, di cui 1.325 milioni di euro a breve termine.
L’aumento dell’indebitamento a breve termine (debito verso il sistema bancario ed emissione di commercial paper) ha permesso di rendere più flessibile la
gestione finanziaria, in un periodo caratterizzato da notevoli flussi in entrata
e in uscita, consentendo inoltre di beneficiare del livello contenuto dei tassi di
interesse a breve termine vigenti nel primo semestre del 2002.
Nell’ambito della variazione dell’indebitamento a medio e lungo termine, il
primo semestre del 2002 ha visto l’erogazione a Enel Green Power, da parte
della Banca Europea per gli Investimenti, di un finanziamento di 300 milioni di
euro con scadenza a 15 anni per interventi sul proprio parco impianti, oltre all’ulteriore utilizzo da parte di WIND dei Facility Agreement per circa 900 milioni di euro.
L’indebitamento finanziario complessivo al 30 giugno 2002 e le variazioni rispetto alla situazione al 31 dicembre 2001 sono i seguenti:
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
Indebitamento a medio e lungo termine:
Finanziamenti bancari
9.709
8.695
1.014
Obbligazioni
8.124
7.962
162
Obbligazioni proprie e altre partite
(546)
(556)
10
17.287
16.101
1.186
329
538
(209)
17.616
16.639
977
Debiti verso altri finanziatori
Indebitamento a medio e lungo termine
Indebitamento a breve termine:
Finanziamenti bancari:
700
500
200
Utilizzi di linee di credito revolving
Finanziamenti a 18 mesi
2.363
2.421
(58)
Altri finanziamenti a breve verso banche
3.131
2.985
146
6.194
5.906
288
1.498
604
894
11
30
(19)
Indebitamento a breve termine
7.703
6.540
1.163
Crediti finanziari per operazioni di factoring
(705)
(644)
(61)
-
(18)
18
(682)
(587)
(95)
(1.387)
(1.249)
(138)
6.316
5.291
1.025
23.932
21.930
2.002
Commercial paper
Altri debiti finanziari a breve termine
Crediti finanziari verso collegate
Disponibilità presso banche e titoli a breve
Posizione finanziaria netta a breve termine
INDEBITAMENTO FINANZIARIO COMPLESSIVO
75
L’effetto combinato dei vari flussi finanziari ha determinato un incremento
delle disponibilità liquide iniziali di 95 milioni di euro. Le disponibilità liquide
finali, pari a 682 milioni di euro, sono rappresentate da disponibilità presso
banche e conti postali pari a 648 milioni di euro, e da altre attività finanziarie
a breve per un importo di 34 milioni di euro.
I fondi disponibili presso banche sono costituiti in prevalenza da fondi destinati alla copertura di esborsi da effettuarsi nei primi giorni di luglio 2002, alcuni di essi collegati all’attività di ristrutturazione del debito finanziario del
Gruppo Camuzzi.
Cash flow generato nel periodo e disponibilità liquide
La situazione patrimoniale al 30 giugno 2002, riclassificata secondo criteri gestionali e confrontata con quella al 31 dicembre 2001, è la seguente:
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
49.627
48.917
710
719
1.399
(680)
50.346
50.316
30
Clienti
7.273
6.863
410
Rimanenze
2.404
1.932
472
787
870
(83)
(5.903)
(6.176)
273
(199)
(995)
796
(6.358)
(5.619)
(739)
Totale
(1.996)
(3.125)
1.129
48.350
47.191
1.159
Immobilizzazioni nette:
Materiali e immateriali
Finanziarie
Totale
Capitale circolante netto:
Altre attività e Cassa Conguaglio netta
Fornitori
Debiti tributari netti
Altre passività
Fondi diversi:
Fondo trattamento di fine rapporto
(1.418)
(10)
(489)
(430)
(59)
Fondo imposte differite nette
(966)
(1.219)
253
(1.261)
(1.085)
(176)
Totale
(4.144)
(4.152)
8
44.206
43.039
1.167
Patrimonio netto del Gruppo
20.139
20.966
(827)
135
143
(8)
Patrimonio netto complessivo
20.274
21.109
(835)
23.932
21.930
2.002
TOTALE
44.206
43.039
1.167
Fondi altri
76
(1.428)
Fondo previdenza integrativa
Patrimonio netto di terzi
Le immobilizzazioni nette sono pressoché in linea con quelle di fine esercizio
(+30 milioni di euro).
Le immobilizzazioni materiali e immateriali si incrementano di 710 milioni di
euro per effetto principalmente dei seguenti movimenti:
• investimenti del semestre pari a 2.271 milioni di euro;
• incrementi indotti dalle acquisizioni effettuate nel semestre (incluse le differenze da consolidamento) pari a 3.720 milioni di euro;
• ammortamenti a carico del semestre pari a 2.202 milioni di euro;
• diminuzioni conseguenti alla cessione di Eurogen pari a 1.469 milioni di euro;
• svalutazione della differenza da consolidamento di WIND pari a 1.511 milioni di euro;
• dismissioni di carattere ordinario e svalutazioni per complessivi 99 milioni di
euro.
Le immobilizzazioni finanziarie diminuiscono nel complesso di 680 milioni di
euro a causa dei seguenti movimenti:
• consolidamento integrale del Gruppo Viesgo a seguito del completamento
dell’acquisizione. Il bilancio al 31 dicembre 2001 riportava tra le immobilizzazioni finanziarie una prima quota pari al 12,5% del capitale Viesgo, pari a
234 milioni di euro, oltre a un acconto di 94 milioni di euro; tali partite non
sono ovviamente più presenti al 30 giugno 2002;
• analogamente, è stato riclassificato l’acconto di 434 milioni di euro corrisposto nel 2001 per l’acquisto del Gruppo Camuzzi;
• aumento di 50 milioni di euro delle partecipazioni in società collegate, di cui
45 milioni di euro relativi a partecipate del Gruppo Camuzzi;
Il capitale investito netto, per effetto anche della riduzione di 8 milioni di euro dei fondi diversi, passa da 43.039 milioni di euro di fine 2001 a 44.206 milioni di euro al 30 giugno 2002, con una crescita di 1.167 milioni di euro. Esso è coperto dal patrimonio netto (di Gruppo e di terzi), pari a 20.274 milioni di euro,
e dall’indebitamento complessivo di 23.932 milioni di euro. Quest’ultimo presenta un’incidenza sul patrimonio netto di 1,18 (1,04 al 31 dicembre 2001).
77
Il capitale circolante netto, negativo a fine 2001 per 3.125 milioni di euro, perviene al 30 giugno 2002 a un valore, sempre negativo, di 1.996 milioni di euro.
La variazione di 1.129 milioni di euro è imputabile ai seguenti principali elementi:
• incremento di 410 milioni di euro dei crediti verso clienti, concentrato in massima parte nei settori del trading dei combustibili, della distribuzione del gas
naturale e dell’ingegneria e costruzioni in conseguenza della crescita dei volumi di attività;
• incremento di 472 milioni di euro delle rimanenze, riferito in massima parte
alla crescita dei lavori in corso su ordinazione del settore ingegneria e costruzioni;
• riduzione di 273 milioni di euro dei debiti verso fornitori per effetto di un
normale andamento stagionale;
• riduzione di 796 milioni di euro dei debiti tributari netti a seguito del pagamento del saldo delle imposte sul reddito 2001, del primo acconto sulle imposte 2002, nonché della prima rata dell’imposta sostitutiva sull’affrancamento delle riserve da ammortamenti anticipati, al netto dell’incremento
del credito per IVA;
• aumento di 739 milioni di euro delle altre passività, principalmente per la
crescita degli acconti ricevuti da clienti del settore ingegneria e costruzioni,
oltre alla normale crescita dei ratei e risconti passivi riscontrabile nelle situazioni infrannuali e legata a elementi quali la 13ª mensilità ecc.
• incrementi delle altre partecipazioni e partite diverse per complessivi 32 milioni di euro.
PROSPETTI CONTABILI CONSOLIDATI E NOTE ILLUSTRATIVE
STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO
ATTIVO
Milioni di euro
CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI
ANCORA DOVUTI
al 30.06.2002
-
al 31.12.2001 al 30.06.2001
-
-
IMMOBILIZZAZIONI
Immateriali
13.738
13.913
14.374
Materiali
35.889
35.004
36.493
Finanziarie
1.399
786
50.316
51.653
Prospetti contabili consolidati e Note illustrative
ATTIVO CIRCOLANTE
Rimanenze
Crediti
Attività finanziarie che non costituiscono
immobilizzazioni
Disponibilità liquide
Totale attivo circolante
RATEI E RISCONTI ATTIVI
TOTALE ATTIVO
80
719
50.346
2.404
1.932
1.757
11.676
9.835
9.057
1.264
1.248
932
648
547
535
15.992
13.562
12.281
389
227
319
66.727
64.105
64.253
PASSIVO
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001 al 30.06.2001
6.063
6.063
6.263
1.453
1.453
1.253
Altre riserve
2.244
2.244
2.258
Utili portati a nuovo
9.004
6.980
6.974
Utile dell’esercizio/periodo del Gruppo
1.375
4.226
1.529
20.139
20.966
18.277
Patrimonio netto del Gruppo
Capitale e riserve di azionisti terzi
135
143
268
20.274
21.109
18.545
FONDI PER RISCHI E ONERI
4.871
4.095
5.236
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO
DI LAVORO SUBORDINATO
1.428
1.418
1.561
Obbligazioni
8.124
7.962
8.462
Debiti verso banche - finanz. a medio e lungo termine
9.708
8.695
6.379
Debiti verso banche - finanz. a breve termine
6.194
5.906
11.225
Debiti verso altri finanziatori: commercial paper
1.498
604
-
340
568
557
13.176
12.966
11.354
39.040
36.701
37.977
1.114
782
934
66.727
64.105
64.253
14
20
90
Altri conti d’ordine
45.646
48.194
45.859
Totale conti d’ordine
45.660
48.214
45.949
Patrimonio netto del Gruppo e di terzi
DEBITI
Debiti verso altri finanziatori: altri finanziamenti
Fornitori e debiti diversi
Totale debiti
RATEI E RISCONTI PASSIVI
TOTALE PASSIVO
CONTI D’ORDINE
Garanzie prestate
81
Capitale
Riserva legale
PATRIMONIO NETTO
CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
Milioni di euro
2002
1° semestre
2001
2001
27.725
VALORE DELLA PRODUZIONE
13.633
13.840
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
395
133
515
Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
491
415
934
Altri ricavi e proventi
398
340
622
14.917
14.728
29.796
Per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci
6.214
5.110
10.989
Per servizi
2.436
2.432
5.112
371
268
615
Per il personale
1.784
1.891
3.722
Ammortamenti
2.183
2.104
4.445
80
75
249
Totale valore della produzione
COSTI DELLA PRODUZIONE
Per godimento di beni di terzi
Svalutazioni
(85)
89
258
Accantonamenti per rischi
102
47
230
Altri accantonamenti
Oneri diversi di gestione
Totale costi della produzione
Differenza tra valore e costi della produzione
37
40
120
347
322
578
13.469
12.378
26.318
1.448
2.350
3.478
PROVENTI E ONERI FINANZIARI
82
Variazioni delle rimanenze di materie prime,
sussidiarie, di consumo e di merci
Proventi da partecipazioni
Altri proventi finanziari
14
4
2
143
92
205
Interessi e altri oneri finanziari
751
617
1.317
Totale proventi e oneri finanziari
(594)
(521)
(1.110)
(33)
-
(85)
Proventi
2.459
1.037
3.444
Oneri
1.915
580
1.126
544
457
2.318
1.365
2.286
4.601
RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITÀ FINANZIARIE
PROVENTI E ONERI STRAORDINARI
Totale delle partite straordinarie
Imposte sul reddito
Risultato dell’esercizio/periodo
Risultato di pertinenza di terzi
UTILE DELL’ESERCIZIO/PERIODO DEL GRUPPO
74
921
649
1.291
1.365
3.952
84
164
274
1.375
1.529
4.226
NOTE ILLUSTRATIVE
La presente relazione semestrale consolidata del Gruppo Enel è predisposta in
ossequio al combinato disposto dell’art. 2428 cod. civ. e del D.Lgs. 24 febbraio
1998 n. 58. Tale relazione è conforme a quanto indicato all’art. 81 del D.Lgs. citato, redatta applicando le norme che disciplinano il bilancio d’esercizio e consolidato ed è accompagnata dalle “Informazioni sulla gestione” del Gruppo, cui
si rinvia per una organica e completa lettura. Sono inoltre allegati i prospetti dello Stato patrimoniale e del Conto economico della Capogruppo Enel SpA. I principali aspetti che hanno caratterizzato la gestione economica della stessa nel semestre, nonché le variazioni di rilievo intervenute nei saldi patrimoniali, sono illustrati nell’apposito capitolo delle “Informazioni sulla gestione”, cui si rinvia.
Forma, struttura e perimetro di riferimento
della situazione contabile consolidata
Le principali differenze di perimetro che influenzano il Conto economico del
primo semestre 2002 rispetto a quello dell’analogo periodo del 2001 sono rappresentate dall’uscita di Elettrogen (avvenuta nel settembre 2001), di Valgen
(ceduta all’inizio di giugno 2001), nonché dalla presenza di Infostrada, nel
2001, per il solo secondo trimestre, essendo stata acquisita il 31 marzo 2001. A
ciò si aggiungono gli impatti delle citate acquisizioni di Viesgo, del Gruppo
Marcotti e di altri distributori minori di gas naturale, acquisiti nel corso del secondo semestre del 2001, nonché la cessione delle reti di distribuzione dell’energia elettrica di Roma e Torino, avvenuta anch’essa nello stesso periodo.
Le Note illustrative evidenziano, per le principali voci della situazione contabile consolidata, gli effetti connessi alle sopra citate variazioni del perimetro.
Ai fini di una più agevole comparazione dei risultati economici tra i due semestri di riferimento, nell’ambito delle “Informazioni sulla gestione” è riportato
un Conto economico pro forma del primo semestre 2001 che non considera le
risultanze di Elettrogen e Valgen e include quelle di Infostrada per l’intero periodo. Sono altresì riflessi gli impatti delle suddette variazioni di perimetro sugli oneri finanziari e sull’ammortamento delle differenze da consolidamento,
oltre ai relativi impatti fiscali. Il commento gestionale ai risultati economici del
Gruppo esposto nel capitolo “Risultati economico-finanziari” della sezione
“Informazioni sulla gestione” ha quindi come termine di confronto il suddetto Conto economico pro forma del primo semestre 2001.
83
L’area di consolidamento comprende la Capogruppo Enel SpA e le società nelle
quali la stessa esercita direttamente o indirettamente un controllo attraverso la
maggioranza dei diritti di voto, così come definito dall’art. 2359 cod. civ.
Come evidenziato nell’elenco delle partecipazioni in allegato, sono state escluse dal perimetro del consolidato alcune società e consorzi in considerazione
della loro scarsa rilevanza.
L’elenco delle società incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale, tutte con l’esercizio sociale coincidente con l’anno solare, è riportato anch’esso in allegato e costituisce parte integrante della presente nota.
Nel corso del primo semestre 2002 l’area di consolidamento ha subíto alcune
modifiche di rilievo rispetto alla fine dell’esercizio precedente, a seguito della
cessione di Eurogen (effettuata alla fine del mese di maggio) e delle seguenti
acquisizioni:
• Gruppo Viesgo (generazione e distribuzione di energia elettrica sul mercato
spagnolo), operazione finalizzata all’inizio del mese di gennaio;
• Gruppo Marcotti (distribuzione e vendita del gas naturale), anch’essa conclusa nello stesso mese di gennaio;
• Gruppo Camuzzi (distribuzione e vendita del gas naturale, raccolta e trattamento dei rifiuti urbani), acquisito nell’ultima parte del semestre, per cui il bilancio consolidato recepisce unicamente i saldi patrimoniali al 30 giugno 2002.
Le situazioni contabili oggetto di consolidamento, approvate, per le principali controllate, dai rispettivi Consigli di Amministrazione, sono redatte in
conformità ai criteri previsti dalle norme di legge, interpretati e integrati dai
princípi contabili predisposti dai Consigli Nazionali dei Dottori Commercialisti
e dei Ragionieri e, ove mancanti e applicabili, dagli IFRS, emanati dallo IASB.
Tali princípi sono applicati in misura sostanzialmente omogenea nell’ambito
del Gruppo. Si è infine proceduto, ove necessario, all’eliminazione delle poste
di natura fiscale e all’adeguamento ai princípi contabili adottati dalla Capogruppo.
Criteri e procedure di consolidamento
84
I principali criteri di consolidamento, in linea con quelli utilizzati nei precedenti
esercizi, sono i seguenti:
• la differenza tra il costo di acquisizione delle partecipazioni e la relativa quota del patrimonio netto è imputata a rettifica delle specifiche voci dell’attivo e del passivo sulla base della valutazione effettuata all’atto dell’acquisto
o all’atto dell’acquisizione del controllo, se ottenuto a seguito di acquisti successivi. L’eventuale residuo positivo è iscritto nelle immobilizzazioni immateriali nella voce Differenze da consolidamento; se negativo è iscritto alla voce del patrimonio netto consolidato Riserva di consolidamento;
• le quote del risultato economico e del patrimonio netto delle società consolidate di competenza di azionisti terzi sono esposte in un’apposita voce del
Conto economico e del patrimonio netto;
• gli utili e le perdite non ancora realizzati derivanti da operazioni fra società
del Gruppo di entità significativa sono eliminati, così come le partite che
danno origine a debiti e crediti, costi e ricavi fra le società consolidate;
• i dividendi distribuiti all’interno del Gruppo sono eliminati dal Conto economico consolidato e riattribuiti alle riserve iniziali di patrimonio netto;
• le rettifiche apportate alle situazioni contabili delle singole società per eliminare poste di natura fiscale e per uniformarle, ove necessario, ai princípi
contabili utilizzati dalla Capogruppo, nonché le altre rettifiche di consolidamento, tengono conto, quando applicabile, del loro effetto fiscale anticipato o differito, rilevato nelle apposite voci;
• le situazioni contabili delle società consolidate operanti in Paesi non inclusi
nell’area euro sono convertite in euro applicando alle voci dello Stato patrimoniale i cambi correnti alla fine del periodo (USD = 0,9975; Lst = 0,6498;
Real Brasiliano = 2,7938; SR Rial = 3,6971) e alle voci di Conto economico i
cambi medi del semestre (USD = 0,8979; Lst = 0,6217; Real Brasiliano = 2,1959;
SR Rial = 3,3674). Le differenze cambio derivanti dall’applicazione di tale metodo di conversione sono rilevate alla voce del patrimonio netto Utili portati a nuovo.
Il Gruppo non opera attualmente in Paesi considerati ad alto grado d’inflazione.
Princípi contabili e criteri di valutazione
Per la redazione della situazione contabile consolidata al 30 giugno 2002 sono
confermati i princípi contabili e i criteri di valutazione utilizzati per il bilancio
dell’esercizio 2001. Tali criteri sono in linea con quanto previsto dall’art. 2426
cod. civ., integrato dai princípi contabili elaborati dai Consigli Nazionali dei
Dottori Commercialisti e dei Ragionieri.
I princípi e i criteri più significativi sono illustrati nel seguito.
Le principali aliquote utilizzate sono le seguenti:
Aliquote economico-tecniche
Fabbricati civili
2,5%
Centrali idroelettriche (*)
2,5%
Centrali termoelettriche (*)
5,0%
Centrali geotermoelettriche
8,0%
Centrali con fonti energetiche alternative
Linee di trasporto
Stazioni di trasformazione
Reti a media e bassa tensione di distribuzione
Impianti e reti di telecomunicazioni
Attrezzature industriali e commerciali
(*)
A esclusione dei beni gratuitamente devolvibili.
4,7%
2,85%
5,0%
5,0-5,5%
5,0-18,0%
25,0%
85
Immobilizzazioni materiali
Sono rilevate in base al costo di acquisizione o di produzione comprensivo dei
costi accessori direttamente imputabili e delle rivalutazioni monetarie effettuate ai sensi di legge.
I contributi di allacciamento a forfait corrisposti dalla clientela del settore elettrico sino al 31 dicembre 2001 erano contabilizzati a indiretta rettifica del costo degli investimenti effettuati sulle reti di distribuzione, in quanto a essi riferibili e correlabili. A partire dal presente esercizio, al contrario, i contributi di
allacciamento a forfait non risultano più correlati con i citati investimenti, in
conseguenza della nuova realtà tecnica e della mutata natura degli investimenti stessi sempre più rivolti verso obiettivi di qualità del servizio e di salvaguardia ambientale; vengono pertanto considerati integralmente di competenza dell’esercizio in cui sono fatturati.
Il costo delle immobilizzazioni materiali, come sopra definito, viene svalutato
in caso di perdite durevoli di valore e ripristinato (al netto dei soli ammortamenti) qualora vengano meno tali presupposti.
I costi per manutenzioni di carattere ricorrente sono imputati al Conto economico del periodo in cui sono sostenuti.
Le immobilizzazioni in oggetto sono sistematicamente ammortizzate a quote
costanti in base ad aliquote che riflettono la residua possibilità di utilizzazione
dei cespiti (aliquote economico-tecniche). I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati lungo la durata della relativa concessione, se inferiore alla vita utile come sopra definita.
Immobilizzazioni immateriali
Riflettono il residuo da ammortizzare delle spese a utilità pluriennale, iscritte
in base al costo di acquisizione o di realizzazione comprensivo degli oneri accessori direttamente imputabili. Il costo così definito viene svalutato in presenza di perdite durevoli di valore e ripristinato (al netto dei soli ammortamenti) qualora vengano meno tali presupposti.
L’ammortamento viene calcolato a quote costanti ed è determinato in base alla prevista utilità economica. L’avviamento viene rilevato nell’attivo patrimoniale se acquisito a titolo oneroso ed è ammortizzato in quote costanti in cinque anni o su un periodo diverso se ritenuto maggiormente rappresentativo
della realtà economico-aziendale sottostante. Tale criterio viene applicato anche per le differenze da consolidamento. È inoltre rilevato il contributo straordinario dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE), previsto dalla legge n. 488 del 23 dicembre 1999 (Legge Finanziaria
2000) e ammortizzato in un periodo di 20 anni, come consentito anche dalla
stessa legge.
Le aliquote economico-tecniche sono applicate in misura dimezzata sugli incrementi patrimoniali del periodo.
Immobilizzazioni finanziarie
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Le partecipazioni in imprese controllate non consolidate, in
quanto scarsamente rilevanti, e quelle in altre imprese, sono valutate in base
al costo di acquisto o di sottoscrizione, eventualmente ridotto per perdite durevoli di valore. Nel caso in cui vengano meno i motivi delle svalutazioni, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate e la rettifica
è imputata a Conto economico come rivalutazione.
Gli acconti versati per l’acquisizione di partecipazioni sono rilevati nei crediti
delle immobilizzazioni finanziarie.
Rimanenze
Le materie prime, sussidiarie e di consumo sono valutate al costo di acquisto
calcolato con il metodo della media ponderata, non superiore al valore corrente di mercato.
Le scorte obsolete e di lento rigiro sono svalutate in relazione alla loro possibilità di utilizzo o di realizzo.
I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi contrattuali maturati con ragionevole certezza, secondo il metodo della percentuale di completamento.
86
Crediti e attività finanziarie
I crediti sono iscritti al valore di presumibile realizzo e classificati fra le Immobilizzazioni finanziarie e nell’attivo circolante in relazione alla loro natura e
destinazione. I crediti immobilizzati per i quali non è prevista la corresponsione di interessi sono esposti al loro valore attuale determinato sulla base del tasso corrente al momento della loro iscrizione.
Gli altri titoli dell’attivo circolante sono valutati al minore fra il costo di acquisto e il valore di mercato, determinato per quelli quotati, sulla base della media dei prezzi rilevati presso la Borsa Valori nel mese di giugno.
Ratei e risconti
Sono determinati in funzione del principio della competenza temporale. I disaggi di emissione e altri oneri su prestiti sono addebitati al Conto economico
in misura sistematica lungo la durata di ciascun prestito.
Fondi per rischi e oneri
Trattamento di quiescenza e obblighi simili
Rappresenta in massima parte la stima del valore attuale del debito per trattamenti pensionistici integrativi a favore dei dirigenti italiani del Gruppo in quiescenza alla data del 1° aprile 1998.
Accoglie altresì le indennità sostitutive del preavviso relative al personale del
settore elettrico in servizio che ne abbia maturato il diritto ai sensi del Contratto collettivo di lavoro e di accordi sindacali vigenti.
Imposte
Le imposte sul reddito del periodo sono iscritte al fondo imposte e calcolate applicando al risultato semestrale prima delle imposte l’aliquota fiscale stimata
su base annua.
Il fondo per imposte accoglie altresì le passività per imposte differite, salvo
quelle relative a riserve in sospensione d’imposta, che sono contabilizzate nel
momento e nei limiti in cui se ne prevede la tassazione.
Le attività per imposte anticipate sono iscritte all’attivo nell’ambito degli altri
crediti, limitatamente a quelle per le quali sussiste la ragionevole certezza del
loro futuro recupero.
Altri fondi per rischi e oneri
Sono stanziati al fine di coprire perdite o passività di natura determinata, di esistenza certa o probabile, dei quali tuttavia alla chiusura del periodo sono indeterminati l’ammontare o la data di sopravvenienza. Gli stanziamenti riflettono la migliore stima possibile sulla base degli elementi a disposizione.
Fondo trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
È accantonato in conformità alle leggi e ai contratti di lavoro in vigore e riflette la passività maturata nei confronti di tutti i dipendenti alla data di chiusura
del periodo, al netto delle anticipazioni corrisposte ai sensi di legge, nonché
delle quote destinate ai Fondi Pensione.
Debiti
Sono iscritti al valore nominale.
Contributi in conto impianti
I contributi ricevuti a fronte di specifiche opere il cui valore viene iscritto tra le
immobilizzazioni materiali sono rilevati tra i risconti passivi nel momento in cui
sussiste il titolo giuridico a percepirli e il loro ammontare è ragionevolmente
determinabile e privo di vincoli. Essi sono accreditati al Conto economico in relazione al periodo di ammortamento dei beni cui si riferiscono.
Ricavi
I ricavi per vendite e trasporto di energia elettrica e gas si riferiscono ai quantitativi distribuiti nel periodo, ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati in base a prefissati calendari di lettura. Tali ricavi si basano, ove applicabili, sulle tariffe e i relativi vincoli previsti
dai provvedimenti di legge e dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas in vigore nel periodo di riferimento.
I ricavi del settore delle telecomunicazioni per traffico, interconnessione e
roaming sono rilevati a Conto economico in base all’utilizzo effettuato da ciascun cliente e operatore telefonico, secondo la competenza temporale dell’utilizzazione.
I ricavi per le altre prestazioni e cessioni di beni sono rilevati al momento della
fornitura della prestazione o al momento del passaggio di proprietà dei beni
stessi.
Criteri di conversione delle poste in valuta
I crediti e i debiti espressi originariamente in valuta diversa dall’euro sono convertiti in euro ai cambi storici delle relative operazioni.
A fine periodo si provvede ad adeguare direttamente le partite in valuta diversa dall’euro ai cambi in quel momento vigenti, rilevando le differenze
emerse tra le componenti di reddito di natura finanziaria.
Operazioni in strumenti finanziari derivati
Per fronteggiare il rischio di oscillazione dei tassi d’interesse, dei cambi e dei
prezzi delle commodity vengono stipulati contratti derivati a copertura sia di
specifiche operazioni sia di esposizioni complessive.
87
Contributi in conto esercizio
Sono rilevati a Conto economico nel momento in cui sussiste il titolo giuridico
a percepirli e il loro ammontare è ragionevolmente determinabile e privo di
vincoli.
I differenziali di interesse attivi e passivi, maturati alla fine del periodo sugli
strumenti finanziari derivati di copertura specifica su tassi di interessi, vengono registrati per competenza temporale nel Conto economico fra gli oneri e
proventi finanziari in modo coerente con gli oneri derivanti dalle passività di
riferimento.
Gli strumenti finanziari derivati di copertura di rischi cambio specifici sono valutati ai cambi vigenti alla data di chiusura del periodo e i relativi oneri e proventi sono imputati al Conto economico come differenze di cambio nell’ambito delle voci Altri proventi e Altri oneri finanziari. Analogamente, i premi o gli
sconti sono rilevati per competenza nel Conto economico lungo la durata del
contratto di copertura.
Gli utili e le perdite dei contratti derivati su cambi e commodity, finalizzati alla copertura del rischio implicito nel vigente sistema di rimborso del costo del
combustibile, attualmente stabilito dalla normativa di riferimento, sono imputati a Conto economico nell’ambito degli altri ricavi e proventi del valore
della produzione. Vengono sospesi gli utili e le perdite sui contratti derivati riferiti alla competenza di costi e ricavi non ancora maturati.
88
Gli strumenti finanziari derivati sorti con finalità di copertura ma per i quali
l’attività o la passività oggetto della copertura originaria viene estinta anticipatamente o non è specificatamente identificabile vengono valutati alla data
di chiusura del periodo al minore tra il costo e il valore di mercato; gli effetti
della valutazione vengono rilevati tra gli oneri finanziari.
Oneri ambientali
Gli oneri ambientali si riferiscono alla prevenzione, riduzione e monitoraggio
dell’impatto ambientale delle attività produttive e sono imputati in aumento
delle immobilizzazioni materiali cui si riferiscono qualora ne prolunghino la vita utile, la capacità o la sicurezza.
I rischi e gli oneri sono accantonati nell’apposito fondo rischi quando sia probabile o certo che la passività venga sostenuta e l’importo possa essere ragionevolmente stimato.
INFORMAZIONI SULLO STATO PATRIMONIALE
CONSOLIDATO - ATTIVO
Immobilizzazioni
Immobilizzazioni immateriali - Euro 13.738 milioni
Movimenti delle immobilizzazioni immateriali
al 31.12.2001
Incrementi
Svalutazioni
Ammort.
Passaggi in eserc.
e altri movim.
Costi di impianto e di ampliamento
35
5
-
(12)
14
42
Costi di ricerca, sviluppo e pubblicità
127
11
-
(33)
5
110
458
70
-
(79)
8
457
2.840
8
-
(9)
7
2.846
Diritti di brevetto industriale e diritti
di utilizzazione delle opere dell’ingegno
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
Avviamento
Differenze da consolidamento
Immobilizzazioni in corso e acconti
al 30.06.2002
46
6
-
(5)
8
55
8.056
1.690
(1.511)
(306)
3
7.932
174
57
-
-
(29)
202
Milioni di euro
Altre:
Contributo straordinario per soppressione
Fondo Previdenza Elettrici
1.751
-
-
(48)
(51)
1.652
Sviluppo software
82
5
-
(21)
3
69
Oneri per la liberalizzazione delle frequenze
41
2
-
(2)
-
41
303
49
-
(32)
12
332
Diverse
Totale altre
TOTALE
2.177
56
-
(103)
(36)
2.094
13.913
1.903
(1.511)
(547)
(20)
13.738
Gli incrementi registrati nel corso del primo semestre dell’esercizio 2002, pari
a 1.903 milioni di euro, sono così sinteticamente analizzabili:
Incrementi
Milioni di euro
Differenza da consolidamento su acquisizione Gruppo Camuzzi
887
Differenza da consolidamento su acquisizione Gruppo Viesgo
708
Differenza da consolidamento su acquisizioni altre società area Gas
84
Altre differenze da consolidamento
11
Investimenti area Telecomunicazioni
132
Altri incrementi
TOTALE INCREMENTI
81
1.903
Le singole voci che costituiscono le immobilizzazioni immateriali sono di seguito commentate.
I costi d’impianto e di ampliamento si riferiscono principalmente a costi di start up
a suo tempo sostenuti da WIND oltre a oneri per operazioni di costituzione di
società, di modifiche degli statuti e di aumenti del capitale sociale. L’ammortamento è calcolato su un periodo di 5 anni.
I costi di ricerca sviluppo e pubblicità si riferiscono alle spese sostenute da
WIND per le campagne pubblicitarie di lancio di attività e marchi, per la commercializzazione di nuovi servizi e per la comunicazione al mercato della rinnovata immagine a seguito dell’integrazione con Infostrada. L’ammortamento è calcolato su un periodo di 5 anni.
I diritti di brevetto industriale e di utilizzazione delle opere dell’ingegno sono
costituiti quasi interamente dai costi sostenuti da WIND per l’acquisizione di
software applicativi a titolo di proprietà e a titolo di licenza d’uso a tempo in-
89
determinato. Le principali applicazioni riguardano la gestione della rete, la
fatturazione e gestione clienti, lo sviluppo dei portali Internet e la gestione
amministrativa dei sistemi aziendali. L’ammortamento è calcolato a quote costanti in relazione alle residue possibilità di utilizzazione (mediamente tra i 3
e i 5 esercizi).
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili includono gli oneri sostenuti da
WIND per le attività necessarie alla partecipazione alla gara per l’aggiudicazione della licenza per l’installazione e l’esercizio di sistemi di comunicazioni
mobili di terza generazione (UMTS – IMT 2000) e, successivamente, per il rilascio della licenza stessa, per un ammontare complessivo di 2.447 milioni di euro. Detta licenza è stata rilasciata in data 10 gennaio 2001 per una durata iniziale di 15 anni (in fase di proroga per estendere il termine a 20 anni) a partire
dal 1° gennaio 2002. Il costo sarà ammortizzato a decorrere dall’avvio del relativo servizio commerciale lungo la durata della licenza stessa.
La voce comprende inoltre circa 340 milioni di euro relativi agli oneri sostenuti da Infostrada (ora incorporata in WIND) per il diritto di passaggio sulla rete
delle Ferrovie dello Stato nonché per il diritto di utilizzo delle linee a fibre ottiche esistenti su tale rete, entrambe acquisiti in data 7 aprile 1998. Il diritto di
passaggio sulla rete è ammortizzato lungo la durata dello stesso (30 anni) mentre quello di utilizzo della rete è ammortizzato in 20 anni.
90
La voce Avviamento si riferisce in prevalenza a importi già iscritti all’attivo di
alcune società operanti nel settore della distribuzione del gas e trova fondamento nelle concessioni all’esercizio della relativa attività negli ambiti territoriali in cui operano. Tale costo è ammortizzato in un periodo di 10 anni, tenuto conto della durata media residua delle concessioni stesse.
Il valore delle differenze da consolidamento al 30 giugno 2002 risulta così composto:
Milioni di euro
WIND
Saldo
al 30.06.2002
Ammortamento
1° semestre 2002
Periodo di
ammortamento
6.006
273
15 anni
Camuzzi
890
-
non applicato
Viesgo
691
18
20 anni
CHI Energy ed EGI
139
4
20 anni
Società dell’area gas
179
10
10 anni
27
1
diversi
7.932
306
Altre
TOTALE
La voce accoglie le differenze tra il prezzo di acquisto (comprensivo degli eventuali oneri accessori di diretta imputazione) e l’ammontare del patrimonio netto delle partecipate al momento dell’acquisizione.
Il periodo di ammortamento di 15 anni adottato per le differenze da consolidamento del settore telecomunicazioni è in linea con la prassi internazionale
e con la durata delle varie concessioni.
Con riferimento al Gruppo Camuzzi e alle altre società acquisite nel settore della distribuzione e vendita del gas naturale è prevista per la seconda parte dell’esercizio in corso un’operazione di riorganizzazione societaria basata su fusioni per incorporazione e scissioni. In tale sede si procederà alla puntuale attribuzione alle specifiche voci patrimoniali delle differenze tra i valori delle
partecipazioni e i rispettivi patrimoni netti, sulla base, in particolare, di apposite perizie estimative del valore delle immobilizzazioni materiali. Allo stato attuale, non essendo ancora disponibili i risultati di tali perizie, la differenza in
Relativamente alla CHI Energy e alla EGI, operanti nel settore della generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili nel continente americano, la ripartizione della differenza da consolidamento su 20 anni è correlata alla durata
dei contratti pluriennali di vendita dell’energia in capo alle stesse.
Le immobilizzazioni in corso e acconti accolgono i costi sostenuti a fronte di
progetti di particolare rilievo, quali l’introduzione del sistema informativo SAP,
la realizzazione di un sistema di telecontrollo e telegestione (“contatore elettronico”) e di gestione cartografica della rete di distribuzione elettrica (Sigraf).
Il contributo straordinario dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo di previdenza per i dipendenti di Enel e delle aziende elettriche private
(FPE), è stato istituito dalla Legge n. 488 del 23 dicembre 1999 (Legge Finanziaria 2000). Le variazioni del periodo riflettono la quota di ammortamento e
l’uscita di Eurogen dal perimetro di consolidamento.
I costi per lo sviluppo del software concernono programmi applicativi in esercizio, sviluppati per uso interno e a utilizzazione pluriennale, ammortizzati in
tre esercizi.
Gli oneri per la liberalizzazione delle frequenze sono relativi al contributo previsto dal Decreto Ministeriale del 25 marzo 1998, n. 113, per il ristorno degli
oneri sostenuti dal Ministero della Difesa a seguito delle modifiche, operate
nel 1998, al piano nazionale di ripartizione delle frequenze. Tale contributo è
ammortizzato in base alla durata residua della licenza per l’esercizio della telefonia mobile (DCS 1800).
91
Il valore relativo a WIND è emerso in misura prevalente al momento dell’acquisizione di Infostrada (ora incorporata nella stessa WIND), effettuata in data 31 marzo 2001 e per una quota minore in sede di acquisto del 5,63% del capitale da Deutsche Telekom nel mese di luglio del 2000. Alla luce dei recenti andamenti dei mercati delle telecomunicazioni, che riflettono un ridimensionamento delle aspettative di crescita del settore che inevitabilmente influenzerà
anche WIND, si è ritenuto necessario effettuare un riesame del valore residuo
al 30 giugno 2002 della differenza da consolidamento in oggetto. Il mutamento dello scenario competitivo e di medio e lungo termine trova riscontro
nell’andamento dei valori borsistici del settore. Nel periodo dal 1° gennaio al
31 agosto 2002 l’indice settoriale europeo FT-SE-TLC è calato del 37% (di cui -26%
dal 1° aprile) a fronte di una discesa del 24% dell’indice globale FT-SE 300. In
conseguenza di tali fenomeni si è proceduto a una stima del valore del business
telecomunicazioni del Gruppo, sulla base di una valutazione prudenziale dei
flussi di cassa futuri attualmente prevedibili. Da tale stima è emersa la necessità di svalutare per perdita durevole di valore il saldo residuo della differenza
da consolidamento al 30 giugno 2002, per un ammontare di 1.511 milioni di
euro, contabilizzato tra gli oneri straordinari del Conto economico.
oggetto è stata allocata alla voce Differenze da consolidamento e ammortizzata (per la parte relativa alle partecipate diverse dalla Camuzzi, consolidata
solo in via patrimoniale) su un periodo di 10 anni, in base alle considerazioni
evidenziate in merito alla voce Avviamento.
Le considerazioni sopra riportate per le società del settore gas sono estensibili
anche alla differenza da consolidamento emersa a seguito dell’acquisizione del
Gruppo Viesgo, per il quale è allo studio un progetto di riorganizzazione societaria. In ogni caso, il periodo di ammortamento di 20 anni, ritenuto ragionevole per lo specifico settore di attività, è sostanzialmente in linea con la vita media del parco cespiti acquisito, sul valore del quale si determinerà l’eventuale
capienza ai fini della puntuale allocazione della differenza da consolidamento.
La voce Diverse comprende principalmente costi per migliorie su immobili di
terzi sostenuti da WIND e Infostrada per lavori di predisposizione e adattamento effettuati presso i siti tecnologici, oneri accessori su finanziamenti, oltre a componenti a utilità pluriennale iscritti all’attivo del bilancio della CHI
Energy e ammortizzati sulla base della vita utile residua.
Immobilizzazioni materiali - Euro 35.889 milioni
Movimenti delle immobilizzazioni materiali
Milioni di euro
Terreni e fabbricati
Impianti e macchinario
Passaggi
Investim. in esercizio
Ammort.
Svalut.
Acquisizione
di aziende
Dismiss.
Eurogen
5.372
110
29
(131)
(1)
85
(263)
(16)
5.185
26.906
1.027
410
(1.415)
(57)
1.895
(1.042)
(202)
27.522
149
Attrezzature ind. e comm.
145
11
3
(20)
-
5
(3)
8
Altri beni
325
55
6
(70)
-
8
(1)
95
418
32.748
1.203
448
(1.636)
(58)
1.993
(1.309)
(115)
33.274
2.256
861
(448)
-
(1)
37
(160)
70
2.615
35.004
2.064
-
(1.636)
(59)
2.030
(1.469)
(45)
35.889
Totale beni in esercizio
Immobilizz. in corso e acconti
TOTALE
92
al 31.12.2001
Dismiss.
ordinarie
e altri
movimenti al 30.06.2002
L’ammontare delle rivalutazioni obbligatorie ai sensi di legge e delle rettifiche
ex lege n. 292/1993 incluse nei valori lordi da ammortizzare al 30 giugno 2002
è il seguente:
Milioni di euro
2.265
8.872
Attrezzature, altri beni e impianti in costruzione
14
TOTALE
11.151
Nella seguente tabella vengono riportati i valori lordi al 30 giugno 2002 delle
immobilizzazioni soggette ad ammortamento, i relativi fondi di ammortamento e i valori netti che ne derivano. Viene altresì riportata l’incidenza percentuale al 30 giugno 2002 del fondo ammortamento sul valore lordo dei cespiti confrontata con quella al 31 dicembre 2001:
Valore
Fondo
lordo ammort.to
Valore
netto
Milioni di euro
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
TOTALE BENI IN ESERCIZIO
Incidenza percentuale
fondo ammortamento
al 30.06.2002 al 31.12.2001
8.167
2.982
5.185
36,5%
36,8%
69.269
41.747
27.522
60,3%
60,5%
73,0%
539
390
149
72,4%
1.022
604
418
59,1%
59,0%
78.997
45.723
33.274
57,9%
58,0%
Immobilizzazioni materiali classificate per destinazione
Milioni di euro
Valore
lordo
Fondo ammortamento
economico-tecnico
Valore
netto
17.151
9.500
7.651
- idroelettrici
8.141
3.273
4.868
- geotermoelettrici
1.720
925
795
117
21
96
27.129
13.719
13.410
3.310
- con fonti energetiche alternative
Totale impianti di produzione
Linee di trasporto e stazioni di trasformazione
Reti di distribuzione energia
Reti di telecomunicazioni
6.584
3.274
33.629
24.268
9.361
3.692
994
2.698
Reti di distribuzione gas
1.832
832
1.000
Immobili e altri beni (2)
6.131
2.636
3.495
Totale beni in esercizio
78.997
45.723
33.274
2.615
-
2.615
81.612
45.723
35.889
Immobilizzazioni in corso e acconti
TOTALE
(1)
I valori comprendono anche quelli relativi ai terreni e fabbricati industriali.
(2)
In prevalenza fabbricati destinati a uffici, magazzini ecc.
Le immobilizzazioni includono beni gratuitamente devolvibili, per un valore
netto di libro di 2.865 milioni di euro, prevalentemente riferibili agli impianti
di produzione idroelettrici (2.832 milioni di euro, di cui 351 milioni di euro relativi agli impianti spagnoli del Gruppo Viesgo).
Il D.Lgs. n. 79/99 (di attuazione della direttiva 96/92/CE in materia di mercato
interno dell’energia elettrica) ha introdotto la data di scadenza delle concessioni di grandi derivazioni di acque di cui sono titolari le società del Gruppo
Enel in Italia, fissandola al 2029. La Legge n. 340 del 24 novembre 2000 ha altresì prorogato al 2020 le concessioni concernenti le aree demaniali destinate
all’esercizio degli impianti di produzione di energia termoelettrica. A tali date, salvo rinnovo della concessione, dovranno essere devolute gratuitamente
allo Stato, in condizione di regolare funzionamento, tutte le opere di raccolta
e di regolazione, le condotte forzate, i canali di scarico e gli impianti che insistono su aree demaniali.
Le Province autonome di Trento e Bolzano, in funzione della facoltà loro conferita dal decreto di cui sopra, hanno anticipato la scadenza al 2010. Le concessioni relative agli impianti idroelettrici del Gruppo Viesgo presentano varie
scadenze, comprese nel periodo dal 2032 al 2065.
Dettaglio degli investimenti
1° semestre
Milioni di euro
2002
2001
Impianti di produzione:
- idroelettrici
31
37
327
175
- geotermoelettrici
66
25
- con fonti energetiche alternative
17
20
441
257
- termoelettrici
Totale impianti di produzione
Linee di trasporto e stazioni di trasformazione
156
30
Reti di distribuzione di energia elettrica
712
564
Reti di telecomunicazioni
506
516
Terreni e fabbricati, altri beni e attrezzature
249
209
2.064
1.576
TOTALE INVESTIMENTI
93
- termoelettrici
Impianti di produzione: (1)
L’ammontare complessivo degli investimenti mostra un notevole incremento
rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio, dovuto al piano di
riconversione a ciclo combinato turbogas di alcune centrali termoelettriche, all’avvio della fase di costruzione di una linea di trasporto di energia elettrica in
Brasile e a una più marcata attività di realizzazione rispetto ai primi sei mesi del
2001 nell’area della distribuzione di energia elettrica.
Le svalutazioni si riferiscono quasi interamente all’onere straordinario legato
all’avvio nel primo semestre 2002 di ulteriori lavori di trasformazione di impianti in cicli combinati a turbogas.
Gli incrementi dovuti alle acquisizioni di aziende si riferiscono essenzialmente
al Gruppo Viesgo (1.421 milioni di euro), al Gruppo Camuzzi (575 milioni di euro) e alle società minori dell’area gas (34 milioni di euro).
Come descritto nell’ambito delle “Informazioni sulla gestione”, al 31 maggio
2002 è stato completato l’iter per la vendita di Eurogen al consorzio Edipower;
ciò ha comportato il deconsolidamento di attività materiali per un ammontare di 1.469 milioni di euro.
Immobilizzazioni finanziarie - Euro 719 milioni
Dettaglio delle immobilizzazioni finanziarie
94
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
17
Partecipazioni:
- in imprese controllate non consolidate
27
10
- in imprese collegate
337
287
50
- in altre imprese
105
335
(230)
Totale partecipazioni
469
632
(163)
8
7
1
118
136
(18)
-
434
(434)
(94)
Crediti verso imprese controllate non consolidate
e collegate
Crediti verso altri:
- acconti d’imposta sul TFR Legge n. 662/1996
- acconto su acquisizione Camuzzi
- acconto su acquisizione Viesgo
- altre partite
Totale crediti verso altri
Altri titoli
TOTALE
-
94
102
87
15
220
751
(531)
22
9
13
719
1.399
(680)
Variazione
Partecipazioni in imprese controllate non consolidate
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Metan Gas Sicilia Srl
Milioni di euro
2
1
1
Mobilmat SpA
7
8
(1)
12
12
-
Enel M@p SpA
WIND-PPC Holding NV
5
-
5
Alfin Srl
1
-
1
-
1
(1)
27
10
17
Enel Finance Ireland Ltd.
TOTALE
Le società di cui sopra non sono state oggetto di consolidamento in quanto
scarsamente rilevanti; Mobilmat, WIND-PPC Holding ed Enel M@p, inoltre, non
risultano ancora operative.
Partecipazioni in imprese collegate
Quota %
al 31.12.2001
Variazione
120
49,00%
127
49,00%
(7)
Immobiliare Porta Volta SpA
5
49,00%
-
-
5
Immobiliare Progetto Ostiense SpA
2
49,00%
-
-
2
109
49,00%
109
49,00%
-
12
28,57%
16
28,57%
(4)
AES Distrib. Salvador. Y Comp.
7
20,00%
8
20,00%
(1)
Star Lake Hydro Partnership
5
49,00%
6
49,00%
(1)
Lotti & Associati SpA
6
40,00%
6
40,00%
-
Estel SpA
-
-
3
39,78%
(3)
Q-Channel SpA
2
24,00%
2
24,00%
-
Megamind Spa
2
30,00%
2
30,00%
-
FSB SpA
-
25,86%
2
21,04%
(2)
3
40,26%
-
-
3
13
25,00%
-
-
13
Leasys SpA
Euromedia Luxembourg One SA
MyCasa Network Inc.
Compagnia Porto di Civitavecchia SpA
Gesam SpA
13
40,00%
-
-
13
T.E.S.A. Piacenza SpA
31
40,00%
-
-
31
7
-
6
-
Altre
TOTALE
337
287
1
50
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto, a eccezione delle quote detenute in alcuni consorzi e imprese di
valore complessivo non significativo, che sono iscritte al costo d’acquisto o di
sottoscrizione.
La variazione rispetto al 31 dicembre 2001 è connessa principalmente all’acquisizione del Gruppo Camuzzi, titolare delle partecipazioni T.E.S.A. Piacenza
e Gesam, iscritte per un valore di 44 milioni di euro, all’acquisizione, in ambito
Generazione ed Energy Management, di una quota del 25% nella società Compagnia Porto di Civitavecchia per un corrispettivo di 13 milioni di euro, nonché
a svalutazioni di partecipazioni di venture capital (Euromedia Luxembourg
One e FSB) per 6 milioni di euro.
Partecipazioni in altre imprese
Quota %
Milioni di euro
Electra de Viesgo
al 30.06.2002
Quota %
al 31.12.2001
Variazione
-
-
234
12,50%
(234)
56
7,56%
60
7,74%
(4)
-
1,50%
3
1,50%
(3)
Sheldon Springs Hydro Associates
10
1,00%
11
1,00%
(1)
Lower Saranac Hydro Partners LP
4
1,00%
4
1,00%
-
Digital Persona Inc.
-
8,37%
6
8,37%
(6)
Selecta SpA
1
4,30%
3
5,00%
(2)
Eutilia N.V.
2
9,81%
2
9,81%
-
Cam Tecnologie SpA
5
10,00%
-
-
5
20
8,50%
-
-
20
7
-
12
-
(5)
Echelon Corporation
ETF Group
Geotermica Salvadoreña SA
Altre
TOTALE
105
335
Immobiliare Foro Bonaparte SpA
al 30.06.2002
(230)
A seguito del completamento dell’acquisizione del Gruppo Viesgo, tutte le società che lo compongono sono ora oggetto di consolidamento integrale; ne
95
Quota %
Milioni di euro
consegue quindi il riassorbimento della partecipazione minoritaria detenuta
alla fine dell’esercizio precedente.
Nel corso del primo semestre 2002, attraverso Enel Green Power, è stata acquisita una quota pari all’8,5% della società elettrica Geotermica Salvadoreña.
L’operazione rientra in un progetto di collaborazione in base al quale Enel
Green Power parteciperà allo sviluppo della produzione elettrica da fonti geotermiche nella Repubblica del Salvador.
La parte rilevante delle partecipazioni già detenute alla fine dell’esercizio precedente, riferite in prevalenza all’attività di venture capital, è stata oggetto di
svalutazione per un ammontare complessivo di 21 milioni di euro, a seguito di
un allineamento ai valori correnti di mercato.
L’acconto d’imposta sul TFR riflette quanto versato secondo le modalità di legge. Il saldo è remunerato nella stessa misura prevista per gli adeguamenti del
trattamento di fine rapporto. Il decremento è conseguente alla riduzione dell’organico.
Gli acconti erogati nell’esercizio 2001 per l’acquisto dei Gruppi Camuzzi e Viesgo sono stati riassorbiti nel semestre per la finalizzazione delle operazioni,
come già in precedenza delineato.
Le altre partite riguardano principalmente prestiti concessi a dipendenti, remunerati ai tassi correnti di mercato, per l’acquisizione della prima casa di abitazione e per gravi necessità familiari.
96
Attivo circolante
Rimanenze - Euro 2.404 milioni
Rimanenze
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
- combustibili per la produzione termica
506
537
(31)
- materiali, apparecchi e altre giacenze
266
280
(14)
Totale
772
817
(45)
Immobili civili destinati alla vendita
304
304
-
69
38
31
Materie prime, sussidiarie e di consumo:
Prodotti finiti
Lavori in corso su ordinazione
1.221
707
514
Acconti
38
66
(28)
TOTALE
2.404
1.932
472
Il minor valore delle rimanenze di combustibili per la produzione termica riflette sostanzialmente la riduzione delle quantità in giacenza rispetto a quelle di fine esercizio a seguito della cessione di Eurogen, il cui effetto è stato solo in parte compensato dall’ingresso del Gruppo Viesgo. Tali rimanenze evidenziano una valutazione (determinata con il metodo del costo medio ponderato) sostanzialmente in linea con i valori correnti di mercato dell’ultimo periodo del semestre.
Le giacenze di prodotti finiti sono costituite da apparecchi telefonici e relativi
accessori destinati alla vendita.
La crescita dei lavori in corso su ordinazione è stata determinata principal-
mente dallo sviluppo dell’attività del settore ingegneria e costruzioni per le
commesse acquisite sui mercati internazionali. L’incremento è correlato a quello degli acconti ricevuti dai clienti e rilevati nel passivo.
Crediti - Euro 11.676 milioni
Crediti
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
- vendita e trasporto di energia elettrica
5.095
5.041
54
- telecomunicazioni
1.153
1.177
(24)
- altre attività
Totale
Imprese controllate non consolidate e collegate
Cassa Conguaglio Settore Elettrico
993
633
360
7.241
6.851
390
32
33
(1)
353
417
(64)
Clienti:
Altri:
- crediti verso l’Erario per imposte dirette e indirette
1.291
600
691
- crediti per imposte anticipate
2.155
1.361
794
604
573
31
4.050
2.534
1.516
11.676
9.835
1.841
- altri crediti
Totale
TOTALE
L’incremento dei crediti verso la clientela delle attività diverse dalla vendita e
trasporto di energia elettrica e dei servizi di telecomunicazione è da correlarsi
principalmente all’incremento dell’attività di trading dei combustibili, all’ampliamento del perimetro dell’attività di distribuzione del gas naturale e ai maggiori volumi sviluppati dal settore ingegneria e costruzioni verso i clienti terzi.
I crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico accolgono 276 milioni di euro relativi a importi spettanti al Gruppo a titolo principalmente di contributi
per la produzione pregressa di energia elettrica da fonti incentivate, e 77 milioni di euro di proventi spettanti al CESI per la ricerca di sistema svolta. I crediti sono fronteggiati da debiti verso la stessa Cassa per 539 milioni di euro (359
milioni di euro al 31 dicembre 2001); il debito netto è quindi pari a 186 milioni
di euro. Al 31 dicembre 2001 la posizione netta verso la Cassa Conguaglio evidenziava un credito netto di 58 milioni di euro. La variazione è dovuta principalmente alla fatturazione, a partire dal 2002, di componenti tariffarie oggetto di versamento alla Cassa Conguaglio anche ai clienti del mercato libero che
si avvalgono della rete Enel per il trasporto di energia. Sino al 31 dicembre 2001
il rapporto riguardava i soli clienti del mercato vincolato.
L’incremento del credito verso Erario per imposte dirette e indirette riflette il
normale andamento nel periodo infrannuale, caratterizzato dal versamento
del primo acconto delle imposte sul reddito dell’esercizio in corso.
I crediti per imposte anticipate si incrementano di 794 milioni di euro, di cui 561
milioni di euro relativi alla rilevazione della quota di competenza della Capogruppo, al netto delle rettifiche operate in sede di consolidamento. Un ulteriore incremento di 111 milioni di euro è rappresentato dai crediti contabilizzati da WIND sulla perdita del semestre, mentre l’impatto derivante dalla variazione dell’area di consolidamento è pari a 122 milioni di euro. I crediti per
imposte anticipate calcolate sulle perdite fiscalmente rilevanti di WIND sono
pari nel complesso a 766 milioni di euro, di cui 174 milioni di euro riferiti a perdite con riporto senza limiti temporali e 592 milioni di euro recuperabili nel periodo dal 2004 al 2007.
97
Milioni di euro
Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni - Euro 1.264 milioni
Milioni di euro
Partecipazioni in imprese collegate
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
-
32
(32)
524
532
(8)
34
40
(6)
558
572
(14)
706
644
62
1.264
1.248
16
Altri titoli:
- obbligazioni Enel in portafoglio
- altri titoli a reddito fisso
Totale
Crediti finanziari
TOTALE
La voce Partecipazioni in imprese collegate al 31 dicembre 2001 si riferiva unicamente al 49% detenuto nella società Immobiliare Rio Nuovo, ceduto nel corso del primo semestre 2002 per un corrispettivo di 44 milioni di euro.
Le obbligazioni Enel in portafoglio si riferiscono alla “Serie speciale riservata
al personale”.
I crediti finanziari al 30 giugno 2002 sono rappresentati essenzialmente da anticipazioni su operazioni di factoring e la variazione consegue allo sviluppo di
tale attività.
Disponibilità liquide - Euro 648 milioni
98
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
Depositi bancari
Milioni di euro
620
519
101
Depositi postali
26
26
-
2
2
-
648
547
101
Denaro e valori in cassa
TOTALE
I depositi bancari accolgono le giacenze liquide connesse alla gestione operativa. Il saldo di fine periodo è costituito prevalentemente da fondi destinati alla copertura di esborsi da effettuarsi nei primi giorni di luglio 2002.
Le disponibilità liquide non sono gravate da vincoli che ne limitino il pieno utilizzo, fatta eccezione per 39 milioni di euro vincolati a garanzia di operazioni
intraprese dalla Chi Energy Inc. e dalla EGI.
Ratei e risconti
Ratei e risconti attivi - Euro 389 milioni
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
- componenti di natura finanziaria
2
1
1
- componenti di natura operativa
20
4
16
22
5
17
(13)
Ratei
Totale
Risconti
51
64
316
158
158
Totale
367
222
145
TOTALE
389
227
162
Le variazioni dei ratei e risconti riflettono il normale andamento nel periodo
infrannuale. La notevole crescita dei risconti di natura operativa è imputabile
principalmente alla 14a mensilità e oneri relativi.
------------------
Entro il
31.12.2002
Dal 01.01.2003
al 31.12.2006
Oltre il
31.12.2006
Totale
CREDITI DELLE IMMOBILIZZAZIONI
FINANZIARIE
Crediti verso altri
Totale
31
146
43
220
31
146
43
220
7.073
185
15
7.273
CREDITI DEL CIRCOLANTE
Crediti commerciali
Crediti verso Cassa Conguaglio
Settore Elettrico
Crediti verso altri
Totale
329
24
-
353
1.619
2.413
18
4.050
9.021
2.622
33
11.676
99
Milioni di euro
Ripartizione dei crediti per scadenza
INFORMAZIONI SULLO STATO PATRIMONIALE
CONSOLIDATO - PASSIVO
Patrimonio netto
Movimentazione del patrimonio netto
Milioni di euro
Saldo al 31.12.2000
Riserva
legale
Altre Utili portati
riserve
a nuovo
3.146
Utile del
periodo
Totale
5.462
2.188
18.312
6.263
1.253
Conversione dei bilanci
delle società estere
e altri movimenti
-
-
-
6
-
6
Distribuzione di riserve
-
-
(902)
(451)
-
(1.353)
Destinazione del risultato
dell’esercizio 2000:
- a riserve
-
-
-
1.963
(1.963)
-
- a dividendi
-
-
-
-
(225)
(225)
Ridenominazione del capitale
in euro e raggruppamento
delle azioni
(200)
Risultato dell’esercizio 2001
Saldo al 31.12.2001
Conversione dei bilanci
delle società estere
e altri movimenti
200
-
-
-
-
-
-
-
-
4.226
4.226
6.063
1.453
2.244
6.980
4.226
20.966
-
-
-
(19)
-
(19)
Destinazione del risultato
dell’esercizio 2001:
100
Capitale
- a riserve
-
-
-
2.043
(2.043)
-
- a dividendi
-
-
-
-
(2.183)
(2.183)
Utile netto del semestre
SALDO AL 30.06.2002
-
-
-
-
1.375
1.375
6.063
1.453
2.244
9.004
1.375
20.139
Capitale - Euro 6.063 milioni
Il capitale sociale è rappresentato da 6.063.075.189 azioni ordinarie di nominali 1 euro ciascuna, dopo le operazioni di ridenominazione in euro e il conseguente raggruppamento delle azioni stesse, verificatisi nel secondo semestre
del 2001.
Al 30 giugno 2002, sulla base delle risultanze del libro Soci e delle informazioni a disposizione, non risultano iscritti, oltre al Ministero del Tesoro (con circa
il 68% del capitale sociale), azionisti che posseggano una partecipazione superiore al 2% del capitale sociale.
Riserva legale - Euro 1.453 milioni
La riserva legale rappresenta il 24% del capitale sociale della Capogruppo.
Altre riserve - Euro 2.244 milioni
Le altre riserve, pari a euro 2.244 milioni, sono così composte:
Riserva ex lege n. 292/1993 - Euro 2.215 milioni
Evidenzia la quota residua delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazione di Enel da ente pubblico a società per azioni.
In caso di distribuzione di dividendi a valere su tale riserva, sugli ammontari distribuiti non spetta l’attribuzione del credito d’imposta né la tassazione in capo ai percettori, in quanto non costituisce distribuzione di utile ai sensi dell’art.
44, comma 1, del D.P.R. 22 dicembre 1986 n. 917.
Altre - Euro 29 milioni
La voce include principalmente la riserva di consolidamento, sorta in sede di
prima redazione del Bilancio consolidato.
Utili portati a nuovo - Euro 9.004 milioni
I movimenti del semestre si riferiscono all’impatto derivante dalla conversione
delle situazioni contabili delle controllate estere espresse in valute diverse dall’euro (principalmente il dollaro USA e il Real brasiliano) nonché al residuo del
risultato 2001 non distribuito a titolo di dividendo. In particolare, un importo di
1.396 milioni di euro rappresenta quanto rinviato a nuovo dalla Capogruppo.
Raccordo tra il patrimonio netto e l’utile della Capogruppo e dati consolidati
Effetti del consolidamento dei bilanci
delle società controllate
Eliminazione utili infragruppo
11
11.178
328
13.350
1.381
9.107
1.221
7.737
(24)
(150)
(15)
(117)
7
4
(5)
(4)
1.375
20.139
1.529
20.966
Altre rettifiche di consolidamento
SALDI DEL CONSOLIDATO
Saldi della Capogruppo
Utile del
Patrimonio
1° semestre
netto
2001 al 31.12.2001
Gli effetti del consolidamento dei bilanci delle società controllate riflettono la
differenza tra i patrimoni netti, i risultati delle partecipate, i rispettivi valori di
libro delle partecipazioni e i dividendi contabilizzati, considerando inoltre le
differenze di consolidamento, i loro ammortamenti e lo storno delle svalutazioni di partecipazioni rilevate a livello civilistico e i relativi effetti fiscali, ove
ottenibili.
101
L’eliminazione degli utili infragruppo riguarda principalmente lo storno dei
margini conseguiti dall’attività captive di realizzazione di impianti di generazione e trasmissione.
Fondi per rischi e oneri
Movimentazione dei fondi per rischi e oneri
Milioni di euro
Per trattamento di quiescenza e obblighi simili
Per imposte
al 31.12.2001
Cessione
Eurogen
Acquisizioni
di aziende
Accantonamenti
Utilizzi
al 30.06.2002
430
22
(24)
-
61
489
2.581
666
(7)
(195)
76
3.121
384
Altri:
- Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
. contenzioso legale
369
27
(10)
(5)
3
. altri
674
115
(116)
(7)
41
707
Totale
1.043
142
(126)
(12)
44
1.091
- Fondo oneri da ristrutturazione strumenti
finanziari
11
-
-
-
-
11
- Fondo oneri per incentivi all’esodo
30
156
(26)
(1)
-
159
Totale
1.084
298
(152)
(13)
44
1.261
TOTALE FONDI PER RISCHI E ONERI
4.095
986
(183)
(208)
181
4.871
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili - Euro 489 milioni
Il fondo accoglie per 411 milioni di euro il valore attuale delle previste future
prestazioni previdenziali ai dirigenti in quiescenza delle società italiane del
Gruppo. Gli accantonamenti sono costituiti dall’adeguamento del valore at-
Milioni di euro
Utile del
Patrimonio
1° semestre
netto
2002 al 30.06.2002
tuale delle future prestazioni pensionistiche dei dirigenti in quiescenza per 11
milioni di euro e dall’indennità sostitutiva del preavviso relativa al personale in
servizio e ad agenti per la differenza. Gli utilizzi si riferiscono alle erogazioni
ordinarie effettuate nel corso del periodo per le suddette prestazioni previdenziali. L’incremento conseguente alla variazione del perimetro si riferisce al
fondo pensioni aziendale delle società del Gruppo Viesgo.
102
Fondo per imposte - Euro 3.121 milioni
Il fondo per imposte è riferito alle imposte sul reddito di competenza maturate alla fine del semestre, alle imposte differite stanziate direttamente dalle società consolidate e a quelle rilevate sulle rettifiche di consolidamento. Queste
ultime sono correlate all’eliminazione degli ammortamenti calcolati sulla base
delle aliquote massime fiscali ordinarie che eccedono quelli determinati in base alle aliquote economico-tecniche di riferimento. Le imposte differite stanziate direttamente dalle società controllate si riferiscono in massima parte agli
ammortamenti anticipati considerati in sede di determinazione dell’imponibile fiscale per l’esercizio 2001, avendo affrancato quelli precedenti (ai soli fini
IRPEG), così come consentito dalla Legge Finanziaria 2002, rilevando i relativi
effetti sul bilancio dell’esercizio 2001.
La cessione di Eurogen ha determinato l’utilizzo del fondo imposte differite
per 195 milioni di euro, di cui 121 milioni di euro riferiti alle rettifiche di consolidamento e 74 milioni di euro alla riserva per ammortamenti anticipati (non
assoggettata ad affrancamento). Tali importi sono stati rilevati nel Conto economico del semestre a riduzione dell’onere fiscale sull’operazione, rappresentato dall’imposta sostitutiva (determinata in base all’aliquota del 19%) rilevata dalla Capogruppo sull’ammontare della plusvalenza civilistica.
Altri - Euro 1.261 milioni
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi - Euro 1.091 milioni
Il saldo è riferito alle seguenti componenti:
Contenzioso legale - Euro 384 milioni
Il fondo è destinato a coprire le potenziali passività che potrebbero derivare da
vertenze giudiziali e da altro contenzioso. Esso include la stima dell’onere a
fronte dei contenziosi sorti nel semestre oltre all’aggiornamento delle stime
sulle posizioni sorte negli esercizi precedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni. Non vengono invece considerati gli effetti di quelle vertenze che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia ragionevolmente quantificabile. Per queste ultime si rinvia
al paragrafo “Impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale”.
Altri - Euro 707 milioni
Gli altri importi accantonati si riferiscono a rischi e oneri di varia natura, connessi principalmente all’esercizio e alla trasformazione degli impianti, a contenziosi con enti locali per tributi e canoni di varia natura (determinati anche
in base alle indicazioni dei legali esterni), alla stima degli oneri connessi al piano di integrazione tra WIND e Infostrada, nonché a contributi posti a carico dei
titolari di concessioni di servizi di telecomunicazioni pubbliche, per i quali è stato impugnato il relativo provvedimento istitutivo in quanto ritenuti non legittimi, accertati comunque in via prudenziale.
Gli accantonamenti del semestre riguardano rischi su commesse dell’attività di
ingegneria e costruzioni pari a 53 milioni di euro, la quota maturata dei suddetti contributi sui servizi di telecomunicazioni uguale a 24 milioni di euro (determinata sulla base del disposto della normativa impugnata), la stima di oneri su franchigie assicurative pari a 14 milioni di euro e oneri di varia natura per
la differenza di 24 milioni di euro. Gli utilizzi conseguono alla definizione di
vertenze in materia di appalti e forniture pari a circa 40 milioni di euro, a 14
milioni di euro di oneri sostenuti nel processo di integrazione di Infostrada in
WIND, a oneri su commesse completate, franchigie assicurative, definizione di
contenziosi su tributi locali ecc. pari alla differenza di 62 milioni di euro.
Fondo oneri da ristrutturazione strumenti finanziari - Euro 11 milioni
Accoglie gli oneri derivanti dalla ristrutturazione di contratti derivati (swap e
swap option) accesi in esercizi precedenti con controparti finanziarie per effettuare coperture dal rischio di oscillazione dei tassi di interesse su debiti a
medio e lungo termine che sono stati rimborsati anticipatamente. Gli oneri accantonati al fondo coprono i potenziali costi su contratti di copertura dal rischio di oscillazioni dei tassi che sono stati riassegnati ad altre partite di indebitamento non ancora coperte contro tale rischio.
Fondo oneri per incentivi all’esodo - Euro 159 milioni
Accoglie l’accantonamento per la stima degli oneri straordinari connessi alle
offerte (collettive e individuali) di risoluzione consensuale anticipata del rapporto di lavoro derivante da esigenze organizzative. Gli accantonamenti dell’esercizio sono legati in massima parte al nuovo piano di incentivazione proposto al personale nell’aprile del 2002. L’utilizzo si riferisce ai dipendenti che,
a seguito dell’adesione alle suddette offerte, hanno cessato il proprio rapporto di lavoro nel corso del semestre.
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Movimentazione del fondo trattamento di fine rapporto
Milioni di euro
Saldo al 31.12.2001
1.418
Accantonamenti
105
Erogazioni ordinarie
(79)
Cessione Eurogen
(43)
Acquisizione di aziende e altri movimenti
SALDO AL 30.06.2002
27
1.428
Il fondo accoglie gli importi accantonati a favore del personale per il trattamento di fine rapporto di lavoro dovuto ai sensi di legge, al netto delle anticipazioni concesse ai dipendenti per “spese sanitarie”, per “acquisto prima casa
abitazione” e per “acquisto azioni Enel SpA”, nonché delle quote destinate al
Fondo Pensione Dirigenti del Gruppo Enel (FONDENEL) e al Fondo Pensioni Dipendenti del Gruppo Enel (FOPEN).
103
Debiti
Obbligazioni - Euro 8.124 milioni
Debiti verso banche per finanziamenti a medio e lungo termine - Euro 9.708 milioni
Tali voci riflettono il debito relativo a prestiti obbligazionari e altri finanziamenti a medio e lungo termine in euro e altre valute.
L’indebitamento a medio e lungo termine in essere al 30 giugno 2002 comprende 1.406 milioni di euro di obbligazioni garantite dallo Stato Italiano
(1.438 milioni di euro a fine 2001) e finanziamenti bancari garantiti dallo Stato Italiano pari a 385 milioni di euro (451 milioni di euro a fine 2001).
Analisi dell’indebitamento
Milioni di euro
Saldo al
30.06.2002
Saldo al
31.12.2001
2002
2003
Quote con scadenza nel
2004
2005
2006
oltre
Obbligazioni
- tasso fisso quotate
2004-2031
5.075
5.075
-
-
3.000
750
225
1.100
- tasso variabile quotate
2006-2009
452
252
-
-
200
-
166
86
- tasso fisso non quotate
2005-2008
194
195
-
-
-
76
45
73
- tasso variabile non quotate
2002-2021
2.139
2.157
10
18
20
21
20
2.050
- tasso fisso da Org. Comunitari
2003-2010
244
263
34
54
38
39
37
42
- tasso var. da Org. Comunitari
2003-2009
20
20
4
4
3
3
3
3
8.124
7.962
48
76
3.261
889
496
3.354
Totale
Finanziamenti bancari
104
Periodo di
scadenza
- tasso fisso
2002-2012
84
89
7
11
11
9
8
38
- tasso variabile
2002-2011
6.666
5.853
103
887
633
286
334
4.423
- tasso fisso da Org. Comunitari
2002-2009
355
429
108
79
47
36
30
55
- tasso var. da Org. Comunitari
2004-2016
2.603
2.324
28
49
56
100
233
2.137
9.708
8.695
246
1.026
747
431
605
6.653
17.832
16.657
294
1.102
4.008
1.320
1.101
10.007
Totale
TOTALE
Il saldo delle obbligazioni a tasso variabile non quotate comprende l’importo
di 524 milioni di euro relativo alle obbligazioni della “Serie speciale riservata
al personale 1994-2019” riacquistate da Enel SpA e rilevate nella voce Altri titoli dell’attivo circolante.
Indebitamento finanziario per valuta e tasso di interesse
Milioni di euro
Euro
Dollari USA
Saldo al
30.06.2002
Tasso medio
di interesse %
Saldo al
31.12.2001
Tasso medio
di interesse %
17.504
4,70%
16.295
4,94%
49
4,10%
53
4,57%
Sterline inglesi
13
9,71%
17
9,74%
Franchi svizzeri
57
6,90%
65
6,95%
10,55%
Corone danesi
Yen
Altre valute
Totale valute non euro
TOTALE
-
-
1
173
2,39%
183
2,59%
36
7,75%
43
7,75%
328
362
17.832
16.657
Movimentazione dell’indebitamento
Milioni di euro
Saldo al
31.12.2001
Rimborsi Accensioni
Var. area
consolid.
Differenze
di cambio
Saldo al
30.06.2002
Obbligazioni:
- a tasso fisso
5.533
(20)
-
-
-
5.513
- a tasso variabile
2.429
(18)
-
200
-
2.611
TOTALE
518
(80)
4
4
(7)
439
8.177
(174)
1.216
53
(3)
9.269
16.657
(292)
1.220
257
(10)
17.832
Rispetto al 31 dicembre 2001 le obbligazioni e i finanziamenti bancari a medio
e lungo termine presentano nel complesso un incremento di 1.175 milioni di
euro, di cui 1.220 milioni di euro relativi a nuove accensioni, 257 milioni di euro conseguenti alle variazioni dell’area di consolidamento, 292 milioni di euro
riferiti a rimborsi e 10 milioni di euro dovuti a differenze di cambio.
I rimborsi effettuati nel semestre hanno riguardato prevalentemente prestiti
in scadenza.
Nel corso del semestre è stato stipulato un contratto di finanziamento con la
Banca Europea per gli Investimenti (BEI), garantito dalla Capogruppo, per un
totale di 300 milioni di euro, a favore di Enel Green Power, con una durata di
15 anni e tasso di interesse variabile. Tale prestito contribuirà al finanziamento di progetti di investimento relativi a nuove costruzioni e all’ammodernamento e potenziamento di impianti esistenti nel settore della produzione di
energia da fonti rinnovabili.
Le rimanenti accensioni sono in massima parte riferibili all’utilizzo da parte di
WIND dei Facility Agreement sottoscritti con pool di banche il 28 settembre 2001
e il 4 dicembre 2001 e destinati al finanziamento dell’espansione della rete. Tali
contratti prevedono per tutta la loro durata il rispetto di alcuni vincoli di patrimonio netto e di indebitamento massimo, nonché di alcuni ratios finanziari, in
funzione dei quali è regolata la possibilità di utilizzo e lo spread applicabile.
Al 30 giugno 2002 circa il 67% dell’indebitamento a medio e lungo termine era
espresso a tassi variabili. Tuttavia, allo scopo di ridurre l’ammontare dell’indebitamento soggetto a fluttuazioni del tasso di interesse, alla stessa data erano
in essere strumenti derivati per un importo nominale complessivo di 7.080 milioni di euro, di cui 6.543 milioni di euro di interest rate swap, 180 milioni di euro di swaption, 150 milioni di euro di forward rate agreement e 207 milioni di
euro di interest rate collar. Tenuto conto di tali coperture, la quota di debito
ancora esposta a fluttuazioni di tasso di interesse, ponderando opportunamente il nominale degli interest rate collar e delle swaption, si può stimare in
circa il 45% del totale.
Il valore corrente al 30 giugno 2002 degli strumenti finanziari derivati su tassi
di interesse risulta negativo per 124 milioni di euro. Tale importo è al netto di
10 milioni di euro di ratei maturati e di 11 milioni di euro già accantonati al fondo oneri da ristrutturazione strumenti finanziari.
Debiti verso banche per finanziamenti a breve termine - Euro 6.194 milioni
Debiti verso altri finanziatori: commercial paper - Euro 1.498 milioni
L’indebitamento verso il sistema bancario per finanziamenti a breve termine
comprende, tra l’altro, l’utilizzo di linee di credito revolving per complessivi
2.363 milioni di euro e finanziamenti a 18 mesi per 700 milioni di euro. Sono
inoltre giunte a scadenza linee di credito revolving per 516 milioni di euro.
105
- a tasso fisso
- a tasso variabile
Finanziamenti bancari:
I debiti rappresentati da commercial paper si riferiscono alle emissioni in essere a fine semestre nell’ambito del programma lanciato nel 2001 da Enel Investment Holding BV per complessivi 1.500 milioni di euro. Tale importo è denominato in euro (per 881 milioni), in dollari (per un controvalore pari a 347 milioni di euro), in sterline (per un controvalore pari a 117 milioni di euro) e in
franchi svizzeri (per un controvalore pari a 153 milioni di euro). Gli ammontari denominati in valute diverse dall’euro sono oggetto di integrale copertura
dal rischio cambio mediante operazioni di currency swap.
L’aumento dell’indebitamento finanziario a breve termine (debito verso il sistema bancario ed emissione di commercial paper), complessivamente pari a
1.182 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2001, ha permesso di mantenere
un notevole grado di flessibilità nella gestione dell’esposizione complessiva, in
un periodo caratterizzato da notevoli flussi in entrata e in uscita, consentendo
inoltre di beneficiare del livello contenuto dei tassi di interesse a breve termine vigenti nel primo semestre del 2002.
Debiti verso altri finanziatori: altri finanziamenti - Euro 340 milioni
La riduzione di 228 milioni di euro rispetto al saldo di fine 2001 deriva dalla riduzione di 217 milioni di euro del finanziamento erogato dal Gruppo France
Télécom a WIND in relazione alla discesa della quota detenuta nel capitale della stessa dal 43,37% al 26,575%, avvenuta nel 2001.
Fornitori e debiti diversi - Euro 13.176 milioni
106
Fornitori e debiti diversi
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Acconti
Milioni di euro
1.472
801
671
Debiti verso fornitori
5.901
6.174
(273)
Debiti verso imprese controllate e collegate
Variazione
14
12
2
1.490
1.595
(105)
Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale
844
819
25
Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico
539
359
180
2.916
3.206
(290)
13.176
12.966
210
Debiti tributari
Altri debiti
TOTALE
Acconti - Euro 1.472 milioni
La crescita degli acconti è da attribuirsi in massima parte allo sviluppo dell’attività di ingegneria e costruzioni nei confronti della clientela esterna al Gruppo Enel.
Debiti verso fornitori - Euro 5.901 milioni
Accolgono i debiti per forniture di energia, combustibili, materiali, apparecchi,
nonché quelli relativi ad appalti e prestazioni diverse a fronte di attività svolte
entro il 30 giugno 2002. La riduzione del saldo è in relazione al normale andamento stagionale.
Debiti verso imprese controllate e collegate - Euro 14 milioni
Accolgono principalmente i debiti commerciali verso Leasys (2 milioni di euro)
nonché quelli verso Euromedia Luxembourg One SA (8 milioni di euro) ed Enel
M@p (4 milioni di euro) a fronte delle quote di capitale ancora da versare.
Debiti tributari - Euro 1.490 milioni
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
Debito per IVA
301
-
301
92
89
3
Imposta erariale e addizionali sul consumo
di energia elettrica
125
123
2
Imposta sostitutiva per affrancamento
riserve da ammortamenti anticipati
310
712
(402)
Imposte sul reddito
573
570
3
89
101
(12)
1.490
1.595
(105)
Ritenute d’imposta in qualità di sostituto
Altri
TOTALE
La variazione è essenzialmente determinata dalla crescita del debito per IVA di
301 milioni di euro e dalla riduzione del debito per imposta sostitutiva relativa all’affrancamento della riserva da ammortamenti anticipati pari a 402 milioni di euro a seguito dei pagamenti effettuati.
Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale - Euro 844 milioni
La voce comprende essenzialmente l’accertamento del debito residuo verso
l’INPS per il contributo straordinario dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (euro 631 milioni). Nel semestre il debito è diminuito di 19 milioni di euro a seguito della cessione di Eurogen.
I debiti verso istituti previdenziali assistenziali e assicurativi, pari a 213 milioni
di euro, sono relativi ai contributi a carico delle società gravanti sia sulle retribuzioni erogate sia sugli oneri maturati e non corrisposti al personale per ferie
e festività abolite, maturate e non godute, lavoro straordinario e altre indennità del mese di giugno, pagate in luglio, nonché ai debiti relativi alle trattenute al personale dipendente.
Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico - Euro 539 milioni
La posizione verso la Cassa Conguaglio è analizzata in sede di commento della corrispondente voce dell’attivo patrimoniale.
Altri debiti - Euro 2.916 milioni
Altri debiti
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
202
533
(331)
Debiti per canoni acqua e contributi urbanizzazione
91
110
(19)
Debiti verso clienti per depositi cauzionali e rimborsi
1.452
1.371
81
Debiti verso Min. Tesoro per licenza UMTS
325
325
-
Debiti verso Ferrovie dello Stato per rete TLC
304
304
-
Traffico telefonico prepagato
136
126
10
Debiti verso il personale
Altri
TOTALE
406
437
(31)
2.916
3.206
(290)
La riduzione del saldo rispetto al 31 dicembre 2001 deriva essenzialmente dalla corresponsione del trattamento di fine rapporto ai dipendenti che hanno
cessato l’attività entro il 31 dicembre 2001.
107
Milioni di euro
Debiti tributari
Ratei e risconti
Ratei e risconti passivi - Euro 1.114 milioni
Ratei e risconti passivi
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
194
192
2
186
28
158
380
220
160
Ratei
Totale
Risconti
16
17
(1)
718
545
173
734
562
172
1.114
782
332
Totale
TOTALE
I ratei passivi di natura operativa riflettono accertamenti non presenti a fine
anno, quali la quota di 13a mensilità maturata; i risconti passivi risentono della
variazione del perimetro di consolidamento, nonché dei contributi in conto impianti erogati a Enel Green Power a fronte di investimenti in corso di realizzazione per lo sviluppo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
108
------------------
Ripartizione dei debiti per scadenza
Milioni di euro
Entro il
31.12.2002
Dal 01.01.2003
al 31.12.2006
Oltre il
31.12.2006
48
4.722
3.354
8.124
6.440
2.809
6.653
15.902
Totale
DEBITI FINANZIARI
Obbligazioni
Debiti verso banche
Debiti verso altri finanziatori
Totale debiti finanziari
1.511
63
264
1.838
7.999
7.594
10.271
25.864
516
956
-
1.472
5.824
61
16
5.901
14
-
-
14
1.222
268
-
1.490
ALTRI DEBITI
Acconti
Debiti verso fornitori
Debiti verso imprese controllate
e collegate
Debiti tributari
Debiti verso istituti di previdenza
e sicurezza sociale
Altri debiti
Debiti verso Cassa Conguaglio
Settore Elettrico
Totale altri debiti
Ratei passivi
TOTALE
837
7
-
844
2.225
344
347
2.916
539
-
-
539
11.177
1.636
363
13.176
380
-
-
380
19.556
9.230
10.634
39.420
Garanzie e altri conti d’ordine
I conti d’ordine accolgono gli ammontari relativi a cauzioni, fideiussioni, rischi
e impegni diversi come di seguito evidenziato:
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001
Variazione
14
20
(6)
14
20
(6)
GARANZIE PRESTATE
ALTRI CONTI D’ORDINE
Impegni assunti verso fornitori per:
- acquisti di energia elettrica
5.093
5.001
92
29.900
33.643
(3.743)
- forniture varie
2.502
2.797
(295)
- appalti
1.439
1.194
245
Impegni per acquisti di valute a termine
3.069
1.978
1.091
Impegni per vendite di valute a termine
2.276
2.197
79
598
602
(4)
52
52
-
712
712
-
5
18
(13)
Totale
45.646
48.194
(2.548)
TOTALE
45.660
48.214
(2.554)
- acquisti di combustibili termici
Impegni per posizioni aperte su contratti
derivati su combustibili
Garanzie diverse a favore di istituti mutuanti
Titoli di terzi ricevuti in custodia e deposito
Canoni di leasing a scadere
Impegni per acquisti di energia elettrica
Milioni di euro
Periodo
01.07.2002-2006
3.212
2007-2011
1.881
2012-2016
-
2017 e oltre
-
TOTALE
5.093
I suddetti impegni si riferiscono esclusivamente a forniture dall’estero in quanto, dal 1° gennaio 2001, gli acquisti di energia elettrica da produttori nazionali sono effettuati dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, a seguito di
specifico decreto del Ministro delle Attività produttive.
Impegni per acquisti di combustibili termici
Milioni di euro
Gas
Olio
naturale combustibile Carbone Orimulsion
Servizi
Altri
logistici combustibili
Totale
Periodo
01.07.2002-2006
7.532
914
182
57
285
103
9.073
2007-2011
7.993
44
-
-
-
-
8.037
2012-2016
7.993
-
-
-
-
-
7.993
2017 e oltre
4.797
-
-
-
-
-
4.797
28.315
958
182
57
285
103
29.900
TOTALE
109
- ELCOGAS SA
Totale
Fideiussioni rilasciate a garanzia di altre imprese:
Trattandosi di forniture con prezzi variabili, per lo più espressi in valuta estera,
gli importi sono stati determinati in funzione dei parametri e dei cambi in essere alla fine del semestre.
110
Il Gruppo Enel acquista elettricità dall’estero nonché combustibili sul mercato
internazionale dei prodotti petroliferi e del gas naturale, risultando pertanto
esposto al rischio di cambio, nonché a quello di oscillazione del prezzo di mercato dei prodotti energetici.
L’attuale regime di applicazione della nuova struttura tariffaria riduce sensibilmente l’esposizione del Gruppo Enel al rischio di cambio, nonché alla variazione dei prezzi delle commodity derivanti dall’acquisto dei combustibili e dalle importazioni di elettricità. La struttura tariffaria prevede infatti una quota
di rimborso per il costo del combustibile e per le importazioni, indicizzata, fra
gli altri parametri, al prezzo di un paniere di combustibili fossili quotati sui
mercati internazionali. Sulla base di tale indicizzazione, variazioni nel prezzo
del combustibile e fluttuazioni nel tasso di cambio si riflettono nelle tariffe. Di
conseguenza, l’esposizione del Gruppo Enel alle variazioni del prezzo delle
commodity e alle fluttuazioni del tasso di cambio sugli acquisti di combustibile è collegata principalmente al mero effetto dello sfasamento temporale intercorrente fra l’acquisto del combustibile e il periodo preso a riferimento per
la determinazione della componente tariffaria a copertura del costo dei combustibili. In aggiunta, l’esposizione al rischio è anche influenzata dalla diversa
composizione del paniere di materie prime utilizzate nel processo produttivo
rispetto a quello preso a riferimento nella tariffa.
In considerazione del forte incremento nella volatilità registratasi sul mercato
dei cambi e delle commodity e tenuto conto che il prossimo avvio della Borsa
dell’Energia comporterà un’interruzione del meccanismo vigente, il Gruppo ha
avviato un’attività di copertura sistematica del rischio di cambio e di prezzo
delle commodity legato al citato sfasamento temporale. Le operazioni di copertura sono state poste in essere dalla Capogruppo, per quanto riguarda le
coperture in cambi, e da Enel.FTL, per la copertura del rischio commodity.
Tale attività di copertura si estende anche alle componenti del meccanismo tariffario connesse alla composizione del paniere di riferimento.
La parte più rilevante degli impegni per operazioni su valute a termine che, per
la loro strutturazione, sono iscritte nei conti d’ordine sia tra gli impegni per acquisti sia tra quelli per vendite è collegata all’attività di copertura del rischio di
cambio e di prezzo delle commodity.
I titoli di terzi ricevuti in custodia e deposito si riferiscono per 712 milioni di euro alle azioni WIND custodite presso l’emittente stessa.
IMPEGNI E RISCHI NON RISULTANTI
DALLO STATO PATRIMONIALE
Controversie
111
Contenzioso in materia ambientale
Il contenzioso in materia ambientale, essendo relativo all’installazione e all’esercizio di impianti elettrici, presenta problematiche comuni per Enel Distribuzione e per Terna, succedute alla Capogruppo nei relativi rapporti.
La trattazione dell’argomento può, pertanto, essere comune alle due società,
per le quali la problematica ambientale più impegnativa è allo stato quella
connessa agli effetti dei campi elettromagnetici emessi dagli impianti.
Le due società subentrate alla Capogruppo sono convenute in vari giudizi, civili e amministrativi, nei quali vengono richiesti lo spostamento o la modifica
delle modalità di esercizio di linee elettriche adducendo la presunta potenziale dannosità delle stesse, anche se gli impianti sono stati installati nel pieno rispetto della normativa vigente in materia. Soltanto in un numero limitato di
casi sono state avanzate richieste di risarcimento dei danni alla salute per effetto dei campi elettromagnetici.
Sotto il profilo delle decisioni intervenute in materia, va segnalato che solo in
sporadici casi si sono avute pronunce sfavorevoli, peraltro tutte impugnate. Allo stato attuale non vi sono sentenze negative passate in giudicato e in nessun
caso è stata accolta domanda di risarcimento danni alla salute.
Di recente si è intensificato il ricorso a procedure di urgenza in materia, per ottenere, in via cautelare, la sospensione o la modifica delle condizioni di esercizio degli impianti da parte di residenti in prossimità degli stessi, che lamentano presunte patologie da essi imputate all’esistenza delle linee elettriche.
Con specifico riguardo a Enel Distribuzione, vanno segnalate anche controversie stragiudiziali e taluni procedimenti civili e amministrativi concernenti i campi elettrici e magnetici delle cabine di media e bassa tensione poste all’interno
di edifici, peraltro sempre ampiamente rispettosi dei limiti di induzione previsti dalla normativa nazionale.
La situazione relativa al suddetto contenzioso potrebbe evolversi in senso più
favorevole per Enel a seguito dell’entrata in vigore, in data 22 marzo 2001, della legge quadro sulla tutela dall’inquinamento elettromagnetico (36/2001),
che si pone come legge specifica della materia e detta i princípi fondamentali
cui le Regioni devono attenersi nella loro attività di legiferazione. La nuova disciplina quadro è volta ad armonizzare l’intera materia sul territorio nazionale, dal momento che rientra nelle funzioni proprie dello Stato l’emanazione di
appositi decreti del Presidente del Consiglio dei Ministri relativi ai “limiti di
esposizione”, ai “valori di attenzione” e agli “obiettivi di qualità”. L’emanazione di tali decreti è attesa a breve. La nuova normativa riguarda sia le infrastrutture a bassa frequenza, quali le linee di trasmissione e distribuzione e le
cabine di distribuzione, sia le infrastrutture ad alta frequenza, quali quelle utilizzate per la telefonia, inclusi i servizi di telefonia mobile. È previsto, inoltre,
un programma di dieci anni per il risanamento dell’intera rete nazionale e per
Giudizi in materia tariffaria
In materia si ricordano le impugnative con le quali alcune imprese ad altissimo
consumo di energia elettrica contestano, in toto o parzialmente, la legittimità
dei provvedimenti con cui il CIP prima e l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il
Gas dopo hanno determinato di volta in volta le tariffe elettriche.
Tutte le decisioni sin qui intervenute hanno confermato la legittimità dei provvedimenti impugnati. Va comunque detto che l’eventuale annullamento di tali provvedimenti, pur potendo generare una serie di richieste di rimborsi da
parte delle imprese nei confronti di Enel, non appare suscettibile di pregiudicare la sua posizione, atteso che all’eventuale annullamento dovrebbe comunque far seguito da parte dell’Autorità l’emissione di un nuovo provvedimento atto a individuare nel sistema tariffario soluzioni in grado di reintegrare Enel degli oneri già riconosciuti.
l’adeguamento della stessa ai nuovi livelli di esposizione, nonché la possibilità
di recupero integrale o parziale, tramite le tariffe, degli oneri sostenuti dai
proprietari delle linee di trasmissione e distribuzione e delle cabine secondo
criteri che saranno determinati dall’Autorità, ai sensi della Legge 481/95, trattandosi di costi sopportati nell’interesse generale.
Sono pendenti inoltre talune vertenze in materia urbanistica, paesaggistica e
ambientale, connesse con la costruzione e l’esercizio di alcuni impianti di produzione e di linee di trasmissione e distribuzione. L’esame di tali vertenze, anche in base alle indicazioni dei legali, fa ritenere, in linea generale, remoti
eventuali esiti negativi. Per un numero limitato di giudizi non si possono escludere in via assoluta esiti sfavorevoli le cui conseguenze potrebbero consistere,
oltre che nell’eventuale risarcimento dei danni, nel sostenimento di oneri connessi alle modifiche degli impianti e alla temporanea indisponibilità degli impianti stessi. Si tratta di oneri allo stato attuale non oggettivamente determinabili e non compresi quindi in sede di determinazione del “Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi”.
112
Contenzioso relativo all’acquisizione Infostrada
Nel marzo del 2001 Enel ha proposto ricorso innanzi al TAR del Lazio per ottenere l’annullamento, previa sospensione della sua esecuzione, del provvedimento dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato che, nell’autorizzare l’operazione di acquisizione di Infostrada da parte di Enel, ha imposto
a quest’ultima la cessione di 5.500 MW della propria capacità di generazione.
Con sentenza del 14 novembre 2001 il TAR del Lazio ha pienamente accolto il
ricorso di Enel. Tale decisione è stata appellata dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato innanzi al Consiglio di Stato, che, con sentenza del 22
giugno 2002, ha accolto il ricorso in appello, annullando la decisione di primo
grado del TAR del Lazio. Il Consiglio di Stato, però, ha anche accolto uno dei
motivi di ricorso di Enel e ha, pertanto, annullato le condizioni imposte dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato riguardanti la cessione di
5.500 MW di potenza, rimandando agli ulteriori provvedimenti della stessa Autorità. Le motivazioni di tale decisione sono attese a breve.
Contenzioso relativo agli stranded cost
Gli stranded cost sono costi derivanti da impegni e decisioni di investimento
che le imprese elettriche hanno assunto anche a seguito delle scelte governative di politica economica quando il mercato elettrico non era concorrenziale,
che si sarebbero potuti recuperare in regime di monopolio, ma che non sono
recuperabili in regime di concorrenza.
La materia è stata regolamentata dai Decreti del Ministro dell’Industria, di concerto con il Ministro del Tesoro, del 26 gennaio 2000 e del 17 aprile 2001. In base a tale normativa il livello degli stranded cost da riconoscere a ogni singola
impresa titolare di impianti originariamente detenuti da Enel dipende non solo dalle caratteristiche degli impianti in possesso dell’impresa stessa, ma anche
da quelle dell’intero complesso di tali impianti. Ne discende che l’acquisizione
a titolo definitivo degli stranded cost si determina solo al termine del periodo
di riferimento e non singolarmente per ogni esercizio. Durante il periodo di recupero, la differenza complessivamente maturata tra i ricavi riconosciuti e la
quota del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica sarà recuperata come stranded cost se positiva, mentre nulla sarà dovuto se negativa.
Nel maggio 2001 l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, con la Delibera
114/01, ha fissato le modalità di calcolo dei parametri necessari alla determinazione dei costi non recuperabili. La metodologia prevista dall’Autorità non
consente di assicurare la reintegrazione dei costi in misura pari ai “ricavi riconosciuti” per il complesso degli impianti rilevanti, creando un grave pregiudizio per Enel che ha provveduto a impugnare la delibera. Il TAR della Lombardia, con sentenza del 9 gennaio 2002, ha pienamente accolto il ricorso di Enel
e annullato la delibera nella parte in cui non esclude dal computo dei costi non
recuperabili l’energia prodotta con impianti idroelettrici e geotermoelettrici.
Il 9 maggio 2002 sono decorsi i termini per un eventuale appello al Consiglio di
Stato da parte dell’Autorità; pertanto la decisione del TAR della Lombardia si
è definitivamente consolidata.
113
Gli accordi tra Enel e France Télécom, quali soci di WIND, prevedono che l’Assemblea ordinaria, sia in prima sia in seconda convocazione, sia validamente
costituita e deliberi secondo le maggioranze di legge. L’Assemblea straordinaria, sia in prima sia in seconda convocazione, delibera con il voto favorevole di
tanti soci che rappresentino almeno l’83% del capitale sociale. Dei nove componenti il Consiglio di Amministrazione, sei (tra cui l’Amministratore Delegato) sono designati da Enel, mentre i restanti tre (tra cui il Presidente) sono designati da France Télécom. Il Consiglio si riunisce validamente con la presenza
di almeno sette amministratori e delibera a maggioranza, salvo che per una serie di materie – tra cui l’approvazione del budget e del business plan – per le
quali è previsto un quorum deliberativo rafforzato di sette amministratori. I
patti parasociali prevedono, altresì, un periodo di lock-up fino alla quotazione
della società, decorso il quale il socio che intende cedere la partecipazione deve prima offrirla in prelazione all’altro socio. Restano in ogni caso vietati i trasferimenti a soggetti che siano concorrenti, rispettivamente, di Enel e France
Télécom. In caso di stallo decisionale del Consiglio di Amministrazione (per tre
riunioni consecutive) o dell’assemblea dei soci, le parti possono rimettere la
vertenza a un terzo, il quale è tenuto a risolverla secondo la prospettazione di
uno dei due ricorrenti (senza, cioè, potere individuare una terza soluzione). La
parte soccombente, esercitando la “deadlock put option”, potrà obbligare la
parte vincitrice ad acquistare tutte le azioni che detiene in WIND.
L’inadempimento di una delle parti ad alcune delle specifiche obbligazioni assunte negli accordi, qualora accertato dal Collegio Arbitrale eventualmente investito della controversia, dà il diritto alla parte non inadempiente di acquistare, esercitando la “default call option”, tutte le azioni di WIND detenute
dalla parte inadempiente.
Le parti hanno, inoltre, assunto l’obbligo di finanziare WIND secondo le previsioni del budget e/o del business plan di volta in volta approvati, nonché di non
svolgere attività in concorrenza con quelle di WIND. Le eventuali iniziative industriali/commerciali di WIND all’estero richiedono il preventivo consenso di
France Télécom qualora si pongano in concorrenza con le attività esercitate da
France Télécom medesima.
France Télécom può obbligare Enel ad acquistare (“France Télécom’s put option”) l’intera partecipazione in WIND detenuta dalla medesima France Télécom qualora vengano poste in essere specifiche iniziative e/o deliberazioni
consiliari a essa non gradite e non tempestivamente revocate.
A seguito dell’acquisizione di Infostrada è stato rivisto il patto parasociale di
WIND al fine di prevedere un meccanismo di aggiustamento della partecipazione di France Télécom che ristabilisse la percentuale di azioni detenute dalla società francese prima dell’acquisizione di Infostrada da parte di Enel. Tale
meccanismo prevede una call option (“France Télécom’s call option”) a favore
di France Télécom da esercitarsi su uno specifico numero di azioni nel periodo
intercorrente tra il 31 luglio 2003 e il 31 gennaio 2004.
Accordi Enel - France Télécom
INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
Valore della produzione
Valore della produzione
Milioni di euro
1° semestre
2002
2001
Variazione
Ricavi delle vendite e delle prestazioni:
- ricavi da vendita di energia
11.073
342
137
205
- ricavi da vendita di combustibili
625
256
369
(1.128)
(380)
- contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico
104
484
- corrispettivo utilizzo rete nazionale
368
354
14
- contributi di allacciamento
294
297
(3)
1.759
1.141
618
196
98
98
13.633
13.840
(207)
- servizi di telecomunicazione
- altre vendite e prestazioni
Totale
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
395
133
262
Incremento di immobilizzazioni per lavori interni
491
415
76
398
340
58
14.917
14.728
189
TOTALE
114
9.945
- ricavi da vendita di gas
Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 13.633 milioni
I ricavi da vendita e trasporto di energia elettrica presentano nel primo semestre 2002 una riduzione di 1.128 milioni di euro per effetto principalmente della contrazione della componente tariffaria destinata alla copertura del costo
dei combustibili e della riduzione delle quantità vendute sul mercato vincolato italiano, conseguente alla progressiva apertura dello stesso. Tali impatti sono in parte attenuati dall’ampliamento del perimetro operativo (essenzialmente per l’apporto del Gruppo Viesgo), dalle maggiori vendite dirette sul
mercato effettuate dalle società di generazione e dalla crescita dei volumi di
energia trasportati sulla rete di Enel Distribuzione a favore del mercato libero.
I ricavi da vendita di gas naturale (escluso trading) si incrementano di 205 milioni di euro in seguito essenzialmente alle acquisizioni di nuove società e allo sviluppo dell’attività di Enel Trade sul mercato libero. Le risultanze economiche del
Gruppo Camuzzi saranno oggetto di consolidamento dal 1° luglio 2002, avendo
il Gruppo Enel finalizzato l’acquisizione alla fine del mese di maggio 2002.
I ricavi da vendita di combustibili crescono di 369 milioni di euro in relazione
allo sviluppo dell’attività di Enel.FTL.
La riduzione dei contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico deriva per
228 milioni di euro dal venir meno, a partire dal 1° gennaio 2002, della componente di 0,31 centesimi di euro per kWh sulla produzione di energia elettrica destinata al mercato vincolato, da una riduzione di 145 milioni di euro dei
contributi su produzione pregressa da impianti incentivati ex provvedimento
CIP n. 6/92 e da componenti minori pari a 7 milioni di euro.
I ricavi dei servizi di telecomunicazione si incrementano di 618 milioni di euro
per la crescita dei volumi di traffico e per il contributo delle attività di Infostrada (ora incorporata in WIND) sull’intero semestre, a differenza del 2001,
quando tale apporto era stato limitato al solo secondo trimestre, stante l’acquisizione finalizzata il 31 marzo 2001.
Le altre vendite e prestazioni aumentano di 98 milioni di euro in relazione alla crescita dei ricavi delle attività di servizi informatici, immobiliari, di franchi-
sing, di illuminazione pubblica, alle vendite di immobili gestiti a magazzino,
nonché ai ricavi diversi dalle vendite di energia conseguiti dal Gruppo Viesgo.
Variazione delle rimanenze di lavori in corso su ordinazione - Euro 395 milioni
La voce registra un incremento di 262 milioni di euro rispetto al primo semestre dell’esercizio precedente riflettendo lo sviluppo dell’attività di costruzione per committenti terzi svolta principalmente da Enelpower sui mercati internazionali.
Incremento di immobilizzazioni per lavori interni - Euro 491 milioni
Evidenzia una crescita di 76 milioni di euro conseguente alla maggiore attività
di realizzazione interna di impianti avutasi nel primo semestre del 2002, principalmente nell’area delle reti di distribuzione di energia elettrica.
Altri ricavi e proventi - Euro 398 milioni
L’incremento di 58 milioni di euro considera i proventi, pari a 98 milioni di euro, conseguiti nel primo semestre del 2002 dalle società di generazione italiane a fronte delle operazioni di copertura poste in essere per limitare gli impatti
sui propri ricavi derivanti dalla volatilità dei prezzi dei prodotti energetici nell’ambito dell’attuale meccanismo di determinazione della componente tariffaria a copertura del costo del combustibile. Tali proventi sono stati in parte
compensati da minori sopravvenienze attive e da altre voci di ricavo pari alla
differenza di 40 milioni di euro.
Costi della produzione
Milioni di euro
1° semestre
2002
2001
Variazione
Materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci:
- acquisti di combustibili
2.968
2.814
154
- acquisti di energia elettrica da terzi
2.188
1.743
445
- acquisti di gas naturale per rivendita e distribuzione
159
97
62
- acquisti di materiali
899
456
443
1.104
Totale
6.214
5.110
Servizi
2.436
2.432
4
371
268
103
Personale
1.784
1.891
(107)
Ammortamenti immobilizzazioni materiali
1.636
1.786
(150)
547
318
229
80
75
5
sussidiarie, di consumo e di merci
(85)
89
(174)
102
47
55
37
40
(3)
Godimento beni di terzi
Ammortamenti immobilizzazioni immateriali
Svalutazioni
TOTALE
347
322
25
13.469
12.378
1.091
L’incremento dei costi per acquisti di combustibili, pari a 154 milioni di euro, è
legato principalmente allo sviluppo dell’attività di trading e all’acquisizione
del Gruppo Viesgo, solo parzialmente bilanciati dagli effetti dell’uscita di Elettrogen dal Gruppo, avvenuta nel settembre del 2001.
L’incremento dei costi per acquisti di energia elettrica da terzi è connessa al-
115
Costi della produzione
l’uscita di Elettrogen, divenuta fornitrice terza del Gruppo, e all’acquisizione
del Gruppo Viesgo.
I maggiori costi per acquisti di gas naturale destinato alla distribuzione e alla
vendita sono correlati all’ampliamento del perimetro di tale attività a seguito
delle acquisizioni effettuate nella seconda parte dell’esercizio 2001 e all’inizio
di quello in corso.
Gli acquisti di materiali, se esaminati congiuntamente alla relativa variazione
delle scorte, evidenziano una crescita di 269 milioni di euro conseguente in
massima parte allo sviluppo dell’attività di ingegneria e costruzioni.
I costi per servizi si mantengono in linea con quelli del primo semestre 2001. In
sintesi, la riduzione dell’onere per la restituzione della maggior valorizzazione
dell’energia prodotta da fonte idro-geotermica (penale idroelettrica) per 302
milioni di euro, conseguente alla minore produzione idroelettrica e all’uscita
di Elettrogen e Valgen dal Gruppo nel corso del 2001, è stata di fatto bilanciata dall’impatto delle altre variazioni di perimetro e dalla crescita dei costi connessa allo sviluppo delle nuove attività.
116
Le spese per godimento beni di terzi evidenziano una crescita complessiva di
103 milioni di euro, attribuibile essenzialmente alla variazione del perimetro
di consolidamento, all’incremento dei costi di gestione della rete di telecomunicazione a seguito del suo sviluppo, nonché ai maggiori costi per locazioni e
noleggi conseguenti alle cessioni di rami di attività effettuate in tali settori nel
corso del 2001.
Il costo del personale diminuisce in valore assoluto di 107 milioni di euro per
l’effetto congiunto dell’uscita di Elettrogen e della riduzione dell’organico nell’ambito dell’attività elettrica tradizionale, solo parzialmente compensata dalle nuove acquisizioni.
Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per
categoria di appartenenza, confrontata con quella del semestre precedente,
nonché quella effettiva al 30 giugno 2002.
Consistenza media
1° semestre 2002
Dirigenti
1° semestre 2001
Consistenza
Variazione
al 30.06.2002
871
834
37
905
5.323
5.193
130
5.310
Impiegati
42.319
44.752
(2.433)
43.093
Operai
23.348
27.054
(3.706)
23.760
TOTALE
71.861
77.833
(5.972)
73.068
Quadri
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali diminuiscono di 150 milioni di euro per l’effetto combinato delle nuove capitalizzazioni, delle variazioni di perimetro e dei contributi di allacciamento a forfait che, a partire dal
2002, sono considerati integralmente di competenza dell’esercizio in cui sono
fatturati, come precedentemente descritto.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali si incrementano di 229
milioni di euro in massima parte per effetto delle variazioni di perimetro e del
maggior ammontare delle differenze da consolidamento, scaturite dalle acquisizioni effettuate.
Le svalutazioni si riferiscono a crediti (77 milioni di euro) e a immobilizzazioni
(3 milioni di euro). Nel loro complesso evidenziano nel periodo una crescita di
5 milioni di euro.
Gli accantonamenti per rischi e gli altri accantonamenti si riferiscono allo stanziamento al “Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi” già commentato nella
relativa voce del passivo.
L’aumento degli oneri diversi di gestione, pari a 25 milioni di euro, deriva da
una crescita, per un importo pari a 87 milioni di euro, degli oneri relativi ai cosiddetti “certificati verdi”, solo parzialmente compensata dalla riduzione delle sopravvenienze passive e di altre poste minori. Tale onere deriva dall’obbligo, previsto dalla normativa in materia di liberalizzazione del mercato elettrico (D.Lgs. 79/99, cosiddetto “Decreto Bersani”), di immettere nell’anno 2002
una quota di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 2% dell’energia convenzionale prodotta o importata nell’anno 2001. Qualora tale quota di elettricità non possa essere prodotta direttamente dalla società, la normativa prevede la possibilità di acquisire, dal Gestore della Rete o da altri produttori, certificati verdi per un equivalente ammontare.
1° semestre
2002
2001
Variazione
14
4
10
143
92
51
Totale proventi
157
96
61
29
Proventi da partecipazioni
Oneri finanziari:
- su prestiti obbligazionari
198
169
- su prestiti da banche
383
381
2
- altri
170
67
103
Totale
TOTALE
751
617
134
(594)
(521)
(73)
Gli oneri finanziari netti evidenziano un aumento di 73 milioni di euro, di cui
circa 50 milioni di euro conseguenti al deprezzamento del Real brasiliano, valuta di riferimento per il progetto di realizzazione di una linea di trasmissione
ad altissima tensione nel Paese sudamericano. L’impatto del maggior indebitamento medio rispetto a quello del primo semestre 2001 è stato sostanzialmente compensato dalla flessione dei tassi d’interesse sul mercato, di cui il
Gruppo ha potuto beneficiare grazie alla politica di gestione dell’esposizione
finanziaria.
Rettifiche di valore di attività finanziarie
Rettifiche di valore di attività finanziarie - Euro (33) milioni
L’importo si riferisce essenzialmente a svalutazioni di partecipazioni in altre
imprese (per lo più nel settore del corporate venture capital) e per importi di
minore entità alle quote di perdite di imprese collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
117
Milioni di euro
Proventi (Oneri) straordinari netti - Euro 544 milioni
I proventi straordinari, pari a 2.459 milioni di euro, includono plusvalenze da
cessioni pari a 2.353 milioni di euro (di cui 2.340 milioni di euro per la vendita
di Eurogen) e sopravvenienze attive e insussistenze del passivo di varia natura
pari a 106 milioni di euro.
Gli oneri straordinari, pari a 1.915 milioni di euro, includono la svalutazione
della differenza da consolidamento relativa a WIND per 1.511 milioni di euro
(commentata nell’analisi delle attività immateriali), incentivi all’esodo del personale pari a 223 milioni di euro, svalutazioni di impianti e parti d’impianto (in
relazione ai piani di trasformazione in cicli combinati a turbogas e all’abbandono di iniziative in ambito Engineering & Contracting) pari a 132 milioni di
euro e sopravvenienze passive di varia natura per i restanti 49 milioni di euro.
Imposte sul reddito dell’esercizio
118
Imposte sul reddito dell’esercizio - Euro 74 milioni
Le imposte sul reddito presentano un’incidenza del 5,4% sul risultato ante imposte a fronte del 40,3% del primo semestre 2001. La notevole riduzione dell’incidenza è influenzata in via prioritaria dalla tassazione della plusvalenza
sulla cessione di Eurogen in base all’aliquota del 19%, oltre al rilascio dell’eccedenza del fondo imposte differite originariamente contabilizzato sulle rettifiche di consolidamento relative a tale partecipata. Nella determinazione delle imposte di competenza del semestre è stata anche considerata una stima
prudenziale dei benefíci conseguenti all’applicazione della “Legge Tremontibis” (incentivazione fiscale sugli investimenti).
L’incidenza fiscale normalizzata, relativa al solo risultato ordinario (con esclusione degli effetti connessi alla cessione di Eurogen, di quelli relativi al settore
delle telecomunicazioni, nonché dei benefíci della Tremonti-bis), è pari nel primo semestre del 2002 a circa il 47%, in linea con quella normalizzata dell’esercizio 2001.
L’incidenza del primo semestre 2001 si presentava in termini assoluti inferiore
all’aliquota normalizzata, beneficiando anch’essa, seppure in misura più ridotta, della tassazione di plusvalenze in base all’imposta sostitutiva del 19%.
Le imposte del periodo includono altresì imposte anticipate pari a 111 milioni
di euro calcolate sulla perdita di WIND.
------------------
Rapporti con parti correlate
I rapporti con parti correlate, di entità non significativa per l’insieme del Gruppo, si riferiscono principalmente alla locazione di immobili di proprietà della
società collegata Immobiliare Foro Bonaparte e ai servizi di noleggio di autoveicoli forniti alle società del Gruppo da parte della collegata Leasys. Tutte le
transazioni sono concluse alle normali condizioni di mercato.
ALLEGATI
IMPRESE E PARTECIPAZIONI RILEVANTI DEL GRUPPO ENEL
AL 30 GIUGNO 2002
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/91 e dall’art.
126 della Deliberazione Consob n. 11971 del 14 maggio 1999, sono forniti di
seguito gli elenchi delle imprese controllate e collegate di Enel SpA al 30 giugno 2002, a norma dell’art. 2359 cod. civ., nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di proprietà.
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, l’attività, il
capitale sociale, la valuta, la percentuale di possesso del Gruppo, le società del
Gruppo che possiedono una partecipazione nell’impresa e le rispettive percentuali di possesso.
120
ELENCO DELLE IMPRESE INCLUSE NELL’AREA DI CONSOLIDAMENTO
CON IL METODO INTEGRALE AL 30.06.2002
(1)
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
6.063.075.189
Euro
-
18.000
Euro
100,00
Pragma Energy SA
Distribuzione di gas
309.600
Euro
100,00
GE.AD. SpA
Enel Distribuzione Gas SpA
Roma
Amministrazione
del personale
500.000
Euro
100,00
Enel SpA
99,00
CISE Tecnologie Innovative Srl 1,00
Arda Gas Srl
Cremona
49.400
Euro
100,00
Enel Distribuzione Gas SpA 100,00
Avisio Energia SpA
Trento
6.500.000
Euro
100,00
Barras Electricas Galaico
Asturianas SA
Lugo
(Spagna)
Distribuzione di energia 2.610.562.500
elettrica
ESP
54,85
Electra de Viesgo I SA
54,85
Barras Electricas
Generación SL
Lugo
(Spagna)
elettrica
ESP
100,00
Barras Electricas
Galaico Asturianas SA
100,00
BioEnergy Srl
Albino
(Bergamo)
elettrica da fonti rinnovabili
51.000
Euro
80,00
Powerco SpA
80,00
Brindisipower Srl
Brindisi
10.000
Euro
70,00
Powerco SpA
70,00
Camuzzi Gazometri SpA (1) (2) Milano
Progettazione, costruzione 54.139.160
e gestione di impianti
per pubblici servizi
Euro
98,58
98,58
Carbones Colombianos
del Cerrejon SA
Bogotà
(Colombia)
Sfruttamento di
giacimenti minerari
COP
100,00
Pragma Energy SA
Aburra BV
60,00
40,00
Carbonpower Srl
Brindisi
10.000
Euro
70,00
Powerco SpA
70,00
8.550.000
Euro
43,92
Enel SpA
Terna SpA
Interpower SpA
35,92
5,00
3,00
14,25
USD
100,00
Denominazione
Sede legale
Attività
Roma
Holding industriale
Aburra BV
Amsterdam
(Olanda)
Holding di partecipazioni
Adda Gas SpA
Cremona
Ape Gruppo Enel SpA
Detenuta da
%
Controllante
Enel SpA
Controllate
CHI Energy Inc. (1)
Ricerche, servizi di prova
e collaudo
Stamford
(Connecticut elettrica da fonti rinnovabili
- USA)
CISE Tecnologie
Innovative Srl
Roma
Servizi di ricerca
Concert Srl
Roma
Certificazione di prodotti,
attrezzature e impianti
Conphoebus SpA
Catania
Coregas SpA
Enel Green Power
International SA
100,00
100,00
600.000
Euro
100,00
Enel SpA
10.000
Euro
100,00
Enel Produzione SpA
CESI SpA
Ricerca nel settore
delle energie rinnovabili
7.000.000
Euro
100,00
Enel SpA
Cremona
1.136.212
Euro
100,00
GE.AD. SpA
Geico SpA
Cosid SpA
Roma
1.022.335
Euro
100,00
Ctida Srl
Milano
Trattamento delle acque
500.000
Euro
75,00
Dalmazia Trieste SpA
Roma
Attività immobiliare
3.904.760
Euro
100,00
Deval SpA
Aosta
Distribuzione e vendita
in Valle D’Aosta
37.500.000
Euro
51,00
Enel SpA
51,00
Ecogas Srl
Milano
45.900
Euro
51,00
Powerco SpA
51,00
EGI Ltd. (1)
Hamilton
(Bermuda)
12.000
USD
100,00
Enel Green Power
International SA
Electra de Viesgo SL
Santander
(Spagna)
nel settore elettrico
578.752.115
Euro
100,00
Enel Producción Espana SL
83,36
Enel Distribución & Trading SL 16,64
Electra de Viesgo I SA
Santander
(Spagna)
Distribuzione di energia 63.106.270,50
elettrica
Euro
100,00
Elettroambiente SpA
Roma
Tutela dell’ambiente
e smaltimento dei rifiuti
24.535.000
Euro
70,48
Enel Capital SpA
Milano
Venture capital
8.500.000
Euro
100,00
Enel SpA
99,00
Enel Distribución
& Trading SL
Barcellona
(Spagna)
Distribuzione di energia
elettrica
77.792.000
Euro
100,00
Enel Distribuzione SpA
Enel SpA
Enel.Hydro SpA
Enel Real Estate SpA
Enel SpA
50,00
50,00
100,00
50,00
50,00
100,00
75,00
100,00
100,00
100,00
70,48
100,00
712.410.000
70,00
30,00
121
CESI - Centro Elettrotecnico Milano
Sperimentale Italiano
Giacinto Motta SpA
228.637.000
100,00
122
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
Euro
100,00
100.000.000
Euro
12.500.000
Euro
Enel Finance International SA Lussemburgo Finanziaria
100.629.000
Euro
Enel.FTL SpA
Roma
Trading e logistica
dei combustibili
100.000.000
Enel Green Power SpA
Pisa
Enel Green Power
International SA
Denominazione
Sede legale
Attività
Roma
Distribuzione di energia 6.119.200.000
elettrica
Detenuta da
%
Enel SpA
100,00
100,00
Enel SpA
100,00
80,00
Enel SpA
80,00
100,00
Enel Produzione SpA
75,00
25,00
Euro
100,00
Enel SpA
99,19
Enel Produzione SpA
0,80
716.607.150
Euro
100,00
Enel SpA
Lussemburgo Holding di partecipazioni
126.650.000
nel settore della produzione
da fonti rinnovabili
Euro
100,00
67,11
Enel Investment Holding BV 32,89
Enel Distribuzione Gas SpA Roma
Enel.Factor SpA
Factoring
Roma
100,00
Enel Holding Luxembourg SA Lussemburgo Finanziaria
6.237.390
Euro
99,99
Enel.Hydro SpA
9.390.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Enel Investment Holding BV Amsterdam
(Olanda)
Holding di partecipazioni 1.593.050.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Enel Ireland Finance Ltd.
Dublino
(Irlanda)
Finanziaria
1.000.000
Euro
100,00
Enel Produzione SpA
Enel.it SpA
Roma
Servizi informatici
70.200.000
Euro
100,00
Enel SpA
99,99
Enel Logistica
Combustibili SpA
Roma
Servizi logistici relativi
ai combustibili
100.000
Euro
100,00
Enel SpA
Enelpower SpA
Milano
127.600.000
Euro
100,00
Enel SpA
99,99
Enelpower Contractor
and Development Saudi
Arabia Ltd.
Riyadh
(Arabia
Saudita)
Costruzione, gestione e
manutenzione di impianti
5.000.000
SR
51,00
Enelpower SpA
51,00
Enelpower do Brasil Ltda
Rio De Janeiro Ingegneria nel settore
(Brasile)
elettrico
1.242.000
R$
99,99
Enelpower SpA
99,99
Enelpower UK Ltd.
Londra
Ingegneria nel settore
(Regno Unito) elettrico
1.000
GBP
100,00
Enelpower SpA
100,00
Seriate
(Bergamo)
Ingegneria civile e
meccanica, sistemi idrici
75,00
25,00
100,00
Enel Producción Espana SL Barcellona
(Spagna)
elettrica
389.708.000
Euro
100,00
Enel Produzione SpA
100,00
Enel Produzione SpA
Roma
elettrica
6.352.138.606
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Enel.Re Ltd.
Dublino
(Irlanda)
Riassicurazione
3.000.000
Euro
99,99
(già Sei SpA)
Roma
e servizi
1.223.427.364
Euro
100,00
Enel SpA
Enel.Hydro SpA
Enel Service UK Ltd.
Londra
Servizi nel settore
(Regno Unito) energetico
100
GBP
100,00
Enel.FTL SpA
Enel Holding Luxembourg SA 99,99
99,99
0,01
100,00
Enel.si - Servizi integrati SpA Roma
Impiantistica e servizi
energetici
5.000.000
Euro
100,00
Enel SpA
99,00
Enel Trade SpA
Milano
Commercializzazione
2.500.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Enel Vendita Gas SpA
Roma
Vendita di gas
100.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Energy Cost Control Srl
Roma
11.000
Euro
60,00
ESTEL SpA
Trieste
Servizi di telecomunicazioni 11.500.000
Euro
99,86
Eurogen SpA (1)
Roma
elettrica
Euro
100,00
Gasdotti Comunali Srl
Cremona
GE.AD. SpA
Piacenza
nel settore della
distribuzione di gas
102.740.489
Powerco SpA
WIND SpA
Enel SpA
60,00
99,86
100,00
48.880
Euro
100,00
598.143,52
Euro
100,00
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
4.160.000
Euro
100,00
GE.AD. SpA
Adda Gas SpA
50,23
48,88
0,89
25.000
Euro
100,00
Enel.Hydro SpA
50,00
50,00
250.000
Euro
100,00
94.588.758
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
1.400.000
Euro
100,00
WIND SpA
100,00
694.000
Euro
100,00
WIND SpA
Mondo WIND Srl
99,28
0,72
95.000
Euro
100,00
WIND SpA
IT-net SpA
99,00
1,00
Brindisi
18.928.500
e industrializzazione
di prodotti high-tech
Euro
100,00
Elettroambiente SpA
Enel SpA
96,23
3,77
Lugano
(Svizzera)
Trading di carbone
100.000
CHF
51,00
Enel.FTL SpA
51,00
1.000
GBP
100,00
Attività
Geico SpA
Cremona
Idrogest Scrl
Cagliari
Attività nel settore idrico
Impregest Srl
Roma
Interpower SpA
Roma
elettrica
Italia On Line SpA
Milano
Sviluppo e gestione di
servizi Internet
IT-net SpA
Roma
Servizi informatici di rete
Mondo WIND Srl
Roma
Commercializzazione
di prodotti e servizi
di telecomunicazioni
Powerco SpA
Pragma Energy SA
Pragma Energy Services Ltd. Londra
Servizi amministrativi
(Regno Unito)
S.A.M.I.G. Srl
L'Aquila
Esercizio di pubblici servizi
S.C.C. Srl
Roma
Sfera - Società per la
formazione e le risorse
aziendali SpA
Roma
Formazione e reimpiego
risorse umane
Detenuta da
Pragma Energy SA
%
100,00
45.000
Euro
100,00
1.500.000
Euro
100,00
Enel SpA
12.360.096
Euro
100,00
Enel SpA
Enel Produzione SpA
Terna SpA
Enelpower SpA
Enel.Hydro SpA
So.l.e. - Società luce
Roma
elettrica SpA Gruppo Enel
Impianti e servizi di pubblica 4.600.000
illuminazione
Euro
100,00
Enel SpA
99,98
So.l.e. Milano H Scrl
Roma
Realizzazione impianti
di illuminazione pubblica
10.000
Euro
70,00
Terna
Trasmissione Elettricità
Rete Nazionale SpA
Roma
Esercizio della proprietà 2.036.050.000
della rete di trasmissione
dell'energia elettrica e sua
manutenzione
Euro
100,00
T.S.N.- Transmissora
Sudeste Nordeste SA
Rio De Janeiro Realizzazione, esercizio
(Brasile)
e manutenzione di reti
di trasmissione
dell'energia elettrica
R$
98,20
Vampa Gas SpA
Roma
Viesgo Generación SL
Santander
(Spagna)
Produzione e vendita
WEBiz 2 BV
Amsterdam
(Olanda)
WEBiz 3 NV
WEBiz Holding BV
73.810.000
So.l.e. SpA
Enel SpA
Enelpower SpA
100,00
74,08
4,71
4,71
4,71
4,71
2,36
2,36
2,36
70,00
100,00
98,20
420.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
430.137.183
Euro
100,00
100,00
Venture capital
18.000
Euro
100,00
Enel SpA
100,00
Bruxelles
(Belgio)
Venture capital
23.950.000
Euro
100,00
WEBiz Holding BV
WEBiz 2 BV
99,99
0,01
Amsterdam
(Olanda)
Venture capital
20.000
Euro
100,00
Enel SpA
WEBiz 2 BV
80,00
20,00
712.291.485
Euro
73,42
WIND Telecomunicazioni SpA Roma
Servizi di
telecomunicazioni
Sede legale
Enel SpA
34,70
(1)
Le imprese possedute dalla Camuzzi Gazometri SpA, dalla CHI Energy Inc. e dalla EGI Ltd. consolidate con il metodo integrale formano oggetto di elenchi separati.
In data 31 maggio 2002 è stata ceduta Eurogen SpA, consolidata quindi solo economicamente per il periodo 01.01.02 - 30.05.02.
(2)
Consolidata solo patrimonialmente in quanto acquisita alla fine del semestre.
123
Denominazione
ELENCO DELLE IMPRESE POSSEDUTE DALLA CAMUZZI GAZOMETRI SPA INCLUSE
NELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO CON IL METODO INTEGRALE AL 30.06.2002
Denominazione
Valuta
% di possesso
del Gruppo
Progettazione, costruzione 54.139.160
e gestione di impianti
per pubblici servizi
Euro
98,58
Raccolta, trasporto
e smaltimento dei rifiuti
Euro
100,00
Sede legale
Attività
Milano
Milano
Capitale sociale
al 30.06.2002
Detenuta da
%
Controllante
Camuzzi Gazometri SpA
98,58
Controllate
Aimeri SpA
124
23.400.000
100,00
Basil Gas Srl
Milano
260.000
Euro
100,00
100,00
Brembo Gas Srl
Milano
26.000
Euro
100,00
100,00
Camuzzi Finance SA
Lussemburgo Finanziaria
30.986,69
Euro
100,00
100,00
Camuzzi Trade SpA
Milano
750.000
Euro
100,00
100,00
C.A.R.T. Abruzzi Srl
Orio al Serio Assunzione di partecipazioni
(Bergamo)
nel settore idrico
18.000
Euro
100,00
100,00
Co.Im Gas SpA
Santa Maria Gestione di impianti di
1.479.000
a Colle (Lucca) distribuzione e vendita di gas
Euro
80,00
80,00
Gescoservizi Srl
Milano
Servizi alle imprese
Iridea Srl
Milano
Consulenza e assistenza
aziendale
La Riccia Srl
Taranto
Mariani Energia
Duemila SpA
Milano
Plenia SpA
Milano
Vendita di gas
Sabina Gas Srl
Cittaducale
(Rieti)
Smarin SpA
Taranto
Raccolta, trasporto e
smaltimento dei rifiuti
Tekna Srl
Milano
Assunzione di partecipazioni
nel settore dello smaltimento
dei rifiuti
Approvvigionamenti nel
settore del gas
46.800
Euro
100,00
100,00
1.250.000
Euro
100,00
100,00
10.400
Euro
100,00
100,00
7.737.111,20
Euro
100,00
100,00
20.750.000
Euro
100,00
100,00
10.000
Euro
100,00
100,00
516.000
Euro
80,00
Tekna Srl
50,00
30,00
10.400
Euro
85,00
85,00
ELENCO DELLE IMPRESE POSSEDUTE DALLA CHI ENERGY INC. INCLUSE NELL'AREA
DI CONSOLIDAMENTO CON IL METODO INTEGRALE AL 30.06.2002
(1)
Denominazione
Sede legale
Capitale sociale(2)
al 30.06.2002
% di possesso
Valuta del Gruppo Detenuta da
%
Controllante
CHI Energy Inc.
Stamford (Connecticut - USA)
14,25
USD
100,00 Enel Green Power International SA 100,00
Controllate
Agassiz Beach LLC
Minneapolis (Minnesota - USA)
-
-
Aquenergy Systems Inc.
Greenville (South Carolina - USA) 10.500
USD
100,00 Consolidated Hydro Southeast Inc. 100,00
Asotin Hydro Company Inc.
Wilmington (Delaware - USA)
100
USD
100,00 CHI Energy Inc.
Autumn Hills LLC
-
-
Aziscohos Hydro Company Inc.
100
USD
Barnet Hydro Company LP
Burlington (Vermont - USA)
-
-
100,00 CHI Acquisition II Inc.
Sweetwater Hydroelectric Inc.
67,50 Beaver Valley Holdings Ltd.
100,00
49,00
100,00
10,00
90,00
Beaver Falls Water Power Company Philadelphia (Pennsylvania - USA)
-
-
Beaver Valley Holdings Ltd.
Philadelphia (Pennsylvania - USA)
2
USD
100,00 Hydro Development Group Inc.
100,00
Beaver Valley Power Company
Philadelphia (Pennsylvania - USA)
30
USD
100,00
Bedard Electrics Inc.
New York (New York - USA)
150.200
USD
100,00
Black River Hydro Assoc.
-
-
Boott Hydropower Inc.
Boston (Massachusetts - USA)
-
-
BP Hydro Associates
Boise (Idaho - USA)
-
-
100,00 CHI Idaho Inc.
CHI Magic Valley Inc.
68,00
32,00
BP Hydro Finance Partnership
Salt Lake City (Utah - USA)
-
-
100,00 BP Hydro Associates
Fulcrum Inc.
75,90
24,10
Canastota Wind Power LLC
-
-
100,00 Essex Company
(Cataldo) Hydro Power Associates
-
-
CHI Black River Inc.
CHI Acquisitions Inc.
100
USD
CHI Acquisitions II Inc.
100
USD
100,00 CHI Finance Inc.
100,00
CHI Argentina USA Inc.
100
USD
100,00
75,00 (Cataldo) Hydro Power Associates
67,50
75,00
100,00
100,00
50,00
50,00
100,00
CHI Black River Inc.
100
USD
100,00
CHI Canada Inc.
Montreal (Québec - Canada)
800
USD
100,00
CHI Dexter Inc.
100
USD
100,00
CHI Finance Inc.
100
USD
100,00
CHI Hydroelectric Company Inc.
St. John (Newfoundland - Canada)
-
-
100,00 CHI Canada Inc.
100,00
CHI Highfalls Inc.
-
-
100,00
CHI Idaho Inc.
100
USD
100,00 CHI Acquisitions Inc.
100,00
CHI Magic Valley Inc.
100
USD
100,00
CHI Minnesota Wind LLC
-
-
100,00
CHI Mountain States Operations Inc. Wilmington (Delaware - USA)
100
USD
100,00
CHI Operations Inc.
100
USD
100,00
CHI Patagonia Inc.
100
USD
100,00
CHI Phillippines Inc.
100
USD
100,00
CHI Power Inc.
100
USD
100,00
CHI Power Marketing Inc.
100
USD
100,00
CHI S.F. LP
-
-
100,00 CHI Hydroelectric Co. Inc.
CHI Canada Inc.
49,00 CHI Minnesota Wind LLC
49,00
1,00
99,00
CHI Universal Inc.
100
USD
100,00
CHI West Inc.
100
USD
100,00
CHI Western Operations Inc.
100
USD
100,00
Coneross Power Corporation Inc.
Greenville (South Carolina - USA) 110.000
USD
100,00 Aquenergy Systems Inc.
100,00
Consolidated Hydro
Mountain States Inc.
100
USD
100,00
Consolidated Hydro
New Hampshire Inc.
130
USD
100,00 CHI Universal Inc.
100,00
100,00
Consolidated Hydro New York Inc.
200
USD
Consolidated Hydro Southeast Inc.
100
USD
100,00 CHI Acquisitions II Inc.
100,00
Consolidated Hydro Vermont Inc.
100
USD
100,00
125
126
Capitale sociale(2)
al 30.06.2002
% di possesso
Denominazione
Sede legale
Consolidated Pumped Storage Inc.
80
USD
%
Consolidated Pumped Storage
Arkansas Inc.
90
USD
100,00 Consolidated Pumped Storage Inc. 100,00
Coosa Pines Energy LLC
-
-
100,00
Coosa Pines Energy Holdings LLC
-
-
100,00
Copenhagen Associates
-
-
CHI Dexter Inc.
Crosby Drive Investments Inc.
100,00
50,00
50,00
-
-
100,00 Asotin Hydro Company Inc.
100,00
Eagle & Phoenix Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA)
100
USD
100,00
Echo Summit Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Essex Company
-
-
100,00
Florence Hills LLC
-
-
Fulcrum Inc.
Boise (Idaho - USA)
992,5
USD
Hadley Ridge LLC
-
-
Highfalls Hydro Company Inc.
-
-
Hope Creek LLC
Hosiery Mill Hydro Company Inc.
Hydrodev Inc.
-
-
Hydro Development Group Inc.
12,25
USD
100,00
Hydro Energies Corporation
5.000
USD
100,00
Iroquorp Ltd.
-
-
100,00
Iroquorp Acquisitions Inc.
-
-
100,00
Jack River LLC
-
-
Jessica Mills LLC
-
-
Joseph Hydro Company Inc.
100
USD
Julia Hills LLC
Kings River Hydro Company Inc.
-
-
100
USD
-
-
100
USD
100,00 Consolidated Hydro Mountain
States Inc.
49,00
100,00
49,00
100,00
49,00
100,00
100,00
49,00
49,00
100,00
49,00
100,00
Kinneytown Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
LaChute Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Lawrence Hydroelectric Associates LP Boston (Massachusetts - USA)
-
-
100
USD
-
-
Les Développements
Hydroelectriques CHI Inc.
Littlefield Hydro Company
Portland (Maine - USA)
Littlefield Hydro Company Inc.
100
USD
Littleville Power Company Inc.
-
-
Lower Saranac Corporation
2
USD
Crosby Drive Investments Inc.
100,00 Littlefield Hydro Company Inc.
CHI Universal Inc.
92,50
7,50
100,00
10,00
90,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Mascoma Hydro Corporation
Concord (New Hampshire - USA)
-
-
Metro Wind LLC
-
-
Mill Shoals Hydro Company Inc.
100
USD
Minnewawa Hydro Company Inc.
100
USD
Newbury Hydro Company LP
-
-
North Canal Waterworks
-
-
100,00
Notch Butte Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Optigaz Inc.
Kirkland (Québec - Canada)
-
-
60,00
100
USD
100,00
Ottauquechee Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA)
49,00
100,00
100,00
99,00 CHI Patagonia Inc.
99,00
1,00
Patagonia Investments L.P.
-
-
Pelzer Hydro Company Inc.
100
USD
100,00 Consolidated Hydro Southeast Inc. 100,00
Phoenix Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Pioneer Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Pyrites Associates
-
-
CHI Dexter Inc.
99,00
50,00
50,00
Ruthton Ridge LLC
Schoolfield Hydro Company Inc.
% di possesso
-
100
USD
100,00
Sheldon Vermont Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA)
-
-
100,00
Slate Creek Hydro Associates LP
Los Angeles (California - USA)
-
-
Slate Creek Hydro Company Inc.
100
USD
Soliloquoy Ridge LLC
Somersworth Hydro Company Inc.
-
-
100
USD
%
-
95,00 Slate Creek Hydro Company Inc.
100,00 CHI Universal Inc.
49,00
95,00
100,00
49,00
100,00
Southwest Transmission LLC
-
-
49,00
Spartan Hills LLC
-
-
49,00
St. - Felicien Cogeneration
Limited Partnership
-
-
59,90 Hydrodev Inc.
CHI S.F. LP
2,40
57,50
-
-
Summit Energy Limited Partnership Wilmington (Delaware - USA)
Summit Energy Storage Inc.
Summit Energy Storage Inc.
8.200
USD
Summit Finance Inc.
100
USD
Sun River LLC
-
-
Concord (New Hampshire - USA)
250
USD
The Great Dam Corporation
100
USD
TKO Power Inc.
Los Angeles (California - USA)
-
-
100,00 CHI West Inc.
Triton Power Company
-
-
100,00 CHI Highfalls Inc.
Highfalls Hydro Company Inc.
Tsar Nicholas LLC
Twin Falls Hydro Company Inc.
Twin Lake Hills LLC
Ware Hydro Company Inc.
-
-
10
USD
-
-
100,00 Summit Energy Storage Inc.
Sede legale
1,00
99,00
69,32
100,00
49,00
100,00
100,00 Lawrence Hydroelectric Associates LP 100,00
100,00
50,00
50,00
49,00
100,00
49,00
100
USD
100,00
Western New York Wind Corporation New York (New York - USA)
300
USD
100,00
Willimantic Hydro Company Inc.
100
USD
100,00
Willimantic Power Corporation
Hartford (Connecticut - USA)
-
-
100,00 Willimantic Hydro Company Inc.
100,00
Winter's Spawn LLC
-
-
(1)
Tutte le imprese svolgono attività di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
(2)
In molti casi le partecipate sono costituite in forme societarie che non richiedono il versamento di un capitale sociale.
49,00
127
Capitale sociale(2)
al 30.06.2002
Denominazione
ELENCO DELLE IMPRESE POSSEDUTE DALLA EGI LTD. INCLUSE NELL'AREA
DI CONSOLIDAMENTO CON IL METODO INTEGRALE AL 30.06.2002
(1)
Sede legale
Controllante
EGI Ltd.
Hamilton (Bermuda)
Controllate
Agricola Rio Sahuil Ltda
Agricola Y Constructora
Rio Guanehue SA
Celabi Ltd.
Central American Power Services Inc.
Conexión Energetica
Centroamericana SA
Conexión Energetica
Centroamericana El Salvador SA
Constructora Cerro Pitren Ltda
128
Denominazione
Capitale sociale(2)
al 30.06.2002
% di possesso
%
12.000
USD
100,00 Enel Green Power International SA 100,00
Santiago (Cile)
200.000.000
CLP
Santiago (Cile)
-
-
2
1
5.000
USD
USD
GTQ
4.000.000
SVC
200.000.000
CLP
99,90 Agricola Y Constructora
Rio Guanehue SA
99,90
100,00 Empresa Electrica Panguipulli SA
99,93
Energia de Los Lagos Ltda
0,07
100,00 Dowill Finance Company
100,00
100,00 EGI Ltd.
100,00
100,00 EGI Guatemala SA
98,00
Mesoamerica Power Development Ltd. 2,00
100,00 Grupo EGI SA de cv
99,95
EGI Holdco El Salvador SA de cv
0,05
99,90 Agricola Y Constructora Rio
Guanehue SA
99,90
100,00 EGI Chile Ltd.
100,00
100,00 EGI Ltd.
100,00
100,00 Energia Global de Costa Rica SA
100,00
100,00 EGI Ltd.
100,00
100,00 Mesoamerica Power Development Ltd. 99,98
EGI Ltd.
0,02
100,00 Mesoamerica Power Development Ltd. 99,95
EGI Ltd.
0,05
100,00 EGI Ltd.
100,00
99,98
100,00 ZMZ General SA
100,00
100,00 Energia de Los Lagos Ltda
99,99
Energia Alerce Ltda
0,01
100,00 Energia de Los Lagos Ltda
99,90
Energia Alerce Ltda
0,10
100,00 Jeffco Ltd.
99,90
Dowill Finance Company
0,10
100,00 Energia Alerce Ltda
99,99
Jeffco Ltd.
0,01
99,00 EGI Ltd.
99,00
100,00 EGI Ltd.
100,00
99,00
100,00 EGI Holdco El Salvador SA de cv
99,95
100,00 Tecnoguat Holdings Ltd.
99,00
Tecnoguat SA
1,00
45,00 EGI Jimenez Ltd.
45,00
100,00 Dowill Finance Company
100,00
100,00 EGI Ltd.
100,00
49,00 Electrificadora Ecologica SA
49,00
85,00 Electrificadora Ecologica SA
85,00
Georgetown (Cayman Island)
Guatemala
San Salvador (El Salvador)
Santiago (Cile)
Dowill Finance Company
EGI Chile Ltd.
EGI Costa Rica Viento SA
EGI Guacimo Ltd.
EGI Guatemala SA
Santa Ana (Costarica)
Guatemala
1.000
1
100.000
1
5.000
USD
USD
CRC
USD
GTQ
EGI Holdco El Salvador SA de cv
200.000
SVC
EGI Jimenez Ltd.
EGI Project Services SA
Guatemala
1
5.000
USD
GTQ
Electrificadora Ecologica SA
Empresa Electrica Panguipulli SA
Santiago (Cile)
1.200.000
-
CRC
-
Empresa Electrica Puyehue SA
Santiago (Cile)
11.169.752.000
CLP
Energia Alerce Ltda
Santiago (Cile)
1.000.000
CLP
Energia de Los Lagos Ltda
Santiago (Cile)
15.414.240.752
CLP
Energia Global SA de cv
Energia Global de Costa Rica SA
Generadora de Occidente Ltda
Guatemala
50.000
100.000
5.000
MXN
CRC
GTQ
Grupo EGI SA de cv
200.000
SVC
Grupo EGI Matanzas SA
Guatemala
5.000
GTQ
Grupo Hidroverde Ltd.
Jeffco Ltd.
Mesoamerica Power Development Ltd.
Molinos de Viento del Arenal SA
Operacion Y Mantenimiento
Tierras Morenas SA
P.H. Don Pedro SA
P.H. Guacimo SA
Hamilton (Bermuda)
100
100
12.000
9.709.200
30.000
USD
USD
USD
USD
CRC
100.001
50.000
CRC
CRC
P.H. Rio Volcan SA
Tecnoguat SA
Guatemala
100.001
1.000.000
CRC
GTQ
Tecnoguat Holdings Ltd.
ZMZ General SA
100
500.000
USD
CRC
29,93 EGI Ltd.
40,00 EGI Ltd.
Energia Global de Costa Rica SA
43,14 EGI Ltd.
100,00 Grupo EGI Matanzas SA
Tecnoguat Holdings Ltd.
75,00 EGI Ltd.
51,00 EGI Costa Rica Viento SA
(1)
Tutte le imprese svolgono attività di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
(2)
In alcuni casi le partecipate sono costituite in forme societarie che non richiedono il versamento di un capitale sociale.
29,93
30,00
10,00
43,14
99,00
1,00
75,00
51,00
ELENCO DELLE IMPRESE CONTROLLATE VALUTATE CON IL METODO
DEL PATRIMONIO NETTO AL 30.06.2002
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
Evergy SA
Atene (Grecia) Servizi di telecomunicazioni 12.100.000
Euro
100,00
Mobilmat SpA
Milano
Finanziaria
WIND-PPC Holding NV
Amsterdam
(Olanda)
nel settore delle
telecomunicazioni
Attività
Detenuta da
WIND-PPC Holding NV
%
100,00
10.000.000
Euro
85,00
WIND SpA
85,00
45.000
Euro
50,00
WIND SpA
50,00
Sede legale
ELENCO DELLE IMPRESE COLLEGATE VALUTATE CON IL METODO
DEL PATRIMONIO NETTO AL 30.06.2002
Denominazione
Sede legale
Attività
Capitale sociale
al 30.06.2002
Aes Distribuidores
San Salvador Produzione di energia
Salvadoreños Y Compania (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili
S. en C. de cv
Valuta
% di possesso
del Gruppo
200.000
SVC
20,00
Grupo EGI SA de cv
20,00
Detenuta da
%
Celtica Energy Srl
Livorno
46.800
Euro
50,00
Powerco SpA
50,00
Compagnia Porto
di Civitavecchia SpA
Civitavecchia Costruzione di infrastrutture
(Roma)
portuali
516.000
Euro
25,00
Enel Produzione SpA
25,00
Conphoebus Technology
Service SpA
Catania
Servizi di facility
management
1.000.000
Euro
50,00
50,00
EPV Holdings LLC
Wilmington
(Delaware
- USA)
-
-
37,14
CHI Power Inc.
37,14
Euform.it SpA
(già Eform.it SpA)
Roma
Servizi formativi
500.000
Euro
49,00
Enel.it SpA
49,00
Euromedia Luxembourg
One SA
Lussemburgo Venture capital
52.500.000
USD
28,57
Enel SpA
28,57
Futuro Ambiente Srl
Vicenza
5.000.000
Euro
35,00
Powerco SpA
35,00
Gesam SpA
Lucca
28.546.672
Euro
40,00
40,00
Immobiliare Foro
Bonaparte SpA
Roma
55.000.000
Euro
49,00
49,00
Immobiliare Porta Volta SpA Milano
100.000
Euro
49,00
49,00
Immobiliare Progetto
Ostiense SpA
Roma
100.000
Euro
49,00
49,00
Leasys SpA
Roma
Noleggio di veicoli,
319.200.000
gestione di autoparchi e di
mezzi di trasporto in genere
Euro
49,00
49,00
Lotti & Associati SpA
Roma
Megamind SpA
Roma
Distribuzione commerciale
Montepower Srl
Montebelluna Produzione di energia
(Treviso)
5.164.570
Euro
40,00
Enel.Hydro SpA
40,00
103.200
Euro
30,00
Mondo WIND Srl
30,00
104.000
Euro
49,00
Powerco SpA
49,00
Q-Channel SpA
Roma
Servizi nel settore sanitario
1.607.141
Euro
24,00
Enel.it SpA
24,00
Sard. Eco. Energy Srl
Siniscola
(Nuoro)
30.000
Euro
50,00
Powerco SpA
50,00
Star Lake Hydro Partnership St. John
(Newfoundland elettrica da fonti rinnovabili
- Canada)
-
-
49,00
CHI Hydroelectric Company Inc. 49,00
129
Denominazione
ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN IMPRESE CONTROLLATE
NON CONSOLIDATE AL 30.06.2002
130
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
Montesegale Attività immobiliare
(Pavia)
10.400
Euro
100,00
Climare Scrl
Sestri Levante Attività nel settore energetico
(Genova)
30.600
Euro
66,66
Data Gas Srl
Roma
46.000
Euro
Enel Green Power Hellas SA Atene
(Grecia)
58.700
Enel M@p SpA
Roma
Servizi di misurazione,
telegestione e connettività
mediante comunicazione
su rete elettrica
Hydro Gestioni SpA
Milano
Hydro Gestioni Impianti
Tecnologici Scrl
Milano
Metan Gas Sicilia Srl
Roma
Novatrans Energia SA
Denominazione
Sede legale
Alfin Srl
Attività
Detenuta da
%
100,00
66,66
100,00
Cosid SpA
S.C.C. Srl
Vampa Gas SpA
40,00
30,00
30,00
Euro
100,00
100,00
5.000.000
Euro
100,00
CISE Srl
99,00
1,00
104.000
Euro
51,00
Enel.Hydro SpA
51,00
25.822
Euro
51,00
Enel.Hydro SpA
51,00
1.500.000
Euro
93,33
93,33
Rio De Janeiro Realizzazione, esercizio
1.959.000
(Brasile)
e manutenzione di reti di
trasmissione dell'energia elettrica
R$
90,00
Enelpower SpA
90,00
ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
VALUTATE AL COSTO AL 30.06.2002
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
1.225.000
Euro
45,00
Enel.Hydro SpA
45,00
(El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili
200.000
SVC
20,00
Grupo EGI SA de cv
20,00
Central Parks SpA
Roma
Progettazione, realizzazione
e gestione di sistemi idrici
329.550
Euro
40,00
Enel.Hydro SpA
40,00
C.I.N.S.- Consorzio
Industriale Nazionale
Superconduttori
Roma
Attività di ricerca
sui materiali
51.645,70
Euro
20,00
25.000.000
Lit.
20,00
IT-net SpA
20,00
1.800.000
Euro
20,44
Aimeri SpA
20,44
50.000
Euro
40,00
40,00
51.645,68
Euro
50,00
Enel.Hydro SpA
50,00
200.000.000
Lit.
49,00
Enel.Hydro SpA
29,00
20,00
10.000.000
Lit.
46,25
Enel.Hydro SpA
46,25
30.000
Euro
24,98
Enel.Hydro SpA
24,98
Attività
Acque di Calabria SpA
Bari
Assunzione di
partecipazioni nel
settore idrico
Aes Distribuidores
Salvadoreños Ltda de cv
Detenuta da
%
Cittadella Telematica Scrl
Savona
Servizi telematici
Codemonte SpA
(in liquidazione)
Novara
-
CODEV - Consorzio
Distribuzione Elettricità
Voghera
Pavia
Distribuzione elettricità
Consorzio CORARC
Seriate
(Bergamo)
Coordinamento ricerca
scientifica
Consorzio di Gestione
Centro Iside
Prignano
Cilento
(Salerno)
Monitoraggio e sicurezza
reti idriche
Consorzio ISAS - Istituto
Superiore per l'Ambiente
e lo Sviluppo
Matera
Formazione, ricerca
e servizi vari
Consorzio Progetto
Torre di Pisa
Pisa
Coordinamento studi
restauro Torre di Pisa
Ecoalbenga SpA
Albenga
(Savona)
1.549.350
Euro
48,00
Aimeri SpA
48,00
Ecofin Srl
Aosta
10.400
Euro
37,50
Aimeri SpA
37,50
Eneco Energia Ecologica Srl Predazzo
(Trento)
Teleriscaldamento
1.239.510
Euro
49,02
Avisio Energia SpA
49,02
Enelco SA
Atene
(Grecia)
Costruzione, gestione e
200.000.000
manutenzione di impianti
GRD
50,00
Enelpower SpA
50,00
FSB SpA
Marcon
(Venezia)
Progettazione di sistemi
di automazione di
impianti industriali
491.439
Euro
25,86
WEBiz Holding BV
Enel Capital SpA
22,50
3,36
Hipotecaria de Santa
Ana Ltda de cv
(El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili
100.000
SVC
20,00
Grupo EGI SA de cv
20,00
Hydrodev Limited
Partnership
Montreal
(Québec
- Canada)
-
-
49,00
CHI Canada Inc.
Hydrodev Inc.
48,00
1,00
HydroLazio Scrl
Bologna
510.000
Euro
30,00
Enel.Hydro SpA
30,00
Idrolatina Srl
Latina
Assunzione di partecipazioni
nel settore idrico
650.000
Euro
23,00
Enel.Hydro SpA
23,00
1.040.000
Euro
50,00
Enel.Hydro SpA
50,00
Istedil - Istituto Sperimentale Guidonia
per l'Edilizia SpA
(Roma)
Tecnologia, sicurezza,
costruzioni
Macomer Scrl
(in liquidazione)
Sesto San
Giovanni
(Milano)
-
25.500
Euro
20,51
Aimeri SpA
20,51
MyCasa Network Inc.
Wilmington
(Delaware
- USA)
Creazione, sviluppo e
10.646,857
commercializzazione di
piattaforme hardware e
software di comunicazione
USD
40,26
WEBiz Holding BV
Enel Capital SpA
36,23
4,03
Panaenergy Group SA
Stamford
(Connecticut elettrica da fonti rinnovabili
- USA)
200
USD
50,00
EGI Ltd.
50,00
Sarnese Vesuviano Srl
Roma
1.550.000
Euro
46,50
Enel.Hydro SpA
Ctida Srl
45,00
1,50
Assunzione e gestione
di partecipazioni
nel settore idrico
Sede legale
131
Denominazione
132
Denominazione
Sede legale
Attività
Seso Srl
Borgosesia
(Vicenza)
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
309.840
Euro
40,00
Aimeri SpA
40,00
Detenuta da
%
Sicilia Hydro SpA
Enna
103.290
Euro
33,50
Enel.Hydro SpA
33,50
SIET - Società
Informazioni Esperienze
Termoidrauliche SpA
Piacenza
Studi, progetti e ricerche
in campo termotecnico
1.128.648
Euro
41,55
Enel.Hydro SpA
41,55
Teggs SpA
Milano
Creazione e
commercializzazione di
software di comunicazione
e per ufficio
121.500
Euro
40,00
WEBiz Holding BV
Enel Capital SpA
36,00
4,00
T.E.S.A. Piacenza SpA
Piacenza
Smaltimento dei rifiuti,
igiene ambientale e
attività nel settore idrico
51.200.000
Euro
40,00
40,00
ELENCO DELLE ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI AL 30.06.2002
Attività
Capitale sociale
al 30.06.2002
Valuta
% di possesso
del Gruppo
260.000
Euro
14,00
14,00
Detenuta da
%
Centro Energie Viterbo SpA Viterbo
Ricerca nel settore delle
energie rinnovabili
CO.FA.S.E. Srl
Canazei
(Trento)
Cogenerazione di energia
elettrica e termica
25.500
Euro
14,00
Avisio Energia SpA
14,00
Depurazione Trentino
Centrale Scrl
Trento
Depurazione delle acque
10.000
Euro
15,00
Enel.Hydro SpA
15,00
Exstream Solutions Inc.
Cambridge
Trasmissione di contenuti
11.940,79
(Massachusetts multimediali e sviluppo di
- USA)
piattaforme distance learning
USD
15,09
WEBiz Holding BV
Enel Capital SpA
13,58
1,51
Gestenergy Srl
Milano
10.400
Euro
17,88
Powerco SpA
17,88
Insula SpA
Venezia
Servizi di manutenzione
urbana di Venezia
2.064.000
Euro
12,00
Enel.Hydro SpA
12,00
International Multimedia
University SpA
Gualdo Tadino Formazione a distanza
(Perugia)
619.800
Euro
13,04
Sfera SpA
13,04
Investenergy Srl
Milano
10.200
Euro
17,87
Powerco SpA
17,87
MIX Srl
Milano
Promozione servizi Internet
99.000
Euro
19,50
Italia On Line SpA
IT-net SpA
9,75
9,75
Nexo SA
Manno
(Svizzera)
Applicazioni e
infrastrutture telematiche
2.890.000
CHF
17,74
WEBiz Holding BV
Enel Capital SpA
15,97
1,77
Oristano Ambiente Srl
Santa Giusta Gestione impianti
(Oristano)
di depurazione
15.600
Euro
18,00
Enel.Hydro SpA
18,00
Servizi Pubblici
Teramani SpA
Teramo
258.225
Euro
15,00
C.A.R.T. Abruzzi Srl
15,00
Solena Group Inc.
(già Global Plasma
System Group Inc.)
Washington
(District of
Columbia
- USA )
Ricerca nel settore
energetico
25.000.000
USD
12,00
Powerco SpA
12,00
Sede legale
133
Denominazione
PROSPETTI CONTABILI DI ENEL SPA
STATO PATRIMONIALE
ATTIVO
Milioni di euro
CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI
ANCORA DOVUTI
al 30.06.2002
-
al 31.12.2001 al 30.06.2001
-
-
IMMOBILIZZAZIONI
Immateriali
Materiali
Finanziarie
18
14
42
9
11
12
23.619
27.234
27.886
23.646
27.259
27.940
ATTIVO CIRCOLANTE
Rimanenze
Crediti
Attività finanziarie che non costituiscono
immobilizzazioni
Disponibilità liquide
Prospetti contabili di Enel SpA
Totale attivo circolante
RATEI E RISCONTI ATTIVI
TOTALE ATTIVO
136
-
-
1
6.971
5.323
7.819
524
532
569
37
105
133
7.532
5.960
8.521
274
131
284
31.452
33.350
36.746
PASSIVO
Milioni di euro
al 30.06.2002
al 31.12.2001 al 30.06.2001
PATRIMONIO NETTO
Capitale
6.063
6.063
6.263
Riserva legale
1.452
1.452
1.253
Altre riserve
2.255
2.255
2.254
Utili portati a nuovo
1.397
2
2
11
3.578
328
11.178
13.350
10.100
2.737
485
482
12
12
13
Obbligazioni
5.924
5.956
6.462
Debiti verso banche
7.860
8.128
13.795
Utile dell’esercizio/periodo
Patrimonio netto
FONDI PER RISCHI E ONERI
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO
DI LAVORO SUBORDINATO
RATEI E RISCONTI PASSIVI
TOTALE PASSIVO
3.464
5.294
5.471
17.248
19.378
25.728
277
125
423
31.452
33.350
36.746
CONTI D’ORDINE
Garanzie prestate
7.691
7.875
4.067
Altri conti d’ordine
42.837
29.492
42.364
Totale conti d’ordine
50.528
37.367
46.431
137
Fornitori e altri debiti
Totale debiti
DEBITI
CONTO ECONOMICO
Milioni di euro
2002
1° semestre
2001
2001
VALORE DELLA PRODUZIONE
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
673
806
1.537
356
1.518
2.441
1.029
2.324
3.978
798
1.842
3.103
88
103
228
6
5
11
Per il personale
29
29
56
Totale valore della produzione
COSTI DELLA PRODUZIONE
Per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci
Per servizi
Per godimento di beni di terzi
2
2
3
-
-
12
sussidiarie, di consumo e merci
-
4
5
-
1
15
10
11
75
23
94
136
Totale costi della produzione
956
2.091
3.644
73
233
334
3.387
Differenza tra valore e costi della produzione
PROVENTI E ONERI FINANZIARI
138
Ammortamenti
Svalutazioni
Proventi da partecipazioni in imprese controllate
779
1.261
412
465
789
Interessi e altri oneri finanziari
542
669
1.174
Totale proventi e oneri finanziari
649
1.057
3.002
(4.436)
(783)
(1.381)
2.940
32
3.043
7
7
37
Totale delle partite straordinarie
2.933
25
3.006
(781)
532
4.961
Imposte sul reddito
(792)
204
1.383
11
328
3.578
RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITÀ FINANZIARIE
PROVENTI E ONERI STRAORDINARI
Proventi
Oneri
RISULTATO DELL’ESERCIZIO/PERIODO
RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE
ENEL S.p.A.
Relazione della società di revisione
30 giugno 2002
2
Progetto grafico
Imaginali - Roma
Impaginazione
IMAGE DESIGN - Roma
coordinamento: Claudio Polito
Revisione testi
postScriptum di Paola Urbani
Fotolito
Photolyto Capitolina - Roma
Stampa
Varigrafica Alto Lazio - Nepi (Viterbo)
Finito di stampare
nel mese di ottobre 2002
su carta ecologica
Fedrigoni Freelife Cento
Pubblicazione fuori commercio
Enel
Società per azioni
Sede legale in Roma
Viale Regina Margherita, 137
Capitale sociale
Euro 6.063.075.189
interamente versato
Codice Fiscale e Registro Imprese
di Roma n. 00811720580
R.E.A. di Roma n. 756032
Partita IVA n. 00934061003
www.enel.it

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