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L’ENERGIA CHE TI ASCOLTA

Relazione semestrale 30 giugno 2005

Relazione semestrale 30 giugno 2005

Relazione sulla gestione

Situazione contabile consolidata

Allegati

Relazioni

La struttura Enel

Organi sociali

Fatti di rilievo del primo semestre del 2005

Aspetti normativi e tariffari

Enel e i mercati finanziari

Dati di sintesi

Sintesi della gestione

Andamento economico e struttura

patrimoniale del Gruppo

Risultati economici per area di attività

> Generazione ed Energy Management

> Mercato, Infrastrutture e Reti

- Energia elettrica

- Gas

> Capogruppo e Altre attività

> Discontinued operations

- Reti di Trasmissione

- Telecomunicazioni

Ricerca e sviluppo

Risorse umane e organizzazione

Corporate governance

Conto economico consolidato

Stato patrimoniale consolidato

Rendiconto finanziario consolidato

Prospetto delle variazioni del patrimonio

netto consolidato

Nota illustrativa

Allegato A

> Prospetti contabili di Enel SpA

> Prospetto di raccordo tra patrimonio netto

e risultato di Enel SpA e i corrispondenti

dati consolidati

> Imprese e partecipazioni rilevanti

del Gruppo Enel al 30 giugno 2005

Allegato B

> Prospetto di riconciliazione IFRS

al 30 giugno 2004 e relative Note esplicative

Relazione della Società di revisione

Glossario

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Relazione sulla gestione

6 > 7 Relazione sulla gestione RELAZIONE SEMESTRALE 30 GIUGNO 2005

CorporateEnel SpA

Divisione Generazione

ed Energy Management

Energia Elettrica Gas

Divisione

TelecomunicazioniDivisione Servizi e Altre attività Reti di Trasmissione

Divisioni Mercato, Infrastrutture e Reti

Italia

> Enel Produzione (1)

> Enel Trade

Estero

> Viesgo Generación

> Enel Unión Fenosa

Renovables

> Maritza

> Enel North America

> Enel Latin America

> Wind

> Tellas

> Enel Ape (2)

> Sfera

> Dalmazia Trieste

> Enelpower

> Enel.NewHydro

> Enel.Factor

> Enel.Re

> Terna

> TSN

> Novatrans

Italia

> Enel Distribuzione

> Enel Energia

> Deval

> Enel Sole

> Enel.si

Estero

> Electra de Viesgo

Distribución

> Viesgo Energía

> Electrica Banat

> Electrica Dobrogea

> Enel Rete Gas

> Enel Gas

(1) Dal 1° gennaio 2005 Enel Produzione ha incorporato Enel Green Power, Enel Logistica Combustibili e Conphoebus.

(2) Dal 1° gennaio 2005 Enel Ape ha incorporato Enel.it ed Enel Facility Management.

La struttura Enel

DISCONTINUED OPERATIONS


Organi sociali

Consiglio di Amministrazione Collegio Sindacale

Presidente

Piero Gnudi

Amministratore Delegato

e Direttore Generale

Fulvio Conti

Consiglieri

Giulio Ballio

Augusto Fantozzi

Alessandro Luciano

Fernando Napolitano

Francesco Taranto

Gianfranco Tosi

Francesco Valsecchi

Presidente

Eugenio Pinto

Sindaci effettivi

Carlo Conte

Franco Fontana

Sindaci supplenti

Giancarlo Giordano

Paolo Sbordoni

Segretario del Consiglio

Claudio Sartorelli

Società di revisione

KPMG SpA

Il Consiglio è investito per statuto dei più ampi poteri per l’amministrazione ordinaria e straordinaria

della Società e, in particolare, ha facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l’attuazione

e il raggiungimento dell’oggetto sociale.

Il Presidente ha per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale,

presiede l’Assemblea, convoca e presiede il Consiglio di Amministrazione e verifica l’attuazione

delle deliberazioni del Consiglio stesso.

L’Amministratore Delegato ha anch’egli per statuto i poteri di rappresentanza legale della Società

e la firma sociale ed è inoltre investito, in base a deliberazione consiliare del 30 maggio 2005, di tutti

i poteri per l’amministrazione della Società, a eccezione di quelli diversamente attribuiti dalla legge,

dallo statuto o riservati al Consiglio di Amministrazione ai sensi della medesima deliberazione.

Assetto dei poteri

Consiglio di Amministrazione

Presidente del Consiglio di Amministrazione

Amministratore Delegato

La relazione semestrale consolidata del Gruppo Enel al 30 giugno 2005 è stata predisposta in conformità

agli International Financial Reporting Standards (IFRS) applicabili per l’informativa infrannuale.

Nella presente relazione i dati comparativi dei corrispondenti periodi del 2004 sono stati rideterminati

secondo i nuovi princípi contabili; in allegato sono illustrati gli effetti dell’adozione degli IFRS sui valori

a suo tempo pubblicati e redatti secondo i princípi contabili italiani.

Come richiesto dai nuovi princípi contabili, tutti i dati economici (sia quelli del 2005 sia i comparativi

del 2004) e i dati patrimoniali al 30 giugno 2005 vengono rappresentati suddivisi per continuing

operations e discontinued operations.

Di seguito vengono descritti gli eventi che hanno determinato l’inclusione tra le discontinued

operations del settore delle Reti di Trasmissione e di quello delle Telecomunicazioni.

Al 30 giugno 2005 Enel possiede una partecipazione pari al 36,14% del capitale sociale di Terna,

società quotata proprietaria di oltre il 90% delle infrastrutture elettriche in alta e altissima tensione,

costituenti la Rete di Trasmissione Nazionale.

La legge 27 ottobre 2003, n. 290, come modificata dalla legge 23 agosto 2004, n. 239, ha peraltro

disposto che entro il 1° luglio 2007 la partecipazione di Enel in Terna deve ridursi entro la soglia del 20%.

Il 24 maggio 2005 Enel SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA hanno firmato il contratto per la cessione,

da parte di Enel, alla Cassa stessa, di una partecipazione del 29,99% del capitale sociale di Terna.

Il corrispettivo dell’operazione risulterà compreso tra un minimo di 1.228 milioni di euro e un

massimo di 1.412 milioni di euro, in funzione della media ponderata dei prezzi ufficiali dell’azione

Terna registrati in un periodo antecedente la cessione della partecipazione alla Cassa Depositi e

Prestiti, così come previsto nel Memorandum d’intesa sottoscritto dalle due società il 23 marzo 2005.

L’efficacia del contratto di compravendita è subordinata al verificarsi di alcune condizioni sospensive,

tra cui il rilascio da parte dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato (AGCM)

dell’autorizzazione al trasferimento della partecipazione da Enel a Cassa Depositi e Prestiti.

In data 5 agosto 2005 l’AGCM ha autorizzato l’operazione a condizione che la Cassa Depositi e

Prestiti, a decorrere dal 1° luglio 2007 ed entro i 24 mesi successivi, ceda la partecipazione detenuta

in Enel SpA, pari al 10,2% del capitale sociale; fino alla cessione della partecipazione l’AGCM ha

posto, in via transitoria, due condizioni che riguardano le caratteristiche di indipendenza del

Consiglio di Amministrazione di Terna e la definizione del ruolo del Comitato di Consultazione,

di cui al DPCM 11 maggio 2004.

Tenuto conto del contratto di cessione sottoscritto il 24 maggio 2005, dell’esito dell’istruttoria

dell’AGCM, nonché delle opportunità alternative di vendita comunque esistenti sul mercato, Enel

Fatti di rilievo del primo semestre

del 2005

Adozione dei princípi contabili internazionali

Informazioni sulle discontinued operations

Reti di Trasmissione: cessione della partecipazione in Terna

ritiene che vi siano concrete probabilità di procedere alla cessione del 29,99% del capitale di Terna.

Per effetto di tale prospettata cessione, prevista entro la fine del 2005, la partecipazione posseduta

da Enel si ridurrà a poco più del 6,1%.

Peraltro è previsto che tale partecipazione sia ulteriormente ridotta a seguito dell’esercizio, entro il 5

gennaio 2006, del diritto di attribuzione di azioni gratuite (c.d. bonus share), spettante agli aderenti

all’offerta pubblica di azioni Terna effettuata da Enel nel giugno 2004. Entro il primo semestre del

2006 la partecipazione di Enel in Terna sarà quindi pari a circa il 5%.

In data 11 agosto 2005, Enel e Weather Investments Srl, società che fa capo all’imprenditore Naguib

Sawiris, hanno completato gli adempimenti relativi alla prima fase dell’operazione di cessione di Wind

Telecomunicazioni SpA a Weather, secondo quanto previsto nel contratto stipulato tra le parti il 26

maggio 2005 e a seguito dell’approvazione dell’operazione da parte delle Autorità competenti.

In particolare, Enel ha ceduto a una società controllata da Weather il 62,75% del capitale di Wind

per un corrispettivo di 2.986 milioni di euro.

In precedenza Sawiris ha ceduto a un’altra controllata di Weather una partecipazione del 50% più

un’azione di Orascom Telecom Holding (società di telecomunicazione mobile operante in Medio Oriente,

Africa e Pakistan, i cui titoli azionari sono quotati presso la Borsa del Cairo e negoziati, in forma di

General Depositary Receipts - GDR, sulla Borsa di Londra).

Enel ha inoltre sottoscritto, in data 11 agosto 2005, un aumento del capitale di Weather per un importo

di 305 milioni di euro, acquisendo una partecipazione del 5,2% in tale società.

L’accordo siglato nello scorso mese di maggio riconosce a Enel e a Weather la titolarità di reciproche

opzioni di put e call in base alle quali, nel periodo compreso tra il 15 gennaio 2006 e il 30 giugno

2006, Enel potrà cedere e Weather potrà acquisire la quota residua (37,25%) posseduta da Enel nel

capitale di Wind. Enel, quindi, in base all’esercizio di tali opzioni, potrà ricevere un corrispettivo

costituito da 328 milioni di euro in contanti e da un’ulteriore porzione del capitale di Weather,

entrando così in possesso di una partecipazione complessiva del 26,1% di tale società per un

controvalore di circa 1.960 milioni di euro.

In definitiva, il completamento di tali operazioni consente a Enel di acquisire liquidità per circa 3 miliardi

di euro, di deconsolidare il debito di Wind e di entrare in possesso della suddetta partecipazione del

26,1% del capitale di Weather.

In base agli accordi sottoscritti, la cessione integrale della partecipazione in Wind si concluderà quindi

entro il primo semestre del 2006; conseguentemente nella presente relazione le attività del Gruppo

Wind sono presentate come discontinued operations.


Telecomunicazioni: cessione della partecipazione in Wind

Il 17 febbraio 2005 Enel ha sottoscritto il contratto per l’acquisizione del 66% del capitale della società

Slovenské Elektrárne (SE), il maggior produttore elettrico slovacco e il secondo maggior produttore

dell’Europa Centro-Orientale. SE dispone di un parco impianti con una capacità produttiva pari a circa

7.000 MW (l’83% della capacità produttiva della Slovacchia), ben bilanciato tra termico, idroelettrico

e nucleare, che garantisce una produzione di elettricità a costi molto competitivi. Il corrispettivo è pari

a 840 milioni di euro, a fronte del quale Enel ha effettuato un deposito di 168 milioni di euro.

Il perfezionamento dell’acquisizione, sottoposto ad alcune condizioni sospensive non ancora

verificatesi al 30 giugno 2005, è previsto per fine 2005 - inizio 2006.

Il 18 febbraio 2005, in attuazione del decreto legislativo n. 79/99, Enel Distribuzione e Meta SpA

hanno firmato un protocollo d’intesa che prevede il trasferimento a Meta SpA del ramo d’azienda

relativo all’attività di distribuzione e vendita di energia elettrica in 18 Comuni della provincia di Modena,

per un controvalore di 127 milioni di euro. L’accordo prevede la cessione di oltre 3.700 km di linee

che servono circa 80.000 clienti con un consumo annuo di 610 GWh. Il perfezionamento dell’operazione

è previsto nella seconda metà del 2005.

In data 27 giugno 2005 è stato firmato tra Enel Distribuzione e SET Distribuzione SpA (società della

Provincia Autonoma di Trento) l’accordo definitivo per la cessione della rete di distribuzione nella

provincia di Trento. Il ramo d’azienda trentino, che comprende circa 6.700 km di rete e 3.000 cabine,

con 259 addetti che servono circa 255mila clienti, è stato ceduto il 1° luglio 2005, per un corrispettivo

di 169 milioni di euro. L’operazione di cessione della rete fa parte di un più ampio accordo tra Enel,

SET e la Provincia Autonoma di Trento, del valore di 198 milioni di euro, che comprende anche la cessione

di 15 immobili connessi alla rete di distribuzione elettrica.

L’8 marzo 2005 si è chiusa anticipatamente l’Offerta Pubblica di sottoscrizione di obbligazioni Enel

da un miliardo di euro riservata al pubblico dei risparmiatori italiani.

Tale operazione, inquadrata nell’ambito del programma di rifinanziamento del debito di Enel, ha

riguardato l’emissione di due prestiti obbligazionari, entrambi a 7 anni, uno per 600 milioni di euro al

tasso fisso annuo del 3,625%, l’altro per 400 milioni di euro al tasso variabile (Euribor 6m + 0,10%).

Il rimborso avverrà in un’unica soluzione prevista per il 14 marzo 2012.

Acquisizione della Slovenské Elektrárne (SE)

Cessione attività di distribuzione e vendita di energia

Emissione obbligazionaria da un miliardo di euro per Enel

Il 31 marzo 2005, al termine di una procedura di accelerated bookbuilding rivolta a investitori

istituzionali italiani ed esteri, Enel ha ceduto il 13,86% del capitale sociale della società controllata

Terna per un corrispettivo complessivo di 568 milioni di euro. L’operazione è stata regolata mediante

la consegna dei titoli e il pagamento del corrispettivo in data 5 aprile 2005. Per effetto di tale operazione,

la partecipazione di Enel nel capitale di Terna al 30 giugno 2005 risulta pari al 36,14%.

Il 28 aprile 2005 Enel ha sottoscritto il contratto di acquisto del 24,62% del capitale sociale di

ciascuna delle due società rumene Electrica Banat ed Electrica Dobrogea per un corrispettivo di 35

milioni di euro. Tali società, con 3.629 dipendenti, servono circa 1.400.000 clienti e rappresentano

circa il 20% del mercato della distribuzione e vendita di elettricità in Romania.

Il valore complessivo dell’operazione, pari a 115 milioni di euro, comprende anche la già avvenuta

sottoscrizione di un aumento del capitale di dette società. La partecipazione complessiva di Enel

si è così attestata al 51%.

Il 10 maggio 2005 è stata finalizzata la cessione da parte di Enel a Compagnie Générale des Eaux SA,

capofila del settore acqua nell’ambito del Gruppo Veolia Environment, del 100% del capitale di

Enel.Hydro, cui fanno capo le iniziative nel settore Idrico di Enel in Calabria e in provincia di Latina,

e del 20% del capitale di Idrosicilia, veicolo tramite il quale Enel partecipa alle attività relative alla

grande adduzione nella regione siciliana.

Il controvalore complessivo dell’operazione è di circa 36 milioni di euro.

Il 26 maggio 2005 l’Assemblea dei soci ha nominato il nuovo Consiglio di Amministrazione, il cui

mandato scadrà in occasione dell’approvazione del bilancio d’esercizio 2007. Il Consiglio di

Amministrazione è composto da Piero Gnudi (confermato Presidente), Fulvio Conti (nominato

Amministratore Delegato e Direttore Generale), Giulio Ballio, Augusto Fantozzi, Alessandro Luciano,

Fernando Napolitano, Francesco Taranto, Gianfranco Tosi e Francesco Valsecchi. L’Assemblea ha

anche provveduto, a seguito delle dimissioni di Angelo Provasoli, a nominare Eugenio Pinto Presidente

del Collegio Sindacale.


Cessione da parte di Enel di una quota pari al 13,86% del capitale sociale di Terna

Acquisizione delle società Electrica Banat ed Electrica Dobrogea

Cessione di Enel.Hydro

Nomina del nuovo Consiglio di Amministrazione

Il 30 maggio 2005 Enel ed EdF hanno siglato un Memorandum d’intesa finalizzato allo sviluppo

congiunto del programma nucleare francese di nuova generazione EPR (European Pressurized

Reactor). In base a tale programma, Enel ed EdF coopereranno per la costruzione, implementazione e

gestione di un programma nucleare con tecnologia EPR in Francia, la cui piena operatività è prevista

per il 2012. Enel avrà una quota pari al 12,5% della capacità nucleare generativa e produttiva.

L’accordo prevede inoltre l’accesso anticipato da parte di Enel alla capacità nucleare disponibile

in Francia a partire dal gennaio 2006. Sono ancora in corso di definizione gli impegni che le parti

assumeranno relativamente a tale accordo.

Il 21 giugno 2005 Enel Trade ha ceduto a BG Group la propria partecipazione del 50% in Brindisi LNG,

società costituita per la realizzazione e la gestione di un terminale di rigassificazione di gas naturale

liquefatto nel porto di Brindisi.

L’accordo prevede il pagamento a Enel Trade dei costi sostenuti nell’ambito del progetto, che

ammontano a circa 44 milioni di euro. Alla data del closing BG Group ha versato a Enel Trade circa

17 milioni di euro. Il pagamento della quota residua è previsto entro un anno dalla data del closing,

al verificarsi di alcune condizioni legate alla continuazione del progetto da parte di BG Group.

Accordo di cooperazione tra Enel ed EdF

Cessione del 50% della partecipazione in Brindisi LNG


Borsa dell’energia elettrica

Capacity payment

Disposizioni in materia di oneri generali del sistema elettrico

Dal 1° gennaio 2005, si è avviata la partecipazione della domanda attiva nella Borsa dell’energia

elettrica, che completa l’assetto del mercato elettrico nazionale. A tal fine, con la delibera n. 237/04,

l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (Autorità) aveva precedentemente pubblicato le nuove regole

di dispacciamento, definendo, fra l’altro, un periodo transitorio (gennaio-marzo 2005, successivamente

prorogato fino a giugno 2005) nel quale gli sbilanciamenti venivano corrisposti in misura ridotta.

Con la delibera n. 254/04, l’Autorità aveva aggiornato il meccanismo di mitigazione dell’esercizio

del potere di mercato per l’anno 2005. Il nuovo modello prevedeva il monitoraggio delle offerte

formulate dagli operatori attraverso il controllo incrociato di alcuni indicatori in grado di porre

in evidenza eventuali condotte anomale. Qualora fossero stati violati i limiti previsti, l’operatore

responsabile delle anomalie sarebbe stato obbligato a presentare un’offerta fissa vincolante per

i trenta giorni successivi, per tutta la sua produzione sia nel Mercato del Giorno Prima sia in quello

dei Servizi di Dispacciamento. Per tale offerta “vincolata” l’operatore avrebbe ricevuto una

remunerazione pari al prezzo proposto anziché il system marginal price. Enel ha presentato ricorso

verso la suddetta delibera al TAR della Lombardia, ottenendone la sospensiva (confermata dal

Consiglio di Stato) e successivamente l’annullamento. Il meccanismo di mitigazione non è pertanto

entrato in vigore e una successiva delibera (n. 50/05) si è limitata a riproporre gli indici di monitoraggio

del mercato elettrico, eliminando le previsioni sanzionatorie del precedente provvedimento.

A fine dicembre 2004, l’Autorità ha avviato il procedimento per l’adozione del provvedimento

definitivo sul capacity payment e successivamente, il 18 marzo 2005, ha pubblicato un documento

di consultazione proponendo agli operatori un nuovo meccanismo di remunerazione della capacità

produttiva. In attesa dell’adozione del provvedimento definitivo, la delibera n. 140/05 ha prorogato

il meccanismo transitorio adottato nel 2004 per l’intero anno 2005, pur con alcune modifiche

non sostanziali. In precedenza, il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) aveva pubblicato

l’elenco dei giorni critici del 2005 per la copertura dei picchi di domanda e l’elenco degli impianti

ammessi alla remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, elementi necessari per il

funzionamento del meccanismo del capacity payment.

Pertanto i corrispettivi del primo semestre del 2005 sono stati determinati sulla base del meccanismo

transitorio.

Con decreto congiunto del 6 agosto 2004, il Ministero delle Attività Produttive (MAP) e il Ministero

dell’Economia e delle Finanze (MEF) hanno definito l’ammontare dei costi di generazione elettrica

non recuperabili e quello dei maggiori costi derivanti dalla forzata rilocalizzazione all’estero delle

attività di scarico a terra e rigassificazione del gas naturale importato dalla Nigeria (stranded cost e

Aspetti normativi e tariffari

“gas nigeriano”). In data 1° dicembre 2004 la Commissione Europea ha approvato tale decreto

rendendolo efficace.

Il 22 giugno 2005 il MAP e il MEF hanno emesso un decreto congiunto che definisce le modalità di

rimborso degli stranded cost. Tale decreto ha dilazionato il pagamento fino al 2009 e ha stabilito il

pagamento di 300 milioni di euro entro luglio 2005 e successivi pagamenti trimestrali (per un massimo

di 80 milioni di euro ciascuno) a partire dal 30 settembre 2005 e fino al giugno 2006. Con successivo

provvedimento l’Autorità emanerà le disposizioni per le erogazioni successive al 30 giugno 2006.

Tutti i pagamenti verranno effettuati pro quota tra i vari operatori e per quelli successivi al gennaio

2006 è stata esplicitamente prevista la corresponsione degli interessi, che compenserà anche eventuali

ulteriori differimenti degli incassi.

In tema di riduzione delle emissioni dei gas responsabili dell’effetto serra, la direttiva comunitaria

n. 2003/87/CE (modificata dalla direttiva comunitaria n. 2004/101/CE) ha istituito il sistema di

Emission Trading (Emission Trading System - ETS) in vigore dal 1° gennaio 2005. Tale direttiva ha stabilito,

tra l’altro, che ciascuno Stato membro debba provvedere affinché nessun impianto che ricade nel

campo di applicazione possa emettere gas a effetto serra in assenza di apposita autorizzazione

rilasciata da un’autorità nazionale competente.

In Italia, il recepimento della direttiva n. 2003/87/CE è stato inserito nella “legge comunitaria 2004

(Disposizioni per l’adempimento di obblighi derivanti dall’appartenenza dell’Italia alle Comunità

europee)”, convertita nella legge n. 62 del 18 aprile 2005. Tale legge ha delegato il Governo ad

adottare, entro il termine di 18 mesi dalla data di entrata in vigore della legge stessa, i relativi decreti

attuativi.

Peraltro, con il decreto legislativo n. 273 del 12 novembre 2004, convertito nella legge n. 316 del 30

dicembre 2004, sono state emanate disposizioni urgenti per l’applicazione della sopra citata direttiva

finalizzate ad attivare le procedure necessarie per autorizzare gli impianti a emettere gas a effetto

serra e acquisire le informazioni necessarie per il rilascio delle emissioni.

Al momento rimangono ancora aperti alcuni punti fondamentali per completare il quadro normativo

di riferimento; in particolare, si attendono le disposizioni definitive per il monitoraggio e la

comunicazione delle emissioni, la definitiva assegnazione delle quote alle singole imprese, nonché

l’attivazione di appositi registri che assicurino l’accurata contabilizzazione delle quote stesse e la

connessione al sistema di scambio europeo e internazionale.

Fino al completo recepimento delle direttive comunitarie, il Ministero dell’Ambiente e Tutela

del territorio svolge le funzioni di “Autorità Nazionale Competente”.

Emission Trading e norme di riferimento

La congiuntura macroeconomica del primo semestre dell’anno è stata caratterizzata da una crescita

economica contenuta e dal persistente rincaro dei prodotti petroliferi, in particolare nel secondo trimestre.

Il trend rialzista che ha contraddistinto il comparto utilities nei periodi precedenti ha subíto un

rallentamento correlato anche all’incremento dei rendimenti sul mercato obbligazionario.

In tale contesto il titolo Enel, prima dello stacco della cedola, ha comunque registrato un apprezzamento

dell’1,9% rispetto ai valori di fine 2004. Il 23 giugno 2005 è stato pagato agli azionisti un dividendo

di 0,36 euro per azione, pari a quello dell’esercizio precedente (al netto dell’acconto di 0,33 euro per

azione pagato il 25 novembre 2004). Tale dividendo rappresenta un rendimento del titolo del 5%

(calcolato al prezzo di chiusura del 30 giugno 2005). Il volume giornaliero medio di scambi è stato

di circa 35 milioni di pezzi in linea con il primo semestre del 2004.

Per ulteriori informazioni si invita a visitare il sito web istituzionale (www.enel.it) alla sezione Investor

Relations (http://www.enel.it/azienda/investor_relations/notizie_mercati) dove sono disponibili: dati

economico-finanziari, presentazioni, aggiornamenti in tempo reale sull’andamento del titolo,

informazioni relative alla composizione degli organi sociali e il regolamento delle assemblee, oltre

ad aggiornamenti periodici sui temi di corporate governance. Sono anche disponibili punti di

contatto specificamente dedicati agli azionisti individuali (numero telefonico: +39-0683052081;

indirizzo di posta elettronica: [email protected]) e agli investitori istituzionali (numero telefonico:

+39-0683057008; indirizzo di posta elettronica: [email protected]).


Enel e i mercati finanziari

www.enel.it

http://www.enel.it/azienda/investor_relations/notizie_mercati

Andamento del titolo Enel e degli indici MIB30, S&P MIB e FT-SE Electricity E300

(volume di scambi giornalieri/prezzo ufficiale) – da dicembre 2004 al 5 settembre 2005

9,00

8,50

8,00

7,50

7,00

6,50

6,00

5,50

5,00

4,50

4,00

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Stacco cedolaDPS 0,36 euro

dic 2

004

gen

2005

feb

2005

mar

200

5

apr 2

005

mag

200

5

giu 2

005

lug 2

005

ago

2005

Volumi Enel Enel MIB30 S&P MIBFT-SE Electricity


Dati di sintesi

2° trimestre 1° semestre

2005 2004 2005 2004

Dati economici (milioni di euro)8.429 8.249 Ricavi 16.805 14.9182.546 2.765 Margine operativo lordo 4.530 4.8881.959 2.220 Risultato operativo 3.414 3.8131.207 1.692 Utile netto 2.006 2.423

Dati patrimoniali e finanziari (milioni di euro)Capitale investito netto 35.664 (5) 43.580 (1)

Indebitamento finanziario netto 16.247 (5) 24.514 (1)

Patrimonio netto (incluse quote di terzi) 19.417 19.066 (1)

Cash flow da attività operativa 2.977 1.890Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali 1.200 (5) 1.547

Dati per azione (euro) Risultato del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo 0,31 0,39Patrimonio netto del Gruppo per azione in essere alla fine del periodo 2,92 2,94 (1)

Dati operativi35,3 39,0 Energia venduta sul mercato libero e vincolato in Italia (TWh) (2) 73,9 79,862,7 62,2 Energia trasportata sulla rete di distribuzione in Italia (TWh) (2) 125,7 125,3

1,1 1,2 Vendite di gas (miliardi di m3) 4,0 3,90,8 0,9 > di cui alla clientela finale (miliardi di m3) 3,0 3,0

27,3 29,7 Energia netta prodotta da Enel in Italia (TWh) 55,5 61,7Dipendenti alla fine del periodo (n.) 64.643 61.898 (1)

Indicatori di mercatoPrezzo medio del greggio Brent (dollari/b) 49,5 33,7Prezzo medio dell’olio combustibile BTZ (dollari/t) (3) 240,1 174,7Prezzo medio del carbone (dollari/t fob) (4) 47,3 47,1Cambio medio dollaro USA per euro 1,285 1,227Euribor a sei mesi (media del periodo) 2,16% 2,10%

(1) Riferiti al 31 dicembre 2004.

(2) Escluse cessioni ai rivenditori.

(3) Indice Platt’s CIF Med.

(4) Indice Coal Week International per il mix considerato dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

(5) Escluso il valore attribuito alle discontinued operations.

Investimenti Investimenti Dipendenti (n.)

2° trimestre Milioni di euro 1° semestre

2005 2004 2005 2004al 30. al 31.

06.2005 12.2004

Generazione ed 252 235 7,2% Energy Management 414 376 10,1% 10.435 10.828 -3,6%

Mercato, Infrastrutture 430 424 1,4% e Reti 752 758 -0,8% 37.577 35.537 5,7%

15 28 -46,4% Servizi e Altre attività 33 46 -28,3% 4.856 3.826 26,9%1 - - Capogruppo 1 - - 581 590 -1,5%

698 687 1,6% Totale 1.200 1.180 1,7% 53.449 50.781 5,3%

Discontinued operations54 78 -30,8% Reti di Trasmissione 84 137 -38,7% 2.908 2.929 -0,7%

179 158 13,3% Telecomunicazioni 276 230 20,0% 8.286 8.188 1,2%

233 236 -1,3% Totale 360 367 -1,9% 11.194 11.117 0,7%

Aree di attivitàRicavi Margine operativo lordo Risultato operativo

Milioni di euro 2° trimestre 2° trimestre 2° trimestre

2005 2004 2005 2004 2005 2004

Generazione ed Energy Management 3.515 2.943 19,4% 1.371 917 49,5% 1.028 616 66,9%Mercato, Infrastrutture e Reti 4.553 4.447 2,4% 752 951 -20,9% 531 743 -28,5%Servizi e Altre attività 413 523 -21,0% 56 105 -46,7% 35 69 -49,3%Capogruppo 630 1.081 -41,7% 362 847 -57,3% 360 847 -57,5%Elisioni e rettifiche (682) (745) - 5 (55) - 5 (55) -

Totale 8.429 8.249 2,2% 2.546 2.765 -7,9% 1.959 2.220 -11,8%

Discontinued operationsReti di Trasmissione 245 234 4,7% 166 127 30,7% 125 88 42,0%Telecomunicazioni 1.177 1.357 -13,3% 364 537 -32,2% 49 134 -63,4%Elisioni e rettifiche (115) (127) - (2) (27) - (2) (27) -

Totale 1.307 1.464 -10,7% 528 637 -17,1% 172 195 -11,8%

Ricavi Margine operativo lordo Risultato operativo

Milioni di euro 1° semestre 1° semestre 1° semestre

2005 2004 2005 2004 2005 2004

Generazione ed Energy Management 7.334 6.061 21,0% 2.389 1.987 20,2% 1.749 1.377 27,0%Mercato, Infrastrutture e Reti 9.636 9.860 -2,3% 1.699 1.910 -11,0% 1.269 1.511 -16,0%Servizi e Altre attività 702 989 -29,0% 105 173 -39,3% 63 108 -41,7%Capogruppo 881 1.322 -33,4% 350 881 -60,3% 346 880 -60,7%Elisioni e rettifiche (1.748) (3.314) - (13) (63) - (13) (63) -

Totale 16.805 14.918 12,6% 4.530 4.888 -7,3% 3.414 3.813 -10,5%

Discontinued operationsReti di Trasmissione 500 509 -1,8% 348 330 5,5% 266 253 5,1%Telecomunicazioni 2.339 2.425 -3,5% 757 798 -5,1% 122 87 40,2%Elisioni e rettifiche (204) (231) - (5) (26) - (5) (26) -

Totale 2.635 2.703 -2,5% 1.100 1.102 -0,2% 383 314 22,0%


Sintesi della gestione

> La richiesta di energia elettrica in Italia nei due periodi in analisi risulta in crescita rispetto ai valori

registrati negli analoghi periodi del 2004 (+2,6% nel secondo trimestre e +1,6% nel semestre).

Nel secondo trimestre del 2005 la richiesta risulta coperta per l’83,9% dalla produzione netta

nazionale destinata al consumo; nel semestre tale copertura è pari all’83,5%;

> la produzione netta, nonostante l’incremento della domanda, si mantiene sostanzialmente stabile

nei due periodi di riferimento, con un marcato decremento della fonte idroelettrica (-21,0% nel

secondo trimestre del 2005, -12,1% nei primi sei mesi del 2005), correlato alle peggiori condizioni

di idraulicità. La produzione termoelettrica risulta in crescita del 5,0% nel secondo trimestre del

2005, e dell’1,5% nei primi sei mesi del 2005;

> le importazioni nette, anche a seguito dell’attivazione del nuovo elettrodotto a 380 kV San Fiorano-

Robbia, registrano un incremento del 18,5% nel secondo trimestre e del 14,5% nei primi sei mesi

del 2005, con una copertura della richiesta pari rispettivamente al 16,1% e al 16,5% (14% e 14,6%

nei corrispondenti periodi del 2004).

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

Bilancio energia Italia (fonte GRTN)

2° trimestre Milioni di kWh 1° semestre

2005 2004 Variazioni 2005 2004 Variazioni

Produzione lorda:58.546 55.756 2.790 5,0% > termoelettrica 121.223 119.420 1.803 1,5%11.691 14.802 (3.111) -21,0% > idroelettrica 21.763 24.754 (2.991) -12,1%

1.778 1.749 29 1,7% > geotermoelettrica e altre fonti 3.595 3.715 (120) -3,2%72.015 72.307 (292) -0,4% Totale produzione lorda 146.581 147.889 (1.308) -0,9%

(3.322) (3.244) (78) -2,4% Consumi servizi ausiliari (6.643) (6.639) (4) -0,1%

68.693 69.063 (370) -0,5% Produzione netta 139.938 141.250 (1.312) -0,9%

12.777 10.782 1.995 18,5% Importazioni nette 26.618 23.238 3.380 14,5%

81.470 79.845 1.625 2,0% Energia immessa in rete 166.556 164.488 2.068 1,3%

(2.245) (2.623) 378 14,4% Consumi per pompaggi (4.910) (5.382) 472 8,8%

79.225 77.222 2.003 2,6% Energia richiesta sulla rete 161.646 159.106 2.540 1,6%

> La produzione netta diminuisce dell’8,0% nel secondo trimestre e del 10,1% nel primo semestre

del 2005;

> gli acquisti di energia sono in calo dell’1,6% nel secondo trimestre del 2005, mentre risultano in aumento

del 39,4% nel primo semestre del 2005; tale crescita è da collegare all’avvio, a partire dal 1° aprile

del 2004, della Borsa dell’energia elettrica e dell’operatività sul mercato dell’Acquirente Unico;

> le vendite all’ingrosso registrano una diminuzione del 5,0% nel secondo trimestre, mentre risultano

in aumento del 61,5% nel primo semestre del 2005, per effetto del già citato avvio della Borsa

dell’energia elettrica;

> le vendite sul mercato vincolato (escluse le cessioni ai rivenditori) sono in diminuzione dell’8,0%

nel secondo trimestre del 2005 e del 6,3% nel semestre per effetto sia della maggiore apertura del

mercato, sia della rilevazione nel 2004 dell’integrazione di quanto accertato al 31 dicembre 2003

quale stima dell’energia distribuita e venduta nel 2003 e non ancora rilevata in base a prefissati

calendari di lettura e fatturazione;

> le vendite sul mercato libero (escluse le cessioni ai rivenditori) sono in diminuzione del 18,0% nel

secondo trimestre del 2005 e del 14,3% nel primo semestre del 2005, per effetto essenzialmente

delle minori vendite ai clienti “energivori” (clienti con consumi annui superiori a 100 milioni di kWh);

> l’energia complessivamente trasportata sulla rete di distribuzione di Enel nel 2005 (comprensiva di

1,5 TWh vettoriati in esercizi precedenti) risulta sostanzialmente in linea con i valori degli analoghi

periodi dell’esercizio precedente (+0,8% nel secondo trimestre del 2005; +0,3% nel primo semestre

del 2005). Escludendo le citate integrazioni dei quantitativi di energia rilevati nel 2004 e nel 2005,

le quantità di energia trasportata nel primo semestre del 2005 sarebbero in crescita di circa l’1,6%

rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

Flussi di energia sulla rete Enel



27.343 29.729 (2.386) -8,0% Produzione netta 55.520 61.744 (6.224) -10,1%

41.075 41.764 (689) -1,6% Acquisti di energia 86.885 62.317 24.568 39,4%

27.595 29.057 (1.462) -5,0% Vendite all’ingrosso (1) 56.945 35.267 21.678 61,5%

30.798 33.472 (2.674) -8,0% Vendite sul mercato vincolato (2) 64.842 69.230 (4.388) -6,3%

4.547 5.545 (998) -18,0% Vendite sul mercato libero (2) 9.049 10.555 (1.506) -14,3%

Energia trasportata sulla rete 62.672 62.165 507 0,8% di distribuzione di Enel (2) 125.689 125.264 425 0,3%

(1) Vendite delle società di produzione e cessioni ai rivenditori.

(2) Escluse cessioni ai rivenditori.

Energia prodotta e venduta da Enel in Italia


Il perfezionamento della cessione del 62,75% del capitale di Wind a Weather Investments e la

prospettata cessione del 29,99% del capitale di Terna, nonché il deconsolidamento dei relativi debiti,

consentiranno a Enel di ridurre sostanzialmente il proprio indebitamento che dovrebbe attestarsi

a fine anno a circa 13 miliardi di euro.

Proseguono inoltre, come previsto, sia la strategia di focalizzazione delle attività sul core business

sia il processo di internazionalizzazione; in tale contesto è atteso, per fine 2005 - inizio 2006,

il perfezionamento dell’acquisizione della società Slovenské Elektrárne.

Sulla base dei risultati conseguiti nel primo semestre e delle azioni intraprese da Enel, finalizzate

al continuo miglioramento dell’efficienza operativa e al contenimento dei costi, si prevede per

l’esercizio 2005 un utile netto in miglioramento rispetto a quello dell’esercizio 2004.

Prevedibile evoluzione della gestione

Andamento economico e struttura

patrimoniale del Gruppo

L’analisi economica di Enel per il secondo trimestre e per il primo semestre del 2005 è riportata di

seguito; in tale periodo l’area di consolidamento ha subíto alcune modifiche a seguito delle seguenti

principali operazioni:

> cessione della società NewReal (settore Immobiliare) in data 14 luglio 2004 e suo deconsolidamento;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Ottogas Rete e Ottogas Vendita (distribuzione

e vendita di gas naturale alla clientela finale) in data 15 settembre 2004;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Italgestioni e Italgestioni Gas (distribuzione

e vendita di gas naturale alla clientela finale) in data 14 dicembre 2004. Al 31 dicembre 2004

erano state consolidate solo in linea patrimoniale;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Electrica Banat ed Electrica Dobrogea (distribuzione

e vendita di elettricità in Romania) in data 28 aprile 2005.

Tali variazioni, di entità alquanto limitata, non alterano la comparabilità dei risultati economici tra

i periodi di riferimento; i conseguenti principali effetti sono evidenziati nel commento della relativa

area di attività.

Peraltro, come già ampiamente illustrato in precedenza, in osservanza di quanto previsto dai nuovi

princípi contabili, i dati relativi al settore delle Reti di Trasmissione e a quello delle Telecomunicazioni

sono rappresentati come discontinued operations.

Si ricorda inoltre che l’avvio, in data 1° aprile 2004, della Borsa dell’energia elettrica e dell’operatività

sul mercato dell’Acquirente Unico, che si pone come entità terza nei rapporti commerciali tra le

società di generazione e quelle di distribuzione di energia elettrica del Gruppo, ha comportato un

incremento dei ricavi da vendita e dei costi di acquisto dell’energia. Pertanto, il confronto di tali voci

su base semestrale con i rispettivi saldi del 2004 risulta influenzato da tale fenomeno.

Analisi dell’andamento economico-gestionale del Gruppo


2° trimestre % Milioni di euro 1° semestre %


Ricavi:> Energia elettrica e contributi

6.643 6.346 297 4,7 da Cassa Conguaglio 13.791 11.632 2.159 18,6230 220 10 4,5 > Vendite di gas ai clienti finali 871 780 91 11,7

> Ricavi netti derivanti dall’attività 336 (2) 338 - di gestione del rischio commodity 325 (13) 338 -338 816 (478) -58,6 > Plusvalenze da cessione attività 339 816 (477) -58,5882 869 13 1,5 > Altri servizi, vendite e proventi diversi 1.479 1.703 (224) -13,2

8.429 8.249 180 2,2 Totale ricavi 16.805 14.918 1.887 12,6

Costi:695 746 (51) -6,8 > Costo del lavoro 1.366 1.438 (72) -5,0

> Consumi di combustibili per generazione 877 737 140 19,0 di energia elettrica 1.780 1.599 181 11,3

3.176 2.655 521 19,6 > Energia elettrica da terzi 6.688 4.058 2.630 64,8766 765 1 0,1 > Servizi e godimento beni di terzi 1.462 1.499 (37) -2,5

> Combustibili per trading e gas 254 390 (136) -34,9 per vendite ai clienti finali 824 1.051 (227) -21,6193 268 (75) -28,0 > Materiali 367 541 (174) -32,2171 156 15 9,6 > Altri costi 273 286 (13) -4,5

(249) (233) (16) -6,9 > Costi capitalizzati (485) (442) (43) -9,75.883 5.484 399 7,3 Totale costi 12.275 10.030 2.245 22,4

2.546 2.765 (219) -7,9 MARGINE OPERATIVO LORDO 4.530 4.888 (358) -7,3

587 545 42 7,7 > Ammortamenti e svalutazioni 1.116 1.075 41 3,8

1.959 2.220 (261) -11,8 RISULTATO OPERATIVO 3.414 3.813 (399) -10,5

(193) (127) (66) -52,0 > Proventi (Oneri) finanziari netti (349) (390) 41 10,5

1.766 2.093 (327) -15,6 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 3.065 3.423 (358) -10,5

580 511 69 13,5 > Imposte sul reddito 1.114 1.084 30 2,8

1.186 1.582 (396) -25,0 RISULTATO DELLE CONTINUING OPERATIONS 1.951 2.339 (388) -16,6

21 110 (89) -80,9 RISULTATO DELLE DISCONTINUED OPERATIONS 55 84 (29) -34,5

1.207 1.692 (485) -28,7 RISULTATO DEL PERIODO (del Gruppo e di terzi) 2.006 2.423 (417) -17,2

(60) (53) (7) -13,2 > (Utili) Perdite di pertinenza di terzi (91) (55) (36) -65,5

1.147 1.639 (492) -30,0 RISULTATO DEL GRUPPO 1.915 2.368 (453) -19,1

Analisi della gestione economica del Gruppo

Nel secondo trimestre del 2005 i ricavi da vendita e trasporto di energia elettrica e i contributi

dalla Cassa Conguaglio ammontano a 6.643 milioni di euro e si incrementano di 297 milioni di

euro rispetto al medesimo periodo del 2004 (+4,7%), essenzialmente per la crescita, pari a 367

milioni di euro, dei ricavi all’estero (da 268 milioni di euro a 635 milioni di euro), di cui 160 milioni di

euro relativi al trading internazionale dell’energia, 97 milioni di euro relativi alle società di generazione

in Spagna e 106 milioni di euro alle società di distribuzione estere, di cui 68 milioni di euro conseguiti

dalle nuove società rumene Electrica Banat ed Electrica Dobrogea, consolidate a partire dal 1° maggio

2005. Tali incrementi risultano in parte compensati dalla contrazione dei ricavi per vendita e trasporto

di energia sul mercato vincolato. Nel secondo trimestre del 2005 sono stati inoltre rilevati proventi

verso la Cassa Conguaglio e assimilati pari a 100 milioni di euro connessi al recupero degli oneri per

certificati verdi sostenuti nel 2002 e nel 2003 per energia prodotta da fonti non rinnovabili.

Nei primi sei mesi del 2005 i ricavi da vendita e trasporto di energia elettrica e i contributi

dalla Cassa Conguaglio si attestano a 13.791 milioni di euro, in aumento di 2.159 milioni di euro

rispetto al medesimo periodo del 2004 (+18,6%), da collegare per la massima parte alle vendite di

energia alla Borsa dell’energia elettrica e all’Acquirente Unico da parte delle società di generazione e

di Enel SpA a partire dal 1° aprile 2004; fino a tale data l’energia era venduta direttamente alle società

di distribuzione e i relativi ricavi erano elisi a livello consolidato. Le restanti variazioni si riferiscono alle

seguenti principali partite:

> aumento di 610 milioni di euro dei ricavi all’estero (da 563 milioni di euro a 1.173 milioni di euro),

di cui 291 milioni di euro relativi al trading internazionale dell’energia, 179 milioni di euro alle

società di generazione in Spagna e 138 milioni di euro alle attività estere di distribuzione e

vendita, di cui 68 milioni di euro relativi alla variazione del perimetro di consolidamento, come

sopra descritto;

> crescita di 214 milioni di euro dei ricavi per la remunerazione dei servizi di dispacciamento

(da 415 milioni di euro a 629 milioni di euro, +51,6%);

> rilevazione di 100 milioni di euro di contributi dalla Cassa Conguaglio e assimilati, connessi

al recupero degli oneri per certificati verdi sostenuti nel 2002 e nel 2003;

> diminuzione dei ricavi da vendite e trasporto di energia sul mercato vincolato nazionale pari a

581 milioni di euro (da 7.971 milioni di euro a 7.390 milioni di euro, -7,3%). Tale decremento

è dovuto in massima parte al calo dei volumi venduti, in particolare ai rivenditori che dal 1° aprile

2004 acquistano l’energia direttamente dall’Acquirente Unico (-252 milioni di euro) e alla

contrazione dei ricavi derivanti dai meccanismi di perequazione dei margini dei distributori

(-96 milioni di euro). Nel primo semestre del 2004 tali ricavi accoglievano inoltre l’integrazione

di quanto accertato al 31 dicembre 2003 quale stima dell’energia distribuita e venduta nel 2003

e non ancora rilevata in base a prefissati calendari di lettura e fatturazione.

Nel secondo trimestre del 2005 i ricavi per vendite di gas ai clienti finali crescono di 10 milioni

di euro (+4,5%) mentre nel semestre registrano un incremento di 91 milioni di euro (da 780 milioni

di euro nel primo semestre del 2004 a 871 milioni di euro nel primo semestre del 2005, +11,7%). Tale

incremento è da attribuire essenzialmente alla diversa distribuzione delle vendite tra le varie fasce di

clientela, nonché all’aumento della tariffa di vendita del gas a seguito dell’aumento del costo della

materia prima. I volumi complessivi di gas venduto nel primo semestre del 2005 sono pari a 2.998

milioni di metri cubi, sostanzialmente in linea con quelli dell’analogo periodo dell’esercizio precedente.

I ricavi netti derivanti dall’attività di gestione del rischio commodity si attestano nel secondo

trimestre del 2005 a 336 milioni di euro, in crescita di 338 milioni di euro rispetto al corrispondente

periodo dell’esercizio precedente principalmente per la valutazione al fair value dei “Contratti per

differenza” stipulati con l’Acquirente Unico a fine 2004 e nel primo semestre del 2005. La crescita di

tali ricavi nel semestre risulta in linea con l’andamento su base trimestrale.

Nel secondo trimestre e nel primo semestre del 2005 le plusvalenze da cessione di attività si

riferiscono principalmente alla plusvalenza netta realizzata a seguito della cessione del 13,86% del

capitale sociale di Terna mentre il secondo trimestre del 2004 includeva il provento netto, pari a 812

milioni di euro, connesso alla cessione del 50% del capitale sociale della stessa controllata.

I ricavi per altri servizi, vendite e proventi diversi nel secondo trimestre del 2005 crescono di 13

milioni di euro rispetto all’analogo periodo del 2004 (da 869 milioni di euro a 882 milioni di euro),

per effetto dei seguenti principali fenomeni:

> rilevazione di partite regolatorie pregresse pari a 262 milioni di euro connesse a servizi di riserva

verso il Gestore della Rete;

> proventi pari a 37 milioni di euro per il riconoscimento del diritto al rimborso dei costi non

recuperabili connessi al gas naturale importato dalla Nigeria;

> diminuzione di 153 milioni di euro dei ricavi da vendite di combustibili per trading, per l’effetto

combinato di una crescita di 13 milioni di euro delle vendite di gas e di una contrazione di 166

milioni di euro della vendita degli altri combustibili. Tale riduzione è originata principalmente

da una maggiore focalizzazione di Enel Trade sull’approvvigionamento di combustibili e gas

alle società del Gruppo;

> diminuzione di 86 milioni di euro dei ricavi per lavori in corso su ordinazione principalmente

connessi all’attività di ingegneria e costruzioni, per effetto della riduzione delle attività per clienti

terzi, sia in Italia sia all’estero.

Nel primo semestre del 2005 tali ricavi sono pari a 1.479 milioni di euro e diminuiscono di 224 milioni

di euro (-13,2%) rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente. Oltre al già citato


provento di 262 milioni di euro rilevato nel secondo trimestre del 2005 e connesso a partite regolatorie

di esercizi precedenti, nel primo semestre del 2005 sono intervenute le seguenti principali variazioni:

> riduzione per 302 milioni di euro delle vendite di combustibili per trading (-55,4%), per l’effetto

combinato dell’aumento di 50 milioni di euro delle vendite di gas e della diminuzione di 352

milioni di euro della vendita degli altri combustibili;

> diminuzione di 241 milioni di euro dei ricavi per lavori in corso su ordinazione, per il fenomeno

sopra citato;

> decremento di 15 milioni di euro dei contributi di allacciamento dell’energia elettrica, dovuto

anche alla manovra tariffaria che ha previsto l’applicazione del price-cap anche ai contributi

a partire dal 2004 e per tutto il periodo regolatorio 2004-2007;

> riduzione delle vendite di beni pari a 14 milioni di euro, principalmente riferite alle minori

cessioni di immobili;

> rilevazione di proventi pari a 80 milioni di euro per il riconoscimento del diritto al rimborso dei

costi non recuperabili connessi al gas naturale importato dalla Nigeria.

Il costo del lavoro, pari a 695 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, si riduce nel complesso

di 51 milioni di euro rispetto al periodo precedente. Nel primo semestre del 2005 esso ammonta a

1.366 milioni di euro, in diminuzione di 72 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2004.

Escludendo l’incidenza della variazione dell’area di consolidamento connessa al diverso perimetro

delle società estere, il costo del lavoro è in calo di 55 milioni di euro su base trimestrale (-7,4%)

e di 76 milioni di euro (-5,3%) nei primi sei mesi a fronte di una discesa dell’organico medio pari in

entrambi i periodi al 2,6%. Il costo unitario medio risulta in calo rispetto ai valori dei corrispondenti

periodi dell’esercizio precedente.

I costi per consumi di combustibili destinati alla generazione di energia elettrica, pari a 877

milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, aumentano di 140 milioni di euro (+19,0%) rispetto

al secondo trimestre del 2004. Nei primi sei mesi del 2005 essi ammontano a 1.780 milioni di euro,

in crescita di 181 milioni di euro (+11,3%). Tali variazioni sono attribuibili sia al forte aumento dei

costi unitari dei combustibili sia al diverso mix, fattori che hanno più che compensato gli effetti della

contrazione della produzione di energia termoelettrica.

I costi per acquisti di energia elettrica crescono nel secondo trimestre di 521 milioni di euro (+19,6%)

e nel primo semestre di 2.630 milioni di euro (+64,8%). La crescita degli acquisti nel secondo trimestre

del 2005 è connessa principalmente all’aumento del costo medio dell’energia, mentre quella del

semestre è attribuibile in massima parte all’avvio della Borsa dell’energia elettrica in data 1° aprile 2004.

Da tale data infatti le società di distribuzione acquistano energia esclusivamente dall’Acquirente

Unico e non più dalle società di generazione del Gruppo, come è avvenuto fino al 31 marzo 2004.

I costi per l’acquisto di combustibili destinati al trading e di gas naturale per le vendite ai

clienti finali, pari a 254 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, si riducono rispetto al

corrispondente periodo dell’esercizio precedente di 136 milioni di euro (-34,9%), riferiti quasi

interamente ai combustibili destinati al trading. Nel primo semestre del 2005 questi costi, pari a 824

milioni di euro, diminuiscono di 227 milioni di euro (-21,6%). In tale ambito, gli acquisti di combustibili

destinati al trading registrano un calo di 305 milioni di euro, mentre quelli di gas naturale per le vendite

ai clienti finali sono in crescita di 78 milioni di euro, in relazione all’andamento delle rispettive vendite.

I costi per consumi di materiali si riducono su base trimestrale di 75 milioni di euro (-28,0%) e di

174 milioni di euro nel primo semestre del 2005 (-32,2%), essenzialmente per i minori fabbisogni

dell’attività di ingegneria e costruzioni per clienti terzi.

I costi capitalizzati, pari a 249 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, sono in crescita di 16

milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente. Nel primo semestre del

2005 essi ammontano a 485 milioni di euro, in aumento di 43 milioni di euro. Tali variazioni sono

riconducibili principalmente ai maggiori investimenti della divisione Generazione ed Energy

Management.

Gli ammortamenti e svalutazioni crescono nel secondo trimestre del 2005 di 42 milioni di euro (+7,7%)

e di 41 milioni di euro nel primo semestre del 2005 (+3,8%) per effetto, principalmente, degli oneri

connessi al disimpegno dalla joint venture in Brindisi LNG.

Il risultato operativo del secondo trimestre del 2005 si attesta a 1.959 milioni di euro, con una

diminuzione di 261 milioni di euro rispetto al secondo trimestre del 2004 (-11,8%). Nel primo semestre

del 2005 esso ammonta a 3.414 milioni di euro, in calo di 399 milioni di euro rispetto al corrispondente

periodo dell’esercizio precedente (-10,5%).

Le suddette variazioni risentono della minore plusvalenza netta (-484 milioni di euro) realizzata nel

secondo trimestre del 2005 con la cessione del 13,86% del capitale di Terna, rispetto a quella

realizzata nel secondo trimestre del 2004 con la cessione del 50% del suo capitale. Gli ulteriori fattori

che hanno concorso alla variazione del risultato operativo sono analizzati nel commento alla gestione

economica delle singole aree di attività.

Nel secondo trimestre del 2005 gli oneri finanziari netti, comprensivi della quota di proventi/oneri

derivanti dalle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, aumentano di 66 milioni di

euro (+52,0%) rispetto al secondo trimestre del 2004, mentre nel semestre sono in calo di 41 milioni

di euro (-10,5%).


Le imposte sul reddito del secondo trimestre del 2005 ammontano a 580 milioni di euro con

un’incidenza sul risultato ante imposte del 32,8%.

L’onere fiscale dei primi sei mesi del 2005 è stimato pari a 1.114 milioni di euro, con un’incidenza

sul risultato ante imposte del 36,3% a fronte di un’incidenza del 31,7% nel primo semestre del 2004.

Tali incidenze risentono principalmente del diverso peso delle plusvalenze da cessione di partecipazioni

che, come previsto dalla normativa tributaria in materia di proventi e oneri da partecipazione,

non hanno rilevanza fiscale.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Attività immobilizzate nette:> Attività materiali 29.434 36.702 (7.268)> Attività immateriali e avviamento 2.115 10.071 (7.956)> Attività (passività) finanziarie non correnti 96 (12) 108> Altre attività (passività) non correnti 957 (64) 1.021

Totale 32.602 46.697 (14.095)

Capitale circolante netto:> Crediti commerciali 7.383 8.027 (644)> Rimanenze 944 1.345 (401)> Attività finanziarie correnti 316 56 260> Altre attività e Cassa Conguaglio netta 1.453 1.959 (506)> Crediti/(Debiti) tributari netti 839 755 84> Debiti commerciali (5.116) (6.818) 1.702> Passività finanziarie correnti (364) (470) 106> Altre passività correnti (3.827) (4.098) 271

Totale 1.628 756 872

Capitale investito lordo 34.230 47.453 (13.223)

Fondi diversi:> Fondo TFR e altri fondi del personale (2.730) (2.910) 180> Fondi rischi e oneri futuri (1.144) (1.404) 260> Imposte differite nette (1.210) 441 (1.651)

Totale (5.084) (3.873) (1.211)

Attività nette destinate alla vendita 6.518 - 6.518

Capitale investito netto 35.664 43.580 (7.916)

Patrimonio netto del Gruppo 17.969 17.953 16Patrimonio netto di terzi 1.448 1.113 335Patrimonio netto complessivo 19.417 19.066 351

Indebitamento finanziario netto 16.247 24.514 (8.267)

TOTALE 35.664 43.580 (7.916)


Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo

Le attività materiali e immateriali nel primo semestre del 2005 presentano complessivamente un

decremento di 15.224 milioni di euro. Tale decremento è originato principalmente dalla riclassifica

delle immobilizzazioni del settore delle Telecomunicazioni e delle Reti di Trasmissione (15.691 milioni

di euro) alla voce “Attività nette destinate alla vendita”.

Le attività finanziarie non correnti, al netto delle relative passività, sono pari a 96 milioni di euro e

includono essenzialmente il deposito effettuato per l’acquisto del 66% del capitale sociale di Slovenské

Elektrárne, pari a 168 milioni di euro.

Il capitale circolante netto al 30 giugno 2005 risulta positivo per 1.628 milioni di euro, a fronte di un

valore, sempre positivo, di 756 milioni di euro al 31 dicembre 2004. Le variazioni registrate dalle varie

componenti del capitale circolante netto sono essenzialmente originate dall’allocazione nell’ambito

della voce “Attività nette destinate alla vendita” dei crediti e dei debiti di Wind e di Terna.

I fondi diversi si incrementano di 1.211 milioni di euro essenzialmente per la crescita del fondo imposte

differite nette (+1.651 milioni di euro) in relazione sia all’accertamento delle imposte sul reddito di

competenza del periodo (1.114 milioni di euro), sia alla riclassifica delle imposte anticipate nette

relative alle discontinued operations (488 milioni di euro).

Il capitale investito netto passa da 43.580 milioni di euro al 31 dicembre 2004 a 35.664 milioni di euro

alla fine di giugno 2005 ed è coperto dal patrimonio netto del Gruppo e di terzi, per 19.417 milioni di

euro, e dall’indebitamento finanziario netto per 16.247 milioni di euro. Quest’ultimo al 30 giugno 2005

presenta un’incidenza sul patrimonio netto dello 0,84, mentre al 31 dicembre 2004 era pari a 1,29.

Il valore delle attività nette destinate alla vendita, pari a 6.518 milioni di euro, rappresenta il saldo tra il

capitale investito netto (14.956 milioni di euro) e l’indebitamento finanziario netto (8.438 milioni di euro).

L’indebitamento finanziario netto è dettagliato, in quanto a composizione e movimenti,

nel seguente prospetto:

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Indebitamento a lungo termine:> Finanziamenti bancari 2.848 11.101 (8.253)> Obbligazioni 8.454 8.866 (412)> Debiti verso altri finanziatori 151 324 (173)

Indebitamento a lungo termine 11.453 20.291 (8.838)

> Crediti finanziari a lungo termine (1.135) (1.595) 460

Indebitamento netto a lungo termine 10.318 18.696 (8.378)

Indebitamento a breve termine:Finanziamenti bancari:

> Quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine 276 472 (196)

> Utilizzi di linee di credito revolving 100 400 (300)> Altri finanziamenti a breve verso banche 2.962 2.160 802

3.338 3.032 306Obbligazioni (quota a breve) 880 875 5Debiti verso altri finanziatori (quota a breve) 42 50 (8)Commercial paper 2.418 2.441 (23)Altri debiti finanziari a breve termine - 191 (191)

Indebitamento a breve termine 6.678 6.589 89

Crediti finanziari a lungo termine (quota a breve) (3) (2) (1)Crediti finanziari per operazioni di factoring (335) (391) 56Crediti finanziari verso collegate - (15) 15Disponibilità presso banche e titoli a breve (411) (363) (48)

Indebitamento netto a breve termine 5.929 5.818 111

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 16.247 24.514 (8.267)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ATTRIBUITO ALLE DISCONTINUED OPERATIONS 8.438 - 8.438


Milioni di euro 1° semestre

2005 2004 Variazione

Cash flow da attività operativa 2.977 1.890 1.087

Cash flow da attività di investimento (1.014) 182 (1.196)

Cash flow da attività di finanziamento (1.801) (2.183) 382

Come evidenziato in maniera più analitica nel rendiconto finanziario incluso nella sezione “Prospetti

contabili consolidati”, il cash flow da attività operativa nel primo semestre del 2005 è positivo per

2.977 milioni di euro, a fronte di 1.890 milioni di euro nel corrispondente periodo dell’esercizio

precedente. L’aumento del flusso, pari a 1.087 milioni di euro, è così analizzabile:

> aumento di 54 milioni di euro del cash flow da attività operativa prima delle variazioni del

capitale circolante netto che risente della diminuzione del risultato ante imposte pari a 270

milioni di euro e di minori accantonamenti ai fondi per 89 milioni di euro principalmente

connessi alla riduzione degli oneri per incentivi all’esodo del personale, interamente compensati

dalla variazione positiva pari a 431 milioni di euro delle plusvalenze e altri elementi non monetari

essenzialmente riferiti alla minore plusvalenza realizzata nel primo semestre del 2005 per la

cessione del 13,86% del capitale sociale di Terna rispetto a quella conseguita nel corrispondente

periodo dell’esercizio precedente per il collocamento azionario del 50% della stessa;

> maggior apporto, pari a 1.033 milioni di euro, della variazione delle poste del capitale circolante

netto e dei fondi diversi dovuto principalmente ai minori esborsi per imposte. In particolare,

il primo semestre del 2004 includeva il pagamento di imposte di carattere straordinario, pari a

570 milioni di euro, principalmente riferite alla rivalutazione di cespiti effettuata negli esercizi

precedenti, nonché maggiori esborsi per imposte sul reddito.

Il cash flow da attività di investimento risulta negativo per 1.014 milioni di euro nel primo semestre

del 2005 a fronte di un contributo di 182 milioni di euro nel corrispondente periodo dell’esercizio

precedente. La liquidità assorbita nel periodo si riferisce per 1.560 milioni di euro a investimenti in

immobilizzazioni materiali e immateriali e per 187 milioni di euro a investimenti in imprese (al netto

di 119 milioni di euro di disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti), di cui 168 milioni di euro

per il deposito effettuato per l’acquisto del 66% del capitale sociale di Slovenské Elektrárne e 115

milioni di euro per l’acquisto del 51% delle società rumene Electrica Banat ed Electrica Dobrogea. Le

operazioni di dismissione di imprese e rami di attività, al netto delle disponibilità liquide e mezzi

equivalenti ceduti, hanno generato nel primo semestre del 2005 un flusso di 584 milioni di euro,

principalmente riferito alla cessione avvenuta nel secondo trimestre del 2005 del 13,86% del capitale

sociale di Terna per un corrispettivo complessivo di 568 milioni di euro a fronte dell’incasso del primo

Flussi finanziari

semestre del 2004 pari a 1.700 milioni di euro generato dal collocamento azionario del 50% della

stessa società.

Le necessità dell’attività di investimento e i fabbisogni dell’attività di finanziamento, principalmente

connessi al pagamento dei dividendi pari a 2.303 milioni di euro, sono stati fronteggiati dall’apporto

del cash flow da attività operativa per 2.977 milioni di euro, dall’aumento di capitale e riserve per

l’esercizio di stock option pari a 288 milioni di euro, nonché dall’aumento dei debiti finanziari netti

per 214 milioni di euro.


La divisione opera, in Italia e all’estero, nei campi dell’energia elettrica e dei prodotti energetici.

Nell’ambito del processo di riorganizzazione della divisione Italia, avviato nel 2004, Enel Green Power,

Enel Logistica Combustibili e Conphoebus, in data 1° giugno 2005, sono state incorporate in Enel

Produzione con effetti contabili e fiscali retroattivi al 1° gennaio 2005.

La divisione Generazione ed Energy Management risulta ora così articolata:

> Energia elettrica:

- generazione sul territorio nazionale, tramite Enel Produzione (termoelettrico, idroelettrico,

geotermico ed eolico);

- generazione sul territorio estero, tramite le società Viesgo Generación ed Enel Unión Fenosa

Renovables (Spagna), Maritza (Bulgaria), Enel ESN Energo (Russia), Enel North America (Nord

America) ed Enel Latin America (Centro e Sud America);

- vendita, sul mercato italiano, ai clienti “energivori” (clienti con consumi annui superiori a 100

milioni di kWh) e ai rivenditori, tramite Enel Trade;

- trading sui mercati internazionali, anch’esso in capo a Enel Trade.

> Prodotti energetici, tramite Enel Trade:

- approvvigionamento per tutte le esigenze del Gruppo (generazione di energia elettrica,

trading, vendita di gas naturale alla clientela finale);

- vendita di gas naturale a clienti “distributori”;

- trading sui mercati internazionali.

Risultati economici per area di attività

Generazione ed Energy Management

Generazione ed Energy Management


2005 2004 Variazione 2005 2004 Variazione

Italia3.316 2.815 501 Ricavi 6.926 5.799 1.1271.290 881 409 Margine operativo lordo 2.217 1.890 327

980 605 375 Risultato operativo 1.640 1.328 312

Attività internazionali 225 134 91 Ricavi 455 276 17981 36 45 Margine operativo lordo 172 97 7548 11 37 Risultato operativo 109 49 60

Elisioni(26) (6) (20) Ricavi (47) (14) (33)

Totale 3.515 2.943 572 Ricavi 7.334 6.061 1.2731.371 917 454 Margine operativo lordo 2.389 1.987 4021.028 616 412 Risultato operativo 1.749 1.377 372

Capitale investito netto 15.414 14.931 (1) 483Dipendenti a fine periodo (n.) 10.435 10.828 (1) (393)

252 235 17 Investimenti 414 376 38

(1) Al 31 dicembre 2004.

Aspetti normativi

Aste dell’Acquirente Unico - “Contratti per differenza”

Nel dicembre 2004 l’Acquirente Unico ha tenuto aste per la stipula di “Contratti per differenza” per

la copertura del proprio fabbisogno 2005, finalizzate all’acquisizione di cinque prodotti diversi (carbone,

olio, gas, ciclo combinato ed energia di picco) per un totale di circa 18.000 MW. Enel si è aggiudicata

11.150 MW nella prima asta (pari a circa il 62% dell’ammontare complessivo) e ulteriori 425 MW

nella seconda (circa il 46% del totale aggiudicato).

Nel mese di gennaio 2005 l’Acquirente Unico, sempre per il fabbisogno 2005, ha indetto una nuova

gara per la stipula di “Contratti per differenza” per un totale di 1.500 MW; Enel si è aggiudicata

1.000 MW (pari a circa il 66,7% dell’ammontare complessivo).

Inoltre, nel mese di maggio 2005, Enel si è avvalsa della facoltà di esercitare le opzioni pluriennali

previste dai “Contratti per differenza” per estendere la durata degli stessi fino al 31 dicembre 2006

e fino al 31 dicembre 2007, rispettivamente per 6.660 MW e 5.550 MW.


Italia

Import e CIP 6

Con le delibere n. 223/04 e n. 224/04 del 20 dicembre 2004, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas

(Autorità) ha stabilito le regole per le importazioni di energia elettrica per l’anno 2005 sulla base di

quanto previsto dal decreto del Ministero delle Attività Produttive del 17 dicembre. In particolare,

in applicazione della nuova regolamentazione comunitaria, l’Autorità ha introdotto un meccanismo

di asta implicita per la gestione delle congestioni sulle reti transfrontaliere. Sono state, inoltre,

previste misure contro il rischio di volatilità dei costi di congestione sulle reti con l’estero attraverso

l’assegnazione gratuita e pro quota, da parte del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale

(GRTN), di coperture sul differenziale tra prezzo estero e prezzo interno della zona di importazione.

Per quanto riguarda l’assegnazione dell’energia CIP 6, il decreto del Ministero delle Attività Produttive

del 24 dicembre 2004 ha stabilito la cessione da parte del GRTN dell’energia CIP 6 in Borsa e

l’assegnazione, pro quota ai richiedenti, di “Contratti per differenza” per una quantità pari alla

produzione CIP 6. Lo strike price per i “Contratti per differenza” è pari a 50 euro/MWh. La quantità

assegnata dal GRTN è aumentata dai 4.600 MW dell’anno 2004 ai 5.800 MW del 2005, di cui 3.480

MW sono stati assegnati al mercato libero (di cui 444 MW a Enel) e 2.320 MW al mercato vincolato.

Certificati verdi e misure di rimborso

Con la delibera n. 8/04 del 6 febbraio 2004, l’Autorità aveva stabilito la misura del rimborso da

riconoscere ai produttori di energia elettrica che, nell’anno 2002, hanno adempiuto all’obbligo di cui

all’art. 11, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999 n. 79 (decreto Bersani), relativo all’immissione

nel sistema di una quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (sistema dei certificati verdi).

Tale rimborso ha riguardato soltanto quella parte di detta energia destinata ai clienti del mercato

vincolato (l’energia immessa nel mercato libero, infatti, risulta compensata dal prezzo di mercato).

Enel ha provveduto a impugnare dinnanzi al TAR della Lombardia la suddetta delibera ma il ricorso

è stato respinto dal giudice amministrativo che ha però ribadito la necessità di riconoscere a Enel

un compenso per quei certificati che erano stati acquistati in relazione all’energia (di fonte non

rinnovabile) utilizzata per il funzionamento degli impianti di pompaggio. Enel è ricorsa in appello

per il mancato accoglimento del ricorso da parte del TAR della Lombardia ma la data dell’udienza

non è stata ancora fissata.

Con la delibera n. 101/05 l’Autorità ha riconosciuto a Enel il diritto al rimborso degli oneri sostenuti

nel 2002 per l’energia utilizzata per il pompaggio (7 milioni di euro) nonché degli oneri sostenuti

nel 2003 limitatamente all’energia destinata ai clienti del mercato vincolato (93 milioni di euro).

Istruttorie e indagini dell’Autorità

Il 13 gennaio 2005, l’Autorità ha avviato un’istruttoria conoscitiva sull’andamento dei prezzi della

Borsa dell’energia elettrica nei giorni dal 10 al 14 gennaio, il cui esito è stato pubblicato in aprile,

insieme ai risultati delle indagini sui prezzi di Borsa di giugno 2004 (delibera n. 25/05).

Le conclusioni di tale istruttoria sono state trasmesse all’Autorità garante della concorrenza e del

mercato (AGCM) in quanto hanno evidenziato potenziali anomalie nella formazione dei prezzi e

presunti abusi di potere di mercato da parte di Enel. Il 6 aprile l’AGCM ha avviato un’istruttoria nei

confronti di Enel SpA ed Enel Produzione per presunto abuso di posizione dominante in relazione

ai prezzi praticati sulla Borsa dell’energia elettrica. Nell’ambito dell’istruttoria e su istanza di Enel,

lo scorso 15 giugno si è tenuta un’audizione formale di Enel Produzione presso gli uffici dell’Autorità.

Un’ulteriore audizione di Enel è prevista per il mese di settembre, a valle di incontri dell’AGCM con

altri operatori del settore; il termine per la conclusione dell’istruttoria è fissato per il 31 marzo 2006.

Il 9 febbraio 2005 l’AGCM e l’Autorità hanno pubblicato i risultati di una indagine conoscitiva congiunta

sullo stato della liberalizzazione del settore elettrico avviata nel 2003. In seguito, l’Autorità ha emanato

un documento di consultazione che illustra le possibili misure da adottare per la promozione della

concorrenza nel settore, ipotizzando sia misure strutturali di riduzione del potere di mercato sia misure

che limitino l’interesse al suo esercizio. Lo scorso 4 agosto è stato emesso un secondo documento di

consultazione che prevede la cessione di capacità da parte di Enel secondo il meccanismo dei cosiddetti

“Virtual Power Plant”. Il processo ipotizzato, sia di emanazione delle norme sia di attuazione vera e

propria delle procedure, dovrebbe concludersi entro la fine dell’anno. Inoltre, con la delibera n. 175/05,

del 4 agosto 2005, la stessa Autorità ha stabilito che la gestione degli impianti di pompaggio strategici

per la sicurezza del sistema debba essere attribuita al GRTN. La delibera non chiarisce in modo esaustivo

i dettagli applicativi dell’intervento e comunque Enel intende tutelare i propri interessi in tutte le sedi

opportune.

Con la delibera n. 54/04 del 1° aprile 2004, l’Autorità aveva avviato un’istruttoria formale nei confronti

di Enel Produzione per la mancata disponibilità di capacità di generazione che aveva portato ai distacchi

programmati di energia del 26 giugno 2003 (brown-out). Al termine della prima fase dell’istruttoria

formale, Enel Produzione aveva provveduto al pagamento in misura ridotta ex art. 16 della legge

n. 689/81 (c.d. oblazione). Con la delibera n. 10/05 l’Autorità ha chiuso, il 29 gennaio 2005, l’istruttoria

formale senza irrogare sanzioni a Enel Produzione, riconoscendo la validità dell’oblazione effettuata.

Sulla base delle conclusioni di tale istruttoria, con la delibera 11/05 l’Autorità, nel definire le modalità

di remunerazione dei servizi di riserva nel primo semestre del 2003, ha invitato il Gestore della Rete

a non pagare a Enel Produzione il servizio prestato in tale periodo. Enel ha presentato ricorso

su entrambi i provvedimenti, intimando contemporaneamente al GRTN di effettuare il pagamento

dovuto. Nell’udienza per il ricorso sulle delibere n. 10/05 e n. 11/05 tenutasi il 12 luglio 2005 il TAR

della Lombardia ha accolto il ricorso di Enel e ha annullato le delibere nella parte in cui invitano

il GRTN a non rimborsare a Enel Produzione i corrispettivi dei servizi di riserva prestati nel primo

semestre del 2003. Al momento pendono ancora i termini per un eventuale ricorso al Consiglio

di Stato da parte dell’Autorità.


Con la delibera n. 20/04 del 19 febbraio 2004 l’Autorità ha modificato il prezzo di cessione dell’energia

elettrica all’ingrosso per il mercato vincolato e introdotto una serie di meccanismi per ridurre i ricavi

tariffari riconosciuti ai produttori di energia per il periodo marzo-maggio 2004, in modo da recuperare

l’aumento teorico dei prezzi nel 2004 dovuto all’introduzione delle nuove fasce orarie che, per il

Gruppo Enel, potrebbe comportare un onere pari a circa 190 milioni di euro. Enel e altri operatori

hanno impugnato davanti al TAR della Lombardia la suddetta delibera, ottenendone l’annullamento.

L’Autorità ha notificato il ricorso dinnanzi al Consiglio di Stato a Enel Produzione che si è ritualmente

costituita in giudizio ed è in attesa della fissazione della data dell’udienza.

In relazione al black-out del 28 settembre 2003, con la delibera n. 152/04 del 9 settembre 2004

l’Autorità ha avviato un’istruttoria formale per l’accertamento di eventuali responsabilità degli

operatori appartenenti a tutta la filiera elettrica (produttori, distributori, GRTN). La delibera n. 96/05

ha ulteriormente prorogato il termine dell’istruttoria fissandolo al 31 luglio 2005 per i produttori e al

30 novembre 2005 per le società di trasmissione e distribuzione. Nel frattempo sono state rese note

le risultanze istruttorie il cui contenuto conferma le accuse rivolte agli operatori. Lo scorso 13 luglio

è stato presentato ricorso al TAR della Lombardia contro il diniego opposto dall’Autorità all’accesso

ai documenti istruttori richiesto da Enel. In data 14 luglio 2005 si è tenuta dinnanzi all’Autorità

un’audizione nel corso della quale Enel Produzione ha contestato integralmente le conclusioni

raggiunte nelle istanze istruttorie. In un’ottica di mera prudenza e cautela Enel ha provveduto al

pagamento in misura ridotta ex art. 16 della legge n. 689/81 (c.d. oblazione).

Emission Trading

Con riferimento al sistema ETS (Emission Trading System), finalizzato a favorire la riduzione delle

emissioni dei gas responsabili dell’effetto serra, si attende, in Italia, la revisione delle assegnazioni

di settore e di impianto da parte del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del territorio.

Le emissioni prodotte da Enel Produzione nel primo semestre del 2005 sono stimabili in 27,5 Mton

e si ritiene che siano inferiori alle quote che saranno attribuite alla società per l’anno 2005.

In Spagna, alla società Viesgo Generación sono state assegnate 9,94 Mton di quote per il triennio

2005-2007. Il loro fair value alla data di assegnazione è stimabile in 6,7 euro/t per un valore complessivo

di 67 milioni di euro. Nel primo semestre del 2005 le emissioni prodotte sono risultate pari a 3,45 Mton.

La produzione netta è in calo dell’8,0% nel secondo trimestre e del 10,1% nel semestre. In particolare,

la fonte idroelettrica è in discesa del 23,2% nel secondo trimestre e del 14,8% nei sei mesi, in relazione

all’andamento delle condizioni di idraulicità più favorevoli nel secondo trimestre del 2004 rispetto al

corrispondente periodo del 2005, mentre la produzione da altre fonti cresce nei due periodi

rispettivamente del 76,1% e del 69,4% per effetto dell’entrata in esercizio di nuovi impianti eolici.

La diminuzione della produzione termoelettrica nei periodi presi in esame è da porre in relazione

all’aumento delle importazioni e della produzione di terzi che hanno coperto la maggiore richiesta di

energia elettrica sulla rete elettrica italiana.

Il raffronto su base sia trimestrale sia semestrale evidenzia, con riferimento al mix di combustibili

impiegati, un sensibile decremento dell’incidenza dell’olio combustibile e del carbone, mentre risulta

in crescita l’incidenza del gas naturale. La minor produzione di carbone è da imputare alla maggiore

modulazione del carico realizzata nel funzionamento dei gruppi e all’attività di manutenzione

concentratasi nel primo semestre del 2005. L’aumento della produzione da gas naturale è invece

da attribuire alla maggiore utilizzazione degli impianti a olio/gas di Montalto di Castro e di Rossano


Produzione di energia

Produzione netta di Enel in Italia



19.086 19.349 (263) -1,4% Termoelettrica 40.004 43.951 (3.947) -9,0%6.945 9.044 (2.099) -23,2% Idroelettrica 12.858 15.098 (2.240) -14,8%1.231 1.290 (59) -4,6% Geotermoelettrica 2.475 2.587 (112) -4,3%

81 46 35 76,1% Altre fonti 183 108 75 69,4%

27.343 29.729 (2.386) -8,0% Totale 55.520 61.744 (6.224) -10,1%

Contributi alla produzione termica lorda


2005 2004 2005 2004

1.128 5,5% 2.027 9,9% Olio combustibile pesante (S>0,5%) 2.623 6,1% 4.194 9,0%2.258 11,1% 2.287 11,2% Olio combustibile leggero (S<0,5%) 6.079 14,3% 6.171 13,2%3.386 16,6% 4.314 21,1% Totale olio combustibile 8.702 20,4% 10.365 22,2%

9.603 47,2% 7.977 38,9% Gas naturale 19.084 44,9% 18.379 39,5%7.318 35,9% 7.960 38,8% Carbone 14.669 34,5% 16.603 35,7%

53 0,3% 246 1,2% Orimulsion e altri combustibili 93 0,2% 1.202 2,6%

20.360 100,0% 20.497 100,0% TOTALE 42.548 100,0% 46.549 100,0%

Calabro e all’entrata in servizio, nel corso del 2004, del nuovo ciclo combinato di Termini Imerese 6;

la produzione realizzata da quest’ultimo ha compensato parzialmente la riduzione delle produzioni

degli impianti a ciclo combinato dell’area Nord. Si evidenzia inoltre che il permanere delle difficoltà di

approvvigionamento dell’orimulsion ha determinato l’azzeramento della produzione con tale

combustibile.

Investimenti e impianti

Investimenti in impianti di generazione in Italia


2005 2004 Variazioni

Impianti:> termoelettrici 166 186 (20) -10,8%> idroelettrici 110 67 43 64,2%> geotermici 36 16 20 125,0%> con fonti alternative 16 11 5 45,5%

Totale 328 280 48 17,1%

La crescita degli investimenti in impianti idroelettrici e geotermici nel primo semestre del 2005 consegue

principalmente a interventi di rifacimento e ripotenziamento; gli investimenti in impianti idroelettrici

comprendono anche interventi obbligatori ai fini della sicurezza e dell’ambiente (rifacimento di opere

idrauliche, interventi di ambientalizzazione ecc.). Tale incremento risulta tuttavia parzialmente

bilanciato dalla contrazione degli investimenti nel settore termoelettrico che consegue essenzialmente

alla diversa tempistica di alcune attività relative alla riconversione a carbone della centrale di

Torrevaldaliga Nord, all’attività di ambientalizzazione dell’impianto di Fusina, nonché alla trasformazione

a ciclo combinato della centrale di Santa Barbara e delle sezioni 3 e 4 di Porto Corsini.

Potenza efficiente netta di Enel installata in Italia

MW Totale Totale

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Impianti:> termoelettrici 26.803 26.837 (34)> idroelettrici 14.343 14.318 25> geotermici 625 642 (17)> con fonti alternative 277 250 27

Totale 42.048 42.047 1

La potenza efficiente netta installata in Italia nel primo semestre del 2005 risulta sostanzialmente in

linea con i valori registrati alla fine dell’esercizio 2004. In tale contesto, la contrazione della potenza

termoelettrica pari a 34 MW consegue alla trasformazione della sezione a olio combustibile della

centrale di Mercure a biomasse, mentre la diminuzione della potenza da impianti geotermici pari a

17 MW consegue alla dismissione del gruppo 2 della centrale di San Marino nell’ambito del progetto

di rinnovamento. Tali riduzioni risultano tuttavia sostanzialmente controbilanciate dall’aumento di

potenza relativo agli impianti idroelettrici per 25 MW e a quelli con fonti alternative per 27 MW.

Risultati economici del secondo trimestre

I ricavi del secondo trimestre del 2005 ammontano a 3.316 milioni di euro in aumento di 501 milioni

di euro (+17,8%) rispetto all’analogo periodo del 2004 in conseguenza dei seguenti principali fattori:

> riconoscimento di partite regolatorie pregresse, di cui 262 milioni di euro per servizi di riserva

verso il GRTN per il periodo dal 2002 al 31 marzo 2004 e 100 milioni di euro per il rimborso

degli oneri per certificati verdi sostenuti nel 2002 e nel 2003;

> incremento di ricavi netti per operazioni di copertura del rischio commodity per 283 milioni di

euro, principalmente per la valutazione al fair value dei “Contratti per differenza” stipulati con

l’Acquirente Unico;

> maggiori ricavi da vendita di energia di Enel Trade pari a 96 milioni di euro, derivanti

in particolare dall’incremento delle attività di trading nei mercati internazionali;

> rilevazione di proventi pari a 37 milioni di euro per il riconoscimento del diritto al rimborso di

costi non recuperabili connessi al gas naturale importato dalla Nigeria, non presenti nel secondo

trimestre del 2004 in quanto il riconoscimento del diritto al rimborso è avvenuto solo a fine anno;

> maggiori ricavi da vendita di gas naturale alla divisione Mercato pari a 17 milioni di euro;

> minori ricavi da vendita di combustibili per trading pari a 153 milioni di euro, quale saldo tra la

crescita di 13 milioni di euro delle vendite di gas e la contrazione di 166 milioni di euro della

vendita degli altri combustibili. Tale riduzione è originata principalmente da una maggiore

focalizzazione di Enel Trade sull’approvvigionamento di gas alle società del Gruppo;

> diminuzione di ricavi pari a 133 milioni di euro per la remunerazione dei servizi di dispacciamento,

avviati dal 1° aprile 2004.

Il margine operativo lordo si attesta a 1.290 milioni di euro in aumento di 409 milioni di euro

(+46,4%) rispetto a 881 milioni di euro registrati nel secondo trimestre del 2004, essenzialmente

per effetto del riconoscimento di partite regolatorie pregresse.

Il risultato operativo si attesta a 980 milioni di euro, in crescita di 375 milioni di euro (+62,0%)

rispetto al secondo trimestre del 2004 (605 milioni di euro), scontando, rispetto al margine operativo

lordo, maggiori ammortamenti e svalutazioni.


Risultati economici del primo semestre

I ricavi del primo semestre del 2005 ammontano a 6.926 milioni di euro, in aumento di 1.127 milioni

di euro (+19,4%) rispetto all’analogo periodo del 2004 in conseguenza dei seguenti principali fattori:

> riconoscimento di partite regolatorie pregresse per 362 milioni di euro e incremento di ricavi

netti per operazioni di copertura del rischio commodity per 313 milioni di euro, come già

descritto nel commento al secondo trimestre;

> incremento dei ricavi pari a 214 milioni di euro per la remunerazione dei servizi di dispacciamento;

> maggiori ricavi da vendita di energia di Enel Trade pari a 249 milioni di euro connessi

principalmente al già citato incremento delle attività di trading nei mercati internazionali;

> maggiori ricavi da vendita di gas naturale alla divisione Mercato pari a 86 milioni di euro;

> rilevazione di proventi pari a 80 milioni di euro per il rimborso di costi non recuperabili connessi

al gas naturale importato dalla Nigeria, non presenti nel primo semestre del 2004 in quanto il

riconoscimento del diritto a rimborso è avvenuto solo a fine anno;

> minori ricavi da vendita di combustibili per trading pari a 302 milioni di euro per l’effetto

combinato della crescita di 50 milioni di euro delle vendite di gas e della contrazione di 352

milioni di euro della vendita degli altri combustibili.

Il margine operativo lordo si attesta a 2.217 milioni di euro, in crescita di 327 milioni di euro (+17,3%)

per effetto principalmente delle partite regolatorie pregresse, in quanto il contenimento dei costi

operativi e gli effetti delle operazioni di copertura del rischio commodity hanno consentito di

neutralizzare la riduzione dei volumi delle vendite e l’incremento del costo dei combustibili.

Il risultato operativo si attesta a 1.640 milioni di euro, in crescita di 312 milioni di euro (+23,5%) rispetto

al dato del primo semestre del 2004 (1.328 milioni di euro), scontando, rispetto all’incremento del

margine operativo lordo, maggiori ammortamenti e svalutazioni pari a 15 milioni di euro.

Potenza netta impianti di generazione all’estero

Enel Enel Enel UniónNorth Latin Gruppo Fenosa

MW America America Viesgo Renovables Maritza Totale Totale

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Impianti:> termoelettrici - - 1.592 - 549 2.141 2.141 -> idroelettrici 313 174 672 - - 1.159 1.129 30> eolici 67 24 - 274 - 365 350 15> biomasse e biogas 22 - - - - 22 21 1> cogenerazione - - - 52 - 52 52 -

Totale 402 198 2.264 326 549 3.739 3.693 46

Attività internazionali

L’aumento della potenza netta è riconducibile principalmente a Enel North America che ha acquisito

una centrale idroelettrica da 25 MW nel Vermont.

Gli investimenti effettuati nel semestre in impianti di produzione all’estero sono pari a 91 milioni

di euro, di cui 65 milioni di euro per le attività di produzione di energia elettrica in Spagna.

I ricavi del secondo trimestre del 2005 sono pari a 225 milioni di euro, in crescita di 91 milioni di euro;

nel primo semestre del 2005 i ricavi si attestano a 455 milioni di euro, con un incremento di 179

milioni di euro.

La crescita è dovuta principalmente a Viesgo Generación e a Enel Unión Fenosa Renovables che

hanno conseguito maggiori ricavi rispettivamente per 76 milioni di euro e 12 milioni di euro nel

secondo trimestre; nel primo semestre l’incremento è stato rispettivamente di 158 milioni di euro

e 21 milioni di euro.

La produzione netta complessivamente realizzata all’estero nel secondo trimestre del 2005 è pari

a 3.426 milioni di kWh e registra un incremento di 1.102 milioni di kWh. Nei primi sei mesi del 2005

la produzione netta è pari a 7.029 milioni di kWh, in crescita di 1.505 milioni di kWh rispetto al

corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

Il margine operativo lordo ammonta a 81 milioni di euro e a 172 milioni di euro rispettivamente nel

secondo trimestre del 2005 e nel primo semestre del 2005; la crescita, pari a 45 milioni di euro nel

secondo trimestre e a 75 milioni di euro nel semestre, è dovuta essenzialmente a Viesgo Generación

e a Enel Unión Fenosa Renovables; Viesgo Generación contribuisce a tale aumento per 31 milioni di

euro nel secondo trimestre e 53 milioni di euro nel primo semestre; Enel Unión Fenosa Renovables

rileva un aumento di 9 milioni di euro e 16 milioni di euro rispettivamente nel secondo trimestre e

primo semestre; tale crescita per entrambe le società è da imputarsi essenzialmente all’aumento dei

prezzi di vendita e alla crescita dei volumi di produzione.

Il risultato operativo si attesta a 48 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, con un aumento di

37 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2004 e a 109 milioni di euro nel primo semestre

del 2005 in crescita di 60 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2004. La crescita in entrambi

i periodi è conseguenza dei fenomeni descritti nel commento al margine operativo lordo e risente

inoltre di un aumento di ammortamenti e svalutazioni di 8 milioni di euro e di 15 milioni di euro

rispettivamente nel secondo trimestre e nel primo semestre del 2005.


La struttura di Enel individua due specifiche divisioni operative:

> Mercato, con la missione di sviluppare un’offerta integrata di prodotti e servizi di energia

elettrica e gas tramite canali distributivi mirati;

> Infrastrutture e Reti, che raggruppa la gestione delle reti di distribuzione dell’energia elettrica

e del gas.

Ai fini dell’analisi economica, nell’attuale fase di definizione delle regole che consentano di individuare

i risultati di ciascuna delle due divisioni di cui sopra, si ritiene opportuno considerarle in via congiunta,

separando all’interno i settori dell’energia elettrica e del gas.

Mercato, Infrastrutture e Reti



Energia elettrica - Italia4.087 4.124 (37) Ricavi 8.368 8.865 (497)

711 917 (206) Margine operativo lordo 1.492 1.718 (226)525 739 (214) Risultato operativo 1.128 1.377 (249)

Energia elettrica - Estero218 95 123 Ricavi 364 200 16424 16 8 Margine operativo lordo 40 33 711 10 1 Risultato operativo 17 19 (2)

Energia elettrica - Totale4.305 4.219 86 Ricavi 8.732 9.065 (333)


Gas250 231 19 Ricavi 906 798 10817 18 (1) Margine operativo lordo 167 159 8(5) (6) 1 Risultato operativo 124 115 9

Elisioni(2) (3) 1 Ricavi (2) (3) 1

Totale 4.553 4.447 106 Ricavi 9.636 9.860 (224)


Capitale investito netto 12.561 12.334 (1) 227Dipendenti a fine periodo (n.) 37.577 35.537 (1) 2.040

430 424 6 Investimenti 752 758 (6)


Mercato, Infrastrutture e Reti

Ai fini dell’analisi dei risultati sono di seguito commentate separatamente le attività di distribuzione

e vendita di energia elettrica gestite dalle società italiane rispetto alle analoghe attività gestite dalle

società estere.

Energia elettrica - Italia

Il settore include:

> Enel Distribuzione (rete di distribuzione di energia elettrica destinata al mercato libero e vincolato

e vendita di energia elettrica sul mercato vincolato);

> Deval (attività analoghe a quelle di Enel Distribuzione, ma limitate al territorio della Valle d’Aosta);

> Enel Energia (vendita di energia elettrica sul mercato libero a clienti con consumi annui inferiori

a 100 milioni di kWh);

> Enel Sole (illuminazione pubblica e artistica) ed Enel.si (franchising).

Razionalizzazione delle reti

Nel corso del 2005, in attuazione del decreto legislativo n. 79/99 sono proseguite, giungendo in

alcuni casi a conclusione, le operazioni finalizzate alla cessione della rete di Enel Distribuzione alle

aziende municipalizzate che ne hanno precedentemente fatto richiesta e all’acquisizione delle reti

di aziende municipalizzate che non hanno diritto alla concessione.

Con efficacia dal 1° gennaio 2005 Enel Distribuzione ha ceduto il ramo d’azienda avente a oggetto la

distribuzione e la vendita di energia elettrica nei Comuni di Ortona e San Vito Chietino all’Azienda

Elettrica Odoardo Zecca. Il ramo d’azienda, con 9.000 clienti serviti, pari a un consumo annuo di circa

160 GWh, è stato valutato in 14 milioni di euro.

Inoltre, come già illustrato nel capitolo “Fatti di rilievo del primo semestre del 2005” Enel Distribuzione,

nel mese di febbraio 2005, ha firmato il Protocollo d’Intesa che prevede il trasferimento a Meta SpA

del ramo d’azienda relativo all’attività di distribuzione e vendita di energia elettrica in 18 Comuni

della provincia di Modena e, in data 1° luglio 2005, ha ceduto a SET Distribuzione il ramo della rete

di distribuzione nella provincia di Trento.

Reti e investimenti

Investimenti in reti di distribuzione di energia elettrica


2005 2004 Variazioni

Alta tensione 64 67 (3) -4,5%Media tensione 170 187 (17) -9,1%Bassa tensione 382 393 (11) -2,8%

Totale 616 647 (31) -4,8%


Energia elettrica

La riduzione degli investimenti ha riguardato nel primo semestre del 2005 tutti i livelli di tensione.

In particolare, per la bassa tensione la diminuzione si riferisce agli investimenti legati al progetto

“Contatore elettronico”. Nel periodo il programma di sostituzione dei contatori ha riguardato circa

3,5 milioni di contatori (circa 3,9 milioni nello stesso periodo del 2004), giungendo così a 24,4 milioni

di contatori complessivamente sostituiti dall’avvio del progetto.

Reti di distribuzione di energia elettrica

km n. km n. km n.

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazioni

Linee alta tensione 19.084 - 19.114 - (30) -Cabine primarie - 2.013 - 2.013 - -

Linee media tensione 336.419 - 335.841 - 578 -Cabine secondarie - 411.851 - 410.657 - 1.194

Linee bassa tensione 739.975 - 734.890 - 5.085 -


I ricavi del secondo trimestre del 2005 sono pari a 4.087 milioni di euro, in calo di 37 milioni di euro

(-0,9%) rispetto a quelli dell’analogo periodo del 2004 per i seguenti principali fattori:

> diminuzione di 64 milioni di euro per minori vendite ai clienti finali e di 22 milioni di euro per

minori vendite ai rivenditori. Nel secondo trimestre del 2004 i ricavi accoglievano l’integrazione

di quanto accertato al 31 dicembre 2003 quale stima dell’energia distribuita e venduta nel 2003

e non ancora rilevata in base ai prefissati calendari di lettura e fatturazione al 30 giugno 2004;

> incremento di 38 milioni di euro dei ricavi di Enel Energia, in relazione all’aumento sia delle

quantità vendute sia del prezzo medio unitario di vendita.

Vendite e trasporto energia (Enel Distribuzione e Deval)

Milioni di kWh Milioni di kWh

Trasportati Venduti sul Trasportati Venduti sulper il mercato mercato Milioni per il mercato mercato Milioni

libero vincolato Totale di euro libero vincolato Totale di euro

2° trimestre 2005 2° trimestre 2004

Alta tensione 12.660 1.188 13.848 136 11.450 1.200 12.650 134Media tensione 17.380 5.188 22.568 656 16.003 5.710 21.713 669Bassa tensione 1.834 24.422 26.256 2.853 1.240 26.562 27.802 2.906

Totale 31.874 30.798 62.672 3.645 28.693 33.472 62.165 3.709

Le quantità vendute sul mercato vincolato sono pari a 30.798 milioni di kWh nel secondo trimestre

del 2005, in diminuzione di 2.674 milioni di kWh rispetto a quelle del secondo trimestre del 2004

(33.472 milioni di kWh). I volumi di energia trasportata per il mercato libero sono in crescita di 3.181

milioni di kWh (+11,1%), anche per effetto della rilevazione nel 2005 di 1,5 TWh vettoriati in esercizi

precedenti. Il totale dell’energia complessivamente distribuita rimane sostanzialmente invariato

rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente (+0,8%).

I ricavi complessivi per vendita (mercato vincolato) e trasporto di energia, escluse le cessioni a

rivenditori, sono pari nel secondo trimestre del 2005 a 3.645 milioni di euro. Il calo di 64 milioni di

euro (-1,7%) rispetto al medesimo periodo del 2004 deriva essenzialmente dalla rilevazione nel 2004

di conguagli dei quantitativi di energia erogata nel 2003, nonché dalla variazione del mix di clienti tra

mercato vincolato e mercato libero.

Le cessioni a rivenditori sono in calo di 22 milioni di euro, passando da 34 milioni di euro nel secondo

trimestre del 2004 a 12 milioni di euro in quello corrente.

Con riferimento al mercato libero, i ricavi per vendita di energia di Enel Energia ai clienti idonei finali

e ad altri operatori (incluse le regolarizzazioni infragruppo con Enel Trade) registrano un incremento

di 41 milioni di euro (+26,8%), come sotto dettagliato:

Vendite di energia sul mercato libero

Milioni Milioni Milioni Milioni Milioni Milionidi euro di kWh di euro di kWh di euro di kWh

2° trimestre 2005 2° trimestre 2004 Variazioni

Vendite a clienti idonei finali 188 1.956 152 1.893 36 63Vendite ad altri operatori 6 8 2 36 4 (28)Totale 194 1.964 154 1.929 40 35

Partite infragruppo - - (1) - 1 -

TOTALE 194 1.964 153 1.929 41 35

La crescita dei volumi venduti alla clientela finale riflette sia l’ulteriore apertura del mercato avvenuta

nel corso del 2004, sia gli effetti della campagna vendite 2005.

Considerando anche le vendite effettuate da Enel Trade ai clienti finali, pari a 2.583 milioni di kWh,

l’insieme delle vendite del Gruppo ai clienti finali del mercato libero in Italia raggiunge, nel secondo

trimestre del 2005, i 4.547 milioni di kWh, in riduzione del 18,0% rispetto al secondo trimestre del

2004 (-998 milioni di kWh) per effetto sostanzialmente delle minori vendite ai clienti “energivori”.


Il margine operativo lordo si attesta nel secondo trimestre del 2005 a 711 milioni di euro, in

diminuzione di 206 milioni di euro (-22,5%) rispetto all’analogo periodo del 2004. Il decremento è

essenzialmente da ricondurre alla contrazione del margine da vendita e trasporto di energia di Enel

Distribuzione, pari a 201 milioni di euro, che risente principalmente della rilevazione nel 2004

dell’integrazione di quanto accertato al 31 dicembre 2003 quale stima dell’energia distribuita e

venduta per l’esercizio 2003 e non ancora rilevata in base ai prefissati calendari di lettura e fatturazione,

nonché degli effetti connessi al taglio tariffario, in parte compensati dalla riduzione dei costi operativi

e in particolare del costo del lavoro.

Il risultato operativo del secondo trimestre del 2005 è pari a 525 milioni di euro a fronte di 739

milioni di euro nello stesso periodo del 2004. Il decremento di 214 milioni di euro riflette, oltre alla

riduzione del margine operativo lordo già commentata, un aumento di ammortamenti e svalutazioni

per 8 milioni di euro.


I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2005 dalle società delle divisioni Mercato, Infrastrutture

e Reti, operanti in Italia nel settore elettrico, sono pari a 8.368 milioni di euro, in calo di 497 milioni

di euro (-5,6%) rispetto a quelli del primo semestre del 2004 per i seguenti principali fattori:

> diminuzione di 359 milioni di euro dei ricavi per vendita e trasporto di energia, di cui 252 milioni

di euro per minori vendite ai rivenditori e 107 milioni di euro relativi ai clienti finali; nel primo

semestre del 2004 tali ricavi accoglievano l’integrazione di quanto accertato al 31 dicembre

2003 quale stima dell’energia distribuita e venduta nel 2003;

> minori ricavi pari a 96 milioni di euro a seguito dell’applicazione dal 1° gennaio 2004 dei

meccanismi di perequazione dei margini dei distributori di cui alla delibera dell’Autorità n. 5/04;

> decremento pari a 20 milioni di euro dei ricavi delle attività di franchising (Enel.si);

> crescita di 52 milioni di euro dei ricavi di Enel Energia dovuta all’aumento sia delle quantità

vendute sia del prezzo medio unitario.

Vendite e trasporto energia (Enel Distribuzione e Deval)

Milioni di kWh Milioni di kWh

Trasportati Venduti sul Trasportati Venduti sulper il mercato mercato Milioni per il mercato mercato Milioni

libero vincolato Totale di euro libero vincolato Totale di euro

1° semestre 2005 1° semestre 2004

Alta tensione 23.635 2.448 26.083 267 22.333 2.395 24.728 273Media tensione 33.552 10.233 43.785 1.278 31.399 11.905 43.304 1.384Bassa tensione 3.660 52.161 55.821 5.956 2.302 54.930 57.232 5.951

Totale 60.847 64.842 125.689 7.501 56.034 69.230 125.264 7.608

Nel primo semestre del 2005 le vendite sul mercato vincolato calano di 4.388 milioni di kWh (-6,3%)

per effetto dell’apertura del mercato e dei conguagli di energia venduta e vettoriata in esercizi

precedenti, mentre i volumi di energia trasportata per il mercato libero sono in crescita di 4.813

milioni di kWh (+8,6%).

I ricavi complessivi per vendita (mercato vincolato) e trasporto di energia, escluse le cessioni a

rivenditori, sono pari a 7.501 milioni di euro, in diminuzione di 107 milioni di euro (-1,4%) rispetto

al medesimo periodo del 2004. Tale riduzione deriva essenzialmente dalla già citata rilevazione

nel 2004 dell’integrazione dei quantitativi di energia erogata nel 2003.

Le cessioni a rivenditori (vendite e trasporto) sono in calo di 252 milioni di euro, passando da 270

milioni di euro nel primo semestre del 2004 a 18 milioni di euro in quello corrente. Tale riduzione

è da collegare al fatto che, dal 1° aprile 2004, i rivenditori acquistano l’energia direttamente

dall’Acquirente Unico.

Con riferimento al mercato libero, le vendite di Enel Energia ai clienti idonei finali e ad altri operatori

(incluse le regolarizzazioni infragruppo con Enel Trade) registrano una crescita di 52 milioni di euro

(+16,5%), come sotto dettagliato:

Vendite di energia sul mercato libero

Milioni Milioni Milioni Milioni Milioni Milionidi euro di kWh di euro di kWh di euro di kWh

1° semestre 2005 1° semestre 2004 Variazioni

Vendite a clienti idonei finali 359 3.887 305 3.532 54 355Vendite ad altri operatori 8 49 3 61 5 (12)Totale 367 3.936 308 3.593 59 343

Partite infragruppo - - 7 - (7) -

TOTALE 367 3.936 315 3.593 52 343

Considerando anche le vendite effettuate da Enel Trade ai clienti finali, pari a 5.113 milioni di kWh,

l’insieme delle vendite del Gruppo ai clienti finali sul mercato libero in Italia raggiunge, nel primo

semestre del 2005, 9.049 milioni di kWh, in diminuzione del 14,3% (-1.506 milioni di kWh) rispetto

al primo semestre del 2004, per fattori già evidenziati nel commento del trimestre.

Il margine operativo lordo si attesta nel primo semestre del 2005 a 1.492 milioni di euro, in diminuzione

di 226 milioni di euro (-13,2%) rispetto all’analogo periodo del 2004. Il decremento è da ricondurre

ai fenomeni già descritti nel commento al secondo trimestre.


In particolare, si evidenzia che la diminuzione del margine da vendita e trasporto di energia di Enel

Distribuzione nel primo semestre è pari a 220 milioni di euro.

Il risultato operativo del primo semestre del 2005 è pari a 1.128 milioni di euro (1.377 milioni di euro

nello stesso periodo del 2004). Il decremento di 249 milioni di euro riflette, oltre alla riduzione del

margine operativo lordo già commentata, un aumento di ammortamenti e svalutazioni per 23 milioni

di euro.

Energia elettrica - Estero

Il Gruppo Enel opera in Spagna nel campo della distribuzione e vendita di energia elettrica attraverso

Electra de Viesgo Distribución, Barras Eléctricas Galaico Asturianas e Viesgo Energía, nonché in Romania

a seguito dell’acquisizione avvenuta il 28 aprile 2005 delle società Electrica Banat ed Electrica Dobrogea.

Gli investimenti effettuati nel primo semestre del 2005, pari a 22 milioni di euro, riguardano

sostanzialmente la rete di Electra de Viesgo Distribución.

I ricavi crescono di 123 milioni di euro e di 164 milioni di euro, rispettivamente nel secondo trimestre

e nel primo semestre del 2005. L’incremento è essenzialmente dovuto alla già citata acquisizione

delle due società di distribuzione in Romania (+76 milioni di euro) nonché all’aumento dei volumi

di attività delle società spagnole.

Il margine operativo lordo ammonta a 24 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005, in crescita

di 8 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente, mentre nel primo

semestre del 2005 si attesta a 40 milioni di euro, in crescita di 7 milioni di euro.

Il risultato operativo, pari a 11 milioni di euro nel secondo trimestre del 2005 e a 17 milioni nel primo

semestre del 2005, risulta sostanzialmente in linea con i valori dei corrispondenti periodi dell’esercizio

precedente.

Nell’ambito delle divisioni Mercato, Infrastrutture e Reti, l’attività di distribuzione e vendita del gas

naturale è svolta dalle seguenti principali società:

> Enel Rete Gas, Avisio Energia e Co.Im Gas, titolari delle reti di distribuzione e delle relative

concessioni per la loro gestione, rilasciate a livello locale;

> Enel Gas, cui è demandata l’attività di vendita alla clientela finale, non soggetta a regime

concessorio e completamente liberalizzata dal 1° gennaio 2003.

Le funzioni di approvvigionamento e di vendita a soggetti “distributori” sono in capo a Enel Trade

che è parte della divisione Generazione ed Energy Management.

Nell’ambito del progetto volto all’integrazione societaria delle realtà minori che operano nel settore

della distribuzione e della vendita del gas naturale, il 30 giugno 2005 si è proceduto alla fusione per

incorporazione in Enel Rete Gas di Ottogas Rete, Italgestioni, S.A.M.I.G. e Metan Gas Sicilia, e in Enel

Gas di Ottogas Vendita e Italgestioni Gas, con effetti contabili e fiscali retroattivi, per entrambe le

fusioni, al 1° gennaio 2005.


I ricavi conseguiti nel secondo trimestre del 2005 dalle società dell’area gas ammontano a 250 milioni

di euro, in crescita di 19 milioni di euro (+8,2%) rispetto allo stesso periodo del 2004. Tale crescita

è connessa principalmente all’aumento della tariffa di vendita a seguito dell’aumento del costo della

materia prima, che ha controbilanciato il decremento dei volumi in calo di 85 milioni di metri cubi,

passando da 904 milioni di metri cubi nel secondo trimestre del 2004 a 819 milioni di metri cubi nel

periodo corrente.

I ricavi relativi alle vendite di gas naturale alla clientela finale sono pari a 230 milioni di euro, in aumento

di 10 milioni di euro (+4,5%).

A fine giugno 2005 i clienti serviti dall’area Gas sono pari a circa 2 milioni, distribuiti su tutto

il territorio nazionale.

Considerando anche l’attività di Enel Trade, che nel secondo trimestre del 2005 ha sviluppato vendite

verso terzi per 314 milioni di metri cubi e ricavi pari a 69 milioni di euro, il complesso dell’attività

del Gruppo nel settore Gas raggiunge un volume di 1.133 milioni di metri cubi con ricavi pari a 299

milioni di euro.

Il margine operativo lordo del secondo trimestre del 2005, pari a 17 milioni di euro, si mantiene

sostanzialmente in linea con quello del secondo trimestre del 2004 (18 milioni di euro).

Il risultato operativo del secondo trimestre del 2005 risulta negativo per 5 milioni di euro rispetto

al valore sempre negativo per 6 milioni di euro del secondo trimestre del 2004.


Gas


I ricavi conseguiti nel primo semestre del 2005 ammontano a 906 milioni di euro, riportando una

crescita di 108 milioni di euro (+13,5%) rispetto al medesimo periodo del 2004. I ricavi riferiti alle

vendite di gas naturale alla clientela finale sono pari a 871 milioni di euro, in crescita di 91 milioni di

euro (+11,7%). I volumi venduti sono sostanzialmente in linea, passando da 3.003 milioni di metri

cubi nel primo semestre del 2004 a 2.998 milioni di metri cubi nel periodo corrente (-0,2%).

Considerando anche l’attività di Enel Trade, che nel primo semestre del 2005 ha sviluppato vendite

verso terzi per 1.034 milioni di metri cubi e ricavi pari a 222 milioni di euro, il complesso dell’attività

del Gruppo nel settore Gas raggiunge un volume di 4.032 milioni di metri cubi con ricavi pari a 1.093

milioni di euro.

Il margine operativo lordo del primo semestre del 2005 raggiunge i 167 milioni di euro; la crescita

di 8 milioni di euro (+5,0%) rispetto al primo semestre del 2004 è principalmente riconducibile

a un miglioramento dei margini sul gas.

Il risultato operativo del primo semestre del 2005, che raggiunge i 124 milioni di euro, risulta in crescita

di 9 milioni di euro (+7,8%) rispetto al primo semestre del 2004.

Capogruppo e Altre attività



Capogruppo630 1.081 (451) Ricavi 881 1.322 (441)362 847 (485) Margine operativo lordo 350 881 (531)360 847 (487) Risultato operativo 346 880 (534)

Dipendenti a fine periodo (n.) 581 590 (1) (9)1 - 1 Investimenti 1 - 1

Servizi e Altre attività413 523 (110) Ricavi 702 989 (287)56 105 (49) Margine operativo lordo 105 173 (68)35 69 (34) Risultato operativo 63 108 (45)

Capitale investito netto 596 885 (1) (289)Dipendenti a fine periodo (n.) 4.856 3.826 (1) 1.030

15 28 (13) Investimenti 33 46 (13)


La Capogruppo Enel SpA, nella propria funzione di holding industriale, definisce gli obiettivi strategici

a livello di Gruppo e di società partecipate e ne coordina l’attività.

Svolge inoltre la funzione di tesoreria centrale e provvede alla copertura dei rischi assicurativi, fornisce

assistenza e indirizzi in materia di organizzazione, gestione del personale e relazioni industriali, nonché

in materia contabile-amministrativa, fiscale, legale e societaria. Inoltre Enel SpA risulta titolare dei

contratti pluriennali di importazione di energia. Tale energia, ceduta a Enel Distribuzione sino al 31

marzo 2004, è stata successivamente ceduta, così come disposto dal decreto del 19 dicembre 2003

del Ministero delle Attività Produttive, all’Acquirente Unico.


I ricavi del primo semestre del 2005 risultano pari a 881 milioni di euro, in diminuzione di 441 milioni di

euro rispetto al corrispondente periodo del 2004. La riduzione è riferibile in massima parte alle plusvalenze

nette rilevate nel primo semestre del 2005 (328 milioni di euro) e nel primo semestre del 2004

(812 milioni di euro) per la cessione, rispettivamente, del 13,86% e del 50% del capitale sociale di Terna.

Il margine operativo lordo del primo semestre del 2005, pari a 350 milioni di euro, evidenzia una

riduzione di 531 milioni di euro rispetto a quello dell’analogo periodo del 2004, essenzialmente per


Capogruppo e Altre attività

Capogruppo

le suddette minori plusvalenze da cessione di partecipazioni, per la riduzione dei margini sulla cessione

di energia, nonché per i maggiori accantonamenti e per la crescita degli oneri diversi di gestione in

relazione anche al collocamento, nel mese di giugno 2005, della quarta tranche di azioni Enel sul mercato.

Il risultato operativo, in diminuzione di 534 milioni di euro, si attesta nel primo semestre a 346 milioni

di euro.

L’area Servizi e Altre attività si propone di assicurare servizi competitivi alle divisioni di Enel. Ne fanno

parte i settori Immobiliare e servizi, Ingegneria e costruzioni, Servizi informatici, Servizi di formazione e

gestione amministrativa del personale, Servizi di Amministrazione, Factoring e Servizi assicurativi,

nonché il settore Idrico dal quale è in corso un progressivo disimpegno.

Nell’ambito del progetto di accentramento delle attività di servizi e delle funzioni di staff in un unico

veicolo societario (Enel Ape Srl) creando strutture di servizio condivise, atte a ottenere il massimo

dell’efficienza e a migliorare la qualità dei processi, permettendo così alle società operative di

concentrarsi sul core business energetico, rispetto alla situazione in essere al 30 giugno 2004 sono

avvenuti i seguenti cambiamenti:

> con efficacia dal 1° gennaio 2005 è stata attuata la fusione per incorporazione di Enel Facility

Management ed Enel.it in Ape Gruppo Enel. La società incorporante in conseguenza della

fusione ha modificato la denominazione in Enel Ape Srl;

> in data 1° aprile 2005 Enel Ape ha acquisito i rami d’azienda “Amministrazione” della

Capogruppo, di Enel Distribuzione e di Enel Produzione. In particolare, relativamente al

personale, tale operazione ha comportato l’acquisizione da parte di Enel Ape di 957 unità.

Inoltre, il 14 luglio 2004 si è perfezionata la cessione del 100% delle azioni di NewReal che ha

comportato la cessione di 887 immobili.

Infine, il 10 maggio 2005 è stata finalizzata la cessione da parte di Enel a Compagnie Générale des

Eaux SA, capofila del settore acqua nell’ambito del gruppo Veolia Environment, del 100% del capitale

di Enel.Hydro, cui fanno capo le iniziative nel settore Idrico di Enel in Calabria e in provincia di Latina,

e del 20% del capitale di Idrosicilia.

I ricavi complessivi del settore Servizi e Altre attività nel primo semestre del 2005 sono pari a 702

milioni di euro, a fronte di 989 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2004. Di tali ammontari,

rispettivamente, il 72% e il 52% risultano conseguiti verso altre divisioni del Gruppo.

I ricavi verso terzi sono pari a 197 milioni di euro nel primo semestre del 2005 e a 470 milioni di euro

nell’analogo periodo del 2004. La contrazione è da attribuire all’attività di ingegneria e costruzioni

Servizi e Altre attività

che, a seguito della mutata strategia del Gruppo circa le attività considerate non core, ha come mercato

di riferimento quello centrato sulle società del Gruppo, mentre l’impegno verso terzi è limitato alla

conclusione dei lavori in corso.

Il margine operativo lordo del primo semestre del 2005 si attesta a 105 milioni di euro, in diminuzione

di 68 milioni di euro (-39,3%) rispetto a quello dell’analogo periodo del 2004 (-33 milioni di euro

nel settore Ingegneria e costruzioni, -52 milioni di euro nel settore Immobiliare e servizi, +17 milioni

di euro nelle Altre attività).

Nel primo semestre del 2005 il risultato operativo perviene a 63 milioni di euro, mostrando una

diminuzione di 45 milioni di euro (-41,7%) rispetto a quello dello stesso periodo del 2004

(108 milioni di euro).


Terna è proprietaria della parte prevalente della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) ed è responsabile

delle attività di esercizio, manutenzione e sviluppo della stessa sulla base delle indicazioni del Gestore

della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN). Quest’ultimo, interamente controllato dal Ministero del

Tesoro, è responsabile delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia, nonché della

gestione unificata della suddetta rete. Le attività di competenza del Gestore della Rete e di Terna

sono state definite tramite la Convenzione Operativa stipulata il 16 dicembre 2002.

Terna possiede inoltre due società di diritto brasiliano, Novatrans e TSN, che operano nella costruzione

e gestione di linee di trasmissione ad alta e altissima tensione.

In osservanza a quanto disposto dal DPCM 11 maggio 2004, che ha previsto l’integrazione della

proprietà e della gestione della RTN dell’energia elettrica, il 28 febbraio 2005 Terna e il Gestore della

Rete di Trasmissione Nazionale SpA hanno sottoscritto il contratto per il trasferimento a Terna del

ramo d’azienda del GRTN, costituito da attività, funzioni, beni e rapporti giuridici così come indicato

dal medesimo DPCM. La valorizzazione complessiva del ramo d’azienda da trasferire è pari a 180 milioni

di euro.

Al 30 giugno 2005 l’efficacia dell’unificazione era ancora subordinata al rilascio del parere favorevole

da parte dell’AGCM che in data 5 agosto ha autorizzato l’operazione a condizione che la Cassa

Depositi e Prestiti, a decorrere dal 1° luglio 2007 ed entro i 24 mesi successivi, ceda la partecipazione

detenuta in Enel SpA, pari al 10,2% del capitale sociale. Fino alla cessione della partecipazione,

l’AGCM pone, in via transitoria, due condizioni che riguardano le caratteristiche di indipendenza del

Consiglio di Amministrazione di Terna e la definizione del ruolo del Comitato di Consultazione di cui

al DPCM 11 maggio 2004.

Discontinued operations

Reti di Trasmissione

Reti di Trasmissione



Terna209 205 4 Ricavi 427 457 (30)135 105 30 Margine operativo lordo 288 292 (4)98 70 28 Risultato operativo 215 222 (7)

Società brasiliane36 29 7 Ricavi 73 52 2131 22 9 Margine operativo lordo 60 38 2227 18 9 Risultato operativo 51 31 20

Totale 245 234 11 Ricavi 500 509 (9)166 127 39 Margine operativo lordo 348 330 18125 88 37 Risultato operativo 266 253 13

Capitale investito netto 3.865 3.602 (1) 263Dipendenti a fine periodo (n.) 2.908 2.929 (1) (21)

54 78 (24) Investimenti 84 137 (53)


Investimenti e impianti

Gli investimenti in impianti effettuati nel corso del primo semestre del 2005 ammontano a 84 milioni

di euro rispetto ai 137 milioni di euro registrati nel primo semestre del 2004. Gli investimenti

effettuati da Terna in Italia ammontano a 82 milioni di euro (109 milioni di euro nel primo semestre

del 2004) e si riferiscono prevalentemente a interventi finalizzati alla variazione o al potenziamento

della capacità di trasporto, trasformazione e/o di interconnessione dell’energia.

Le società brasiliane hanno effettuato investimenti pari 2 milioni di euro, registrando una diminuzione di 26

milioni di euro rispetto al 2004. Tale diminuzione è da collegare al completamento da parte di Novatrans,

nei primi mesi del 2004, della linea di trasmissione Nord-Sud II a 500 kV, avente un’estensione di 1.278 km.

Consistenza degli impianti di Terna in Italia

n. km n. km

al 30.06.2005 al 31.12.2004

Stazioni 300 - 300 -Trasformatori 567 - 569 -Stalli 3.918 - 3.902 -Linee - 34.979 - 34.958Terne 1.940 38.775 1.931 38.696



I ricavi nel secondo trimestre del 2005 sono pari a 245 milioni di euro ed evidenziano, rispetto allo

stesso periodo del 2004, un aumento di 11 milioni di euro per effetto sia dei maggiori corrispettivi

per l’utilizzo delle reti brasiliane sia dei maggiori contributi in conto impianti e altri proventi diversi

rilevati da Terna.

Il margine operativo lordo, pari a 166 milioni di euro, in aumento di 39 milioni di euro rispetto a

quello dell’analogo periodo del 2004, beneficia della riduzione di 25 milioni di euro dei costi operativi

che nel secondo trimestre del 2004 comprendevano gli oneri relativi alla IPO di Terna e i conguagli sul

canone di locazione della rete di esercizi pregressi.

Il risultato operativo si attesta a 125 milioni di euro ed evidenzia un aumento di 37 milioni di euro

rispetto al secondo trimestre del 2004.


I ricavi nel primo semestre del 2005 sono pari a 500 milioni di euro ed evidenziano, rispetto allo

stesso periodo del 2004, una flessione di 9 milioni di euro. In particolare, i ricavi relativi al trasporto di

energia sulla Rete di Trasmissione Nazionale si riducono di 41 milioni di euro essenzialmente per gli

impatti derivanti dall’applicazione delle nuove fasce di prezzo introdotte dall’Autorità con la delibera

n. 5/04, in vigore a partire dall’aprile 2004; i ricavi per il trasporto di energia sulle reti brasiliane,

anche per gli effetti connessi all’integrale entrata in esercizio della linea di Novatrans avvenuta nel

corso del 2004, evidenziano una crescita di 20 milioni di euro.

Il margine operativo lordo, pari a 348 milioni di euro, registra un aumento di 18 milioni di euro rispetto

a quello dell’analogo periodo del 2004 che risentiva sia delle rettifiche del provento relativo all’utilizzo

della RTN degli esercizi 2002 e 2003 (16 milioni di euro), sia dei costi sostenuti per l’IPO di Terna,

ed è conseguenza diretta dell’incremento dei ricavi delle società brasiliane a seguito della messa

in esercizio della nuova linea di trasmissione.

Il risultato operativo, pari a 266 milioni di euro, evidenzia un aumento di 13 milioni di euro rispetto

al primo semestre del 2004 (253 milioni di euro).

Wind opera nei settori della telefonia mobile, fissa e dei servizi internet, commercializzando i propri

servizi attraverso i seguenti marchi: Wind per i servizi mobili, Infostrada per i servizi fissi, voce e

internet, e Libero per il portale internet.

Wind è presente nella telefonia fissa anche sul mercato greco tramite Tellas, società detenuta da

Wind-PPC Holding NV. Al riguardo si segnala che il contratto sottoscritto il 23 dicembre 2004 tra

Wind Telecomunicazioni SpA ed Enel Investment Holding BV per la cessione, da parte di Wind, del

50% del capitale sociale di Wind-PPC Holding NV è stato risolto essendo venuto meno l’interesse

alla cessione della suddetta partecipazione.

In merito all’evoluzione dell’assetto azionario di Wind, si rinvia a quanto già evidenziato nel capitolo

“Fatti di rilievo del primo semestre del 2005”.

Telecomunicazioni



1.177 1.357 (180) Ricavi 2.339 2.425 (86)364 537 (173) Margine operativo lordo 757 798 (41)49 134 (85) Risultato operativo 122 87 35

Capitale investito netto (1) 11.274 11.562 (2) (288)Dipendenti a fine periodo (n.) 8.286 8.188 (2) 98

179 158 21 Investimenti 276 230 46

(1) Considera anche le differenze da consolidamento relative all’acquisto di Infostrada e alle quote di Wind già detenute da Deutsche Telekom

e da France Telecom, oltre a quelle minori riferite alle partecipate di Wind.


Telefonia mobile

Al 30 giugno 2005, il numero di carte SIM nel mercato italiano ha raggiunto 66,4 milioni, corrispondenti

a una penetrazione sulla popolazione superiore al 115%. Wind a fine semestre ha raggiunto una

quota di mercato di oltre il 20% (19% a fine 2004) per un totale di 13,5 milioni di carte SIM (incluse

0,6 milioni di SIM machine-to-machine), rispetto ai 12,1 milioni di fine dicembre 2004 (incluse 0,5

milioni di SIM machine-to-machine). Nel primo semestre del 2005 il traffico voce totale di Wind è

stato pari a 8,6 miliardi di minuti (in crescita del 37% rispetto all’analogo periodo del 2004).

Nel primo semestre del 2005 i ricavi per servizi di telefonia mobile sono pari a 1.288 milioni di euro,

in crescita dell’8,3% rispetto ai primi sei mesi del 2004. I ricavi medi mensili per cliente (ARPU,

calcolato in termini omogenei rispetto a quelli degli operatori di sola telefonia mobile) si attestano

nel primo semestre del 2005 a 18,8 euro, rispetto ai 22,0 euro del corrispondente periodo del 2004.


Telecomunicazioni

Telefonia fissa

Nel primo semestre del 2005 è proseguita la fase di consolidamento del mercato della telefonia fissa,

con una lieve diminuzione dei volumi di traffico, legata al fenomeno di sostituzione del traffico fisso

con il traffico mobile. In tale contesto Wind ha focalizzato la propria azione commerciale verso

il mantenimento e lo sviluppo della propria base di clientela.

Nella telefonia fissa, a fine giugno 2005, Wind dispone di una base pari a 2,3 milioni di clienti,

di cui circa 496.000 sono clienti attivi in ULL (Unbundling del Local Loop). Nel primo semestre del

2005 il traffico voce totale di Wind è stato pari a 7,1 miliardi di minuti, con una flessione del 7%

rispetto all’analogo periodo del 2004.

Complessivamente, nel primo semestre del 2005, i ricavi di Wind per i servizi di telefonia fissa in Italia

(includendo anche i servizi internet) ammontano a 802 milioni di euro, in calo del 4,7% rispetto allo

stesso periodo del 2004. I ricavi medi mensili per cliente (ARPU) hanno raggiunto nei primi sei mesi

del 2005 i 37,7 euro, rispetto ai 36,3 del corrispondente periodo del 2004.

Servizi internet e dati

Nel corso dei primo semestre del 2005 il mercato dei servizi di accesso a internet ha evidenziato

un considerevole sviluppo nell’acquisizione di clienti di servizi dati in banda larga (soprattutto ADSL).

In tale segmento Wind ha posizionato Libero come operatore di qualità, sostenendo una forte

campagna pubblicitaria e potenziando l’offerta di contenuti in banda larga.

Anche nella prima parte del 2005 Wind si conferma leader nel mercato dell’accesso internet italiano,

con 20 milioni di clienti registrati al portale (rispetto ai 17,1 milioni di fine 2004), di cui circa 2,7 milioni

attivi (clienti che hanno utilizzato il servizio almeno una volta nel mese di giugno 2005). Per quanto

riguarda i servizi di accesso internet in banda larga, Wind ha significativamente incrementato il numero

di clienti che a fine giugno 2005 raggiungono circa quota 495.000.

Aspetti normativi

Con riferimento al contributo annuale a favore del Ministero delle Comunicazioni (turnover contribution),

istituito dalla legge 23 dicembre 1998, n. 448, dovuto a decorrere dal 1999 dai titolari di licenze

e concessioni di servizi di telecomunicazione pubblici sulle attività di fornitura di servizi di telefonia

vocale e di servizi di comunicazione mobili e personali, si evidenzia che, in data 4 gennaio 2005,

è stata depositata la sentenza di accoglimento del ricorso proposto da Wind dinanzi al TAR del Lazio,

con cui è stato annullato l’impugnato decreto interministeriale relativo all’attuazione del contributo.

In data 18 aprile 2005 Wind ha notificato alle amministrazioni competenti le istanze di rimborso dei

contributi versati dalla stessa Wind e dalla ex Infostrada.

Investimenti

Gli investimenti complessivi effettuati nel primo semestre del 2005, pari a 276 milioni di euro (230 milioni

di euro nel primo semestre del 2004) hanno interessato principalmente lo sviluppo della rete di

accesso UMTS, l’estensione e ottimizzazione della copertura GSM/GPRS e lo sviluppo delle

infrastrutture di accesso di telefonia fissa (ULL).


I ricavi del secondo trimestre del 2005 sono pari nel complesso a 1.177 milioni di euro (di cui 69

milioni verso il Gruppo Enel), in calo di 180 milioni di euro rispetto ai ricavi dell’analogo periodo del

2004 (1.357 milioni di euro).

Tale contrazione è da collegare alla rilevazione nel secondo trimestre del 2004 del provento, pari a

194 milioni di euro, per il rilascio dell’accantonamento effettuato in anni precedenti a fronte del

contributo annuale a favore del Ministero delle Comunicazioni (turnover contribution), non più

dovuto a seguito di sentenza della Corte di Giustizia delle Comunità Europee. Escludendo questa

componente, i ricavi del secondo trimestre del 2005 sono sostanzialmente in linea con quelli del

corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

Il margine operativo lordo, pari a 364 milioni di euro, registra una contrazione di 173 milioni di euro

(-32,2%) rispetto a quello dell’analogo periodo del 2004, essenzialmente per effetto della rilevazione

nel 2004 del già citato beneficio connesso al turnover contribution.

Il risultato operativo è positivo per 49 milioni di euro, in calo di 85 milioni di euro rispetto al secondo

trimestre del 2004.


I ricavi del primo semestre del 2005 sono pari a 2.339 milioni di euro (di cui 127 milioni di euro verso

il Gruppo Enel) e registrano una diminuzione di 86 milioni di euro (-3,6%) rispetto al primo semestre

del 2004.

Nel confrontare i ricavi dei due periodi va tenuto presente che nel 2004, come già evidenziato

nel commento del trimestre, è stato rilevato il provento connesso al rilascio dell’accantonamento

effettuato in esercizi precedenti a titolo di turnover contribution, pari a 194 milioni di euro, mentre

i ricavi del primo semestre del 2005 includono, sempre a tale titolo, il provento connesso al recupero

delle somme a suo tempo corrisposte al Ministero delle Comunicazioni, pari a 55 milioni di euro.

Escludendo le suddette componenti, i ricavi del primo semestre del 2005 registrano un incremento di

53 milioni di euro, in massima parte attribuibile alla crescita dei ricavi per traffico da interconnessione.


Il margine operativo lordo del primo semestre del 2005 è pari a 757 milioni di euro e si riduce di 41

milioni di euro (-5,1%). Escludendo gli impatti derivanti dal turnover contribution, presenta un

incremento di 98 milioni di euro (+16,2%) essenzialmente per la crescita dei ricavi per traffico da

interconnessione e per la riduzione dei costi operativi (-45 milioni di euro, pari al 2,8%). Continua

inoltre la riduzione dell’incidenza dei costi per interconnessione e roaming sui ricavi, passata dal

27,8% del primo semestre del 2004 al 28,1% del primo semestre del 2005, come conseguenza della

continua crescita dei ricavi da traffico su rete propria e della riduzione dei costi unitari di terminazione.

Il risultato operativo è positivo per 122 milioni di euro, con un incremento di 35 milioni di euro

rispetto al primo semestre del 2004 (+40,2%) per effetto essenzialmente dei minori oneri per

svalutazione crediti.

Il Gruppo Enel svolge attualmente attività di “ricerca competitiva”, rivolta a soddisfare le esigenze

delle società del Gruppo. Tale attività, che vede impegnate risorse qualificate nell’ambito della divisione

Generazione ed Energy Management, ha comportato nel semestre un onere pari a circa 8 milioni

di euro, sostanzialmente in linea con i valori del primo semestre del 2004 (9 milioni di euro).

L’attività di “ricerca di sistema”, effettuata a beneficio di tutti gli attori del sistema elettrico italiano,

regolamentata dalla normativa di riassetto del settore elettrico e remunerata da un’apposita

componente tariffaria, è svolta dalla società collegata Cesi, di cui il Gruppo Enel, al 30 giugno 2005,

detiene il 40,92%.

Nel corso del primo semestre del 2005 la “ricerca competitiva” ha proseguito l’approfondimento

dei diversi aspetti della generazione di energia elettrica per migliorare l’efficienza, l’economicità

e la compatibilità ambientale del processo di produzione. In particolare:

> sono proseguite le attività per l’ulteriore sviluppo del sistema di diagnostica precoce per turbine

a gas e per nuovi cicli combinati del parco termoelettrico. A seguito dello studio di fattibilità di

un sistema diagnostico specifico per gli impianti geotermoelettrici, effettuato nel 2004, è stato

avviato lo sviluppo del prototipo da applicare, per l’esperienza pilota, alle unità geotermoelettriche

di Nuova Larderello e Nuova San Martino;

> è proseguita l’attività di ricerca volta allo studio di combustibili a basso costo e all’ottimizzazione

dei processi di combustione;

> nell’ambito del progetto “emissioni zero” sono proseguite le attività di ricerca e sperimentazione

e si sono completate con successo alcune verifiche sperimentali; in tale ambito è stato inoltre

avviato lo studio tecnico-economico dell’applicazione delle torri di raffreddamento a secco

in sostituzione delle torri a umido attualmente utilizzate nel ciclo geotermoelettrico;

> sono proseguite le attività finalizzate allo sviluppo di soluzioni tecnologiche e gestionali per il

completo riutilizzo delle ceneri prodotte dagli impianti termoelettrici a carbone, anche attraverso

la messa a punto di tecnologie per la riduzione degli incombusti nelle ceneri e per la produzione

di materiali per impieghi speciali;

> nell’ambito del progetto “tecniche avanzate di generazione”, in merito allo sviluppo di sistemi

a fonte rinnovabile, è proseguita l’attività relativa al progetto Archimede, avviato nel 2003 in

collaborazione con l’Enea con l’obiettivo di sviluppare una nuova tecnologia di sfruttamento

dell’energia solare con specchi parabolici e collettori solari a elevata temperatura;

> nell’ambito delle iniziative correlate all’adesione di Enel, nel gennaio 2004, al Consorzio

“Hydrogen Park”, è proseguita l’attività per lo sviluppo e la sperimentazione di tecnologie di

produzione di idrogeno da carbone e per la messa a punto di un ciclo termoelettrico avanzato

alimentato a idrogeno. È stato completato il progetto preliminare dell’impianto dimostrativo

per l’utilizzo di idrogeno nella produzione di energia elettrica e calore, di taglia 12 MW circa,

da realizzare presso la centrale di Fusina. L’impianto, costituito da un turbogas a idrogeno


Ricerca e sviluppo

con iniezione di vapore e recupero di calore allo scarico, con emissioni molto contenute

ed elevata efficienza, sarà alimentato con l’idrogeno attualmente disponibile presso il polo

petrolchimico di Marghera;

> è proseguito infine lo studio di un nuovo processo basato sulla pirolisi del carbone. A seguito

delle attività modellistiche e di laboratorio, che hanno mostrato le potenzialità del processo,

è stato collaudato l’impianto da 3,2 MW presso la centrale di Bastardo (in provincia di Perugia).

Nel corso del primo semestre del 2005 è proseguito il processo di riorganizzazione delle attività di

staff avviato nel 2004, al fine di assicurarne il governo complessivo e unitario e di garantire la piena

realizzazione delle azioni di efficientamento e di miglioramento.

Dopo la fusione in Enel Ape (già Ape Gruppo Enel, focalizzata sulle attività di amministrazione del

personale) di Enel.it. ed Enel Facility Management, avvenuta con decorrenza dal 1° gennaio 2005,

sono confluiti nella stessa anche i rami di amministrazione (il 1° aprile 2005) e di servizi (il 1° luglio

2005) delle principali società del Gruppo. Tale riconfigurazione societaria ribadisce e rafforza

l’orientamento prevalentemente interno di queste aree, volte ad assicurare servizi efficienti

e di qualità a tutto il Gruppo.

Il processo di semplificazione societaria ha interessato anche la divisione Generazione ed Energy

Management, con la fusione, avente efficacia dal 1° giugno 2005, di Enel Green Power, Enel Logistica

Combustibili e Conphoebus in Enel Produzione, in coerenza con il modello organizzativo adottato

nel processo di produzione di energia elettrica, che consolida in un’unica area di business tutte le

attività a essa inerenti.

Il tema dell’ottimizzazione organizzativa è stato affrontato anche con il proseguimento di interventi

di miglioramento delle performance dei processi di staff e dei processi operativi della generazione

e della distribuzione.

Inoltre, sul fronte internazionale, successivamente all’acquisizione delle società rumene di distribuzione

di energia Electrica Dobrogea ed Electrica Banat avvenuta ad aprile, si è provveduto a definire una

struttura di coordinamento per la gestione e integrazione delle due società.

Le attività di sviluppo promosse nel primo semestre del 2005 si pongono in una logica di continuità

e coerenza rispetto agli interventi realizzati nel 2004, e in particolare rispetto alla campagna

di valutazione delle competenze rivolta a tutti i quadri.

Sulla base di quanto emerso, nel primo semestre del 2005 sono stati progettati e avviati alcuni

interventi di sviluppo e formazione tesi a garantire l’eccellenza delle competenze aziendali, la

copertura delle posizioni manageriali e l’individuazione e lo sviluppo di risorse in grado di coprire,

in chiave evolutiva, ruoli di sempre maggiore responsabilità. In particolare, è stato completato, in

collaborazione con le divisioni Mercato, Infrastrutture e Reti, un assessment formalizzato di tutti i capi

zona delle divisioni (129).

Nell’ambito del processo di management review, rivolto ai dirigenti e ai quadri e finalizzato alla

mappatura della popolazione manageriale, si sono ridefinite le posizioni chiave di Gruppo. È stato

anche avviato il processo di individuazione delle posizioni chiave a livello di divisione/società e si è

dato inizio al popolamento dei relativi bacini da cui attingere per queste posizioni. Inoltre, nell’ottica

di dare una sempre maggior rilevanza alla valutazione della performance e di ancorarla a indicatori


Risorse umane e organizzazione

Organizzazione

Sviluppo e formazione

oggettivi e possibilmente misurabili è stato realizzato un progetto pilota di Performance Management

su una popolazione significativa di circa 180 quadri, che verrà esteso ulteriormente fino a coprire

l’intera popolazione.

Proseguono la formazione istituzionale, per supportare i dipendenti nel loro percorso di crescita

attraverso le fasi fondamentali dello sviluppo (corsi per neoassunti, neoquadri, quadri in evoluzione,

neodirigenti) e gli interventi nell’area dell’addestramento, riguardanti tutte le competenze specialistiche

e operative legate al core business aziendale; particolare enfasi viene data al tema della sicurezza.

Si evidenzia, inoltre, che sono state avviate numerose collaborazioni con Università italiane, al fine di:

> favorire l’approfondimento delle conoscenze su temi che presentano risvolti applicativi importanti

per Enel;

> promuovere la presenza presso Enel di giovani – laureandi, neolaureati, dottorandi – che

contribuiscano attivamente al raggiungimento di specifici obiettivi del Gruppo, anche al fine

di poter individuare e valorizzare talenti per possibili inserimenti nella struttura aziendale.

La selezione in Enel ha l’obiettivo di garantire la rispondenza dei candidati prescelti al profilo di

competenze atteso dai vari ruoli di ingresso e di creare le condizioni di massima appetibilità del

marchio Enel sui segmenti pregiati del mercato del lavoro.

Il processo di reclutamento è fortemente centrato sulle candidature che pervengono spontaneamente

attraverso la sezione dedicata del sito istituzionale.

I processi di selezione sono differenziati in relazione alla natura e alla quantità delle posizioni

da ricoprire.

Come negli ultimi due anni, anche nel corso del primo semestre del 2005 gran parte delle assunzioni

è stata dedicata al potenziamento delle attività “core” di Enel.

Delle circa 300 assunzioni, 170 hanno riguardato operai e 30 neolaureati in ingegneria ed economia.

La politica retributiva del 2005 si è prevalentemente focalizzata su:

> rafforzamento dell’integrazione tra i processi di compensation e di valutazione;

> incremento della retribuzione variabile collegata alle performance aziendali;

> selettività degli interventi sul fisso, a conferma di una politica meritocratica volta a premiare

competenze e professionalità all’interno di ciascuna famiglia professionale.

Sul versante della retribuzione variabile di breve periodo, si è confermato l’MBO come strumento

elettivo (il sistema nel 2005 coinvolge circa l’81% dei dirigenti e circa il 12% dei quadri) e si è avviato

– in continuità con gli anni precedenti – il piano di incentivazione per una parte dei dipendenti

appartenenti all’area Commerciale.

Selezione

Sistemi di remunerazione e incentivazione

In parallelo è stato introdotto in via sperimentale un sistema strutturato di valutazione delle

performance (principalmente rivolto ai quadri) e di bonus a progetto.

Per quanto riguarda i sistemi di incentivazione a medio e lungo termine, si è dato seguito a un nuovo

Piano di stock option 2005 con il coinvolgimento di circa 448 dirigenti.

Settore elettrico

Al termine del primo semestre del 2005 è scaduta la parte normativa ed economica del CCNL elettrici

24 luglio 2001 ed è pervenuta la relativa disdetta da parte delle Segreterie nazionali delle Organizzazioni

sindacali di categoria, che tuttavia non hanno ancora presentato la piattaforma rivendicativa.

In tema di regolamentazione del diritto di sciopero, è stata consegnata alle Organizzazioni sindacali

alla fine del 2004 una proposta di regolamentazione nella quale si conferma l’impianto originario

sulle prestazioni indispensabili dell’accordo sindacale Enel 12 novembre 1991, tuttora vigente,

ed è stata prevista l’introduzione in via sperimentale e limitata, di forme di c.d. “sciopero virtuale”.

Settore Gas

In data 22 giugno 2005 è stato sottoscritto tra Anigas, Assogas, Federestrattiva e le Organizzazioni

sindacali nazionali il verbale d’accordo che impegna le parti ad attivarsi presso le competenti

istituzioni per addivenire alla chiusura del Fondo Gas, con confluenza all’AGO (Assicurazione

Generale Obbligatoria) per la previdenza ordinaria e la contestuale definizione di forme di previdenza

complementare. In tale sede sono stati definiti modalità e criteri con cui si ritiene debba realizzarsi il

superamento della normativa legale e l’approdo dei dipendenti interessati alle nuove forme di

previdenza che saranno individuate mediante apposito accordo tra le stesse.

Alla fine del corrente anno viene a scadenza il vigente CCNL di settore Gas/Acqua; tale appuntamento

assume una particolare rilevanza, giacché – oltre al rinnovo del biennio economico che andrà a

scadere il 31 dicembre 2005 – occorrerà procedere al primo rinnovo della parte normativa (di durata

quadriennale), anch’essa in scadenza a dicembre 2005.

Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2005 è pari a 64.643 dipendenti.

L’organico del Gruppo nel corso del primo semestre del 2005 è aumentato di 2.745 dipendenti

principalmente per l’acquisizione delle società rumene Electrica Banat ed Electrica Dobrogea. Il saldo

tra assunzioni e cessazioni, negativo per 1.078 unità, conferma il trend degli ultimi esercizi.

Le cessazioni dal servizio sono rappresentate principalmente da esodi consensuali incentivati (81% circa).

Al 30 giugno 2005 i dipendenti impegnati nelle società del Gruppo con sede all’estero sono 5.426.


Relazioni industriali

Consistenza del personale

La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2004 può essere così sintetizzata:

Consistenza al 31.12.2004 61.898

Variazioni di perimetro e acquisizioni:> Delta 168> ENA (St. Felicien) 29> Electrica Banat 2.014> Electrica Dobrogea 1.615> Enel ESN Energo 9> Enel Servicii 4> Cessione ramo azienda Rete Gas (15)> Cessione Enel.Hydro (1)

3.823Assunzioni 501Cessazioni (1.579)

(1.078)

Consistenza al 30.06.2005 64.643 (1)

(1) Di cui 11.194 relativi alle discontinued operations.

Il Consiglio di Amministrazione di Enel, nella seduta del 27 luglio 2005, ha ricostituito il Comitato

per le remunerazioni e il Comitato per il controllo interno, previsti dal Codice di autodisciplina delle

società quotate.

Per il Comitato delle remunerazioni sono stati nominati Francesco Taranto (con funzioni di coordinatore),

Giulio Ballio, Fernando Napolitano e Gianfranco Tosi.

Per il Comitato per il controllo interno sono stati nominati Piero Gnudi (con funzioni di coordinatore),

Augusto Fantozzi, Alessandro Luciano e Francesco Valsecchi.

I componenti dei due Comitati sono tutti amministratori non esecutivi che hanno dichiarato di

possedere i requisiti di indipendenza previsti dal Codice di autodisciplina delle società quotate.

Il Consiglio di Amministrazione ha inoltre adeguato le regole di governance alla normativa statunitense

per le società quotate al New York Stock Exchange, rafforzando, alla luce della disciplina statunitense

sugli audit committees, le funzioni di vigilanza già affidate al Collegio Sindacale dalla normativa italiana.

Pertanto, dal 31 luglio 2005 il Collegio Sindacale ha il compito di:

> esprimere parere vincolante in merito alla nomina, alla determinazione dei compensi

e alla eventuale revoca della Società di revisione;

> controllare l’operato della Società di revisione e approvare preventivamente l’affidamento

a quest’ultima di ulteriori incarichi, comunque di natura contabile;

> vigilare sulle procedure aziendali che disciplinano la presentazione di esposti o segnalazioni

concernenti le pratiche contabili e il sistema di controllo interno, con la possibilità di fare ricorso

a consulenze esterne.


Corporate governance

Situazione contabile consolidata

74 > 75 Situazione contabile consolidata RELAZIONE SEMESTRALE 30 GIUGNO 2005

Conto economico consolidato

Milioni di euro Note 1° semestre

2005 2004

A RicaviRicavi delle vendite e delle prestazioni 1 16.229 13.911Altri ricavi 2 576 1.007

[Subtotale] 16.805 14.918

B CostiMaterie prime e materiali di consumo utilizzati 3 9.624 7.197Servizi 4 1.497 1.552Costo del personale 5 1.366 1.438Ammortamenti e svalutazioni 6 1.116 1.075Altri costi operativi 7 273 286Variazione delle rimanenze dei prodotti finiti e in corso di lavorazione - (1)Costi per lavori interni capitalizzati (485) (442)

[Subtotale] 13.391 11.105

C Risultato operativo 3.414 3.813

D Proventi/(Oneri) finanziari e da partecipazione 8 (352) (389)

E Quota dei proventi/(oneri) derivanti dalla valutazione delle partecipazioni con il metodo del patrimonio netto 8 3 (1)

F Risultato prima delle imposte 3.065 3.423

G Imposte dell’esercizio 9 1.114 1.084

H Risultato delle continuing operations 1.951 2.339

I Risultato delle discontinued operations 55 84

L Risultato del periodo (Gruppo e terzi) 2.006 2.423

Quota di pertinenza di terzi 91 55Quota di pertinenza del Gruppo 1.915 2.368

Risultato per azione (euro) 0,33 0,40Risultato diluito per azione (euro) (1) (2) 0,33 0,40

(1) Calcolato rettificando la consistenza media delle azioni ordinarie del periodo con l’effetto diluitivo delle stock option in essere nel periodo.

(2) Di cui 0,01 euro per azione relativi alle discontinued operations sia per il primo semestre 2005 sia per il primo semestre 2004.


Stato patrimoniale consolidato

Milioni di euro Note

ATTIVITÀ al 30.06.2005 al 31.12.2004

A Attività non correntiImmobili, impianti e macchinari 10 29.434 36.702Attività immateriali 11 536 3.362Avviamento 11 1.579 6.709Attività per imposte anticipate 12 2.124 2.953Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 13 182 190Attività finanziarie non correnti 14 1.395 1.776Altre attività non correnti 15 977 154

[Totale] 36.227 51.846

B Attività correntiRimanenze 16 944 1.345Crediti commerciali 17 7.383 8.027Crediti tributari 18 845 854Attività finanziarie correnti 19 685 509Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 20 380 331Altre attività correnti 21 1.899 2.466

[Subtotale] 12.136 13.532Discontinued operations 18.693 -

[Totale] 30.829 13.532

TOTALE ATTIVITÀ 67.056 65.378

Milioni di euro Note

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ al 30.06.2005 al 31.12.2004

C Patrimonio netto del Gruppo 22Capitale sociale 6.149 6.104Altre riserve 4.135 3.876Utili e perdite accumulate 5.770 7.356Risultato del periodo 1.915 617

[Totale] 17.969 17.953

D Patrimonio netto di terzi 1.448 1.113

TOTALE PATRIMONIO NETTO 19.417 19.066

E Passività non correntiFinanziamenti a lungo termine 23 11.453 20.291Fondo TFR e altri fondi relativi al personale 24 2.730 2.910Fondo rischi e oneri futuri 25 1.144 1.404Passività per imposte differite 26 3.334 2.512Passività finanziarie non correnti 27 346 370Altre passività non correnti 28 20 218

[Totale] 19.027 27.705

F Passività correntiFinanziamenti a breve termine 29 5.480 5.192Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 23 1.198 1.397Debiti commerciali 30 5.116 6.818Debiti per imposte sul reddito 6 99Passività finanziarie correnti 31 364 493Altre passività correnti 32 4.273 4.608

[Subtotale] 16.437 18.607Discontinued operations 12.175 -

[Totale] 28.612 18.607

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ 67.056 65.378


2005 2004

Risultato del periodo del Gruppo e di terzi 2.006 2.423

Rettifiche per:Ammortamenti di attività immateriali 209 233Ammortamenti di attività materiali non correnti 1.531 1.479Effetti adeguamento cambi attività e passività in valuta (incluse disponibilità liquide e mezzi equivalenti) (18) 19Accantonamenti ai fondi 202 291(Proventi)/Oneri finanziari 492 501Imposte sul reddito 1.240 1.093(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri elementi non monetari (363) (794)Cash flow da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto 5.299 5.245

(Incremento)/Decremento fondi (incluso TFR) (262) (614)(Incremento)/Decremento di rimanenze 49 11(Incremento)/Decremento di crediti commerciali (700) (1.228)(Incremento)/Decremento di attività/passività finanziarie e non (163) 56Incremento/(Decremento) di debiti commerciali (236) 359Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 112 158Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (635) (703)Imposte pagate (487) (1.394)Cash flow da attività operativa (A) 2.977 1.890

Investimenti in attività materiali non correnti (1.426) (1.452)Investimenti in attività immateriali (134) (95)Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti acquisiti (187) (57)Dismissione di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti 584 1.716(Incremento)/Decremento di altre attività d’investimento 149 70Cash flow da attività di investimento (B) (1.014) 182

Variazione dei debiti finanziari netti 214 (194)Dividendi pagati (2.303) (2.195)Aumento di capitale e riserve per esercizio stock option 288 201Aumenti in c/capitale versati da terzi - 5Cash flow da attività di finanziamento (C) (1.801) (2.183)

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti (D) 16 2

Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C+D) 178 (109)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all’inizio del periodo 363 452

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo 541 343> di cui discontinued operations 130 41


Rendiconto finanziario consolidato

Capitale sociale e riserve del Gruppo

Riserva da Traduzione Patrimonio PatrimonioCapitale sovrapprez. Riserva Riserve bilanci in Riserve Utili Risultato netto del netto di

Milioni di euro sociale azioni legale di legge valuta IAS accumulati del periodo Gruppo terzi Totale

Al 1° gennaio 2004 6.063 - 1.453 2.215 18 (1.684) 8.866 2.509 19.440 181 19.621

Traduzione bilanci in valuta - - - - (1) - - - (1) - (1)Altri movimenti - - - - - 16 - - 16 799 815Esercizio stock option 34 174 - - - (7) - - 201 - 201Riparto utile - - - - - - 314 (2.509) (2.195) - (2.195)Risultato del periodo - - - - - - - 2.368 2.368 55 2.423

Al 30 giugno 2004 6.097 174 1.453 2.215 17 (1.675) 9.180 2.368 19.829 1.035 20.864

Capitale sociale e riserve del Gruppo

Riserva da Traduzione Patrimonio PatrimonioCapitale sovrapprez. Riserva Riserve bilanci in Riserve Utili Risultato netto del netto di

Milioni di euro sociale azioni legale di legge valuta IAS accumulati del periodo Gruppo terzi Totale

Al 1° gennaio 2005 6.104 208 1.453 2.215 2 (1.826) 9.180 617 17.953 1.113 19.066

Traduzione bilanci in valuta - - - - 43 - - - 43 19 62Variazione riserve IAS - - - - - (17) - - (17) - (17)Esercizio stock option 45 259 - - - (16) - - 288 - 288Altri movimenti - - - - - - 1 - 1 314 315Riparto utile - - - - - - (1.597) (617) (2.214) (89) (2.303)Risultato del periodo - - - - - - - 1.915 1.915 91 2.006

Al 30 giugno 2005 6.149 467 1.453 2.215 45 (1.859) 7.584 1.915 17.969 1.448 19.417

Prospetto delle variazioni

del patrimonio netto consolidato


La relazione semestrale consolidata del Gruppo Enel al 30 giugno 2005 è stata redatta, in osservanza

di quanto previsto dall’art. 81 del “Regolamento Emittenti” n. 11971/1999 e successive modifiche, in

conformità al principio contabile internazionale n. 34 applicabile per l’informativa finanziaria infrannuale.

Il Gruppo Enel adotta i princípi contabili internazionali, International Financial Reporting Standards (IFRS),

a partire dall’esercizio 2005, con data di transizione agli IFRS al 1° gennaio 2004. L’ultimo Bilancio

consolidato redatto secondo i princípi contabili italiani è relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2004.

I prospetti contabili consolidati e la relativa Nota illustrativa (di seguito Situazione Contabile Consolidata)

sono stati predisposti in conformità agli IFRS in vigore alla data di predisposizione degli stessi, compresi

quelli recentemente adottati dall’International Accounting Standards Board (IASB), gli International

Accounting Standards (IAS) e le interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretations

Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC). Si assume che tali princípi siano

quelli che saranno in vigore al momento della predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre

2005; tuttavia essi potrebbero anche non coincidere con quelli in vigore a fine 2005 per effetto sia di

nuovi orientamenti della Commissione Europea in merito alla loro omologazione, sia dell’emissione di

nuovi princípi o interpretazioni da parte degli organismi competenti.

Nella presente Situazione Contabile Consolidata i dati comparativi dei corrispondenti periodi del 2004

sono stati rideterminati secondo i princípi contabili internazionali; in allegato sono illustrati gli effetti

dell’adozione degli IFRS sui valori al 30 giugno 2004 a suo tempo pubblicati e redatti secondo i princípi

contabili italiani, mentre per i valori al 31 dicembre 2004 si rinvia allo specifico documento “Transizione

ai princípi contabili internazionali (IFRS)”, pubblicato in data 14 giugno 2005 (disponibile sul sito Enel).

A tale ultimo documento si rinvia anche per gli effetti dell’adozione degli IFRS sulla situazione

patrimoniale del Gruppo Enel alla data di transizione (1° gennaio 2004), sul Conto economico

del 2004 nonché sulle scelte adottate in sede di prima applicazione.

La Situazione Contabile Consolidata è costituita dallo Stato patrimoniale, dal Conto economico, dal

Rendiconto finanziario, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto e dalla Nota illustrativa.

I princípi e criteri contabili adottati sono conformi a quelli utilizzati nella predisposizione dei prospetti

di transizione agli IFRS al 1° gennaio 2004 e al 31 dicembre 2004.

Si specifica che il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, mentre il Rendiconto

finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto.

La Situazione Contabile Consolidata è presentata in euro e tutti i valori sono espressi in milioni di euro

tranne quando diversamente indicato.

Ai fini di una migliore informativa, sono presentati in allegato i prospetti contabili al 30 giugno 2005

della Capogruppo Enel SpA predisposti, come consentito dalla normativa vigente, secondo i princípi

contabili italiani.

Nota illustrativa

Princípi contabili e criteri di valutazione

Conformità agli IAS/IFRS

Base di presentazione

La redazione della Situazione Contabile Consolidata, in applicazione degli IFRS, richiede l’effettuazione

di stime e assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull’informativa

relativa ad attività e passività potenziali alla data di riferimento. I risultati che si consuntiveranno

potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi

su crediti, obsolescenza di magazzino, ammortamenti, svalutazioni di attivo, benefíci ai dipendenti,

imposte e altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti

di ogni variazione sono riflessi a Conto economico.

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 (anche potenziali).

L’elenco delle società controllate incluse nell’area di consolidamento è riportato in allegato.

I bilanci delle società controllate sono consolidati a partire dalla data in cui il controllo è stato acquisito

e sino alla data in cui tale controllo cessa.

Le partecipazioni in imprese collegate, nelle quali cioè il Gruppo Enel ha un’influenza notevole, sono

valutate con il metodo del patrimonio netto. Gli utili o le perdite di pertinenza del Gruppo sono

riconosciuti nel Bilancio consolidato dalla data in cui l’influenza notevole ha avuto inizio e fino alla

data in cui essa cessa.

Nel caso in cui la perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore di carico della partecipazione,

quest’ultimo è annullato e l’eventuale eccedenza è rilevata in un apposito fondo, qualora la partecipante

sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell’impresa partecipata o comunque

a coprirne le perdite.

Le partecipazioni in joint venture, nelle quali il Gruppo Enel esercita un controllo congiunto con altre

entità, sono consolidate con il metodo proporzionale, rilevando, linea per linea, le attività, le passività,

i ricavi e i costi in misura proporzionale alla quota di pertinenza del Gruppo Enel.

Tutte le situazioni contabili intermedie utilizzate per la predisposizione della Situazione Contabile

Consolidata sono state redatte al 30 giugno e rettificate, laddove necessario, per renderle omogenee

ai princípi contabili applicati dalla Capogruppo.

Tutti i saldi e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da rapporti

intrattenuti tra società del Gruppo, sono eliminati al netto dell’effetto fiscale teorico, se significativo.

Gli utili e le perdite non realizzati con società collegate e joint venture sono eliminati per la parte di

Uso di stime

Società controllate

Società collegate

Joint venture

Procedure di consolidamento


pertinenza del Gruppo. Le perdite non realizzate sono eliminate a eccezione del caso in cui esse siano

rappresentative di riduzione di valore.

Le situazioni contabili intermedie di ciascuna società consolidata sono redatte utilizzando la valuta

funzionale relativa al contesto economico in cui ciascuna società opera.

In tali situazioni contabili, tutte le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate

al tasso di cambio in essere alla data dell’operazione. Le attività e le passività monetarie denominate

in valuta diversa dalla valuta funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere

alla data di chiusura del periodo presentato.

Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono convertite

utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell’operazione. Le attività e

passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al valore equo (fair value) sono convertite

utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.

Ai fini della Situazione Contabile Consolidata, i risultati, le attività e le passività sono espressi in euro,

che rappresenta la valuta funzionale della Capogruppo Enel SpA.

Ai fini della predisposizione della Situazione Contabile Consolidata, le situazioni contabili intermedie

con valuta funzionale diversa dall’euro sono convertite in euro applicando alle attività e alle passività,

inclusi l’avviamento e gli aggiustamenti effettuati in sede di consolidamento, il tasso di cambio in

essere alla data di chiusura del periodo di riferimento e alle voci di Conto economico i cambi medi del

periodo che approssimano i tassi di cambio in essere alla data delle rispettive operazioni. Le relative

differenze di cambio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte separatamente in

un’apposita riserva dello stesso.

Le differenze di cambio sono rilevate a Conto economico al momento della cessione della controllata.

Le attività materiali in uso sono rilevate al costo storico, comprensivo dei costi accessori direttamente

imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l’uso per cui è stato acquistato; il costo

è incrementato, in presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo stimato

per lo smantellamento e la rimozione dell’attività.

Qualora parti significative di attività materiali in uso abbiano differenti vite utili, le componenti identificate

sono iscritte separatamente.

Conversione delle poste in valuta

Traduzione dei bilanci in valuta

Immobili, impianti e macchinari

Alcuni beni che erano stati oggetto di rivalutazione alla data del 1° gennaio 2004 (la data di transizione)

o in periodi precedenti sono rilevati sulla base del valore rivalutato alla data di rivalutazione, considerato

come valore sostitutivo del costo (deemed cost).

Le attività materiali sono esposte al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali riduzioni

di valore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L’ammortamento è calcolato in quote

costanti in base alla vita utile stimata del bene, che è riesaminata con periodicità annuale, ed eventuali

cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L’ammortamento delle immobilizzazioni in corso inizia

quando il bene è disponibile all’uso.

La vita utile stimata delle principali immobilizzazioni materiali è la seguente:

Vita utile residua

Fabbricati civili 40 anniCentrali idroelettriche (1) 40 anniCentrali termoelettriche (1) 20 anniCentrali geotermoelettriche 12,5 anniCentrali con fonti energetiche alternative 21,3 anniLinee di trasporto 40 anniStazioni di trasformazione 42-32 anniReti di distribuzione a media e bassa tensione 40-30 anniReti di distribuzione del gas e misuratori 50-25 anniImpianti e reti di telecomunicazioni 20-5,5 anniAttrezzature industriali e commerciali 4 anni

(1) A esclusione dei beni gratuitamente devolvibili.

I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili e industriali, non sono ammortizzati

in quanto elementi a vita utile illimitata, a eccezione di alcuni che, per loro natura, sono soggetti

a deperimento fisico nel corso del tempo.

Le attività materiali in corso di costruzione sono rilevate al costo storico, inclusivo degli oneri accessori,

al netto di eventuali perdite permanenti di valore.

Le attività materiali acquisite mediante contratti di leasing finanziario, attraverso i quali sono

sostanzialmente trasferiti sul Gruppo tutti i rischi e i benefíci legati alla proprietà, sono riconosciute

come attività del Gruppo al loro valore corrente o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi

dovuti per il leasing. La corrispondente passività verso il locatore è rappresentata tra i debiti finanziari.

I beni sono ammortizzati applicando i criteri e le aliquote sopra indicati.

Le locazioni nelle quali il locatore mantiene sostanzialmente tutti i rischi e i benefíci legati alla proprietà

dei beni sono classificate come leasing operativi. I costi riferiti ai leasing operativi sono rilevati linearmente

a Conto economico lungo la durata del contratto di leasing.


Le attività immateriali, tutte aventi vita utile definita, sono rilevate al costo e presentate al netto dei

relativi ammortamenti accumulati e di eventuali riduzioni di valore, determinate secondo le modalità

descritte nel seguito.

L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata

con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente.

L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è disponibile all’uso.

La vita utile stimata delle principali attività immateriali è indicata nella nota di commento alla voce.

Tutte le acquisizioni sono contabilizzate in base al purchase method.

L’avviamento, derivante dall’acquisizione di società controllate, collegate o joint venture, rappresenta

l’eccedenza del costo d’acquisto rispetto al fair value delle attività acquisite al netto delle passività

attuali e potenziali assunte ed è allocato a ciascuna delle cash generating unit identificate. Dopo

l’iniziale iscrizione, l’avviamento non è ammortizzato e viene ridotto per eventuali riduzioni di valore,

determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L’avviamento relativo a partecipazioni in

società collegate è incluso nel valore di carico di tali società.

Nel caso in cui dovesse emergere un avviamento negativo, esso viene immediatamente riconosciuto

a Conto economico.

L’avviamento derivante da acquisizioni effettuate precedentemente al 1° gennaio 2004 è iscritto al

valore registrato a tale titolo nell’ultimo Bilancio consolidato redatto sulla base dei precedenti princípi

contabili (31 dicembre 2003).

A ciascuna data di riferimento del periodo presentato, le attività materiali e immateriali con vita

definita sono analizzate al fine di identificare eventuali indicatori di riduzione di valore. Il valore

recuperabile dell’avviamento e delle attività immateriali con vita indefinita, quando presenti, è invece

stimato a ogni data di riferimento.

Se esiste un’indicazione di riduzione di valore, si procede alla stima del valore presunto di realizzo.

Il valore presunto di realizzo è rappresentato dal maggiore tra il prezzo netto di vendita e il valore d’uso.

Nel determinare il valore d’uso, i flussi finanziari futuri attesi sono attualizzati utilizzando un tasso

di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente di mercato del costo del denaro rapportato

al periodo dell’investimento e ai rischi specifici dell’attività. Per un’attività che non genera flussi

finanziari ampiamente indipendenti, il valore di realizzo è determinato in relazione alla cash generating

unit cui tale attività appartiene.

Una riduzione di valore è riconosciuta nel Conto economico qualora il valore di iscrizione dell’attività,

o della relativa cash generating unit cui essa è allocata, sia superiore al valore presunto di realizzo.

A eccezione dell’avviamento, le riduzioni di valore sono ripristinate nel caso in cui vengano meno

i motivi che le hanno generate.

Attività immateriali

Avviamento

Riduzioni di valore

Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il costo e il valore netto di presumibile realizzo.

La configurazione di costo utilizzata è il costo medio ponderato che include gli oneri accessori di

competenza.

Le partecipazioni in altre imprese, classificate come “disponibili alla vendita”, sono valutate al fair value

con imputazione di eventuali utili o perdite direttamente a patrimonio netto. Al momento della loro

cessione tali utili e perdite cumulati sono rilasciati a Conto economico.

Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni in altre imprese

sono valutate al costo rettificato per riduzioni di valore, il cui effetto è riconosciuto nel Conto economico.

Tali svalutazioni non sono ripristinate.

Le attività finanziarie per cui esiste l’intenzione e la capacità da parte della società di essere mantenute

sino alla scadenza sono iscritte al costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso d’interesse

effettivo, al netto di eventuali riduzioni di valore.

I crediti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati

e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale) al netto di eventuali riduzioni di valore.

Le riduzioni di valore sono determinate sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri attesi.

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i valori numerari, ossia quei valori che

possiedono i requisiti della disponibilità a vista o a brevissimo termine, del buon esito e dell’assenza

di spese per la riscossione.

Ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le disponibilità liquide sono esposte al netto degli scoperti

bancari alla data di chiusura del periodo.

I debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati

e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale).

Le passività finanziarie, a eccezione dei derivati, sono inizialmente rilevate al fair value al netto

dei costi di transazione direttamente attribuibili.

Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio del costo ammortizzato,

utilizzando il metodo del tasso d’interesse effettivo originale.

Rimanenze

Strumenti finanziari

Partecipazioni in altre imprese

Attività finanziarie

Crediti commerciali

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Debiti commerciali

Passività finanziarie


I derivati sono rilevati al fair value e sono designati come strumenti di copertura quando la relazione

tra il derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e l’efficacia della copertura,

verificata periodicamente, è elevata.

Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto

di copertura (fair value hedge), essi sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a Conto

economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere le

variazioni del fair value associate al rischio coperto.

Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura

(cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente rilevate a patrimonio netto e

successivamente imputate a Conto economico coerentemente con gli effetti economici prodotti

dall’operazione coperta.

Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come

di copertura sono rilevate a Conto economico.

La passività relativa ai benefíci riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente

alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefíci definiti o ad altri benefíci

a lungo termine erogati nel corso dell’attività lavorativa, iscritta al netto delle eventuali attività al

servizio del piano, è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali,

stimando l’ammontare dei benefíci futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento.

La passività è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della

passività è effettuata da attuari indipendenti.

Gli utili e le perdite derivanti dalla modifica delle ipotesi attuariali sono rilevati a Conto economico

come costo o ricavo quando il loro valore netto cumulato supera di oltre il 10% il valore più elevato

tra l’ammontare della passività riferita a ciascun piano a benefíci definiti e il fair value delle attività

a servizio del piano alla data di riferimento (c.d. “corridor approach”).

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri sono rilevati quando alla data di riferimento esista una

obbligazione legale o implicita, che deriva da un evento passato, sia probabile un esborso di risorse

per soddisfare l’obbligazione e l’ammontare di tale esborso sia stimabile. Se l’effetto è significativo, gli

accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto ante

imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e,

se applicabile, il rischio specifico applicabile all’obbligazione. Quando l’ammontare è attualizzato,

l’incremento dell’accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

Strumenti finanziari derivati

Benefíci ai dipendenti

Fondi per rischi e oneri

Se la passività è relativa ad attività materiali (per es., smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato

in contropartita all’attività cui si riferisce; la rilevazione dell’onere a Conto economico avviene attraverso

il processo di ammortamento dell’immobilizzazione materiale alla quale l’onere stesso si riferisce.

I contributi, sia da enti pubblici sia da terzi privati, sono rilevati al fair value quando vi è la ragionevole

certezza che saranno ricevuti e che saranno soddisfatte le condizioni previste per l’ottenimento degli

stessi.

I contributi ricevuti a fronte di specifiche spese sono rilevati tra le altre passività e accreditati a Conto

economico con un criterio sistematico lungo lo stesso periodo in cui maturano i costi ai quali sono

correlati.

I contributi ricevuti a fronte di specifici beni il cui valore è iscritto tra le attività materiali e immateriali

sono rilevati o a diretta riduzione delle attività stesse o tra le altre passività e accreditati a Conto

economico in relazione al periodo di ammortamento dei beni cui si riferiscono.

I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a Conto economico nel momento in cui sono

soddisfatte le condizioni di iscrivibilità.

Secondo la tipologia di operazione, i ricavi sono rilevati sulla base dei criteri specifici di seguito riportati:

> i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i rischi e i benefíci significativi della proprietà

degli stessi sono trasferiti all’acquirente;

> i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con riferimento allo stadio di completamento

delle attività. Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibilmente il valore dei ricavi,

questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene saranno recuperati;

> i ricavi per vendita e trasporto di energia elettrica e gas sono rilevati al momento dell’erogazione

della fornitura o del servizio, 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 e il gas italiana e organismi analoghi esteri, in vigore nel corso del 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 proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul

valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Contributi

Ricavi

Proventi e oneri finanziari

I ricavi sono rilevati quando è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento.

Le imposte correnti sul reddito del periodo sono determinate in base alla stima del reddito imponibile

e in conformità alle disposizioni in vigore; si tiene conto, inoltre, degli effetti derivanti dall’attivazione

nell’ambito del Gruppo del consolidato fiscale nazionale.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori

patrimoniali iscritti nella relazione semestrale consolidata e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini

fiscali applicando l’aliquota fiscale in vigore o sostanzialmente in vigore alla data di riferimento.

L’iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è probabile, cioè quando

si prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l’attività.

La recuperabilità delle attività per imposte anticipate viene riesaminata a ogni chiusura di periodo.

Il costo delle prestazioni rese dai dipendenti e remunerato tramite piani di stock option è determinato

sulla base del fair value delle opzioni concesse ai dipendenti alla data di assegnazione.

Il metodo di calcolo per la determinazione del fair value tiene conto di tutte le caratteristiche delle

opzioni (durata dell’opzione, prezzo e condizioni di esercizio ecc.), nonché del valore del titolo Enel

alla data di assegnazione, della volatilità del titolo e della curva dei tassi di interesse, sempre alla data

di assegnazione, coerenti con la durata del piano. Il modello di pricing utilizzato è il Cox-Rubinstein.

Il costo è riconosciuto a Conto economico lungo il periodo di maturazione dei diritti concessi, tenendo

conto della migliore stima possibile del numero di opzioni che diverranno esercitabili.

Le attività o gruppi di attività e passività il cui valore contabile sarà recuperato principalmente attraverso

la vendita piuttosto che attraverso l’utilizzo continuativo, sono presentate separatamente dalle altre

attività e passività dello Stato patrimoniale. Immediatamente prima di essere classificate come destinate

alla vendita, esse sono rilevate in base ai princípi contabili internazionali applicabili e successivamente

iscritte al minore tra il valore contabile e il presunto valore di realizzo, al netto dei costi di vendita.

Eventuali perdite sono rilevate direttamente nel Conto economico.

I risultati delle attività operative cessate (o in corso di dismissione) sono esposti separatamente nel Conto

economico al netto degli effetti fiscali.

Nell’esercizio della sua attività Enel è esposta a diversi rischi di mercato, e in particolare al rischio

di oscillazione dei tassi di interesse, dei cambi e dei prezzi delle commodity.

Per minimizzare tali rischi Enel stipula contratti derivati a copertura sia di specifiche operazioni sia

di esposizioni complessive, avvalendosi degli strumenti offerti dal mercato.


Dividendi

Risk management

Imposte sul reddito

Operazioni di pagamento basate sulle azioni


Le operazioni che, nel rispetto delle politiche di gestione del rischio, soddisfano i requisiti imposti dai

princípi contabili per il trattamento in “hedge accounting” sono designate “di copertura”, mentre

quelle che, pur essendo state poste in essere con l’intento di copertura, non soddisfano i requisiti

richiesti dai princípi sono classificate “di trading”. Enel non stipula contratti derivati a fini speculativi.

Le attività e passività finanziarie relative a strumenti derivati sono classificate in:

> derivati di Cash Flow Hedge, relativi alla copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa

connessi ad alcuni finanziamenti a lungo termine a tasso variabile;

> derivati di Fair Value Hedge, relativi alla copertura del rischio di variazione del fair value di passività

a tasso fisso;

> derivati di Trading, relativi alla copertura del rischio tasso, cambio e commodity, che non

presentano i requisiti formali richiesti dallo IAS 39 per essere contabilizzati quali operazioni di

copertura di specifiche attività, passività, impegni o transazioni future.

Il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati

regolamentati. Il fair value degli strumenti non quotati in mercati regolamentati è determinato

attualizzando i flussi di cassa attesi alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento

e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai cambi di fine periodo forniti dalla Banca Centrale

Europea. Per i contratti relativi a commodity, la valutazione è effettuata utilizzando, ove disponibili,

le quotazioni relative ai medesimi strumenti, di mercati regolamentati e non. Relativamente ai

“Contratti per differenza”, si effettua un “mark to model”.

Con l’obiettivo di ridurre l’ammontare dell’indebitamento finanziario soggetto alla variazione dei tassi

di interesse e di ridurre il costo della provvista, vengono utilizzate varie tipologie di contratti derivati,

in particolare interest rate swaps, interest rate collars e swaptions.

Normalmente tali contratti vengono posti in essere con nozionale e data di scadenza minori o uguali

a quelli della passività finanziaria sottostante, cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei flussi di

cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente variazione del fair value e/o nei flussi di

cassa attesi della posizione sottostante.

Al fine di ridurre il rischio di cambio derivante da attività, passività e flussi di cassa attesi in divisa estera,

vengono utilizzate varie tipologie di contratti derivati su cambi, in particolare forward e options.

Anche tali contratti vengono normalmente posti in essere con nozionale e data di scadenza uguali a

quelli dell’esposizione sottostante, o del flusso di cassa atteso, cosicché ogni variazione nel fair value

e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti, derivante da un possibile apprezzamento o deprezzamento

dell’euro verso le altre valute, è interamente bilanciata da una corrispondente variazione del fair value

e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.

La gestione del rischio tasso di interesse

La gestione del rischio tasso di cambio

Con l’obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity energetiche vengono

utilizzate varie tipologie di contratti derivati e in particolare swap e future.

Con riguardo agli acquisti di combustibili per la generazione di energia elettrica nonché agli acquisti

di gas per la vendita, l’esposizione al rischio derivante dalla variazione del prezzo delle commodity cui

i relativi contratti sono indicizzati è gestita mediante operazioni di copertura. La quantificazione globale

del rischio è effettuata scomponendo i contratti che generano esposizione nelle componenti di

indicizzazione e riaggregando tali componenti su fattori di rischio omogenei e gestibili sul mercato.

Inoltre, con l’avvio in data 1° aprile 2004 della Borsa dell’energia elettrica italiana, Enel è esposta

altresì al rischio connesso alla variabilità del prezzo dell’energia ceduta in Borsa che, di fatto, risulta

mitigato dalla stipula con l’Acquirente Unico di “Contratti per differenza”, così come previsto dall’attuale

quadro regolatorio. Con tali contratti l’Acquirente Unico si copre dalle oscillazioni del prezzo dell’energia

approvvigionata sulla Borsa e destinata al mercato vincolato. Il meccanismo di funzionamento di tali

contratti prevede che, nel caso in cui il Prezzo Unico Nazionale (PUN) superi il prezzo strike, siano

corrisposte all’Acquirente Unico le differenze tra PUN e prezzo strike. Nel caso in cui il PUN sia inferiore

o uguale al prezzo strike, le differenze non sono regolate dall’Acquirente Unico. In entrambi i casi

l’Acquirente Unico corrisponde a Enel un premio fisso pari all’importo aggiudicato all’asta per il

prodotto di riferimento.

In relazione all’energia venduta in Borsa, per il rischio residuo non stabilizzato mediante “Contratti

per differenza”, Enel ha sviluppato una strategia di gestione basata sulla valutazione della propria

esposizione alla variazione del prezzo di Borsa, funzione dell’andamento dei costi di generazione in

Italia. La misurazione di tale esposizione è altresì armonizzata sulla base dell’efficacia delle strategie

di copertura implementate.

L’attuale sistema regolatorio consente inoltre ai produttori di vendere elettricità a clienti idonei sul

mercato libero mediante negoziazioni bilaterali. Tali tipi di contratti sono stipulati da Enel con riferimento

sia a prezzi fissi sia a prezzi variabili. L’esposizione derivante dalla possibile fluttuazione dei prezzi

è gestita mediante strumenti derivati.

Nell’ambito infine delle attività commerciali legate al processo di approvvigionamento di combustibili

per la generazione termoelettrica e alla vendita di energia elettrica e gas ai clienti eligibili, Enel impegna

linee di credito commerciali verso controparti esterne. La scelta di tali controparti è attentamente

monitorata mediante la valutazione del rischio di credito a esse associato e la richiesta di adeguate

garanzie e/o depositi cauzionali volti ad assicurare un adeguato livello di protezione dal rischio di

default della controparte.

Nella Nota illustrativa sono riportati, per ciascun tipo di designazione, il valore nozionale e il fair value

dei derivati in essere al 30 giugno 2005, raggruppati in attività e passività finanziarie correnti e non

correnti.


La gestione del rischio prezzo commodity

Rispetto al perimetro al 30 giugno 2004, l’area di consolidamento ha subíto alcune modifiche a seguito

delle seguenti principali operazioni:

> cessione della società NewReal (settore Immobiliare) in data 14 luglio 2004 e suo deconsolidamento;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Ottogas Rete e Ottogas Vendita (distribuzione

e vendita di gas naturale alla clientela finale) in data 15 settembre 2004;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Italgestioni e Italgestioni Gas (distribuzione

e vendita di gas naturale alla clientela finale) in data 14 dicembre 2004. Al 31 dicembre 2004

erano state consolidate solo in linea patrimoniale;

> acquisizione delle partecipazioni di controllo di Electrica Banat ed Electrica Dobrogea (distribuzione

e vendita di elettricità in Romania) in data 28 aprile 2005.

Variazioni area di consolidamento

Risultati di settore al 30 giugno 2005Discontinued operations

Servizi e Altre Elisioni e Totale Reti di Elisioni e Totale TOTALE

Milioni di euro GEM MIR attività Capogruppo rettifiche (A) Trasmissione TLC rettifiche (B) (A+B)

Ricavi verso terzi 6.431 9.554 197 762 (139) 16.805 481 2.212 (58) 2.635 19.440Ricavi intersettoriali 903 82 505 119 (1.609) - 19 127 (146) - -Totale ricavi 7.334 9.636 702 881 (1.748) 16.805 500 2.339 (204) 2.635 19.440

Risultato operativo di settore 1.749 1.269 63 346 (13) 3.414 266 122 (5) 383 3.797

Proventi/(Oneri) finanziari netti (551)Imposte sul reddito 1.240Risultato del periodo 2.006

Risultati di settore al 30 giugno 2004Discontinued operations

Servizi e Altre Elisioni e Totale Reti di Elisioni e Totale TOTALE

Milioni di euro GEM MIR attività Capogruppo rettifiche (A) Trasmissione TLC rettifiche (B) (A+B)

Ricavi verso terzi 3.687 9.781 470 1.018 (38) 14.918 487 2.297 (81) 2.703 17.621Ricavi intersettoriali 2.374 79 519 304 (3.276) - 22 128 (150) - -Totale ricavi 6.061 9.860 989 1.322 (3.314) 14.918 509 2.425 (231) 2.703 17.621

Risultato operativo di settore 1.377 1.511 108 880 (63) 3.813 253 87 (26) 314 4.127

Proventi/(Oneri) finanziari netti (611)Imposte sul reddito 1.093Risultato del periodo 2.423

A decorrere dall’anno 2000 sono stati attuati con cadenza annuale in ambito aziendale piani di

azionariato (stock option) intesi a dotare il Gruppo Enel – in linea con la prassi internazionale e delle

maggiori società italiane quotate in Borsa – di uno strumento di incentivazione e di fidelizzazione del

management, in grado a sua volta di sviluppare per le risorse chiave il senso di appartenenza all’azienda

e di assicurare per esse nel tempo una costante tensione alla creazione di valore.

Per quanto riguarda le caratteristiche dei singoli piani di stock option adottati da Enel, nonché degli

aumenti di capitale deliberati a servizio dei medesimi, si rinvia alla descrizione contenuta nella Relazione

sulla gestione al Bilancio di esercizio e al Bilancio consolidato relativi all’esercizio 2004.

La tabella seguente riassume l’evoluzione, nel corso del primo semestre del 2005, dei piani di stock

option adottati in ambito Enel e le principali assunzioni utilizzate ai fini del calcolo del fair value.


Piani di stock option

Numero di opzioni Piano 2001 Piano 2002 Piano 2003 Piano 2004 Piano 2005 Totale

Opzioni assegnate al 31 dicembre 2004 19.193.468 (1) 41.748.500 47.624.005 38.527.550 - 147.093.523Opzioni esercitate al 31 dicembre 2004 - 24.104.556 16.342.119 - - 40.446.675Opzioni decadute al 31 dicembre 2004 2.503.326 4.824.000 3.237.700 1.231.000 - 11.796.026Opzioni esistenti al 1° gennaio 2005 16.690.142 12.819.944 28.044.186 37.296.550 - 94.850.822Opzioni assegnate nel 1° semestre 2005 - - - - 28.757.000 28.757.000Opzioni esercitate nel 1° semestre 2005 16.301.333 10.629.194 13.135.284 5.319.032 - 45.384.843Opzioni decadute nel 1°semestre 2005 388.809 48.500 50.726 238.000 297.000 1.023.035Opzioni esistenti al 30 giugno 2005 - 2.142.250 14.858.176 31.739.518 28.460.000 77.199.944

Fair value alla data di assegnazione (euro) 0,48 0,17 0,67 0,18 0,27Volatilità 27% 28% 28% 17% 15%Scadenza opzioni giu. 2005 dic. 2007 dic. 2008 dic. 2009 dic. 2010

(1) Quota effettivamente esercitabile, pari al 56% delle opzioni assegnate totali (34.274.050).



Ricavi da vendita e trasporto di energia elettrica 13.683 11.628 2.055Ricavi da vendita e trasporto di gas naturale ai clienti finali 871 780 91Ricavi da vendita di combustibili 243 545 (302)Contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico 187 5 182Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 320 335 (15)Ricavi per lavori in corso su ordinazione 139 380 (241)Altre vendite e prestazioni 461 251 210Ricavi netti da gestione rischio commodity 325 (13) 338

Totale 16.229 13.911 2.318

Il confronto tra i valori dei “Ricavi da vendita e trasporto di energia elettrica” del primo semestre del

2005 e quelli del corrispondente periodo del 2004 è influenzato dall’avvio (a partire dal 1° aprile

2004) della Borsa dell’energia elettrica e dell’operatività sul mercato dell’Acquirente Unico, che ha

determinato un incremento sia dei ricavi sia dei costi di acquisto dell’energia; fino al 31 marzo 2004

tale energia era venduta direttamente dalle società di generazione del Gruppo a quelle di distribuzione

e i relativi ricavi, così come i costi, erano elisi a livello consolidato. I valori del 2005 risentono del

primo consolidamento delle società di distribuzione rumene Electrica Banat ed Electrica Dobrogea

che hanno generato ricavi per 68 milioni di euro.

La crescita dei “Ricavi da vendita e trasporto di gas naturale ai clienti finali” è da attribuire essenzialmente

alla concentrazione delle vendite su tipologie di clientela più redditizie, nonché all’aumento del prezzo

del gas relativamente alla componente “materia prima”.

I “Ricavi da vendita di combustibili” evidenziano una contrazione a seguito della diminuzione dei volumi

intermediati da Enel Trade per effetto della maggiore focalizzazione della stessa sull’approvvigionamento

di combustibili e gas alle società del Gruppo.

I “Contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico” si riferiscono essenzialmente all’accertamento di

proventi relativi al rimborso dei maggiori costi derivanti dalla forzata rilocalizzazione all’estero delle

attività di scarico a terra e rigassificazione del gas naturale importato dalla Nigeria (non presenti nel

primo semestre del 2004), nonché al rimborso degli oneri per certificati verdi sostenuti nel 2002 e nel

2003, riconosciuto dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas nel giugno 2005.

Informazioni sul Conto economico

consolidato

Ricavi

1. Ricavi delle vendite e delle prestazioni – Euro 16.229 milioni

La crescita delle “Altre vendite e prestazioni” è correlata al riconoscimento nel secondo semestre del

2005 di partite regolatorie pregresse per complessivi 262 milioni di euro, relative a servizi di riserva

verso il GRTN per il periodo dal 2002 al 31 marzo 2004.

I “Ricavi netti da gestione rischio commodity” si riferiscono essenzialmente alla valutazione al fair value

dei “Contratti per differenza” stipulati con l’Acquirente Unico a fine 2004 e nel primo semestre del 2005.



ProventiRealizzati su “Contratti per differenza” 158 - 158Realizzati su altri contratti 12 12 -Totale proventi realizzati 170 12 158

Da valutazione su “Contratti per differenza” 229 - 229Da valutazione su altri contratti 69 13 56Totale proventi da valutazione 298 13 285

Totale proventi 468 25 443

OneriRealizzati 74 34 40Da valutazione 69 4 65Totale oneri 143 38 105

RICAVI NETTI DA GESTIONE RISCHIO COMMODITY 325 (13) 338



Plusvalenze da cessione attività 339 816 (477)Plusvalenze da alienazione di immobilizzazioni 38 16 22Sopravvenienze attive e altri ricavi 199 175 24

Totale 576 1.007 (431)

Le “Plusvalenze nette da cessione di attività” si riferiscono principalmente alle plusvalenze nette

realizzate nel primo semestre del 2005 (328 milioni di euro) e nel primo semestre del 2004 (812

milioni di euro) a seguito della cessione rispettivamente del 13,86% e del 50% del capitale sociale

di Terna.


2. Altri ricavi – Euro 576 milioni



Acquisti di combustibili e gas 2.573 2.565 8Acquisti di energia elettrica 6.689 4.058 2.631Acquisti di materiali 341 565 (224)Variazione delle rimanenze 21 9 12

Totale 9.624 7.197 2.427

La crescita dei costi per “Acquisti di energia elettrica” risente anche del già citato avvio, a partire dal 1°

aprile 2004, della Borsa dell’energia elettrica e dell’operatività sul mercato dell’Acquirente Unico.

Gli “Acquisti di materiali” si riducono essenzialmente per effetto dei minori volumi di attività del settore

Ingegneria e costruzioni.



Manutenzioni e riparazioni 166 160 6Vettoriamenti passivi 498 522 (24)Servizi e appalti per lavori su ordinazione 65 156 (91)Telefoniche e postali 67 71 (4)Servizi di comunicazione 41 23 18Altri 471 471 -Totale 1.308 1.403 (95)

Godimento beni di terzi 189 149 40

TOTALE 1.497 1.552 (55)

Costi

3. Materie prime e materiali di consumo utilizzati – Euro 9.624 milioni

4. Servizi – Euro 1.497 milioni



Salari e stipendi 990 981 9Oneri sociali 269 264 5Trattamento di fine rapporto 55 47 8Altri costi 52 146 (94)

Totale 1.366 1.438 (72)

La contrazione degli “Altri costi” è correlata principalmente alla diminuzione degli oneri per incentivi

all’esodo.

Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per categoria di

appartenenza, confrontata con quella del corrispondente periodo dell’esercizio precedente, nonché

quella effettiva al 30 giugno 2005.

Consistenza media Consistenza

1° semestre 2005 1° semestre 2004 Variazione al 30.06.2005

Dirigenti 603 586 17 567Quadri 4.138 4.022 116 4.157Impiegati 30.776 29.718 1.058 29.356Operai 18.467 17.372 1.095 19.369Totale 53.984 51.698 2.286 53.449

Discontinued operations 10.704 10.934 (230) 11.194

TOTALE 64.688 62.632 2.056 64.643


5. Costo del personale – Euro 1.366 milioni



Ammortamenti delle attività immateriali 59 58 1Ammortamenti delle attività materiali 993 986 7Svalutazioni 64 31 33

Totale 1.116 1.075 41



Accantonamenti per rischi e oneri diversi 47 61 (14)

Oneri diversi di gestione:> imposte e tasse 69 72 (3)> oneri per acquisto certificati verdi 53 56 (3)> altri 104 97 7

Totale 226 225 1

TOTALE 273 286 (13)

6. Ammortamenti e svalutazioni – Euro 1.116 milioni

7. Altri costi operativi – Euro 273 milioni



Proventi finanziari:> interessi e altri proventi da attività finanziarie non correnti 23 26 (3)> differenze positive di cambio 29 76 (47)> proventi da strumenti derivati 36 26 10> proventi da imprese collegate 1 1 -> altri proventi 40 65 (25)

Totale proventi 129 194 (65)

Oneri finanziari:> interessi su prestiti obbligazionari e bancari 268 301 (33)> differenze negative di cambio 42 83 (41)> oneri da strumenti derivati 76 89 (13)> attualizzazione TFR e altri fondi del personale 55 67 (12)> altri 63 41 22

Totale oneri 504 581 (77)

Proventi (oneri) da partecipazioni> proventi da partecipazioni 27 10 17> oneri da partecipazioni 1 13 (12)

Totale proventi (oneri) da partecipazioni 26 (3) 29

TOTALE (349) (390) 41

In un quadro generale caratterizzato da una sostanziale stabilità dei tassi di interesse di mercato, si è

continuato a perseguire una politica finanziaria tesa a incrementare sia la durata media del debito sia

la componente a tasso fisso o coperta dal rischio tasso. In questo contesto si è comunque registrata nel

primo semestre del 2005 una lieve diminuzione degli oneri finanziari netti rispetto allo stesso periodo del

2004, anche per effetto di una riduzione dell’indebitamento finanziario medio del semestre.

Le imposte sul reddito del primo semestre del 2005 sono stimate pari a 1.114 milioni di euro, con

un’incidenza sul risultato ante imposte del 36,3%. Nell’analogo periodo del 2004 le imposte erano

pari a 1.084 milioni di euro con un’incidenza sul risultato ante imposte del 31,7%. Tali incidenze

percentuali risentono del diverso peso, nei due periodi a confronto, delle plusvalenze da cessione

di partecipazioni che, come previsto dalla normativa fiscale in materia di proventi e oneri da

partecipazioni, non hanno rilevanza fiscale.


8. Proventi/(Oneri) finanziari e da partecipazione – Euro (349) milioni

9. Imposte dell’esercizio – Euro 1.114 milioni

Proventi e oneri finanziari

Imposte

I valori presentati nelle pagine di commento allo Stato patrimoniale attivo e passivo sono influenzati

dalla rappresentazione di tutti i valori patrimoniali al 30 giugno 2005 delle Reti di Trasmissione e delle

Telecomunicazioni in un’unica voce denominata discontinued operations. In merito agli eventi che hanno

determinato tale rappresentazione si rimanda al capitolo “Fatti di rilievo del primo semestre del 2005”.

Di seguito, viene fornito un dettaglio dei valori patrimoniali delle discontinued operations al

30 giugno 2005.


Milioni di euro Reti di Trasmissione Telecomunicazioni Totale

ATTIVITÀ

Attività non correntiImmobili, impianti e macchinari 4.522 3.288 7.810Attività immateriali e avviamento - 7.881 7.881Altre attività non correnti 179 946 1.125

4.701 12.115 16.816

Attività correntiCrediti commerciali 219 1.204 1.423Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 88 42 130Altre attività correnti 122 202 324

429 1.448 1.877

TOTALE ATTIVITÀ 5.130 13.563 18.693

PASSIVITÀ

Passività non correntiPassività finanziarie non correnti 2.353 6.066 8.419Altre passività non correnti 723 454 1.177

3.076 6.520 9.596

Passività correntiPassività finanziarie correnti 135 531 666Debiti commerciali 67 1.117 1.184Altre passività correnti 240 489 729

442 2.137 2.579

TOTALE PASSIVITÀ 3.518 8.657 12.175

Informazioni sullo Stato patrimoniale

consolidato

Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali è il seguente:

Le attività materiali includono beni gratuitamente devolvibili, prevalentemente riferibili agli impianti

idroelettrici.

Nel primo semestre del 2005 il Gruppo Enel ha effettuato investimenti per 1.132 milioni di euro,

sostanzialmente in linea con quelli del primo semestre del 2004.

La variazione dell’area di consolidamento si riferisce alle seguenti operazioni:

> acquisizione di Electrica Banat e di Electrica Dobrogea che ha comportato un incremento

di 240 milioni di euro;

> acquisizione di nuove società negli Stati Uniti che ha comportato un incremento di 33 milioni

di euro.

Gli altri movimenti includono principalmente riclassifiche e rettifiche per la conversione di saldi

espressi in valuta diversa dall’euro. In particolare, nelle immobilizzazioni in corso è affluita la

riclassifica di materiali destinati all’attività di costruzione e manutenzione delle reti di distribuzione,

pari a 298 milioni di euro.


Attività non correnti

10. Immobili, impianti e macchinari – Euro 29.434 milioni

Dismiss. Discontinued Variazione ordinarie

operations Passaggi area di e altri Milioni di euro al 31.12.2004 Investim. in esercizio Ammort. consolidam. movimenti

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Terreni 351 (21) - - - 5 (40) 295Fabbricati 3.643 (319) 18 10 (99) 242 4 3.499Impianti e macchinari 30.123 (6.745) 473 162 (847) 12 (19) 23.159Attrezzature industriali e commerciali 101 (30) 5 - (8) - - 68Altri beni 323 (152) 15 11 (32) 2 (17) 150Migliorie su immobili di terzi 88 (78) 1 6 (7) - 10 20Totale beni in esercizio 34.629 (7.345) 512 189 (993) 261 (62) 27.191

Immobilizzazioni in corso e acconti 2.073 (561) 620 (189) - 12 288 2.243

TOTALE 36.702 (7.906) 1.132 - (993) 273 226 29.434

Attività

Le singole voci che costituiscono le attività immateriali sono di seguito commentate.

I “Diritti di brevetto industriale e di utilizzazione delle opere dell’ingegno” sono costituiti in prevalenza

dai costi sostenuti per l’acquisizione di software applicativi a titolo di proprietà e a titolo di licenza d’uso

a tempo indeterminato. Le principali applicazioni riguardano 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 anni).

Le “Concessioni, licenze, marchi e diritti simili” includono gli oneri sostenuti dalle società di

distribuzione del gas e da quelle di distribuzione dell’energia elettrica all’estero per l’acquisizione

della clientela. L’ammortamento è calcolato in quote costanti lungo la durata delle concessioni.

I costi per lo “Sviluppo del software” concernono programmi applicativi in esercizio, sviluppati per

uso interno e a utilizzazione pluriennale, ammortizzati in tre esercizi.

11. Attività immateriali e Avviamento – Euro 2.115 milioni

Discontinuedoperations Passaggi Altri

Milioni di euro al 31.12.2004 Incrementi in esercizio Ammort. movimenti

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Costi di sviluppo 6 (6) - - - - -

Diritti di brevetto industriale e di utilizzazione delle opere dell’ingegno 411 (308) 3 41 (26) - 121

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili 2.526 (2.501) 4 - (2) 3 30

Immobilizzazioni in corso e acconti 174 (63) 55 (43) - 3 126

Altre:> sviluppo software 126 - 5 2 (25) 13 121> diverse 119 (11) 1 - (6) 35 138

Totale altre 245 (11) 6 2 (31) 48 259

Totale attività immateriali 3.362 (2.889) 68 - (59) 54 536

Avviamento 6.709 (5.117) - - - (13) 1.579


La voce “Avviamento” al 30 giugno 2005 è pari a 1.579 milioni di euro ed è connessa alle seguenti

acquisizioni:

Milioni di euro Saldo

al 30.06.2005

Viesgo 681Area Gas 596Enel North America ed Enel Latin America 151Enel Unión Fenosa Renovables 129Maritza 15WISCO 7

Totale 1.579

Nel corso del semestre si è provveduto ad adeguare il valore della voce “Avviamento” generato da

acquisizioni di società operanti in valuta diversa dall’euro. Tale adeguamento ha generato un aumento

di 14 milioni di euro del valore dell’avviamento di Enel North America ed Enel Latin America.

La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in bilancio è stata effettuata attraverso l’utilizzo

dei modelli Discounted Cash Flow e Dividend Discount Model che, per la determinazione del valore

d’uso di un’attività, prevedono la stima dei futuri flussi di cassa e l’applicazione di un appropriato

tasso di attualizzazione.

Di seguito sono riepilogati i tassi di sconto adottati e l’orizzonte temporale nel quale i flussi previsti

vengono attualizzati:

Tasso di scontoPeriodo esplicito

Milioni di euro WACC (1) Ke (2) flussi di cassa

Viesgo 6-6,7% - 10-15 anniArea Gas 7% - 15 anniEnel North America ed Enel Latin America 6,7-6% - 16-24 anniEnel Unión Fenosa Renovables - 9,3% 20 anniMaritza - 14% 17 anni

(1) Il WACC rappresenta la media ponderata del costo delle forme di finanziamento dell’impresa.

(2) Il Ke rappresenta il tasso di ritorno atteso dall’azionista per l’investimento nel capitale di rischio.

Si forniscono in dettaglio i movimenti delle “Imposte anticipate”, per tipologia di differenze temporali,

determinati sulla base delle aliquote fiscali vigenti.

Conto Altri DiscontinuedMilioni di euro economico movimenti operations

al 31.12.2004 1° semestre 2005 al 30.06.2005

Svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali 83 16 - (19) 80Accantonamenti per rischi e oneri e svalutazioni a deducibilità fiscale differita 689 (22) 4 (164) 507Perdite fiscalmente riportabili 845 20 (59) (717) 89Svalutazioni di partecipazioni 306 (1) - (10) 295Rettifiche di consolidamento e altre partite 1.030 64 119 (60) 1.153

Totale 2.953 77 64 (970) 2.124

Le partecipazioni in imprese collegate valutate con il metodo del patrimonio netto sono le seguenti:

Milioni di euro Quota % Quota %

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Immobiliare Foro Bonaparte SpA 95 49,00% 95 49,00% -Leasys SpA 13 49,00% 13 49,00% -Gesam SpA 14 40,00% 13 40,00% 1Cesi SpA 6 25,92% 10 40,92% (4)Idrosicilia SpA 9 40,00% - - 9Idrolatina Srl - - 8 46,88% (8)Brindisi LNG SpA - - 8 50,00% (8)Altre 45 - 43 - 2

Totale 182 190 (8)

La riduzione di 8 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2004 si riferisce ai seguenti principali fenomeni:

> cessione della partecipazione in Brindisi LNG e in Idrolatina;

> cessione del 20% della società Idrosicilia che da società controllata è quindi diventata società

collegata;

> riclassifica del 15% della partecipazione in Cesi detenuta da Terna, pari a 3 milioni di euro,

nelle discontinued operations.

12. Attività per imposte anticipate – Euro 2.124 milioni

13. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto – Euro 182 milioni

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Partecipazioni in altre imprese 81 69 12

Crediti verso imprese collegate e altre partecipate 9 - 9

Obbligazioni 10 - 10

Crediti verso altri:> acconto per acquisizione di Slovenské 168 - 168> crediti finanziari verso istituti finanziatori 1.116 1.595 (479)> contratti derivati 11 44 (33)> altre partite - 68 (68)

Totale crediti verso altri 1.295 1.707 (412)

TOTALE 1.395 1.776 (381)

Le partecipazioni in altre imprese sono così dettagliate:

Milioni di euro Quota % Quota %

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Echelon Corporation 17 7,48% 16 7,28% 1LaGeo SA (ex GeSal) 25 12,50% 25 12,50% -Red Eléctrica Española 31 1,00% 15 1,00% 16Sheldon Springs Hydro Associates - - 8 1,00% (8)Altre 8 - 5 - 3

Totale 81 69 12

La voce “Crediti finanziari verso istituti finanziatori” include 1.021 milioni di euro relativi al credito

vantato dalla Capogruppo verso un primario istituto finanziatore italiano, sorto nel corso del 2003

nell’ambito della rinegoziazione di una linea di credito di 1.500 milioni di euro erogata nel 2001 a

Infostrada (ora incorporata in Wind). L’operazione ha comportato la cessione delle quote del prestito

dalle banche originariamente finanziatrici al suddetto istituto “fronter”, a sua volta garantito dalla

Capogruppo attraverso la costituzione di un deposito “di pegno” di pari importo.

Nel 2005, a seguito del parziale rimborso da parte di Wind di 479 milioni di euro della linea di credito,

Enel SpA ha ottenuto una corrispondente riduzione del credito vantato nei confronti della banca

“fronter”.


14. Attività finanziarie non correnti – Euro 1.395 milioni

Con riferimento ai contratti derivati, classificati tra le attività finanziarie non correnti, nelle tabelle

che seguono sono riportati i relativi valori nozionali e fair value:

Milioni di euro Nozionale Fair value

al 30.06.2005 al 31.12.2004 al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Derivati Cash Flow Hedge:> Tassi 335 327 11 5 6

Derivati Fair Value Hedge:> Tassi - 1.200 - 39 (39)

Totale 335 1.527 11 44 (33)

I derivati su tassi di Fair Value Hedge, pari a un valore nozionale di 1.200 milioni di euro, si riferiscono

alla copertura di un finanziamento a tasso fisso di Terna, consolidata come discontinued operations

nel 2005.

Nella tabella che segue sono riportati il valore contabile e il fair value dei crediti finanziari a lungo

termine, compresa la quota in scadenza nei dodici mesi successivi:

Milioni di euro Valore contabile Fair value Valore contabile Fair value

al 30.06.2005 al 31.12.2004

Crediti finanziari a lungo termine e obbligazioni in portafoglio 1.138 1.138 1.597 1.597

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Crediti tributari > 12 mesi 53 16 37

Altri crediti a lungo termine:> acconti d’imposta su TFR 33 33 -> prestiti ai dipendenti 45 52 (7)> Cassa Conguaglio Settore Elettrico 808 - 808> altri crediti 38 53 (15)

Totale 924 138 786

TOTALE 977 154 823

I crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico sono relativi ai rimborsi riconosciuti al Gruppo per

i costi di generazione elettrica non recuperabili e per i maggiori costi derivanti dalla forzata

rilocalizzazione all’estero delle attività di scarico a terra e rigassificazione del gas naturale importato

dalla Nigeria e riflettono la quota esigibile dopo il 30 giugno 2006.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Materie prime, sussidiarie e di consumo:> combustibili 596 590 6> materiali, apparecchi e altre giacenze 155 499 (344)

Totale 751 1.089 (338)

Immobili 188 208 (20)Prodotti finiti e merci 1 44 (43)Acconti 4 4 -

TOTALE 944 1.345 (401)

Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo sono costituite dalle giacenze di combustibili

destinati a soddisfare le esigenze delle società di generazione e l’attività di trading, nonché da materiali

e apparecchi destinati alle attività di funzionamento, manutenzione e costruzione di impianti.

La riduzione delle altre giacenze di materie prime sussidiarie e di consumo deriva principalmente

dalla riclassifica alla voce “Immobilizzazioni in corso” di materiali destinati all’attività di costruzione

e manutenzione delle reti di distribuzione (298 milioni di euro).


15. Altre attività non correnti – Euro 977 milioni

16. Rimanenze – Euro 944 milioni

Attività correnti

Gli immobili destinati alla vendita si riducono principalmente per le alienazioni effettuate nell’esercizio,

relative in massima parte a immobili a uso civile.

Le giacenze di prodotti finiti comprendevano al 31 dicembre 2004 le apparecchiature telefoniche

destinate alla vendita di Wind.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Clienti:> vendita e trasporto di energia elettrica 6.451 5.532 919> distribuzione e vendita di gas ai clienti finali 350 516 (166)> altre attività 529 652 (123)

Totale 7.330 6.700 630

Crediti commerciali per servizi di telecomunicazione e trasmissione - 1.212 (1.212)

Crediti commerciali verso imprese collegate 21 19 2

Crediti per lavori in corso su ordinazione 32 96 (64)

TOTALE 7.383 8.027 (644)

L’incremento dei crediti commerciali per vendita e trasporto di energia elettrica risente del riconoscimento

nel 2005 di partite regolatorie pregresse per complessivi 262 milioni di euro relative a servizi di riserva

verso il GRTN.

I crediti verso i clienti sono iscritti al netto del relativo fondo svalutazione, che a fine periodo è pari a

343 milioni di euro, a fronte del saldo iniziale di 486 milioni di euro (che includeva 309 milioni di euro

relativi al settore delle Telecomunicazioni).

I “Crediti tributari” al 30 giugno 2005 includono essenzialmente il credito per il versamento del primo

acconto delle imposte sul reddito dell’esercizio 2005, nonché il credito per IVA.

17. Crediti commerciali – Euro 7.383 milioni

18. Crediti tributari – Euro 845 milioni

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Crediti finanziari verso imprese collegate - 15 (15)Quota corrente dei crediti finanziari verso istituti finanziatori 3 2 1Partecipazioni - 2 (2)Altri titoli 31 32 (1)Crediti per anticipazioni di factoring 335 391 (56)Contratti derivati 303 27 276Attività finanziarie differite 13 40 (27)

Totale 685 509 176

La riduzione di 56 milioni di euro evidenziata dai crediti finanziari rappresentati da anticipazioni su

operazioni di factoring è dovuta principalmente alla riduzione dei saldi scontati dai fornitori del Gruppo,

in relazione alla concentrazione degli investimenti nell’ultimo trimestre dell’anno.

Nella tabella che segue sono riportati il valore nozionale e il fair value dei contratti derivati, suddivisi

per tipologia di contratto e per designazione:



Derivati Cash Flow Hedge:> Tassi - 4 - - -> Cambi 3 100 - 7 (7)

Totale 3 104 - 7 (7)

Derivati di Trading:> Tassi 60 60 2 2 -> Cambi 1.339 361 69 4 65> Commodity 9.265 5.690 232 14 218

Totale 10.664 6.111 303 20 283

TOTALE 10.667 6.215 303 27 276

I derivati su commodity si riferiscono ai già citati “Contratti per differenza”, stipulati con l’Acquirente

Unico, che evidenziano un valore nozionale di 9.257 milioni di euro e un fair value di 229 milioni di euro,

nonché alle operazioni di trading di energia che presentano un valore nozionale netto di 8 milioni di

euro (di cui 875 per operazioni in acquisto e 867 per operazioni in vendita) e un fair value di 3 milioni

di euro. Al 31 dicembre 2004 i “Contratti per differenza” presentavano un valore nozionale di 5.133

milioni di euro e un fair value pari a zero, mentre i contratti su trading di energia evidenziavano un

valore nozionale netto di 20 milioni di euro (589 per operazioni in acquisto e 609 per operazioni in


19. Attività finanziarie correnti – Euro 685 milioni

vendita) e un fair value di 2 milioni di euro; inoltre, erano in essere contratti derivati su commodity

relativi a combustibili per un valore nozionale di 537 milioni di euro e un fair value di 12 milioni di euro.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Depositi bancari 373 322 51Depositi postali 5 7 (2)Denaro e valori in cassa 2 2 -

Totale 380 331 49

Le disponibilità liquide non sono gravate da vincoli che ne limitino il pieno utilizzo, con l’eccezione di

30 milioni di euro, di cui 29 milioni di euro vincolati a garanzia di operazioni intraprese da Enel North

America.

Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria, tra il valore contabile e il fair value

dei crediti finanziari a breve termine.


al 30.06.2005 al 31.12.2004

Crediti finanziari per operazioni di factoring 335 335 391 391Crediti finanziari verso imprese collegate - - 15 15Disponibilità e titoli a breve 411 411 363 364

Totale 746 746 769 770

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Altri crediti verso imprese collegate - 2 (2)Crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico 990 1.682 (692)Crediti verso il personale 10 10 -Crediti verso altri 899 772 127

Totale 1.899 2.466 (567)

20. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti – Euro 380 milioni

21. Altre attività correnti – Euro 1.899 milioni

I crediti a breve verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico a fine periodo sono pari a 990 milioni di

euro. Essi comprendono per 440 milioni di euro i crediti per il rimborso degli stranded cost il cui diritto

al rimborso è stato riconosciuto a fine 2004.

Considerando anche la quota di crediti classificata a lungo termine (808 milioni di euro), i crediti

complessivi verso la Cassa Conguaglio ammontano a 1.798 milioni di euro e sono fronteggiati da

debiti pari a 446 milioni di euro (512 milioni di euro al 31 dicembre 2004). Il credito netto è quindi

pari a 1.352 milioni di euro. Al 31 dicembre 2004 la posizione netta verso la Cassa Conguaglio

evidenziava un credito netto di 1.170 milioni di euro.

L’incremento della voce “Crediti verso altri” è relativo essenzialmente all’erogazione della 14a mensilità

e dei relativi oneri previdenziali.


Nel semestre sono state esercitate 45.384.843 di opzioni assegnate con i piani di stock option 2001,

2002, 2003 e 2004. L’esercizio di tali opzioni ha determinato un incremento del patrimonio netto di

288 milioni di euro a fronte dei quali il capitale sociale è stato aumentato di 45 milioni di euro ed è stata

incrementata la riserva da sovrapprezzo azioni per 243 milioni di euro. Inoltre, in relazione alle opzioni

esercitate la riserva da sovrapprezzo azioni si è incrementata di ulteriori 16 milioni di euro per effetto

della riclassifica dalla specifica riserva stock option.

Capitale sociale – Euro 6.149 milioni

Il capitale sociale è rappresentato da 6.148.906.707 azioni ordinarie del valore nominale di un euro

ciascuna rispetto a 6.103.521.864 azioni ordinarie in essere al 31 dicembre 2004.

Al 30 giugno 2005, sulla base delle risultanze del libro soci e delle informazioni a disposizione,

non risultano, oltre al Ministero dell’Economia e delle Finanze (con il 31,219% del capitale sociale)

e alla società da esso controllata Cassa Depositi e Prestiti SpA (con il 10,206% del capitale sociale),

azionisti che posseggano una partecipazione superiore al 2% del capitale sociale.

Altre riserve – Euro 4.135 milioni

Riserva da sovrapprezzo azioni – Euro 467 milioni

Riserva legale – Euro 1.453 milioni

La riserva legale rappresenta il 24% del capitale sociale della Capogruppo.

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, i relativi ammontari non costituiscono distribuzione di utile ai sensi dell’art. 47

del TUIR.

Utili e perdite accumulate – Euro 5.770 milioni

Includono 234 milioni di euro relativi a perdite non realizzate alla data di riferimento e rilevate

direttamente a patrimonio netto. Si riferiscono prevalentemente a valutazioni di derivati su tassi

di Cash Flow Hedge e alla traduzione dei bilanci con valuta funzionale diversa dall’euro.

Il prospetto di raccordo tra il patrimonio netto e il risultato al 30 giugno 2005 della Capogruppo

e i corrispondenti dati consolidati è presentato nell’“Allegato A”.

Patrimonio netto del Gruppo

22. Patrimonio netto del Gruppo – Euro 17.969 milioni

Patrimonio netto e passività

Obbligazioni – Euro 9.334 milioni

Debiti verso banche per finanziamenti a lungo termine – Euro 3.124 milioni

Debiti verso altri finanziatori per finanziamenti a lungo termine – Euro 193 milioni

Tali voci riflettono il debito a lungo termine relativo a prestiti obbligazionari, a finanziamenti bancari

e ad altri finanziamenti in euro e altre valute, incluse le quote in scadenza entro i 12 mesi.

L’indebitamento a lungo termine in essere al 30 giugno 2005 comprende 1.432 milioni di euro di

obbligazioni garantite dallo Stato italiano (1.412 milioni di euro a fine 2004) e finanziamenti bancari

garantiti dallo Stato italiano pari a 124 milioni di euro (133 milioni di euro a fine 2004).

Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell’indebitamento a lungo termine e il piano dei

rimborsi al 30 giugno 2005 con distinzione per tipologia di finanziamento e tasso di interesse.


Passività non correnti

23. Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) – Euro 12.651 milioni

Quote con Quote con scadenza scadenza

Valore Saldo Saldo entro i oltre i Milioni di euro Scadenza nozionale contabile contabile 12 mesi 12 mesi Quote con scadenza nel

al 30.06.2005 al 30.06.2005 al 31.12.2004 2° sem. 2006 2007 2008 2009 oltre

Obbligazioni:> tasso fisso quotate 2005-2033 6.408 6.365 7.200 745 5.620 225 - 996 - 4.399 > tasso variabile quotate 2006-2012 802 799 402 - 799 166 - 50 86 497 > tasso fisso non quotate 2005-2008 194 170 163 73 97 37 - 60 - - > tasso variabile non quotate 2005-2032 1.895 1.895 1.851 21 1.874 10 22 21 330 1.491 > tasso fisso da Organismi Comunitari 2005-2010 96 96 116 38 58 16 31 10 1 - > tasso var. da Organismi Comunitari 2006-2009 9 9 9 3 6 3 1 1 1 -

Totale 9.404 9.334 9.741 880 8.454 457 54 1.138 418 6.387

Finanziamenti bancari:> tasso fisso 2005-2015 91 91 89 18 73 6 8 7 6 46 > tasso variabile 2005-2023 646 630 8.056 86 544 179 48 44 44 229 > tasso fisso da Organismi Comunitari 2005-2010 113 113 121 37 76 20 30 12 14 - > tasso var. da Organismi Comunitari 2006-2020 2.289 2.290 3.307 135 2.155 88 164 209 209 1.485

Totale 3.139 3.124 11.573 276 2.848 293 250 272 273 1.760

Finanziamenti non bancari:> tasso fisso 2005-2026 141 142 131 40 102 17 13 11 14 47 > tasso variabile 2006-2020 51 51 243 2 49 7 3 2 2 35

Totale 192 193 374 42 151 24 16 13 16 82

TOTALE 12.735 12.651 21.688 1.198 11.453 774 320 1.423 707 8.229

Il saldo delle obbligazioni è al netto dell’importo di 534 milioni di euro relativo alle obbligazioni

in portafoglio. In particolare, la Capogruppo detiene obbligazioni a tasso variabile non quotate

“Serie speciale riservata al personale 1994-2019” per un importo di 494 milioni di euro, mentre

Enel.Re detiene obbligazioni emesse da Enel SpA per un importo complessivo di 40 milioni di euro.

Indebitamento finanziario per valuta e tasso d’interesse

Tasso di Tasso di Saldo Saldo Valore interesse interesse

Milioni di euro contabile contabile nozionale in vigore effettivo

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Euro 20.878 12.171 12.235 4,18% 4,25%

Dollari USA 212 205 205 3,65% 3,65%Sterline inglesi 63 64 62 5,87% 5,87%Franchi svizzeri 30 23 23 6,69% 6,69%Yen 116 118 140 1,67% 1,67%Real brasiliani 332 - - - -Altre valute 57 70 70 4,36% 4,36%Totale valute non euro 810 480 500 - -

TOTALE 21.688 12.651 12.735 - -

Rispetto al 31 dicembre 2004 il valore nozionale dell’indebitamento a lungo termine presenta,

escludendo l’impatto delle discontinued operations, una diminuzione di 478 milioni di euro, di cui

1.600 milioni di euro riferiti a rimborsi, 1.056 milioni di euro relativi a nuove accensioni, 40 milioni

di euro correlati alla variazione dell’area di consolidamento e 26 milioni di euro dovuti a differenze

negative di cambio.

Movimentazione del valore nozionale dell’indebitamento

Saldo contabile delle Variazione Valore discontinued operations area di Nuove Differenze Valore

Milioni di euro nozionale al 31.12.2004 Rimborsi consolidam. emissioni di cambio nozionale

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Obbligazioni 9.792 (1.400) (29) - 1.041 - 9.404Finanziamenti bancari 11.672 (7.008) (1.562) 15 14 8 3.139Finanziamenti non bancari 374 (217) (9) 25 1 18 192

Totale 21.838 (8.625) (1.600) 40 1.056 26 12.735


Tra le operazioni finanziarie di maggior rilievo si annovera l’emissione, avvenuta in data 10 marzo

2005, di due prestiti obbligazionari a 7 anni, rispettivamente da 400 e 600 milioni di euro ciascuno,

le cui condizioni sono qui di seguito riportate:

Tranche a tasso variabile Tranche a tasso fisso

Ammontare 400 milioni di euro 600 milioni di euroRimborso In un’unica soluzione il 14 marzo 2012 In un’unica soluzione il 14 marzo 2012Tasso di interesse Euribor 6m +0,10% 3,625% annuoPrezzo di emissione 100,00 99,836Rimborso anticipato Non consentito Non consentitoBorsa di quotazione Milano Milano

I principali rimborsi effettuati nel semestre sono relativi a minori utilizzi sulle linee revolving a 36 mesi

di Enel SpA per 1.260 milioni di euro e ad altri prestiti in scadenza, prevalentemente della Capogruppo.


dell’indebitamento a lungo termine, comprensivo della quota in scadenza nei prossimi 12 mesi.


al 30.06.2005 al 31.12.2004

Obbligazioni:> tasso fisso 6.631 7.234 7.484 7.909> tasso variabile 2.703 2.722 2.257 2.259

Totale 9.334 9.956 9.741 10.168

Finanziamenti bancari:> tasso fisso 204 216 210 223> tasso variabile 2.920 2.914 11.363 11.436

Totale 3.124 3.130 11.573 11.659

Finanziamenti non bancari:> tasso fisso 142 142 131 131> tasso variabile 51 51 243 244

Totale 193 193 374 375

TOTALE 12.651 13.279 21.688 22.202

Nelle successive tabelle sono indicate le variazioni intervenute nel semestre nei finanziamenti a lungo

termine distinguendo tra quote con scadenza superiore a 12 mesi e quote correnti.

Finanziamenti a lungo termine (escluse le quote correnti)

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Obbligazioni:> tasso fisso 5.775 6.626 (851)> tasso variabile 2.679 2.240 439

Totale 8.454 8.866 (412)

Finanziamenti bancari:> tasso fisso 149 156 (7)> tasso variabile 2.699 10.945 (8.246)

Totale 2.848 11.101 (8.253)

Finanziamenti non bancari:> tasso fisso 102 119 (17)> tasso variabile 49 205 (156)

Totale 151 324 (173)

TOTALE 11.453 20.291 (8.838)

Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Obbligazioni:> tasso fisso 856 858 (2)> tasso variabile 24 17 7

Totale 880 875 5

Finanziamenti bancari:> tasso fisso 55 54 1> tasso variabile 221 418 (197)

Totale 276 472 (196)

Finanziamenti non bancari:> tasso fisso 40 12 28> tasso variabile 2 38 (36)

Totale 42 50 (8)

TOTALE 1.198 1.397 (199)

Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benefíci da erogare al termine della prestazione

dell’attività lavorativa, quali: TFR, indennità sostitutive del preavviso, mensilità aggiuntive, sconto

energia, assistenza sanitaria, previdenza integrativa ecc.

Tali obbligazioni, considerate “obbligazioni a benefíci definiti”, in linea con le previsioni dello IAS 19,

sono state determinate sulla base del “metodo della proiezione unitaria del credito”, con il quale la

passività è calcolata in misura proporzionale al servizio già maturato alla data di riferimento, rispetto

a quello che presumibilmente potrebbe essere prestato in totale.

Nel seguito si evidenziano, per tipologia di piano, i relativi valori al 30 giugno 2005.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Benefíci dovuti durante il rapporto di lavoro:> premio fedeltà 74 76 (2)

Totale 74 76 (2)

Benefíci dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro:

> trattamento di fine rapporto 936 1.039 (103)> indennità sostitutive e altre simili 173 161 12

Totale 1.109 1.200 (91)

Benefíci successivi al rapporto di lavoro:> previdenza integrativa aziendale (PIA)

e piani pensionistici controllate estere 421 444 (23)> assistenza sanitaria (Asem) 165 177 (12)> sconto energia 961 1.013 (52)

Totale 1.547 1.634 (87)

TOTALE 2.730 2.910 (180)

I costi per benefíci a dipendenti rilevati nel primo semestre del 2005 e riferiti a “piani a benefíci definiti”

sono pari a 121 milioni di euro (159 milioni di euro nel primo semestre del 2004) di cui 55 milioni di

euro (67 milioni di euro nel primo semestre del 2004) per interessi rilevati tra gli oneri finanziari.

Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefíci ai dipendenti sono

le seguenti:

2005 2004

Tasso di attualizzazione 4,25% 5,00%Tasso d’incremento costo del lavoro 3,00% 3,50%Tasso d’incremento costo spese sanitarie 3,50% 3,50%


24. Fondo TFR e altri fondi relativi al personale – Euro 2.730 milioni

Discontinued Utilizzi operations e altri

Milioni di euro al 31.12.2004 Accantonam. movimenti

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:

> contenzioso legale 382 (37) 12 (16) 341> altri 727 (121) 35 (33) 608

Totale 1.109 (158) 47 (49) 949

Fondo oneri per incentivi all’esodo 295 (5) 5 (100) 195

TOTALE 1.404 (163) 52 (149) 1.144

Contenzioso legale – Euro 341 milioni

Il fondo è destinato a coprire le passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro

contenzioso. Esso include la stima dell’onere a fronte dei contenziosi sorti nell’esercizio oltre

all’aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte negli esercizi precedenti, in base alle indicazioni

dei legali interni ed esterni.

Altri – Euro 608 milioni

Gli altri importi accantonati si riferiscono a rischi e oneri di varia natura, connessi principalmente

all’esercizio e alla trasformazione degli impianti, a controversie di carattere regolatorio, a penali e altri

oneri relativi all’attività di ingegneria e costruzioni, a contenziosi con enti locali per tributi e canoni

di varia natura.

Gli accantonamenti del semestre riguardano principalmente la stima di oneri su franchigie assicurative,

pari a 13 milioni di euro, e gli oneri correlati all’esercizio degli impianti di generazione, pari a 6 milioni

di euro.

Gli utilizzi sono relativi alle franchigie assicurative e alle integrazioni retributive correlate all’esercizio

delle stock option.

Fondo oneri per incentivi all’esodo – Euro 195 milioni

Il fondo oneri per incentivi all’esodo accoglie l’accantonamento per la stima degli oneri connessi

alle offerte per risoluzioni consensuali anticipate del rapporto di lavoro.

25. Fondo rischi e oneri futuri – Euro 1.144 milioni

La voce accoglie le imposte differite rilevate dalle società consolidate e relative prevalentemente

agli ammortamenti eccedenti le aliquote economico-tecniche, inclusi gli ammortamenti anticipati,

rilevati in sede di dichiarazione dei redditi, e alle plusvalenze a tassazione differita, nonché la stima

delle imposte accantonate sul risultato di periodo.

Con riguardo alla movimentazione del semestre, la crescita di 822 milioni di euro è correlata

essenzialmente alle imposte correnti accantonate sul risultato di periodo.

Si forniscono in dettaglio i movimenti delle “Passività per imposte differite”, per tipologia di

differenza temporale, determinati sulla base delle aliquote fiscali vigenti.

Conto Altri DiscontinuedMilioni di euro economico movimenti operations

al 31.12.2004 al 30.06.2005

Natura delle differenze temporanee:

Ammortamenti eccedenti le aliquote economico-tecniche e svalutazioni di partecipazioni 1.647 48 5 (298) 1.402

Ammortamenti anticipati rilevati dalle singole società in sede di determinazione del risultato fiscale 438 34 5 (179) 298

Plusvalenze a tassazione differita rilevate dalle singole società 98 - - - 98

Impatto fiscale rilevato in sede di attribuzione di differenze da consolidamento a elementi dell’attivo 61 - - - 61

Imposte correnti accantonate sul risultato di periodo - 1.047 - - 1.047

Altre partite 268 62 103 (5) 428

Totale 2.512 1.191 113 (482) 3.334


26. Passività per imposte differite – Euro 3.334 milioni

Sono costituite dalla valutazione a fair value dei contratti derivati di Cash Flow Hedge.

Nella tabella che segue sono riportati il relativo valore nozionale e fair value:



Derivati Cash Flow Hedge:> Tassi 3.821 6.268 346 370 (24)

Tali derivati riguardano essenzialmente la copertura di alcuni finanziamenti a lungo termine a tasso

variabile. Attraverso la stipula di questi contratti Enel ha coperto il rischio di tasso di interesse relativo

a tali finanziamenti trasformando il relativo tasso di interesse da variabile a fisso. Trattandosi di

derivati perfettamente correlati con il finanziamento sottostante, il fair value negativo di tali posizioni,

dovuto principalmente alla notevole riduzione dei tassi di interesse di mercato verificatasi negli ultimi

anni, viene in larga misura compensato dalla riduzione degli oneri finanziari relativi alle passività coperte.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Debito verso Ferrovie dello Stato per rete TLC - 202 (202)Altre partite 20 16 4

Totale 20 218 (198)

I debiti verso Ferrovie dello Stato in essere al 31 dicembre 2004 sono stati riclassificati

nelle discontinued operations.

27. Passività finanziarie non correnti – Euro 346 milioni

28. Altre passività non correnti – Euro 20 milioni

Debiti verso banche per finanziamenti a breve termine – Euro 3.062 milioni

Commercial paper – Euro 2.418 milioni

Al 30 giugno 2005 i finanziamenti a breve termine ammontano complessivamente a 5.480 milioni

di euro, registrando un aumento di 288 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2004, per effetto

principalmente di un maggiore ricorso ai finanziamenti bancari.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Debito verso banche a breve 3.062 2.560 502Commercial paper 2.418 2.441 (23)Altri debiti finanziari a breve - 191 (191)

Totale 5.480 5.192 288

I debiti rappresentati da commercial paper si riferiscono alle emissioni in essere a fine periodo nell’ambito

del programma di 1.500 milioni di euro lanciato nel 2001 da Enel Investment Holding BV con la garanzia

di Enel SpA e il cui ammontare massimo è stato elevato a 2.500 milioni di euro nel maggio 2004.

Al 30 giugno 2005 l’utilizzo di tale programma è pari a 2.418 milioni di euro. Tale importo è al netto

di 10 milioni di euro relativo alle commercial paper riacquistate da Enel.Re. Il valore nozionale delle

commercial paper, pari a 2.455 milioni di euro, è denominato in euro (per 1.892 milioni di euro),

in dollari USA (per un controvalore pari a 351 milioni di euro), in sterline (per un controvalore pari

a 94 milioni di euro), in yen (per un controvalore pari a 66 milioni di euro) e in franchi svizzeri

(per un controvalore pari a 52 milioni di euro). Le emissioni in divise diverse dall’euro sono

interamente coperte dal rischio di cambio mediante operazioni di currency swap.


dei debiti finanziari a breve termine:


al 30.06.2005 al 31.12.2004

Debito verso banche a breve termine 3.062 3.062 2.560 2.562Commercial paper 2.418 2.418 2.441 2.441Altri debiti finanziari a breve termine - - 191 191

Indebitamento finanziario a breve termine 5.480 5.480 5.192 5.194


Passività correnti

29. Finanziamenti a breve termine – Euro 5.480 milioni

La linea di credito revolving da 3 miliardi di euro stipulata nel dicembre 2003 (di cui 1 miliardo a 12 mesi

e 2 miliardi a 60 mesi) risulta disponibile al 30 giugno 2005 per l’importo residuo di 2 miliardi di euro.

Accolgono i debiti per forniture di energia, combustibili, materiali, apparecchi, e quelli relativi ad

appalti e prestazioni diverse a fronte di attività svolte entro il 30 giugno 2005.

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Passività finanziarie differite 161 240 (79)Contratti derivati 182 188 (6)Altre partite 21 65 (44)

Totale 364 493 (129)

Nella tabella che segue sono riportati il valore nozionale e il fair value dei contratti derivati:



Derivati Cash Flow Hedge:> Tassi 59 415 1 11 (10)> Cambi 95 40 - 2 (2)

Totale 154 455 1 13 (12)

Derivati di Trading:> Tassi 822 2.109 72 86 (14)> Cambi 778 1.368 30 67 (37)> Commodity 846 18 69 12 57> Altri - - 10 10 -

Totale 2.446 3.495 181 175 6

TOTALE 2.600 3.950 182 188 (6)

I derivati di Trading si riferiscono essenzialmente alla valutazione delle operazioni in derivati che,

pur essendo state poste in essere con l’intento di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti

dai princípi per il trattamento in hedge accounting.

30. Debiti commerciali – Euro 5.116 milioni

31. Passività finanziarie correnti – Euro 364 milioni

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004 Variazione

Debiti verso clienti per depositi cauzionali e rimborsi 1.664 1.728 (64)Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico 446 512 (66)Debiti verso il personale 266 306 (40)Debiti tributari 261 239 22Debiti verso istituti di previdenza 144 176 (32)Traffico telefonico prepagato - 170 (170)Debito verso Ferrovie dello Stato per rete TLC - 31 (31)Altri 1.492 1.446 46

Totale 4.273 4.608 (335)


32. Altre passività correnti – Euro 4.273 milioni

In quanto responsabile per la produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica in Italia,

Enel fornisce servizi a un certo numero di società controllate dallo Stato. Nell’attuale quadro

regolamentare, in particolare, Enel effettua transazioni con il Gestore della Rete, l’Acquirente Unico

e il Gestore del Mercato (ciascuno dei quali è interamente controllato, direttamente o indirettamente,

dal Ministero dell’Economia e delle Finanze).

I corrispettivi di trasporto dovuti al Gestore della Rete, nonché determinati oneri pagati al Gestore

del Mercato, sono determinati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

Le transazioni riferite agli acquisti e alle vendite di energia elettrica effettuate con il Gestore del

Mercato sulla Borsa dell’energia elettrica e con l’Acquirente Unico avvengono ai prezzi di mercato.

In particolare, le società delle divisioni Mercato, Infrastrutture e Reti acquistano energia elettrica

dall’Acquirente Unico e dal Gestore della Rete, oltre a pagare a quest’ultimo i corrispettivi per l’uso

della Rete di Trasmissione Nazionale. Le società della divisione Generazione ed Energy Management,

oltre a pagare i corrispettivi per l’uso della Rete di Trasmissione Nazionale al Gestore della Rete,

acquistano energia elettrica dal Gestore del Mercato e vendono energia elettrica al Gestore del

Mercato sulla Borsa e all’Acquirente Unico. Terna infine, in quanto responsabile delle attività di

trasmissione e dispacciamento dell’energia, riceve i corrispettivi per l’uso della Rete di Trasmissione

Nazionale che i distributori e i produttori pagano attraverso il Gestore della Rete.

Enel acquista inoltre da Eni, società in cui il Ministero dell’Economia e delle Finanze detiene

una partecipazione di controllo, combustibili per gli impianti di generazione e gas per l’attività

di distribuzione e vendita.

La tabella seguente fornisce una sintesi dei rapporti sopra descritti:

Rapporti patrimoniali Rapporti economici

Milioni di euro Crediti Debiti Costi Ricavi

al 30.06.2005 1° semestre 2005

Continuing operations:> Acquirente Unico 582 1.735 4.776 568> GRTN 621 564 750 968> GME 923 164 572 2.977> Poste Italiane - 23 69 7> ENI 19 308 764 109

Discontinued operations:> GRTN 166 - - 377> Poste Italiane - - 1 1

Informativa sulle parti correlate

Con riferimento alle società collegate il Gruppo Enel sostiene in prevalenza oneri rappresentati da canoni

di noleggio, locazione e spese di ricerca per ammontari non significativi.

Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato.

Si ricorda infine che nell’ambito delle regole di corporate governance di cui si è dotato il Gruppo Enel

sono state previste le condizioni per assicurare che eventuali operazioni con parti correlate vengano

effettuate nel rispetto di criteri di correttezza procedurale e sostanziale.

Sotto il profilo della correttezza sostanziale – al fine di garantire l’equità delle condizioni pattuite

in occasione di operazioni con parti correlate e qualora ciò sia richiesto dalla natura, dal valore

o da altre caratteristiche della singola operazione – si prevede che il Consiglio di Amministrazione

si avvalga dell’assistenza di esperti indipendenti per la valutazione dei beni oggetto dell’operazione

stessa e per lo svolgimento delle attività di consulenza finanziaria, legale o tecnica.


Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel riguardano sostanzialmente forniture di energia

dall’estero e acquisti di combustibili sul mercato internazionale.

Gli impegni per energia elettrica si riferiscono in prevalenza a forniture dalla Francia che, al 30 giugno

2005, ammontano a 4.007 milioni di euro, di cui 3.367 milioni di euro relativi al periodo 2005-2009

e 640 milioni di euro al periodo 2010-2014.

Gli impegni per acquisti di combustibili, determinati in funzione dei parametri e dei cambi in essere

alla fine del periodo (trattandosi di forniture a prezzi variabili, per lo più espressi in valuta diversa

dall’euro), ammontano al 30 giugno 2005 a 30.322 milioni di euro e sono così ripartiti:

Milioni di euro Gas naturale Olio combustibile Carbone Servizi logistici Totale

Periodo:> 01.07.2005-2009 9.546 363 286 291 10.486> 2010-2014 10.083 - - 59 10.142> 2015-2019 8.208 - - 38 8.246> 2020 e oltre 1.448 - - - 1.448

Totale 29.285 363 286 388 30.322

Le garanzie concesse a terzi ammontano al 30 giugno 2005 a 825 milioni di euro e si riferiscono per

811 milioni di euro agli impegni assunti nell’operazione di vendita del patrimonio immobiliare,

relativamente alla disciplina che regola la facoltà di recesso dai contratti di locazione, nonché ai canoni

di locazione per un periodo di sei anni e sei mesi a decorrere dal mese di luglio 2004. Tali garanzie

sono soggette ad adeguamento a ribasso, al trascorrere di ogni anno, per ammontare prestabilito.

Impegni contrattuali e garanzie

Il 7 luglio si è concluso il collocamento della quarta tranche delle azioni Enel. Le azioni assegnate

al pubblico e agli investitori istituzionali sono pari a 500 milioni, oltre alla greenshoe di 75 milioni

di azioni interamente esercitata. Il prezzo definitivo è stato fissato in 7,18 euro per azione per l’Offerta

Istituzionale e 7,07 euro per azione per l’Offerta Pubblica, con un incasso netto per il Ministero

dell’Economia e delle Finanze di circa 4 miliardi di euro.

Il 29 luglio 2005 Enel ha siglato un accordo con Italtecna per l’acquisto delle società di distribuzione

e vendita di gas Metanodotti Padani, Metanodotti Trentini ed Easygas, che operano nelle Province

di Rovigo, Padova, Trento, Mantova, Ferrara e Modena.

Il corrispettivo complessivo per il 100% del capitale delle tre società è pari a 22 milioni di euro.

L’accordo è soggetto all’autorizzazione dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato.

In data 11 agosto 2005 Enel e Weather Investments Srl (Weather), società che fa capo all’imprenditore

Naguib Sawiris, hanno completato gli adempimenti relativi alla prima fase dell’operazione di cessione

di Wind Telecomunicazioni SpA a Weather.

In particolare, Enel Investment Holding BV (società interamente posseduta da Enel) ha trasferito

a una società controllata da Weather il 62,75% del capitale di Wind per un corrispettivo di 2.986

milioni di euro.

Enel ha inoltre sottoscritto un aumento del capitale di Weather per un importo di 305 milioni di euro,

acquisendo una partecipazione del 5,2% in tale società.

In data 8 settembre 2005 il Consiglio di Amministrazione di Enel SpA ha deliberato la distribuzione

di un acconto sul dividendo dell’esercizio in corso compreso tra 0,17 e 0,20 euro per azione, che sarà

messo in pagamento a partire dal 24 novembre 2005.


Eventi successivi

Collocamento della quarta tranche delle azioni Enel

Acquisizione delle società Metanodotti Padani, Metanodotti Trentini ed Easygas

Trasferimento a Weather del controllo di Wind

Distribuzione di un acconto sul dividendo dell’esercizio 2005

Enel è parte in una serie di giudizi promossi da alcune imprese ad altissimo consumo di energia

elettrica volti a contestare, in tutto o in parte, la legittimità dei provvedimenti con cui il Comitato

Interministeriale Prezzi (CIP) prima e l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (Autorità) dopo hanno

determinato di volta in volta le variazioni a componenti delle tariffe elettriche. Sino a ora, la

giurisprudenza si è prevalentemente orientata per il rigetto dei ricorsi proposti. Pertanto, l’esame di

tali giudizi fa ritenere, in linea generale, come remoti eventuali esiti negativi.

Il contenzioso in materia ambientale riguarda, principalmente, l’installazione e l’esercizio di impianti

elettrici e presenta problematiche comuni per Enel Distribuzione e per Terna, succedute a Enel nei

relativi rapporti.

Enel Distribuzione e Terna sono convenute in vari giudizi, civili e amministrativi, nei quali vengono

richiesti lo spostamento o la modifica delle modalità di esercizio delle porzioni di rete elettrica di

proprietà o nella disponibilità delle stesse, adducendone la presunta potenziale dannosità, nonostante

gli impianti siano stati installati nel rispetto della normativa vigente in materia.

Nell’ambito di taluni procedimenti sono state avanzate anche richieste di risarcimento dei danni

alla salute asseritamente conseguenti all’esposizione ai campi elettromagnetici. Sotto il profilo

processualistico è frequente il ricorso a procedure di urgenza, per ottenere, in via cautelare, la

sospensione o la modifica delle condizioni di esercizio degli impianti da parte di coloro che risiedono

in prossimità degli stessi. Tuttavia è da rilevare la tendenza positiva per Enel sull’andamento del

contenzioso in questione. Sotto il profilo delle decisioni intervenute in materia, va infatti segnalato

che solo in sporadici casi si sono avute pronunce sfavorevoli, in sede cautelare, peraltro tutte impugnate.

Allo stato attuale, nel merito non vi sono sentenze negative passate in giudicato e in nessun caso

è stata accolta domanda di risarcimento danni alla salute.

Con specifico riguardo a Enel Distribuzione, vanno segnalate anche controversie concernenti i campi

elettromagnetici delle cabine di media e bassa tensione poste all’interno di edifici, peraltro sempre

rispettosi dei limiti di induzione previsti dalla normativa nazionale.

La situazione relativa al presente contenzioso si è evoluta in senso più favorevole per Enel a seguito

dell’entrata in vigore della legge quadro sulla tutela dall’inquinamento elettromagnetico (n. 36 del 22

febbraio 2001), e dei relativi decreti di attuazione, il DPCM 8 luglio 2003, n. 11719 e il DPCM 8 luglio

2003, n. 11723. La nuova normativa, infatti, ha inteso armonizzare l’intera materia sul territorio

nazionale con la definizione di “limiti di esposizione”, di “valori di attenzione” e degli “obiettivi di

qualità”, concretamente individuati dai suddetti decreti attuativi del 2003. 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, a partire dall’entrata in

Passività e attività potenziali

Giudizi in materia tariffaria

Contenzioso in materia ambientale

vigore della citata legge n. 36/2001, per il risanamento degli elettrodotti 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 n. 481/95, trattandosi di costi sopportati nell’interesse generale. Si rileva che, allo

stato, non è stato ancora emanato il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri relativo alla

determinazione dei criteri di elaborazione dei piani di risanamento degli elettrodotti (art. 4, comma 4

della legge 36/2001), né sono stati definiti, ai sensi del menzionato DPCM 8 luglio 2003 (relativo agli

elettrodotti), i criteri di misurazione dei suddetti parametri e di calcolo delle fasce di rispetto.

Sono pendenti inoltre talune vertenze in materia urbanistica 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 fa ritenere, in linea generale, come remoti eventuali esiti negativi. Per un numero limitato di

giudizi non si possono tuttavia escludere 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 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”.

In data 7 marzo 2002, l’AGCM ha avviato nei confronti di Enel Energia (già Enel Trade) ed Enel SpA

un’istruttoria per un presunto abuso di posizione dominante sul mercato della vendita di energia

elettrica ai clienti idonei. Il procedimento ha avuto a oggetto alcune clausole contrattuali inserite da

Enel Energia nei contratti per la vendita di energia elettrica ai propri clienti per l’anno 2002 che

avrebbero determinato un “effetto di ritenzione” nei confronti dei clienti, oltre a limitare la concorrenza

da parte di altri operatori, sfruttando il vantaggio derivante dalla disponibilità di energia elettrica in

tutte le fasce.

Il 27 novembre 2003 l’AGCM ha deliberato che “la condotta posta in essere da Enel SpA per il tramite

di Enel Energia costituisce una violazione grave dell’art. 82 del Trattato CE” e, pertanto, ha applicato

una sanzione amministrativa pecuniaria a Enel SpA nella misura di 2.500.000 euro.

Enel SpA ed Enel Energia hanno proposto ricorso al TAR del Lazio contro la suddetta delibera

dell’AGCM, ritenendo che Enel Energia non fosse in posizione dominante nel mercato di riferimento

nel periodo oggetto dell’indagine, che non sia configurabile un abuso di posizione dominante e che,

in ogni caso, la condotta accertata dall’AGCM non sia ascrivibile alla holding del Gruppo Enel.

Enel SpA ha provveduto al pagamento della sanzione ma è ancora in attesa della definizione del giudizio.


Contenzioso relativo a provvedimenti dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato (AGCM) in relazione a Enel Energia

In relazione al black-out del 28 settembre 2003 sono pervenute, da parte di clienti di Enel Distribuzione,

numerose lettere (predisposte, per lo più, in maniera uniforme, secondo i modelli elaborati dalle

Associazioni dei consumatori), concernenti la richiesta stragiudiziale di indennizzi automatici/forfetari,

sulla base delle Carte del servizio elettrico e delle delibere dell’Autorità (pari a 25,82 euro), nonché di

ulteriori danni, per i quali il cliente si riservava la quantificazione ai fini di eventuali azioni giudiziarie.

Enel Distribuzione ha contestato tali richieste con le seguenti argomentazioni: in primo luogo,

si è precisato che le delibere dell’Autorità, così come le richiamate Carte del servizio elettrico (la cui

normativa di riferimento è stata peraltro abrogata) non prevedono l’indennizzo automatico/forfetario

richiesto per il caso di interruzione della fornitura, come è stato altresì puntualizzato dalla stessa

Autorità, con un comunicato stampa del 2 ottobre 2003. In secondo luogo, si è sostenuto che le

cause dell’interruzione della fornitura di energia elettrica del 28 settembre 2003 sono riconducibili

a eventi di natura eccezionale del tutto estranei alla società, quindi a essa non imputabili, con la

conseguente esclusione di qualsiasi responsabilità della medesima in merito all’accaduto.

Per quanto attiene alle richieste giudiziali, prevalentemente di modesto importo, alla data del 30 giugno

2005, risultavano pendenti oltre 35.000 giudizi (quasi tutti innanzi ai Giudici di Pace della Campania

e della Calabria) volti a richiedere gli indennizzi automatici/forfetari sulla base delle citate delibere

dell’Autorità e delle Carte del servizio elettrico e, in alcuni casi, il risarcimento di asseriti danni (esistenziali

e alla vita di relazione, nonché da interruzione della catena del freddo per deperimento di generi alimentari

o interruzione di attività produttiva). Enel ritiene che il black-out, nelle modalità e con l’intensità con

cui si è verificato, rappresenti un evento imprevisto e imprevedibile e che, conseguentemente, non possa

configurarsi in capo alle società del Gruppo alcuna responsabilità. Si è sostenuto, inoltre, che “l’evento

black-out” non rientra – per i motivi già esposti – tra quelli per cui è previsto l’indennizzo in base al

contratto di fornitura di energia elettrica o alle delibere dell’Autorità. Nell’ambito del contenzioso in

esame, al 30 giugno 2005 sono state emanate dai Giudici di Pace circa 2.400 sentenze, con una prevalenza

(circa i due terzi) per quelle di accoglimento della domanda di risarcimento. Nessuna sentenza di merito

è stata ancora emessa dai Tribunali sia in primo sia in secondo grado. In ogni caso, Enel Distribuzione

ha prontamente proposto appello avverso le sentenze sfavorevoli dinnanzi al competente Tribunale.

In data 6 maggio 2005, l’Istituto Nazionale Previdenza Sociale (INPS) ha emanato una circolare in tema

di obblighi contributivi Cassa Integrazioni Guadagni (CIG), Cassa Integrazioni Guadagni Straordinaria

(CIGS), Disoccupazione Involontaria (DS) e Mobilità con la quale, nel definire la materia, ha precisato

che gli obblighi contributivi per CIG, CIGS, DS e Mobilità sarebbero applicabili anche nei confronti delle

Contenzioso stragiudiziale e giudiziale connesso al black-out del 28 settembre 2003

Circolare INPS n. 63 del 6 maggio 2005 in tema di obblighi contributi Cassa IntegrazioneGuadagni (CIG), Cassa Integrazione Guadagni Straordinaria (CIGS), DisoccupazioneInvolontaria (DS) e Mobilità

aziende di Stato e degli enti pubblici nazionali svolgenti attività industriali, con capitale non più

interamente pubblico. Tra tali soggetti sarebbero ricompresi anche Enel e le società dalla stessa costituite

in attuazione del decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999, sia per il periodo successivo alla data di

emanazione della circolare in questione sia per i periodi pregressi, a partire dalla data in cui il capitale

sociale delle stesse ha cessato di essere interamente in mano pubblica (per Enel a partire dall’Offerta

Pubblica di Vendita del novembre 1999).

Più precisamente, ai sensi della menzionata circolare, Enel SpA sarebbe tenuta unicamente al versamento

dei contributi per CIG e CIGS, mentre le società dalla stessa costituite in attuazione del suddetto decreto

legislativo sarebbero tenute anche al pagamento dei contributi per DS e Mobilità.

In caso di applicazione della circolare, l’onere a carico del Gruppo Enel per il periodo pregresso

ammonterebbe a circa 500 milioni di euro. Tuttavia il Gruppo Enel ritiene di non essere assoggettabile

ai suddetti obblighi contributivi per carenza dei presupposti; per quanto riguarda il periodo pregresso,

il Gruppo Enel contesta il pagamento dei contributi anche per essere stato inibito dall’utilizzo delle

prestazioni cui gli stessi si riferiscono.

La circolare è stata impugnata innanzi ai giudici amministrativi di primo e secondo grado, con contestuale

richiesta di sospensione della sua efficacia; l’istanza di sospensione è stata però respinta per motivi

attinenti alla giurisdizione. Enel sta proponendo azione innanzi al giudice del lavoro, al fine di accertare

l’inesistenza a suo carico dell’obbligo contributivo.

In data 5 agosto 2005, con il messaggio n. 28325, l’INPS ha comunicato che il termine del 16 agosto

2005 inizialmente fissato per il versamento dei suddetti contributi pregressi, viene differito alla data

del 30 settembre 2005. Il rinvio viene motivato con la necessità di procedere a ulteriori approfondimenti

sulle tematiche in questione.

Nel febbraio 2003, la Procura della Repubblica di Milano ha avviato un procedimento (RG n. 2460/03)

a carico di ex amministratori e terzi per atti illeciti compiuti in danno della società Enelpower e per

pagamenti da parte di fornitori per ottenere l’aggiudicazione di talune commesse. In conformità alle

deliberazioni assunte dai Consigli di Amministrazione di Enel, di Enelpower ed Enel Produzione sono

state avviate specifiche iniziative nei confronti dei fornitori responsabili, che hanno portato alla

conclusione della definizione di accordi transattivi con Siemens e Alstom.

Sulla base dei fatti emersi nell’ambito del suddetto procedimento penale, la Corte dei Conti, dopo

aver emesso un decreto di sequestro conservativo di beni immobili, mobili e crediti nei confronti

dell’ex Amministratore Delegato e di un ex dirigente della società Enelpower, nonché dell’ex Presidente

della società Enel Produzione, li ha citati in giudizio per l’accertamento di una loro eventuale

responsabilità (amministrativa patrimoniale) in relazione a un danno patrimoniale all’Erario.

In base agli elementi conoscitivi di cui si è fatta menzione sopra, non sono quindi prevedibili situazioni


Indagini in corso da parte della Procura di Milano e della Corte dei Conti

che possano influenzare negativamente la situazione economico-patrimoniale e finanziaria del Gruppo

Enel al 30 giugno 2005.

L’art. 1 quinquies del decreto legge 31 marzo 2005, n. 44 (convertito nella legge n. 88/2005),

ha disposto che l’art. 4 della legge catastale n. 652 del 13 aprile 1939 si interpreta limitatamente alle

centrali elettriche “nel senso che i fabbricati e le costruzioni stabili sono costituiti dal suolo e dalle

parti a esso strutturalmente connesse, anche in via transitoria, cui possono accedere, mediante

qualsiasi mezzo di unione, parti mobili allo scopo di realizzare un unico bene complesso”.

Per effetto della menzionata previsione normativa, la rendita catastale degli immobili che costituiscono

impianti destinati alle esigenze di generazione elettrica deve essere determinata tenendo conto anche

delle parti rimovibili degli impianti stessi.

Tale circostanza incide – fra l’altro – sulla determinazione della base imponibile ai fini dell’imposta

comunale sugli immobili (ICI); ciò comporta che le società proprietarie di impianti di generazione

elettrica saranno tenute a corrispondere agli enti locali impositori una maggiore ICI rispetto a quanto

avvenuto sinora.

Conseguentemente il Gruppo Enel potrebbe essere tenuto a corrispondere agli enti locali impositori

una maggiore ICI per gli esercizi futuri.

Per quanto riguarda, invece, gli esercizi pregressi – considerato che Enel ha già in essere un contenzioso

in materia di ICI per i medesimi impianti di generazione elettrica – si ritiene che gli accantonamenti

già stanziati siano adeguati a contrastare l’eventuale rischio di soccombenza; non si può tuttavia

escludere che i Comuni possano sollevare ulteriori contestazioni su impianti minori, fino a oggi non

oggetto di rilievi.

Enel intende comunque contestare nelle sedi competenti l’eventuale applicazione di detta disposizione

da parte degli enti locali impositori.

Estensione dell’applicazione dell’imposta comunale sugli immobili (ICI)

Allegati

134 > 135 Allegati RELAZIONE SEMESTRALE 30 GIUGNO 2005


2005 2004

VALORE DELLA PRODUZIONERicavi delle vendite e delle prestazioni 492 492Altri ricavi e proventi 8 12Totale valore della produzione 500 504

COSTI DELLA PRODUZIONEPer materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci 287 285Per servizi 90 61Per godimento di beni di terzi 6 6Per il personale 43 34Ammortamenti 4 1Accantonamenti per rischi 12 -Altri accantonamenti 8 10Oneri diversi di gestione 33 21Totale costi della produzione 483 418

Differenza tra valore e costi della produzione 17 86

PROVENTI E ONERI FINANZIARIProventi da partecipazioni in imprese controllate 1.536 1.838Altri proventi finanziari 231 221Interessi e altri oneri finanziari 314 349Utili e perdite su cambi - -Totale proventi e oneri finanziari 1.453 1.710

RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITÀ FINANZIARIE (272) (255)

PROVENTI E ONERI STRAORDINARIProventi 447 4.195Oneri 13 443Totale proventi e oneri straordinari 434 3.752

Risultato prima delle imposte 1.632 5.293

Imposte sul reddito (18) (11)

RISULTATO DEL PERIODO 1.650 5.304

Allegato A

Prospetti contabili di Enel SpA

Conto economico


Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004

CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI ANCORA DOVUTI - -

IMMOBILIZZAZIONIImmateriali 25 28Materiali 5 5Finanziarie 19.605 20.003Totale immobilizzazioni 19.635 20.036

ATTIVO CIRCOLANTERimanenze - -Crediti 10.672 10.802Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni 494 496Disponibilità liquide 91 20Totale attivo circolante 11.257 11.318

RATEI E RISCONTI ATTIVI 274 141

TOTALE ATTIVO 31.166 31.495

Stato patrimoniale

Milioni di euro

al 30.06.2005 al 31.12.2004

PATRIMONIO NETTOCapitale 6.149 6.104Riserva da sovrapprezzo azioni 444 200Riserva legale 1.452 1.452Altre riserve 2.254 2.254Utili portati a nuovo 3.077 33Acconti sui dividendi - (2.014)Utile dell’esercizio/periodo 1.650 7.272Patrimonio netto 15.026 15.301

FONDI PER RISCHI E ONERI 1.322 1.059

TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO DI LAVORO SUBORDINATO 12 11

DEBITIObbligazioni 8.950 7.930Debiti verso banche 3.139 4.189Fornitori e altri debiti 2.533 2.824Totale debiti 14.622 14.943

RATEI E RISCONTI PASSIVI 184 181

TOTALE PASSIVO 31.166 31.495

CONTI D’ORDINEGaranzie prestate 11.297 11.259Altri conti d’ordine 13.823 14.779Totale conti d’ordine 25.120 26.038

Milioni di euro Patrimonio netto Conto economico

al 30.06.2005 1° semestre 2005

Valori civilistici di Enel SpA 15.026 1.650

Rettifiche IAS/IFRS:> Altri costi del personale (27) -> Immobilizzazioni immateriali e relativi ammortamenti (6) -> Adozione costo ammortizzato sui finanziamenti a lungo termine 1 -> Strumenti finanziari derivati (179) (15)> Valutazione delle partecipazioni (fair value) 133 133> Altre rettifiche (18) (3)

Effetti fiscali delle rettifiche 71 7

Totale rettifiche al netto dell’effetto fiscale (25) 122

Valori IAS/IFRS di Enel SpA 15.001 1.772

> Valori di carico e rettifiche di valore delle partecipazioni consolidate e di quelle valutate con il metodo del patrimonio netto (22.045) 228

> Patrimonio netto e risultato d’esercizio (determinati in base a princípi omogenei) delle imprese e Gruppi consolidati e di quelle valutate con il metodo del patrimonio netto, al netto delle quote di competenza degli azionisti terzi 25.861 1.521

> Differenze da consolidamento a livello di consolidato di Gruppo, relativi ammortamenti e svalutazioni (273)

> Dividendi infragruppo (1.556)> Eliminazione degli utili infragruppo non realizzati, al netto

del relativo effetto fiscale e altre rettifiche minori (575) (50)

TOTALE GRUPPO 17.969 1.915

TOTALE TERZI 1.448 91

BILANCIO CONSOLIDATO 19.417 2.006


Prospetto di raccordo tra patrimonio netto

e risultato di Enel SpA e i corrispondenti

dati consolidati

In conformità a quanto disposto 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

2005, 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.

Imprese e partecipazioni rilevanti

del Gruppo Enel al 30 giugno 2005


Capitale % di possessoDenominazione Sede legale Attività sociale Valuta del Gruppo Detenuta da %

al 30.06.2005

Controllante:

Enel SpA Roma Holding industriale 6.148.906.707 euro -

Controllate:

Aburra BV Amsterdam Holding di partecipazioni 18.000 euro 100,00 Pragma Energy SA 100,00(Olanda)

Avisio Energia SpA Trento Distribuzione di gas 6.500.000 euro 100,00 Enel Rete Gas SpA 100,00

Barras Eléctricas Galaico Lugo (Spagna) Distribuzione 15.689.796,62 euro 54,94 Electra de Viesgo 54,94Asturianas SA di energia elettrica Distribución SL

Barras Eléctricas Lugo (Spagna) Produzione 1.374.136,05 euro 100,00 Barras Eléctricas Galaico 100,00Generación SL di energia elettrica Asturianas SA

Carbones Colombianos Bogotà Sfruttamento di giacimenti 5.806.149.114 COP 99,99 Pragma Energy SA 90,89del Cerrejon SA (Colombia) minerari Aburra BV 9,10

C.A.R.T. Abruzzi Srl Orio al Serio Assunzione di partecipazioni 18.000 euro 100,00 Enel Rete Gas SpA 100,00(BG) nel settore idrico

Cise Srl Roma Attività immobiliare 318.291.049 euro 100,00 Enel SpA 100,00

Co.Im Gas SpA Santa Maria Gestione di impianti di 1.479.000 euro 80,00 Enel Rete Gas SpA 80,00a Colle (LU) distribuzione e vendita di gas

Concert Srl Roma Certificazione di prodotti, 10.000 euro 51,00 Enel Produzione SpA 51,00attrezzature e impianti

Dalmazia Trieste Srl Roma Attività immobiliare 4.202.863 euro 100,00 Cise Srl 92,91Enel Ape Srl 7,09(già Ape Gruppo Enel Srl)

Delta SpA Cornate d’Adda Servizi di telecomunicazioni 1.000.000 euro 100,00 Wind Telecomunicazioni SpA 100,00(MI)

Deval SpA Aosta Distribuzione e vendita 37.500.000 euro 51,00 Enel SpA 51,00di energia elettrica in Valle d’Aosta

Deval Energie Srl Aosta Commercializzazione 200.000 euro 100,00 Deval SpA 100,00di energia elettrica

Electra de Viesgo Santander Distribuzione e vendita 77.792.000 euro 100,00 Enel Distribuzione SpA 100,00Distribución SL (Spagna) di energia elettrica

Electrica Banat SA Timisoara Distribuzione 4.634.740.900.000 ROL 51,00 Enel Distribuzione SpA 51,00(Romania) di energia elettrica

Electrica Dobrogea SA Constanta Distribuzione 3.389.700.500.000 ROL 51,00 Enel Distribuzione SpA 51,00(Romania) di energia elettrica

Enel Ape Srl Roma Amministrazione 50.000.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00(già Ape Gruppo Enel Srl) del personale,

servizi informatici e servizi alle imprese

Elenco delle imprese incluse nell’area di

consolidamento con il metodo integrale

al 30.06.2005 (1)


al 30.06.2005

Enel Capital Srl Roma Attività di ricerca e sviluppo 8.500.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00nel settore dell’innovazione tecnologica

Enel Comercializadora Madrid (Spagna) Commercializzazione di gas 61.000 euro 100,00 Enel Trade SpA 100,00de Gas SA ed energia elettrica

Enel Distribuzione SpA Roma Distribuzione 6.119.200.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00di energia elettrica

Enel Energia SpA Roma Commercializzazione 1.414.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00di energia elettrica

Enel ESN Energo LLC Mosca Gestione e manutenzione 1.000.000 RUB 100,00 Enel ESN Management BV 100,00(Federazione di impianti di produzione Russa) di energia elettrica

Enel ESN Management BV Amsterdam Holding di partecipazioni 18.000 euro 75,00 Enel Generation Holding BV 75,00(Olanda)

Enel.Factor SpA Roma Factoring 12.500.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00

Enel Finance Lussemburgo Finanziaria 1.391.900.230 euro 100,00 Enel Produzione SpA 75,00International SA Enel Distribuzione SpA 25,00

Enel Gas SpA Milano Vendita di gas 302.039 euro 100,00 Enel Distribuzione SpA 100,00e di energia elettrica

Enel Generation Amsterdam Holding di partecipazioni 13.500.000 euro 100,00 Enel Produzione SpA 100,00Holding BV (Olanda)

Enel Green Power Lussemburgo Holding di partecipazioni 156.650.000 euro 100,00 Enel Produzione SpA 67,11International SA nel settore della produzione Enel Investment Holding BV 32,89

di energia elettrica da fonti rinnovabili

Enel Investment Amsterdam Holding di partecipazioni 1.593.050.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00Holding BV (Olanda)

Enel Ireland Finance Ltd Dublino (Irlanda) Finanziaria 1.000.000 euro 100,00 Enel Finance International SA 100,00

Enel Latin America LLC (1) Wilmington Produzione di energia - - 100,00 Enel Green Power 100,00(Delaware - USA) elettrica da fonti rinnovabili International SA

Enel M@p Srl Roma Servizi di misurazione, 100.000 euro 100,00 Enel Distribuzione SpA 100,00telegestione e connettività mediante comunicazione su rete elettrica

Enel.Net Srl Roma Realizzazione e gestione 21.135.000 euro 100,00 Wind Telecomunicazioni SpA 100,00di reti di telecomunicazioni

Enel.NewHydro Srl Roma Ingegneria civile e meccanica, 1.000.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00sistemi idrici

Enel North America Inc. (1) Wilmington Produzione di energia 14,25 USD 100,00 Enel Green Power 100,00(Delaware - USA) elettrica da fonti rinnovabili International SA

Enelpower SpA Milano Ingegneria e costruzioni 10.000.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00



al 30.06.2005

Enelpower Contractor Riyadh Costruzione, gestione 5.000.000 SR 51,00 Enelpower SpA 51,00and Development (Arabia Saudita) e manutenzione di impiantiSaudi Arabia Ltd.

Enelpower do Brasil Ltda Rio de Janeiro Ingegneria nel settore 1.242.000 R$ 99,99 Enelpower SpA 99,99(Brasile) elettrico

Enelpower UK Ltd. Londra Ingegneria nel settore elettrico 1.000 GBP 100,00 Enelpower SpA 100,00(Regno Unito)

Enel Produzione SpA Roma Produzione 6.352.138.606 euro 100,00 Enel SpA 100,00di energia elettrica

Enel.Re Ltd. Dublino (Irlanda) Riassicurazione 3.000.000 euro 100,00 Enel Investment Holding BV 100,00

Enel Rete Gas SpA Milano Distribuzione di gas 54.139.160 euro 99,82 Enel Distribuzione SpA 99,82

Enel Service UK Ltd. Londra Servizi nel settore energetico 100 GBP 100,00 Enel Trade SpA 100,00(Regno Unito)

Enel Servicii Srl Bucarest Prestazione di servizi 2.000.000.000 ROL 100,00 Enel SpA 80,00(Romania) alle imprese Enel Distribuzione SpA 20,00

Enel.si - Servizi Roma Impiantistica 5.000.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00integrati Srl e servizi energetici

Enel Sole Srl Roma Impianti e servizi 4.600.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00di pubblica illuminazione

Enel Trade SpA Roma Trading e logistica 100.885.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00dei combustibili - Commercializzazione di energia elettrica

Enel Unión Fenosa Madrid (Spagna) Produzione di energia 32.505.000 euro 80,00 Enel Viesgo Renovables SL 80,00Renovables SA elettrica da fonti rinnovabili

Enel Viesgo Renovables SL Santander Holding di partecipazioni 35.603.006 euro 100,00 Viesgo Generación SL 100,00(Spagna) nel settore elettrico

Enel Viesgo Servicios SL Santander Prestazione di servizi 3.010 euro 100,00 Enel SpA 60,00(Spagna) alle imprese Enel Produzione SpA 20,00

Enel Distribuzione SpA 20,00

Energías Especiales La Coruña Produzione di energia 270.450 euro 77,00 Enel Unión Fenosa 77,00de Careon SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Madrid (Spagna) Produzione di energia 437.400 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00de Castelo SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Madrid (Spagna) Produzione di energia 360.600 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00del Alto Ulla SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Madrid (Spagna) Produzione di energia 6.812.040 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00del Noroeste SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Madrid (Spagna) Produzione di energia 963.300 euro 80,00 Enel Unión Fenosa 80,00de Pena Armada SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA


al 30.06.2005

Energías Renovables Madrid (Spagna) Produzione di energia 705.000 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00Montes de San Sebastian elettrica da fonti rinnovabili Renovables SASL

Eólica del Cordal Madrid (Spagna) Produzione di energia 160.000 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00de Montouto SL elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

EUFER Comercializadora Madrid (Spagna) Produzione di energia 60.000 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00SL elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

EUFER Renovables Madrid (Spagna) Produzione di energia 100.000 euro 100,00 Enel Unión Fenosa 100,00Ibéricas 2004 SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Geotermica Managua Produzione di energia 50.000 NIO 60,00 Enel Produzione SpA 60,00Nicaraguense SA (Nicaragua) elettrica da fonti rinnovabili

Iridea Srl Milano Consulenza e assistenza 1.250.000 euro 100,00 Enel Gas SpA 100,00aziendale

Italia On Line Srl Milano Sviluppo e gestione 1.400.000 euro 100,00 Wind Telecomunicazioni SpA 100,00di servizi internet

IT-net Srl Roma Servizi informatici di rete 694.000 euro 100,00 Wind Telecomunicazioni SpA 99,28Mondo WIND Srl 0,72

Maritza East III Power Sofia (Bulgaria) Produzione 265.943.600 leva 73,00 Maritza East III Power 73,00Company AD di energia elettrica Holding BV

Maritza East III Power Amsterdam Holding di partecipazioni 100.000.000 euro 60,00 Enel Generation Holding BV 60,00Holding BV (Olanda)

Mobilmat SpA Milano Finanziaria 5.552.000 euro 85,00 Wind Telecomunicazioni SpA 85,00

Mondo WIND Srl Roma Commercializzazione 95.000 euro 100,00 Wind Telecomunicazioni SpA 99,00di prodotti e servizi IT-net Srl 1,00di telecomunicazioni

Novatrans Energia SA Rio de Janeiro Realizzazione, esercizio 373.135.464,80 R$ 99,99 T.E.R.NA. - Trasmissione 99,99(Brasile) e manutenzione di reti Elettricità Rete Nazionale SpA

di trasmissione dell’energia elettrica

Parque Eólico La Coruña Produzione di energia 300.500 euro 82,00 Enel Unión Fenosa 82,00de Coucepenido SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Parque Eólico de Os La Coruña Produzione di energia 300.500 euro 82,00 Enel Unión Fenosa 82,00Corvos SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Parque Eólico La Losilla SA Madrid (Spagna) Produzione di energia 60.400 euro 100,00 EUFER Renovables Ibéricas 100,00elettrica da fonti rinnovabili 2004 SA

Pragma Energy SA Lugano (Svizzera) Trading di carbone 4.000.000 CHF 100,00 Enel Investment Holding BV 100,00

Reti Gas Scrl Bologna Realizzazione di strutture 11.000 euro 95,00 Enel Rete Gas SpA 95,00a rete nel settore del gas

SET Distribuzione Srl Trento Distribuzione e vendita 10.000 euro 100,00 Enel Distribuzione SpA 100,00di energia elettrica nella provincia di Trento



al 30.06.2005

Sfera - Società per la Roma Formazione e reimpiego 2.000.000 euro 100,00 Enel SpA 100,00formazione e le risorse delle risorse umaneaziendali Srl

Sistemas Energéticos Ortigueira Produzione di energia 4.507.500 euro 86,00 Enel Unión Fenosa 86,00Manon Ortigueira SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Tellas Atene (Grecia) Servizi di telecomunicazioni 13.459.840 euro 100,00 WIND-PPC Holding NV 100,00Telecommunications SA

T.E.R.NA. - Trasmissione Roma Esercizio della proprietà 440.000.000 euro 36,14 Enel SpA 36,14Elettricità Rete della rete di trasmissione Nazionale SpA nazionale dell’energia elettrica

e sua manutenzione

T.S.N. - Transmissora Rio de Janeiro Realizzazione, esercizio 250.000.000 R$ 99,99 T.E.R.NA. - Trasmissione 99,99Sudeste Nordeste SA (Brasile) e manutenzione di reti Elettricità Rete Nazionale SpA

di trasmissione dell’energia elettrica

Viesgo Energía SL Santander Commercializzazione 200.000 euro 100,00 Electra de Viesgo 100,00(Spagna) di energia elettrica Distribución SL

e di gas naturale

Viesgo Generación SL Santander Produzione e commercializz. 425.311.006 euro 100,00 Enel Produzione SpA 100,00(Spagna) di energia elettrica

Water & Industrial Monza Depurazione 15.615.000 euro 51,00 Enel.NewHydro Srl 51,00Services Company SpA delle acque reflue

WEBiz Holding BV Amsterdam Venture capital 20.000 euro 100,00 Enel Investment Holding BV 100,00(Olanda)

WIND-PPC Holding NV Amsterdam Holding di partecipazioni 2.000.000 euro 50,01 Wind Telecomunicazioni SpA 50,01(Olanda) nel settore delle

telecomunicazioni

Wind Telecomunicazioni Roma Servizi di telecomunicazioni 147.100.000 euro 100,00 Enel SpA 37,25SpA Enel Investment Holding BV 62,75

(1) Le imprese possedute da Enel North America Inc. e da Enel Latin America LLC consolidate con il metodo integrale formano oggetto di elenchi separati.

Capitale % di possesso Denominazione Sede legale sociale (2) Valuta del Gruppo Detenuta da %

al 30.06.2005

Controllante:

Enel North America Inc. Wilmington (Delaware - USA) 14,25 USD 100,00 Enel Green Power International SA 100,00

Controllate:

Agassiz Beach LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

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 Enel North America Inc. 100,00

Autumn Hills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Aziscohos Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

Barnet Hydro Company LP Burlington (Vermont - USA) - - 100,00 Sweetwater Hydroelectric Inc. 90,00CHI Acquisition II Inc. 10,00

Beaver Falls Water Power Philadelphia (Pennsylvania - USA) - - 67,50 Beaver Valley Holdings Ltd. 67,50Company

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 Hydro Development Group Inc. 100,00

Black River Hydro Assoc. New York (New York - USA) - - 75,00 (Cataldo) Hydro Power Associates 75,00

Boott Field LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Boott Hydropower Inc. 100,00

Boott Hydropower Inc. Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Boot Sheldon Holdings LLC 100,00

Boott Sheldon Holdings LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Hydro Finance Holding 100,00Company Inc.

BP Hydro Associates Boise (Idaho - USA) - - 100,00 CHI Idaho Inc. 68,00CHI Magic Valley Inc. 32,00

BP Hydro Finance Partnership Salt Lake City (Utah - USA) - - 100,00 BP Hydro Associates 75,90Fulcrum Inc. 24,10

Bypass Limited Boise (Idaho - USA) - - 100,00 Eldorado Hydro 69,35Northwest Hydro Inc. 29,65CHI West Inc. 1,00

Bypass Power Company Los Angeles (California - USA) - - 100,00 CHI West Inc. 100,00

Canastota Wind Power LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Essex Company 100,00

(Cataldo) Hydro Power New York (New York - USA) - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00Associates CHI Black River Inc. 50,00

CHI Acquisitions Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

CHI Acquisitions II Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Black River Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Canada Inc. Montreal (Québec - Canada) 100 CAD 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Dexter Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Finance LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Enel North America Inc. 100,00

Elenco delle imprese possedute da Enel

North America Inc. incluse nell’area di


al 30.06.2005 (1)



al 30.06.2005

CHI Highfalls Inc. Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Hydroelectric Company Inc. St. John (Newfoundland - Canada) 100 CAD 100,00 CHI Canada Inc. 100,00

CHI Idaho Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Magic Valley Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Minnesota Wind LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 CHI Finance LLC 100,00

CHI Mountain States Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Operations Inc.

CHI Operations Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

CHI Power Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

CHI Power Marketing Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

CHI S.F. LP Montreal (Québec - Canada) - - 100,00 CHI Canada Inc. 99,00CHI Hydroelectric Co. Inc. 1,00

CHI Universal Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

CHI West Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Western Operations Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Coneross Power Corporation Greenville (South Carolina - USA) 110.000 USD 100,00 Aquenergy Systems Inc. 100,00

Consolidated Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Mountain States Inc.

Consolidated Hydro Wilmington (Delaware - USA) 130 USD 100,00 CHI Universal Inc. 100,00New Hampshire Inc.

Consolidated Hydro Wilmington (Delaware - USA) 200 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00New York Inc.

Consolidated Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00Southeast Inc.

Consolidated Pumped Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 80,00 Enel North America Inc. 80,00Storage Inc.

Copenhagen Associates New York (New York - USA) - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00CHI Dexter Inc. 50,00

Crosby Drive Investments Inc. Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Asotin Hydro Company Inc. 100,00

El Dorado Hydro Los Angeles (California - USA) - - 100,00 Olympe Inc. 82,50Motherlode Hydro Inc. 17,50

Essex Company Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Enel North America Inc. 100,00

Florence Hills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Fulcrum Inc. Boise (Idaho - USA) 992,50 USD 100,00 Consolidated Hydro Mountain 100,00States Inc.

Gauley Hydro LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Essex Company 100,00


al 30.06.2005

Gauley River Management Burlington (Vermont - USA) - - 100,00 CHI Finance LLC 100,00Corporation

Gauley River Power Partners LP Burlington (Vermont - USA) - - 100,00 Gauley Hydro LLC 99,00Gauley River Management 1,00Corporation

Gestion Cogeneration Inc. Montreal (Québec - Canada) 100 CAD 60,00 Hydrodev Inc. 60,00

Hadley Ridge LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Highfalls Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 CHI Finance LLC 100,00

Hope Creek LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Hosiery Mills Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Company Inc.

Hydrodev Inc. Montreal (Québec - Canada) 100 CAD 100,00 CHI Canada Inc. 100,00

Hydro Development Group Inc. New York (New York - USA) 12,25 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

Hydro Energies Corporation Burlington (Vermont - USA) 5.000 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00

Hydro Finance Holding Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00Company Inc.

Jack River LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Jessica Mills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Julia Hills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Kings River Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00Company Inc.

Kinneytown Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00Company Inc.

LaChute Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00

Lawrence Hydroelectric Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Essex Company 92,50Associates LP Crosby Drive Investments Inc. 7,50

Littleville Power Company Inc. Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Lower Saranac Corporation New York (New York - USA) 2 USD 100,00 Twin Saranac Holdings LLC 100,00

Lower Saranac Hydro Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Twin Saranac Holdings LLC 99,00Partners LP Lower Saranac Corporation 1,00

Mascoma Hydro Corporation Concord (New Hampshire - USA) - - 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

Metro Wind LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Mill Shoals Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00Company Inc.

Minnewawa Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00Company Inc.

Missisquoi Associates Los Angeles (California - USA) - - 100,00 Sheldon Springs Hydro Associates LP 99,00Sheldon Vermont Hydro Company Inc. 1,00



al 30.06.2005

Motherlode Hydro Inc. Los Angeles (California - USA) - - 100,00 CHI West Inc. 100,00

Newbury Hydro Company Burlington (Vermont - USA) - - 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 99,00Sweetwater Hydroelectric Inc. 1,00

Newind Group Inc. St. John (Newfoundland - Canada) 100 CAD 100,00 CHI Canada Inc. 100,00

North Canal Waterworks Boston (Massachusetts - USA) - - 100,00 Essex Company 100,00

Northwest Hydro Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI West Inc. 100,00

Notch Butte Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00Company Inc.

Olympe Inc. Los Angeles (California - USA) - - 100,00 CHI West Inc. 100,00

Optigaz Inc. Kirkland (Québec - Canada) - - 60,00 CHI Canada Inc. 60,00

Ottauquechee Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Finance LLC 100,00Company Inc.

Pelzer Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 Consolidated Hydro Southeast Inc. 100,00

Pyrites Associates New York (New York - USA) - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00CHI Dexter Inc. 50,00

Rock Creek Limited Partnership Los Angeles (California - USA) - - 100,00 El Dorado Hydro 99,00Olympe Inc. 0,82Motherlode Hydro Inc. 0,18

Ruthton Ridge LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

SE Hazelton A. LP Los Angeles (California - USA) - - 100,00 CHI West Inc. 99,00Bypass Power Company 1,00

Sheldon Springs Hydro Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Boott Sheldon Holdings LLC 99,00Associates LP Sheldon Vermont Hydro Company Inc. 1,00

Sheldon Vermont Hydro Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Boot Sheldon Holdings LLC 100,00Company Inc.

Slate Creek Hydro Los Angeles (California - USA) - - 95,00 Slate Creek Hydro Company Inc. 95,00Associates LP

Slate Creek Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00Company Inc.

Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Somersworth Hydro Wilmington (Delaware - USA) 100 USD 100,00 CHI Universal Inc. 100,00Company Inc.

Southwest Transmission LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Spartan Hills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

St. - Felicien Cogeneration Montreal (Québec - Canada) - - 61,50 CHI S.F. LP 57,50Limited Partnership Gestion Cogeneration Inc. 4,00

Summit Energy Storage Inc. Wilmington (Delaware - USA) 8.200 USD 69,32 Enel North America Inc. 69,32

Sun River LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00


al 30.06.2005

Sweetwater Hydroelectric Inc. Concord (New Hampshire - USA) 250 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

The Great Dam Corporation Boston (Massachusetts - USA) 100 USD 100,00 Lawrence Hydroelectric Associates LP 100,00

TKO Power Inc. Los Angeles (California - USA) - - 100,00 CHI West Inc. 100,00

Triton Power Company New York (New York - USA) - - 100,00 CHI Highfalls Inc. 50,00Highfalls Hydro Company Inc. 50,00

Tsar Nicholas LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Twin Falls Hydro Associates LP Seattle (Washington - USA) - - 99,51 Twin Saranac Holdings LLC 99,00Twin Falls Hydro Company Inc. 0,51

Twin Falls Hydro Company Inc. Wilmington (Delaware - USA) 10 USD 100,00 Twin Saranac Holdings LLC 100,00

Twin Lake Hills LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Twin Saranac Holdings LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Enel North America Inc. 100,00

Western New York Wind New York (New York - USA) 300 USD 100,00 Enel North America Inc. 100,00Corporation

Willimantic Power Corporation Hartford (Connecticut - USA) - - 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Winter’s Spawn LLC Minneapolis (Minnesota - USA) - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

(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.



al 30.06.2005

Controllante:Enel Latin America LLC Wilmington (Delaware - USA) - - 100,00 Enel Green Power International SA 100,00

Controllate:Agricola Rio Sahuil Ltda Santiago (Cile) 200.000.000 CLP 99,90 Agrícola Y Constructora Rio 99,90

Guanehue SA

Agrícola Y Constructora Santiago (Cile) - - 100,00 Empresa Eléctrica Panguipulli SA 99,93Rio Guanehue SA Energía de Los Lagos Ltda 0,07

Central American Power Wilmington (Delaware - USA) 1 USD 100,00 Enel Latin America LLC 100,00Services Inc.

Conexión Energética Guatemala 5.000 GTQ 100,00 Enel Latin America LLC 98,00Centroamericana SA Enel Green Power International SA 2,00

Conexión Energética San Salvador (El Salvador) 1.693.100 SVC 100,00 Grupo EGI SA de cv 99,99Centroamericana El Salvador SA Enel Latin America LLC 0,01

Constructora Cerro Pitren Ltda Santiago (Cile) 200.000.000 CLP 99,90 Agrícola Y Constructora Rio 99,90Guanehue SA

EGI Costa Rica Viento SA Santa Ana (Costa Rica) 100.000 CRC 100,00 Energía Global de Costa Rica SA 100,00

Electrificadora Ecologica SA Santa Ana (Costa Rica) 1.200.000 CRC 100,00 ZMZ General SA 100,00

Empresa Eléctrica Santiago (Cile) - - 100,00 Energía de Los Lagos Ltda 99,99Panguipulli SA Energía Alerce Ltda 0,01

Empresa Eléctrica Puyehue SA Santiago (Cile) 11.169.752.000 CLP 100,00 Energía de Los Lagos Ltda 99,90Energía Alerce Ltda 0,10

Empresa Nacional Santiago (Cile) - - 51,00 Energía de Los Lagos Ltda 51,00de Geotermía SA

Energía Alerce Ltda Santiago (Cile) 1.000.000 CLP 100,00 Enel Latin America LLC 99,90Enel Green Power International SA 0,10

Energía de Los Lagos Ltda Santiago (Cile) 15.414.240.752 CLP 100,00 Energía Alerce Ltda 99,99Enel Latin America LLC 0,01

Energía Global SA de cv Andover (Massachussets - USA) 50.000 MXN 99,00 Enel Latin America LLC 99,00

Energía Global de Costa Rica SA Santa Ana (Costa Rica) 100.000 CRC 100,00 Enel Latin America LLC 100,00

Energía Global Operaciones SA Santa Ana (Costa Rica) 10.000 CRC 100,00 Energía Global de Costa Rica SA 100,00

Generadora de Occidente Ltda Guatemala 5.000 GTQ 100,00 Enel Latin America LLC 99,00Conexión Energética 1,00Centroamericana SA

Generadora Montecristo SA Guatemala 5.000 GTQ 100,00 Enel Latin America LLC 99,00Conexión Energética 1,00Centroamericana SA

Grupo EGI SA de cv San Salvador (El Salvador) 200.000 SVC 100,00 Enel Latin America LLC 99,95Enel Green Power International SA 0,05

Molinos de Viento del Arenal SA Santa Ana (Costa Rica) 9.709.200 USD 49,00 Electrificadora Ecológica SA 49,00

Operación Y Mantenimiento Santa Ana (Costa Rica) 30.000 CRC 85,00 Electrificadora Ecológica SA 85,00Tierras Morenas SA

P.H. Don Pedro SA Santa Ana (Costa Rica) 100.001 CRC 32,86 Energía Global de Costa Rica SA 32,86

P.H. Guacimo SA Santa Ana (Costa Rica) 50.000 CRC 40,00 Enel Latin America LLC 30,00Energía Global de Costa Rica SA 10,00

P.H. Rio Volcan SA Santa Ana (Costa Rica) 100.001 CRC 46,64 Energía Global de Costa Rica SA 46,64

Tecnoguat SA Guatemala 1.000.000 GTQ 75,00 Enel Latin America LLC 75,00

ZMZ General SA Santa Ana (Costa Rica) 500.000 CRC 51,00 EGI Costa Rica Viento SA 51,00

(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.

Elenco delle imprese possedute da Enel

Latin America LLC incluse nell’area di


al 30.06.2005 (1)


al 30.06.2005

Aridos Energías Villabilla (Spagna) Produzione di energia 600.000 euro 41,05 Enel Unión Fenosa 41,05Especiales SL elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Azucarera Energías SA Madrid (Spagna) Produzione di energia 570.600 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Boiro Energía SA Boiro (Spagna) Produzione di energia 601.010 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Cogeneración Madrid (Spagna) Produzione di energia 6.010 euro 30,00 Enel Unión Fenosa 30,00de Alcala AIE elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Cogeneración Santiago Produzione di energia 3.606.000 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00del Noroeste SL de Compostela elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

(Spagna)

Depuración Destilación Boiro (Spagna) Produzione di energia 600.000 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00Reciclaje SL elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Madrid (Spagna) Produzione di energia 601.000 euro 50,00 Enel Unión Fenosa 50,00Alcoholeras SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Especiales Torre del Bierzo Produzione di energia 1.635.000 euro 50,00 Enel Unión Fenosa 50,00del Bierzo SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Gallega de Santiago Produzione di energia 1.803.000 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00Cogeneración SA de Compostela elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

(Spagna)

Parque Eólico Santiago Produzione di energia 5.857.586,40 euro 50,00 Enel Unión Fenosa 50,00de A Capelada AIE de Compostela elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

(Spagna)

Parque Eólico Santiago Produzione di energia 3.606.000 euro 25,00 Enel Unión Fenosa 25,00de Barbanza SA de Compostela elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

(Spagna)

Parque Eólico La Coruña Produzione di energia 2.854.750 euro 30,16 Enel Unión Fenosa 30,16de Malpica SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Parque Eólico Montes Madrid (Spagna) Produzione di energia 6.540.000 euro 20,00 Enel Unión Fenosa 20,00de las Navas SA elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Ufefys SL Aranjuez Produzione di energia 2.373.950 euro 40,00 Enel Unión Fenosa 40,00(Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Elenco delle imprese incluse nell’area

di consolidamento con il metodo

proporzionale al 30.06.2005



al 30.06.2005

Aes Distribuidores San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00Salvadoreños Y Compania (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabiliS. en C. de cv

Aes Distribuidores San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00Salvadoreños Ltda de cv (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili

Alpe Adria Energia SpA Udine Progettazione, realizzazione 120.000 euro 50,00 Enel Produzione SpA 50,00e gestione di linee elettriche di interconnessione commerciale

Central Parks Srl Roma Progettazione, realizzazione 63.991 euro 40,00 Enel.NewHydro Srl 40,00e gestione di sistemi idrici

CESI - Centro Milano Ricerche, servizi di prova 8.550.000 euro 40,92 Enel SpA 25,92Elettrotecnico e collaudo T.E.R.NA. - Trasmissione 15,00Sperimentale Italiano Elettricità Rete Nazionale SpAGiacinto Motta SpA

Compagnia Porto Civitavecchia Costruzione di infrastrutture 516.000 euro 25,00 Enel Produzione SpA 25,00di Civitavecchia SpA (Roma) portuali

Eneco Energia Predazzo (TN) Teleriscaldamento 1.239.510 euro 49,02 Avisio Energia SpA 49,02Ecologica Srl

Energías Ambientales La Coruña Produzione di energia 1.250.000 euro 19,40 Enel Unión Fenosa 19,40de Somozas SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Energías Ambientales La Coruña Produzione di energia 15.491.460 euro 30,00 Enel Unión Fenosa 30,00EASA SA (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Enerlasa SA Madrid (Spagna) Produzione di energia 1.021.700 euro 45,00 Enel Unión Fenosa 45,00elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Euromedia Luxembourg Lussemburgo Venture capital 44.887.500 USD 28,57 WEBiz Holding BV 28,57One SA

Gesam SpA Lucca Distribuzione di gas 28.546.672 euro 40,00 Enel Rete Gas SpA 40,00

Hipotecaria de Santa San Salvador Produzione di energia 100.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00Ana Ltda de cv (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili

Idrosicilia SpA Palermo Attività nel settore idrico 22.520.000 euro 40,00 Enel SpA 40,00

Immobiliare Foro Roma Attività immobiliare 55.000.000 euro 49,00 Enel Ape Srl 49,00Bonaparte SpA (già Ape Gruppo Enel Srl)

Immobiliare Porta Milano Attività immobiliare 100.000 euro 49,00 Enel Ape Srl 49,00Volta SpA (già Ape Gruppo Enel Srl)

Immobiliare Progetto Roma Attività immobiliare 100.000 euro 49,00 Enel Ape Srl 49,00Ostiense SpA (già Ape Gruppo Enel Srl)

Leasys SpA Fiumicino Noleggio di veicoli, gestione 77.499.400 euro 49,00 Enel Ape Srl 49,00(Roma) di autoparchi e di mezzi (già Ape Gruppo Enel Srl)

di trasporto in genere

O&M Cogeneration Inc. Montreal Produzione di energia 15 CAD 33,33 Hydrodev Inc. 33,33(Québec - Canada) elettrica da fonti rinnovabili

Parque Eólico Cabo Madrid (Spagna) Produzione di energia 1.260.712,44 euro 50,00 Enel Unión Fenosa 50,00Villano AIE elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Promociones Energéticas Ponferrada Produzione di energia 12.020 euro 50,00 Enel Unión Fenosa 50,00del Bierzo SL (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA

Elenco delle imprese collegate valutate

con il metodo del patrimonio netto

al 30.06.2005


al 30.06.2005

SIET - Società Piacenza Studi, progetti e ricerche 1.128.648 euro 41,55 Enel.NewHydro Srl 41,55Informazioni Esperienze in campo termotecnico Termoidrauliche SpA

Sotavento Galicia SA Santiago Produzione di energia 601.000 euro 18,00 Enel Unión Fenosa 18,00 de Compostela elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA(Spagna)

Star Lake Hydro St. John Produzione di energia - - 49,00 CHI Hydroelectric 49,00Partnership (Newfoundland elettrica da fonti rinnovabili Company Inc.

- Canada)

Tirmadrid SA Valdemingomez Produzione di energia 16.828.000 euro 18,64 Enel Unión Fenosa 18,64 (Spagna) elettrica da fonti rinnovabili Renovables SA


Elenco delle altre partecipazioni rilevanti

al 30.06.2005


al 30.06.2005

Centro Energia Viterbo Ricerca nel settore 260.000 euro 14,00 Enel Rete Gas SpA 14,00 Viterbo SpA delle energie rinnovabili

CO.FA.S.E. Srl Canazei (TN) Cogenerazione di energia 25.500 euro 14,00 Avisio Energia SpA 14,00 elettrica e termica

Exstream Solutions Inc. Cambridge Trasmissione di contenuti 11.940,79 USD 15,09 WEBiz Holding BV 15,09(Massachusetts multimediali e sviluppo - USA) di piattaforme

distance learning

GALSI SpA Milano Ingegneria nel settore 3.100.000 euro 13,50 Enel Produzione SpA 13,50 energetico e infrastrutturale

International Multimedia Gualdo Tadino Formazione a distanza 132.000 euro 13,04 Sfera Srl 13,04 University SpA (PG)

Janna Scrl Cagliari Attività nel settore 200.000 euro 17,00 Enel.Net Srl 17,00della telematica

LaGeo SA de cv Ahuachapan Produzione di energia 1.868.695.400 SVC 12,50 Enel Produzione SpA 12,50 (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili

MIX Srl Milano Promozione servizi internet 99.000 euro 19,50 Italia On Line Srl 9,75IT-net Srl 9,75

NDD Servizi Srl Asti Servizi di telecomunicazioni 10.000 euro 14,00 Delta SpA 14,00

Servizi Pubblici Teramo Attività nel settore idrico 1.300.000 euro 15,00 C.A.R.T. Abruzzi Srl 15,00 Teramani SpA

Elenco delle partecipazioni in imprese

in liquidazione o destinate alla vendita

al 30.06.2005


al 30.06.2005

Climare Scrl Genova - 30.600 euro 66,66 Enel Distribuzione SpA 66,66(in liquidazione)

Enel Green Power Atene (Grecia) - 58.700 euro 100,00 Enel Produzione SpA 100,00Hellas SA (in liquidazione)

Enelco SA Atene (Grecia) Costruzione, gestione 587.000 euro 50,00 Enelpower SpA 50,00e manutenzione di impianti

Hydrodev Limited Montreal Produzione di energia - - 49,00 CHI Canada Inc. 48,90Partnership (Québec - Canada) elettrica da fonti rinnovabili Hydrodev Inc. 0,10

Pragma Energy Services Londra - 2 GBP 100,00 Pragma Energy SA 100,00Ltd. (in liquidazione) (Regno Unito)

Q-Channel SpA Roma - 1.607.141 euro 24,00 Enel Ape Srl 24,00(in liquidazione) (già Ape Gruppo Enel Srl)

So.l.e. Milano H Scrl Roma - 10.000 euro 70,00 Enel Sole Srl 70,00(in liquidazione)

Teggs SpA Vibo Valentia - 100.000 euro 40,00 WEBiz Holding BV 40,00(in liquidazione)

Nel seguito viene riportato il prospetto di riconciliazione del patrimonio netto e dell’utile al 30 giugno

2004 corredato dei commenti relativi alle rettifiche apportate ai saldi predisposti secondo i princípi

contabili italiani.

Prospetto dei movimenti del patrimonio netto

Patrimonio netto Conto economico 30 giugno 2004 1° semestre 2004

Milioni di euro Note Gruppo e Terzi Gruppo e Terzi

ITALIAN GAAP 22.260 2.099

Rettifiche:> Immobilizzazioni materiali e relativi ammortamenti 1 264 (66)> Costi di start-up, sviluppo e pubblicità e altre immobilizz. immateriali 2 (1.436) 66> Avviamento 3 333 328> Strumenti finanziari derivati 4 (312) 15> Altri costi del personale (per es., TFR, sconto energia, Asem ecc.) 5 (1.296) (43)> Fondi per rischi e oneri (fondi ristrutturazione, demolizione, guasti ecc.) 6 177 (64)> Altre rettifiche 7 (55) 83

Effetti fiscali delle rettifiche 929 5

Totale rettifiche al netto dell’effetto fiscale (1.396) 324

IAS/IFRS 20.864 2.423

Le principali rettifiche relative alle attività materiali sono di seguito riportate.

Gli IFRS richiedono che ciascuna componente di un immobile, impianto e macchinario, il cui costo è

significativo rispetto al costo totale dell’immobilizzazione, sia rilevata e ammortizzata separatamente.

Per le componenti significative identificate, in precedenza iscritte e ammortizzate nell’ambito di un

unico cespite complesso secondo i princípi contabili italiani, si è proceduto allo scorporo e al ricalcolo

del relativo ammortamento.

L’effetto di tale rettifica sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 è negativo per 26 milioni di euro

pari ai maggiori ammortamenti considerati.

In relazione alla voce “Terreni” i princípi contabili internazionali prevedono che essi vengano iscritti

in una classe di cespiti separata e non sottoposti al processo di ammortamento.

Per i terreni pertinenziali, in precedenza ammortizzati unitamente al cespite che insiste sugli stessi,

si è proceduto allo scorporo e alla eliminazione del relativo ammortamento, con un effetto positivo

complessivo sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 di circa 79 milioni di euro.


Allegato B

Prospetto di riconciliazione IFRS al

30 giugno 2004 e relative Note esplicative

1. Immobilizzazioni materiali e relativi ammortamenti

Secondo i princípi internazionali nel caso di dismissione anticipata di impianti o parti d’impianto

è necessario ridefinire il piano di ammortamento degli stessi coerentemente al piano di dismissione

(revisione della vita utile).

Pertanto, si è reso necessario eliminare le svalutazioni effettuate in precedenza e rideterminare

il nuovo piano di ammortamento. Tale impostazione ha comportato una rettifica positiva sul patrimonio

netto al 30 giugno 2004 di circa 96 milioni di euro.

Gli IFRS richiedono che gli oneri di smantellamento e ripristino dei siti produttivi da sostenersi al termine

dell’attività produttiva vengano stimati e iscritti al loro valore attuale tra le immobilizzazioni materiali

e sottoposti al processo di ammortamento.

Corrispondentemente tali oneri devono essere rilevati fra i fondi rischi e oneri, adeguando annualmente

il valore attuale per la componente finanziaria. Si è proceduto alla rideterminazione dei valori contabili

in quanto i princípi italiani non prevedono né l’attualizzazione dei fondi, né la capitalizzazione

dell’onere previsto.

L’effetto di tale rettifica sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 è negativo per circa 16 milioni di euro.

La capitalizzazione di alcune tipologie di immobilizzazioni immateriali non è più ammessa dagli IFRS;

pertanto si è proceduto, in sede di First Time Adoption, allo storno dei valori riconducibili a costi di

costituzione, costi di start-up e spese di pubblicità.

Tale rettifica ha comportato un decremento del patrimonio netto al 30 giugno 2004 di circa 57 milioni

di euro.

La capitalizzazione, prevista da una specifica norma di legge, dell’onere per contributo straordinario

al Fondo Previdenza Elettrici, già corrisposto in tre annualità negli esercizi 2000-2002, non è più ammessa

dai princípi contabili internazionali che prevedono, per i piani pensionistici a contribuzione definita, la

rilevazione a Conto economico sulla base delle quote contributive corrisposte in ciascun esercizio.

L’impatto di tale rettifica sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 è negativo per circa 1.379 milioni di euro.

L’avviamento non è più soggetto al processo di ammortamento ma sottoposto periodicamente

a un processo di valutazione (impairment test).

Come previsto dall’IFRS 1, il valore netto contabile dell’avviamento risultante dal bilancio redatto

secondo i princípi contabili italiani alla data di transizione è periodicamente sottoposto a impairment

test e non assoggettato al processo di ammortamento.

L’avviamento relativo ad acquisizioni di partecipazioni dell’area extra euro è adeguato ai fini IFRS

ai cambi di fine periodo.

L’effetto complessivo sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 è positivo per 333 milioni di euro.

2. Costi di start-up, sviluppo e pubblicità e altre immobilizzazioni immateriali

3. Avviamento

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.

Gli IFRS fissano specifiche regole per la contabilizzazione di tali derivati che si differenziano da quelle

previste dai princípi contabili italiani.

In particolare, per i derivati di copertura dei rischi di variabilità dei flussi finanziari futuri attribuiti

a un’attività, passività o transazione futura (Cash Flow Hedge), i principali impatti sono riscontrabili:

> nell’iscrizione a Stato patrimoniale del fair value della posta attiva/passiva “derivato”;

> nell’iscrizione della riserva per coperture di Cash Flow, per la parte efficace della copertura;

> nell’imputazione a Conto economico della parte inefficace della copertura.

Con riferimento ai derivati di copertura dei rischi di variabilità del fair value dell’elemento coperto

costituito da un’attività o una passività iscritta in bilancio (Fair Value Hedge su tassi d’interesse),

i principali impatti sono riscontrabili:

> nell’iscrizione a Stato patrimoniale della posta attiva/passiva “derivato” al suo fair value;

> nell’imputazione del delta fair value attribuibile al rischio coperto a rettifica della posta coperta.

Tale impostazione ha prodotto un effetto negativo sul patrimonio netto al 30 giugno 2004

pari a 312 milioni di euro.

Gli IFRS individuano tra le varie tipologie di benefíci ai dipendenti i “Benefíci successivi al rapporto di

lavoro”. Essi rappresentano i benefíci dovuti ai dipendenti dopo la conclusione del rapporto di lavoro.

Nei programmi a benefíci definiti il rischio attuariale (che i benefíci siano inferiori a quelli attesi) e il rischio

di investimento (che le attività investite siano insufficienti a soddisfare i benefíci attesi) ricadono

sull’azienda e non sul dipendente. Pertanto, è necessario iscrivere il valore attuale finanziario-attuariale

della passività prevista e i costi e proventi relativi, compresi oneri finanziari e utili e perdite attuariali.

Per i programmi a benefíci definiti che caratterizzano il Gruppo Enel, individuati nelle prestazioni

connesse a TFR, Indennità per Mensilità Aggiuntive (IMA) e Indennità Sostitutiva del Preavviso, Premio

Fedeltà, Previdenza Integrativa Aziendale (PIA) e Sconto Energia (energia a tariffa ridotta), si è proceduto

pertanto a:

> iscrivere e valorizzare ex novo:

- Passività per Sconto Energia;

- Passività per Premio Fedeltà.

> recepire i diversi criteri di valorizzazione di:

- Trattamento Fine Rapporto;

- Fondo IMA e Indennità Sostitutiva del Preavviso;

- Fondo PIA.


4. Operazioni in strumenti finanziari derivati

5. Benefíci ai dipendenti

La differenza di maggior rilievo è rappresentata dalla rilevazione della passività connessa allo Sconto

Energia concesso ai dipendenti in servizio e in quiescenza, pari sul patrimonio netto al 30 giugno 2004

a circa 961 milioni di euro.

Le altre rettifiche sopra menzionate hanno comportato un effetto negativo sul patrimonio netto

al 30 giugno 2004 per circa 335 milioni di euro.

Per gli IFRS le stock option attribuite ai dipendenti sono valutate in base al loro fair value al momento

dell’assegnazione. Il costo delle opzioni assegnate, rappresentato dal fair value, si rileva a Conto

economico lungo il periodo di maturazione del diritto (vesting period) con contropartita a una

specifica riserva del patrimonio netto; pertanto l’impatto sul patrimonio netto complessivo è nullo.

I princípi contabili italiani non prevedevano la rilevazione a Conto economico di tali effetti.

Gli IFRS prevedono che i fondi rischi e oneri devono essere rilevati solo quando sussiste un evento

passato vincolante e l’impresa non ha alcuna realistica alternativa all’adempimento dell’obbligazione.

La rettifica si riferisce alla eliminazione del fondo guasti, fondo demolizioni impianti e fondo

ristrutturazioni aziendali i quali non possedevano tali caratteristiche, per un ammontare pari a circa

225 milioni di euro sul patrimonio netto al 30 giugno 2004.

Inoltre, per le passività oggetto di accantonamento aventi una scadenza temporale differita devono

essere considerati, secondo gli IFRS, gli effetti dell’attualizzazione, a differenza di quanto previsto

dai princípi contabili italiani.

La rettifica al 30 giugno 2004 comprende inoltre, per 48 milioni di euro, l’integrazione dell’onere per

bonus share di Terna commisurato al valore di mercato delle azioni stesse.

L’effetto complessivo sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 è positivo per 177 milioni di euro.

Nel complesso determinano un impatto negativo sul patrimonio netto al 30 giugno 2004 pari

a 55 milioni di euro e si riferiscono principalmente all’attualizzazione di crediti e debiti a lunga durata

e allo storno di imposte differite.

6. Fondi per rischi e oneri

7. Altre rettifiche

La relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2005 è stata approvata dal Consiglio

di Amministrazione di Enel SpA nella riunione dell’8 settembre 2005.

160 > 161 RELAZIONE SEMESTRALE 30 GIUGNO 2005

Approvazione della relazione semestrale

consolidata al 30 giugno 2005

Relazioni

Enel S.p.A. e Gruppo ENELRelazione della società di revisione

30 giugno 2005

2

Glossario

166 > 167 Glossario RELAZIONE SEMESTRALE 30 GIUGNO 2005

Unità generatrice di flussi finanziari: più piccolo gruppo identificabile di attività che genera flussi

finanziari in entrata ampiamente indipendenti dai flussi finanziari in entrata generati da altre attività

o gruppi di attività.

Sostituto del costo: importo utilizzato come sostituto del costo o del costo ammortizzato a una data

predeterminata. I successivi ammortamenti devono essere calcolati in base alla presunzione che l’entità

aveva inizialmente rilevato l’attività o la passività a tale data predeterminata e che il costo coincideva,

sempre in tale data, con il sostituto del costo.

Attività operativa cessata. Un componente di entità che è stato dismesso o classificato come

posseduto per la vendita e:

> rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività;

> fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo

di attività o un’area geografica di attività;

> è una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita.

Le continuing operations si riferiscono alle attività non cessate e non destinate alla vendita.

Valore equo: corrispettivo al quale un’attività può essere scambiata, o una passività estinta, in una

libera transazione fra parti consapevoli e disponibili.

Perdita durevole di valore: ammontare per il quale il valore contabile di un’attività eccede il valore

recuperabile.

Rappresenta il tasso di ritorno atteso dall’azionista ed è valutato incrementando il rendimento delle

attività prive di rischio con il premio aggiuntivo atteso dagli investitori nel capitale di rischio dell’impresa.

Valore d’uso: valore attuale degli stimati flussi finanziari futuri che ci si attende deriveranno dall’uso

continuativo di un’attività e dalla dismissione alla fine della sua vita utile.

Rappresenta la media ponderata del costo delle forme di finanziamento, capitale di rischio e debito,

presenti nella specifica impresa, generalmente calcolata sulla base di una struttura finanziaria corrente

o ideale di lungo periodo.

Cash-generating unit

Deemed cost

Discontinued

operations

Fair value

Impairment loss

Ke

Value in use

Weighted Average

Cost of Capital

(WACC)

Enel

Società per azioni

Sede legale in Roma

Viale Regina Margherita, 137

Capitale sociale

Euro 6.103.521.864

interamente versato

Codice Fiscale e Registro Imprese

di Roma n. 00811720580

R.E.A. di Roma n. 756032

Partita IVA n. 00934061003

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Revisione testipostScriptum - Roma

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StampaTipar - Roma

Finito di stamparenel mese di novembre 2005su carta ecologica riciclataFedrigoni Symbol Freelife

Tiratura: 500 copie

Pubblicazione fuori commercio

A cura della Direzione Comunicazione

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